曙光油田蒸汽吞吐保压开采技术研究与应用

曙光油田地理上位于辽河入海口,地势低洼,全区为苇塘所覆盖。构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段,辖区面积200平方公里,是一个以稠油开发为主的复杂断块,目前常规开采方法是蒸汽吞吐。曙光油田经过近30年的开发,已进入开发后期,地层压力低、油井产能低、油汽比低、油井含水高等开发矛盾,越来越突出,油井吞吐效果越来越差,油田递减不断加大。为缓解油井吞吐效果变差矛盾,曙光油田开展了蒸汽吞吐保压增产技术研究与应用,随着保压开采工作量逐年增加,取得了较好的增产效果。

带气顶油藏气顶油环协同开发适应性研究——以A南油(气)藏为例

带气顶油藏主要依靠气顶膨胀能量开采油环,油井生产使油环压力降低容易发生气窜,造成油气资源损失。考虑合理开采气顶,并实现油气协同开发,运用油藏数值模拟方法进行了相关开发适应性研究。基于正交实验分析,影响带气顶油藏开发效果的主控因素为气顶指数、凝析油含量、地层厚度、地层倾角、垂直渗透率与水平渗透率的比值;通过对不同地质条件下不同开发方式进行全面数值模拟试验,分析各地层参数对带气顶油藏开发效果的影响规律。结果表明:随着气顶指数增加,合理开发方式由衰竭开发逐渐变为注水开发,且气顶指数增大,开发方式逐渐由面积注水转为屏障注水;高凝析油、高倾角厚层油藏宜采用注水开发方式。

凝析气藏相态特征及开发方式研究进展

凝析油气藏是在一种介于油藏和纯气藏之间的特殊油气藏,具有资源量大、品质好、采收率高、炼化工艺简单等优点。凝析气藏在全球分布范围广,但因其独特的反凝析现象和相态特征,在制定开发方案时始终存在一系列的难题。本文总结凝析气藏形成条件,明确成藏过程中随着温压系统变化凝析气藏的相态变化规律以及分布模式。以全球大型的凝析气藏为例,分析了典型凝析气藏的分布规律、主要层系、储层类型、气体组分以及形成的主控因素。针对凝析气藏特殊的相态特征和温压条件,综合分析各类开发方式的适用条件以及优缺点。该研究为塔里木盆地塔中北坡地区凝析气藏的勘探开发提供了技术和理论支持。

CQ凝析气田注采井生产动态监测及平面调整研究

CQ凝析气田应用循环注气保压方式开发,受储层物性非均质及西气东输供气需要的影响,气田注气量的降低导致地层压力下降,部分井受反凝析影响油气产量递减加速,局部区块采气井气窜严重,产量大幅下降。为了更加合理高效的开发CQ凝析气田,解决在注气开发后期过程中出现的问题,在国内循环注气开发气田中首次对注气井进行了注气启动压力、指示曲线的测试,通过平面调整有效缓解了注气平面的矛盾,地层压力下降速度得到了有效控制,延长了气田的开采期。

超前注水在低孔、低渗油田中的应用——以长庆油田西锋油田为例

低孔低渗油藏一般是含油饱和度低,连续性差,存在“启动生产压差”现象,渗透阻力和压力消耗特别大的油藏。油井自然产能低,天然能量低。而超前注水开发技术是开发低孔、低渗的一种有效的方法。超前注水,先注后采开发方式可以合理的补充地层能量,提高地层的压力,实行保压开采,使油井保持较高的生产能力。本文以西锋油藏为例,介绍超前注水技术在低孔低渗油田中的应用。

凝析气藏合理注气时机研究

凝析气藏的开发方式主要分为压力衰竭式和注气保压式,而目前对于后者合理注气时机的研究甚少,不清楚什么时候注气最有利于凝析气藏的开发:若过早注气,注气量较大,经济效益较低;而过晚注气,则有可能导致凝析油污染严重,产能及采收率均较低。为此,选取某凝析气井的真实岩心,利用长岩心驱替实验研究其合理的注气时机;并在此基础上,运用响应曲面法和数值模拟的方法来综合评价合理的注气时间。研究结果表明:①对于凝析油含量较高的凝析气藏,应在地层压力降低至露点压力附近时进行注气,即可避免析出大量凝析油而导致气井产能和采收率大幅降低;②对于凝析油含量较低的凝析气藏,合理的注气时机为地层压力低于露点压力且高于最大反凝析压力区域,这样既能获得相对较高的凝析油采收率,又具有较高的经济效益。结论认为:对于凝析气藏的开发,注气越早开发效果越好,但不一定都能获得较高的经济效益。

渤海B油田油井堵塞机理分析及防治对策研究

针对渤海B油田D井区油井频繁堵塞、严重影响正常生产的问题,在堵塞物组分分析基础上,开展了沥青质沉积高压模拟等室内实验和蜡沉积、沥青质沉积相包络线理论预测,结果表明井筒存在蜡与沥青质复合沉积、近井地带存在沥青质沉积,温度和压力变化是导致有机质沉积的主要原因。为此,提出了“井筒升温+地层保压”相结合的治理策略。研发应用适合电潜泵井的井筒空心杆电加热工艺,井口温度提升至60℃以上;优化注采关系,将七采一注调整为五采三注,地层压力保持程度由最低72%增加至94%。2口因堵塞长期停产的油井恢复了正常生产,2口井产量有所上升,所有井没有再出现井筒堵塞现象,治理效果显著。研究成果为易发生蜡和沥青质沉积油田的高效开发提供了技术借鉴,具有指导意义。