当前我国稠油开发技术的剖析研究

近几十年以来,伴随着国民经济的快速进步,我国能源安全问题也逐渐被社会所重视起来。如何更好的保障我国油气的生产、技术储备,如何更好的利用我国现已探明的油气储量,成为了研究人员需要关注的重点问题。稠油油藏是一种在我国储量比较丰富的油气资源,其不仅可以直接作为燃料进行使用,也可以通过炼化生产出塑料、橡胶等多种工业制品以及化肥等农业用制品。

新时期我国非常规油气开发二氧化碳压裂技术的分析

非常规油气田的开发以及开采技术自上个世纪末从国外传入我国之后,在短短的几十年之间已经发挥了巨大的作用。作为低渗透油田的一种,非常规油气田的储层不同于常规的砂岩和碳酸盐岩、火山岩裂缝,而是多成藏在碳质泥岩之中,其储层渗透性较差、孔隙度也较低,油气丰度较低、单井产能较弱。我国的非常规油气田遍布各个地区,其中以四川盆地的涪陵地区最有代表性,濮阳油田、延长油田、新疆油田也有所涉猎,一般具有以海相盆地含气为主、上气下油、自生自储的地点。在非常规油气田的开发过程当中,主要应用的方式有压裂、酸化技术,而作为压裂技术,也同时分为水力喷射、二氧化碳压裂技术、加沙压裂、高砂比等具体技术分类。笔者作为一名长期从事油气田开发的研究人员,针对我国非常规油气开发技术进行了大量的文献调研,尤其是对我国新时期非常规油气的二氧化碳压裂技术的应用进行了广泛的涉猎,与此同时,结合自身多年工作、学习经验,希望能够对技术当前的研究进展做一个具体的归纳总结,并希望可以为未来更加成熟的研究带来更多的帮助。

海上油田水驱开发注水压力优化

渤海B油田经过长期注水开发,注水压力逐渐上升,注水量不断下降,同时,酸化解堵效果变差,有效期变短,导致油田长期欠注,地层压降大,产量递减快。在实际注水过程中,注水井近井地带会形成一定污染,造成额外的附加压降,目前执行的注水压力界限是早期注水开发时的设计值,已不能满足当前的注水需要,亟需开展注水压力优化研究。因此,引入附加压降理论,运用流体力学原理计算实际注水压差,推导出理论无因次吸水指数,进而求得理论注水压差,并通过压降试井及酸化解堵效果来验证附加压降计算值的准确性,最终得到合理的注水压力,为油田提压注水提供依据。结合现场设备条件,在渤海B油田实施了23井次提压注水,在节省酸化解堵费用的同时,也取得了较好的增注稳油效果,为提高油田最终采收率提供保障。

异常高温低渗油气藏举升工艺技术研究——以渤中25-1油田沙河街油组为例

根据BZ25-1油田沙河街异常高温高压低渗的特点,立足于生产实际,分析异常高温高压低渗油藏转抽后举升工艺在生产中存在的泵故障率高、检泵周期短等主要问题,通过优化电潜泵举升工艺、设备耐温级别等参数,提高了异常高温高压低渗油藏电潜泵适应性、稳定性,为沙河街油组规模转抽积累了经验。

异常高压低渗油藏注水开发实践与认识——以BZ25-1油田沙二段为例

渤海海域的渤中25-1油田沙二段为异常高压低渗油藏,油田在实际开发过程中由于受储层异常高温高压低渗特点影响,开发效果不理想。文章针对低渗油藏开发生产过程中存在的问题,通过沙二段低渗油藏合理注采井距、注水时机、注水先导试验、配套工艺技术等多方面研究,制定了针对异常高压低渗油藏切实可行的治理对策,实现了沙河街油藏注水开发,达到改善低渗油藏开发效果。

递减率计算新方法及在调驱评价中的应用——以渤海Q油田为例

油田调驱措施与其他增油措施同时实施时,调驱增油与其他措施增油难以准确判断。为此,基于乙型水驱曲线推导出适用于稳定水驱阶段的定液量条件下的理论递减率计算方法,并通过Q油田两口井实例应用分析,说明该方法具备较好适用性,同时可为调驱增油和其他措施增油进一步量化劈分提供借鉴。

海上B油田管输受限下的综合治理研究

B油田为海上常规窄河道稠油油藏。近几年,随着油田含水上升,提液作为稠油油藏高含水期有效的增产方式,不断地冲击着油田的管输上限。为解决这一问题,从平台和生产井2方面进行优化调整,通过扩建和改造平台生产设施,优化井口注入压力,调整地面注水管线,有效应对了管输限制对油田开发的影响,保障了油田的稳定开发。