低渗稠油油藏迭代降黏剂驱技术及应用

针对低渗稠油油藏降黏剂驱易形成高黏阻滞带,阻碍驱替能量有效传导的问题,提出迭代降黏剂驱技术,借助岩心流动物理模拟实验及矿场应用效果分析,评价该技术实施效果,分析各主控因素的影响规律。结果表明:迭代降黏驱技术宜采用大排量高速突破阻滞带,后用适中排量的长时间稳定降黏剂驱方式;实验条件下对于高黏阻滞带突破速度宜选择1 mL/min,闷井时间可取24 h,后续稳态注入速度可取0.5 mL/min,确保降黏剂与储层稠油充分乳化分解重质组分,也借助注入流体能量扩大波及系数;迭代降黏剂驱较常规水驱、常规降黏剂驱采收率提高分别达18.99%、13.19%。实施迭代降黏驱后3口受效井产能分别较措施前提高到1.6、2.5和2.8倍。研究成果可为迭代降黏剂驱技术的方案设计提供借鉴。

低渗稠油油藏热采效果影响因素分析及水平井优化

以剖析低渗稠油油藏是否适合水平井热采方式开发为目的,探讨储层物性对热采效果影响的同时,重点对低渗稠油油藏热采的井型及热采水平井水平段长度展开优化研究。利用热采数值模拟方法,分别建立了低渗中黏、高渗高黏、中渗高黏、高渗中黏等4种不同油藏类型的油藏均质模型,以热采周期生产油汽比和累计产油量完成特征指标对比。结果显示,低渗稠油油藏除渗透率外,其他条件都符合热采标准,并且综合因素流度对其影响效果更大。对于低渗中黏稠油油藏而言,水平井单井平均日产油量是普通直井的1.53倍,水平井开发效果更好。尤其是水平井技术在应用过程中,不会发生中高渗、高黏度稠油油藏的末端效应,水平井可以均匀注汽。低渗稠油油藏合理水平井应用长度在300～400 m效果最佳,得出最佳水平井应用方案。

低渗稠油油藏蒸汽吞吐合理开发井距的确定——以叙利亚O油田为例

以叙利亚O油田SH_B油藏为例,研究了低渗稠油油藏蒸汽吞吐开采时考虑变启动压力梯度影响的有效动用范围和合理开发井距。首先采用驱替实验测定不同渗透率、不同原油黏度条件下油相的启动压力梯度,确定启动压力梯度与流度呈幂函数关系;然后基于水平井焖井结束后,开井生产时的水平井沿程温度变化和建立的黏温关系,首次揭示了水平井沿程的变启动压力梯度分布特征。在此基础上,建立考虑变启动压力梯度的数值模型,通过数值模拟,研究低渗稠油油藏蒸汽吞吐开采时考虑变启动压力梯度的油藏有效动用范围,论证了油藏合理开发井距,为O油田SH_B油藏蒸汽吞吐开发方案编制提供了依据。

低渗稠油油藏CO_(2)表面活性剂复合吞吐开发——以克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为例

克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为低孔低渗稠油油藏,储集层物性差,注水开发产量递减快,地层能量保持程度低,后油井全面关停。近年来重新压裂复产,初期效果显著,但产量递减率高。为解决油井低产低效的问题,开展CO_(2)表面活性剂复合吞吐技术研究,并进行提产试验。在增油机理实验的基础上,应用多组分油藏数值模拟技术,对CO_(2)表面活性剂复合注入方式及参数进行优化;建立了增产油量随不同吞吐周期注入量、注气速度、焖井时间、开采强度等参数变化的响应关系,确定了复合吞吐的最佳注入参数。矿场实施后,单井自喷达240 d,增产原油630 t,补充地层能量、改善流动性的效果显著,可供同类油藏开发参考。

低渗稠油油藏热采效果影响因素分析及水平井优化

低渗稠油是一种比较特殊的油藏类型,这种油藏的开发难度较大,相比于传统的直井,水平井更加适用于低渗稠油的开采。因此,文章以低渗稠油油藏的特点为研究基础,分析能够对其热采效果产生影响的相关因素,研究水平井这种开采方式能够有效适用于低渗稠油油藏开发,并找到更加科学合理的水平井优化方案。

低渗稠油油藏室内驱油效率试验方法研究

以辽河油田某低渗稠油区块为对象,对低渗稠油油藏室内驱油效率试验的方法进行了深入研究,考察了各试验条件对含油饱和度和驱油效率的影响,从而找到适合低渗稠油油藏驱油效率试验的条件及方法。研究结果表明,常规饱和油方式已不适合低渗稠油油藏,提高饱和油温度、降低饱和油速度、增加饱和油老化时间有利于试验岩心含油饱和度接近真实油藏,从而使驱油效率接近于实际采出程度。

深层低渗稠油有效开发方式

超深层低渗稠油油藏具有地层压力高、原油粘度高以及渗透率低等特点,常规注蒸汽热采降粘效果差、单井产能低,油藏开发难度极大。物模实验及数值模拟计算表明:开发初期高地层压力条件下采用CO2吞吐,后期地层压力下降转为DCS协同作用可有效解决深层低渗稠油降粘困难的问题;压裂改造可大幅度降低低渗导致的高启动压力梯度,有效提高稠油在油藏中的渗流能力。压裂辅助CO2吞吐开发方式在矿场应用中取得了良好效果。

深层低渗稠油径向钻孔储层敏感参数研究

深层低渗稠油油藏具有地质条件复杂、储量丰度低、经济效益差等特点,采用常规稠油热采或冷采工艺均无法实现有效动用,考虑径向钻孔技术具有定层位、定方位、定深度等技术优势,建立基于径向钻孔方式下的数值模拟模型,开展储层敏感参数间相互关系研究,最终建立径向钻孔模型下的开发技术界限筛选图版,为后期能否顺利实施径向钻孔提供合理筛选标准。

低渗稠油化学剂辅助二氧化碳吞吐技术研究与应用——以L油田为例

为了解决低渗稠油油藏由于天然能量衰竭快、原油黏度高流动性差、储层水敏等原因导致的产量快速递减问题,以L油田为例开展了化学剂辅助二氧化碳吞吐技术研究。结果表明,利用特色化学剂溶蚀孔隙填充物减少储层水敏伤害,降黏剂高效提高原油流动性和洗油效率,再配合液态二氧化碳规模吞吐补充地层能量、驱替原油,具有疏通孔喉、降黏、洗油、补能的综合作用,可实现提高油井产能的目的。该技术在L油田累计现场实施7口井,累计增油6000.0 t,为L油田深部挖潜、提高剩余油动用程度提供了新的技术手段。

现河油区低渗稠油储层压裂可行性及裂缝导流能力研究

现河油区低渗稠油储层地质储量大、动用程度低,因其储层岩性具备低渗致密砂岩和稠油疏松砂岩的双重属性,开发难度异常大。为解决此类开发难题,结合脆性指数与断裂韧性,建立模型计算该类储层的可压指数,并针对区块内已进行压裂改造的油井测算拟合,确定了可压指数的临界值,判断W152储层具备压裂可行性。同时进行低渗稠油储层条件下的裂缝导流能力评价实验,明确了裂缝在W152储层岩性条件下的导流能力,并对支撑剂、铺砂浓度等参数进行了优选,并通过灰色关联法对各因素对裂缝导流能力的影响程度进行了研究,最后通过数值模拟进行了导流能力对产能的影响,确定了施工参数对导流能力以及导流能力对产能的影响规律。

关于低渗稠油油田提高采收率的方法

开水类气的三以研究注分析表面活性剂驱,表面活性剂会降低油水界面张力和改善岩石润湿性,从而达到提高采收率的效果。

浅谈低渗稠油油井生产管理的措施

随着社会生产的发展,对石油的需求不断增加。因此,一些低渗透稠油油藏的开发价值在油田开发中得到了体现。但由于稠油开采难度大、效率低,有必要开发一套适合低渗油井日常生产管理的系统和措施,从而有效提高开发利用价值。针对低渗透稠油井的生产特点,探讨稠油井生产管理措施的优化设计,只有这样才能提高低渗透稠油井的生产管理水平和经济效益。

化学强化冷采在深层低渗稠油中的研究与应用

王146区块属深层低渗稠油区块,该区块油藏埋藏深(>1700m)且储层渗透率低(平均120×10^(-3)um^3),原油在地层下(87℃)粘度约300mPa·s。开发中存在的问题主要有:地层原油粘度高,储层渗透率低,常规冷采产能低;储层埋藏深,注汽压力高,注汽质量差,热采开发效果不理想。针对王146区块开发存在的问题,研究攻关了化学强化冷采工艺来实现该区块的有效动用。新研制的化学剂兼具油溶性降粘剂及表面活性剂的特点,具备经济高效的优点,能够实现低剂量高幅度降低王146区块原油粘度,同时新型化学剂能够有效降低王146原油在砂岩上的粘附功,大幅度提高洗油效率。通过配合使用气体增能技术,增加近井地带渗流压差,实现王146块低渗油藏的较高液量开发,此外气体与化学剂协同产生泡沫调剖作用可以有效扩大化学强化冷采的动用范围。研究配套的化学强化冷采工艺可以实现王146区块经济高效的开发动用,同时为开发矛盾相类似的低产稠油油藏提供一种新的工艺选择。

低渗透稠油微波原位加热开采数值模拟研究

针对低渗透稠油油藏开采过程中储层注入能力低、热损失高、水资源消耗大等问题,采用数值模拟对微波加热稠油开采技术进行研究,通过建立电磁-传热-流动多物理场模型,明确了微波加热稠油的降黏作用和传热机理。研究结果表明:稠油油藏微波加热后可分为电磁穿透区、多孔介质传导区和未加热区3个区域;最佳辐射频率为2450 MHz,增加功率可快速提高地层温度;为了避免井筒附近出现过热现象,应采用降功率的阶梯式加热模式;水力压裂裂缝可有效改善低渗透油藏的渗流通道,可与微波加热协同开采稠油油藏。该研究可为低渗透及高黏度稠油的开发提供借鉴。

低渗透稠油油藏蒸汽吞吐开发储量动用界限

在储层改造基础上进行蒸汽吞吐是低渗透稠油油藏的可行开发方式,探究开采过程中不同条件对储层原油流动能力的影响,并定量确定储量动用范围的变化规律,可为此类油藏的有效开发提供科学依据.分析基于蒸汽吞吐过程中的温度剖面变化和储量动用过程,定量描述了储层中原油流动能力的变化规律,建立了反映低渗透稠油油藏热采储层中渗流特点的数学模型,计算得到低渗透稠油油藏注热开采后压力分布及产量的分段式变化规律;提出通过原油流动及储量动用的极限动用半径、易流动半径和经济有效动用半径,来刻画低渗稠油储层注热开采后储量动用特点;通过研究不同动用半径的非线性变化规律,得到不同开采条件下的储量有效动用范围,为低渗透稠油油藏蒸汽吞吐热采开发合理井网设计提供关键参数.

低渗浅薄层稠油油藏水平井注氮技术研究

为了研究低渗浅薄层稠油油藏水平井注氮技术,以某区块为例,探讨了氮气辅助蒸汽吞吐的机理,并利用数值模拟方法优化设计了注氮参数。结果表明:氮气辅助蒸汽吞吐的作用机理主要包括隔热作用、增能作用、助排作用和解堵作用;随注氮量的增加,累积产油量逐渐增加,但是相对增油量、相对换油率和折算油汽比逐渐减小,最佳的混注比为60∶1左右;太早或太晚注氮效果不佳,宜从第4周期开始每间隔一个周期注氮气;采用大段塞且先注氮气后注蒸汽的注氮方式效果最好。

低渗高凝稠油油田掺稀油降黏探索与实践

牛心坨高凝稠油油田原油含蜡量高、凝固点高、黏度高，目前采用注水开发，主体采油工艺为闭式热水循环。通过室内实验，分析研究了掺稀油井筒降黏工艺在牛心坨油田的适应性。结果表明，掺稀油降黏工艺能够满足牛心坨油田油井生产要求，可提高泵效，油井产液量、产油量有一定程度提高。现场试验结果表明，开展牛心坨油田工艺转换研究对保证牛心坨油田有效开发、保持产量稳定具有十分重要的意义。

东营组防砂配套模式的研究与应用

本文通过分析了油田出砂机理及出砂现状,研究了东营组构造南部位、边部低渗稠油的防砂配套模式,并阐述了其应用效果。