冷43块稠油油藏氮气泡沫调剖实验研究

在模拟辽河冷43块稠油油藏的烧结模型上进行了氮气泡沫调剖实验研究。起泡剂LH 1溶液与氮气质量比为1∶1,驱替流量按相似条件求出,驱替程序包括:饱和地层水,水驱,氮气泡沫驱,后续水驱。常压下在均质模型中注入起泡剂溶液和氮气时,阻力因子随LH 1浓度增大而增大,随温度升高而略减小,在30、60、80℃下,0.5%LH 1浓度时分别为5.81,5.78,5.67;后续注水时残余阻力因子随温度升高略有减小,在以上3个温度下分别为1.83,1.78,1.68。在非均质模型上,在围压高于内压2MPa条件下,高渗低渗层流量比在水驱时为3.00～3.17,注入1.0%LH 1溶液和氮气时下降至1.44～1.67,后续水驱时回升至2.08～2.23;常压(0.1MPa)、60℃或80℃下该组流量比值相差不大;60℃、压力0.1、10、20MPa下的该流量比,注剂时分别为1.44,1.63,1.67,后续水驱时分别为2.08,2.08,2.13。两组实验结果表明:LH 1的浓度宜选择0.5%～0.6%;同时注入起泡剂溶液和氮气可在岩心中产生泡沫,泡沫先进入高渗层,起调剖和使后续泡沫流和水流转向的作用;在高压下泡沫仍具有这种调剖和使流体流转向能力,只是略有减弱。表2参4。

特重原油油藏微生物采油试验

辽河油田冷 43块油藏所产原油含胶质沥青质 37%～ 42 % ,含蜡 5 % ,粘度 9.6～ 43Pa·s(5 0℃ ) ,密度 0 .96 0～ 0 .975 g/cm3 ,已超出了国外某些标准规定的微生物采油适用范围。用优选的适应温度范围为 40～ 6 0℃的两种菌假单胞菌 (Pseudomonassp .)LH 18和短杆菌 (Brevibacteriumsp .)LH 2 1的等量混合物、培养基 ,分别与该区块5口油井所产原油在 48℃摇床发酵 48小时 ,使原油粘度降低 2 6 %～ 6 5 % ,发酵液表面张力下降 10 %～ 19% ,pH值由中性变为弱酸性 ,表明在原油发酵过程中有表面活性物质和酸生成。在该区块蒸汽吞吐效果很差的同层位 5口井的近井地带注入营养液和混合菌液 ,共 7井次 ,单井一次注入菌液 0 .5～ 1.2t,注入后采用机械抽油。 5口井中有 3口井既增产油又减产水 ,1口井 (间开井 )连续生产。这 4口特重油井单井微生物吞吐试验获得成功。另 1口井产液量和产水量均大幅度上升 ,增产油量极微。同一层位的 5口井微生物采油效果相差很大 ,特别是微生物疏通出水层或通道 。

构造应力场在巨厚稠油油藏开发中的应用

以辽河盆地冷４３断块需要压裂投产的深层巨厚稠油油藏为例，运用井壁崩落、水力压裂、岩心分析等方法确定该油田最大水平主应力方位和大小，为该类油藏压裂裂缝延伸方向的预测和油田开发井网的合理部署奠定了基础，也为类似油藏的高效合理开发提供了理论依据。