油田采油工程技术的发展与展望

油田采油工程技术的发展与展望

根据油藏地质特征、原油性质、区域分布等综合因素，已开发的油田分为六种类型：整装结构油藏、中高渗透油藏、低渗透性油藏、特殊岩性油藏、稠油断块油藏和海上油藏。作为油田开发链条中的重要环节之一,采油工程系统紧密结合不同油藏的需求,加强科研攻关与技术配套,发展并形成了适应不同类型油藏、具有胜利特色的采油十大工程技术系列,包括油气层保护、油气井防砂、机械采油配套、压裂酸化配套、水平井完井采油、稠油热采配套、浅海采油、堵水调剖、三次采油、石油微生物等,为油田稳定发展提供了有力的技术支撑。1中高产油储油藏新技术的整合与新技术的整合是基于中高产油挤出系统的商业监督新技术的集合1.1分层注管柱和分注系统的应用,实现了本理念在井Efficientlystratifiedinjectiontechnology根据油藏条件、井况、水质不同以及结垢腐蚀等情况,及注水压力、温度等条件,结合各种分层注水工艺管柱的结构、特点、适用条件,研究了不同油藏条件下的分层注水工艺。针对不出砂常规常压油藏及高温高压深井注水油藏,分别研究了补偿式和锚定补偿式分层注水工艺;在疏松砂岩出砂油藏,如果轻微出砂采用组合扩张式分注管柱,严重出砂则采用分防分注一体化管柱;定向井开发油藏,采用大通径防砂二次完井分层注水管柱;套变缩径严重的井,采用缩径井分层注水工艺;薄夹层分注开发油藏,采用集成式细分注水管柱。同时开发了封隔器在线验封、集成测调等配套技术,针对污水结垢、腐蚀问题研究应用了水质改性工艺,水质符合率达88.5%。锚定补偿式分层注水管柱主要由补偿器、水力锚、Y341G封隔器、ZJK配水器等工具组成,管柱上部锚定、下部支撑,能有效克服管柱的蠕动;补偿器能有效补偿管柱温度和压力效应下的伸缩;防突机构阻止和限制了密封件发生的应力松弛现象,密封压差提高到40MPa以上;氰化丁腈橡胶胶筒耐温达到160℃;管柱寿命达3年以上。细分层系液控注水工艺,通过地面液控管线控制井下注水分层封隔器的胀封和收缩,实现了分层的主动控制,提高了可靠性。可实现大排量宽流道全井反洗井功能,实现套管内分4层分层防砂分层注水,密封压差达30MPa,分层合格率可达90%以上。1.2压裂防砂一体化技术压裂防砂技术通过在疏松砂岩地层压裂形成充填密实的短宽裂缝,穿透井底污染带,使疏松砂岩油藏流体流态由平面径向流转变为双线性流,大大降低井底生产压差及液体流动速度,达到控制地层出砂的目的,且能提高近井油层的渗透率,从而具有明显的油井增产作用和降低稠油热采注汽压力的作用,防砂综合效果好。施工工艺上,在传统采用先压裂、后下防砂管柱环空充填的分步压裂防砂施工应用的基础上,成功开发出压裂防砂一体化技术,采用一趟管柱将压裂防砂工具和器材一次下入井中,进行压裂和环空充填,实现了压裂工艺与防砂工艺有效集成;配套优化设计及裂缝控制技术、清洁携砂液体系等,整体提高了压裂防砂效果,较好地解决了低产能疏松砂岩油藏、稠油出砂油藏的防砂难题。挤压充填防砂工艺可对直井、水平井的单油层、多油层进行地层挤压和环空充填施工,一次管柱能完成多个油层的分层挤压充填,且在不必关闭套管闸门的情况下,封闭其他层而选择性地对目的层进行挤压,突破近井地带污染,挤压完成后再环空充填,可避免层间窜通,解决纵向上不同渗透率油层的有效防砂难题,具有施工周期短、节约施工成本和有效期长的优点,成为疏松砂岩油藏开发中后期主导的防砂技术。1.3调剖剂分复杂海上油田位于浅海海域,主要采取井组平台的模式开发。由于受淡水资源和输送条件的限制,注入水为过滤海水,海水的矿化度高,离子成分复杂,对调剖剂的性能影响较大;采油平台多余的空间小,制约了调剖工艺的实施。为此研制出海水基速溶乳液聚合物体系,并形成了稳定的中试生产工艺,体系既具有良好的稳定性,又易于反相,能在20min内完全溶解,可进行在线注入,完成在线调剖实施方案优化、海上平台在线注入流程设计、加工、试注及安装后,在埕岛CB6C平台2口井开展试验,注入压力由3.5MPa上升至4.5MPa。1.4钻井套损检测及回收技术研究应用了爆炸整形、机械整形、套变井快速打通道、长井段套管密封加固、热采井套管预应力加固、错断井扶正补接修复、膨胀管补贴修复、小套管二次固井等套损井治理配套技术,形成修复后分层注采技术,同时引进先进的光纤传输井下电视检测设备,套损井治理规模与水平进一步提高。光纤传输井下电视套管检测技术,2004年引进的美国DHV公司的光纤传输井下视像系统,不仅可以实施套损井检测,辅助其他手段还可以进行产液剖面等工程测井。可以提供清晰、连续、实时的井下图像,并可以提供井深、井下落物尺寸、套管尺寸等数据,为分析井下套损状况、制定修复措施提供了更加准确的依据。研制的液压快速打通道工艺解决了制约油水井缩径变形修复的瓶颈问题。液压整形工具采用地面液压作为动力,通过井下工具将20MPa液压力转化成向下的860kN整形力,且可实现长井段连续整形,与常规机械整形工艺相比具有成功率高、施工周期短、经济效益显著等优点;研制的2种长井段密封加固工艺,实现了长井段套损井的可靠修复,一次可以实现18m以上井段密封加固,此技术施工方便,小修队设备就可施工,修复后密封压差达25MPa,满足了套损井修复后正常生产要求;引进推广了膨胀管修井技术,解决了实体膨胀管内涂层的配方及涂敷和螺纹结构设计及制造2项关键技术,补贴或加固后套管相对其他补贴方式具有更大的通径、更高的强度和更长的寿命;研制了小直径、大膨胀比封隔器,具有适应井径范围广、密封压差大的特点,形成了套损井修复后的小直径套管(∅90~102mm)的分层注采技术,可以实现两级三段分层,有效提高了套损井开发效果。1.5微生物驱油效果评价将分子微生物生态研究技术运用于微生物采油技术研究,开展了油藏条件下的微生物驱油机理、油藏微生物生态、空气辅助微生物驱油技术、内源微生物驱油技术以及微生物驱油效果评价等研究,形成了菌液筛选、性能评价和生产、细菌作用机理模拟实验、微生物单井处理、微生物驱油、外排含油污水生化处理等多项配套技术,建立了国内第1个石油微生物菌种库,掌握各种性能的菌种200余株,细菌最高生长温度达85℃,最高耐受温度高达100℃,并能耐受150000mg/L的矿化度。2稠油油藏新技术新技术2.1多效泡沫辅助热采技术Hightemperature-foamassistedthermalrecoverytechnology针对多轮次蒸汽吞吐后期周期产油量低、油汽比低、综合含水高、注入蒸汽的波及效率差等导致开发效果变差的问题,开展了多效泡沫辅助热采技术研究和试验。通过系统研究高温多效泡沫驱的机理、油藏适应性、注采参数等,在热力采油数学模型的基础上建立了多相态、多组分高温多效泡沫驱油数学模型,可为现场实施方案的优化提供技术支持;研发的性能优良的耐高温多效泡沫体系,在310℃、矿化度16000mg/L、钙镁离子含量400mg/L、气液比1∶1条件下的阻力因子达到25以上,80℃条件下同单家寺油田单十块原油界面张力为2.86×10-2mN/m,200℃条件下可提高管式模型驱替效率33.26%,350℃处理24h各项指标保持原来的90%以上。2.2超稠油开采技术胜利油区有探明未动用超稠油和特超稠油储量4185×104t,主要分布单家寺、王庄、乐安等油田,针对该类油藏黏度高、携砂能力强、注汽压力、油水层关系复杂等试采难点,从研究超稠油的化学组成、储层物性和渗流特征出发,探索影响超稠油开采效果的内、外因素,开展了增加注入热能、改善超稠油渗流能力、提高防砂及举升效率的工艺研究与集成,研究应用了超负压泡沫混排技术、高效油溶性降黏剂、二氧化碳预处理技术、挤压充填防砂、注汽采油一体化管柱等技术,研制了额定压力21MPa、注汽干度70%、注汽速度11.5t/h的亚临界注汽锅炉及井下汽水分离器,完善了高真空隔热管高效隔热技术,提高注汽干度。2.3火烧驱油技术开展了火烧驱油配套技术研究和试验,配套形成了物理模拟、火烧驱油方案设计、火烧驱油点火、注气动态实时监控、生产井动态监测、安全注气和生产等火烧驱油技术系列,2003年在郑408块进行了先导试验,取得了初步效果。胜利油田适于火烧采油的油藏储量约为8000×104t,预计技术获得突破后,可提高采收率10~15个百分点,增加可采储量(800~1200)×104t。3低渗透油藏开采新技术新技术3.1储层压裂压裂技术研究Newfracturingtechnology低渗透砂岩油藏在开发改造过成中面临的主要矛盾是:天然裂缝发育,导致压裂液的大量滤失,造成压裂早期砂堵。为改善油藏的开发效果,根据双重介质储层增产机理的特殊性,开展了天然裂缝对水力压裂压力降的影响研究,研究发现在砂岩双重介质低渗透油藏压裂过程中,随着裂缝的延伸,缝内净压力升高,已开启天然裂缝的开度会进一步增大,同时新的裂缝组系也会不断开启,给施工带来缝内早期砂堵的风险,由此研究建立了G函数诊断方法,与全三维拟合技术相结合,可定量研究压裂改造过程受天然裂缝影响压裂液滤失的变化。在定量研究天然裂缝对滤失的影响的基础上,根据不同的滤失特征采用暂堵技术在压裂过程中封堵微裂缝,降低压裂液的滤失,或采用分步加砂工艺重新建立由于压裂液滤失而变窄的流动通道,避免加砂过程中的早期砂堵。低渗透砂岩双重介质储层压裂形成了滤失诊断、压裂暂堵、分步加砂3项关键技术,解决了砂岩双重介质和砂砾岩储层压裂砂堵的难题,压裂成功率由50%提高到95%以上,在滨660、利853、史100外围、腰英台等油田累计应用超过200井次,增油超过30×104t。薄隔层双转向压裂,分层应力研究表明,多薄层一般情况隔层应力较低,产层与夹层应力相近,压裂时裂缝容易延伸进入隔层,一方面支撑剂容易在隔层铺置,影响产层内裂缝的铺置和增产效果,另一方面如果相邻水层延伸,容易导致压后产水,开发的双转向压裂技术,利用人工应力遮挡材料,在垂向裂缝的上下部形成人工隔层来控制缝高的双向延伸,可以实现隔层小于4.5m的压裂改造。3.2压裂改造技术的优势研究的VES-SL黏弹性表面活性剂压裂液,不含高分子聚合物,破胶返排彻底,对油藏基本不造成伤害,适用于低渗透油藏的压裂改造和中高渗油藏的压裂防砂。和常规的HGP压裂液技术对比,具有以下优势:100℃时,以170s-1的剪切速率剪切1h后黏度保持在120mPa·s以上;压裂液对岩心渗透率的伤害率是HGP压裂液的50%;裂缝导流能力保持率92%。VES主剂表面活性剂的使用浓度在2%~5%之间,可根据对体系黏度及耐温性能的要求进行调整。4潜山油藏开采新技术新技术4.1潜山油藏选择性完井技术Selectivecompletionandacidfracturingtechnologyinhightemperatureanddeepreservoirs潜山油藏的主要完井方式包括尾管固井射孔完井、裸眼完井、筛管完井和带管外封隔器的尾管射孔完井,这些完井方式不利于分层段采油、注水及分层段酸压、堵水等措施的实施。研究了潜山油藏选择性完井技术。该技术通过下入套管外封隔器、分级注水泥器等配套工具,对夹层段进行选择性注水泥固井,而在油层段下入套管或筛管,不固井,实现了任意井段选择性注水泥固井,避免钻井液污染油层,同时又保证了固井质量,适用于裸眼井段长、纵向上油层层数多、需要进行分段处理的砂岩油藏和油层易受污染、后期需要进行措施改造的裂缝性油藏。针对胜利油区潜山油藏地层温度高(150~180℃)、埋藏深(3500~4500m)、国内外胶凝酸耐温不高于140℃的状况,开发了新型胶凝酸体系,在150~170℃、170s-1、25%HCL条件下,剪切1h黏度保持在20~30mPa·s,破胶后黏度在3~5mPa·s之间,具有良好的耐温缓速性能,保证了酸压裂缝的深穿透和高导流能力。通过开展高温酸岩反应动力学、酸蚀裂缝导流能力等机理实验,优化交替注入酸压工艺参数,形成了配套的高温深层酸压改造技术。4.2有杆泵—超深井举升工艺Lifttechnologyofultra-deepwells针对油藏深泵挂、低液面、低产能,现有的深抽单项举升工艺不能满足超深举升的要求难题,通过开展超深井举升工艺研究,形成了有杆泵—电泵复合举升工艺,上部采用有杆泵加蓄能匹配装置,下部为电潜泵加油气分离装置。蓄能匹配装置解决了电泵连续出液与有杆泵半程出液的矛盾,使电泵与有杆泵协调工作,油气分离装置分离效率大于80%,有效解决了高气油比井举升的难题。复合举升系统下泵深度可达4500m,耐温140℃,排量30~80m3/d。5复杂结构下的新技术新技术5.1分段完井技术Completionworkoverintegrationtechnologyofhorizontalwellsinunconsolidatedsandstonereservoir在水平段裸眼内下入大通径精密微孔滤砂管实现有效防砂,滤砂管以上进行固井完井;同时根据钻遇油层状况还可利用管外封隔器进行分段防砂、分段开采。该技术与常规固井射孔后管内悬挂滤砂管防砂工艺相比具有以下优点:完井、防砂一次完成,油井完善程度高;防砂管内径较大,泄流面积大,满足大排量生产需要;分段完井为以后分层措施提供了条件,与管内封隔器等工具配套能够实现有效卡水,延长水平井开采年限;与固井射孔管内防砂完井相比,单井(按200m水平段计算)可节约费用50~60万元。针对水平井修井的需要,研制了井下打捞增力器,配套形成水平井管内滤砂管打捞技术,满足了水平井、大斜度井和特殊工艺井滤砂管等井内管柱打捞工艺的需要,已成功实施26