超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理界限研究

为在经济、技术允许的条件下 ,合理地开发超稠油油藏 ,增加可利用的储量资源 ,本文应用物理模拟、数值模拟方法 ,研究了达 9块超稠油的流体组成、粘温关系和油藏渗流特征 ,以及超稠油水平井蒸汽吞吐注汽工艺参数对开采效果的影响。考虑经济因素的影响 ,建立蒸汽吞吐开采目标优化函数 ,提出开发超稠油油藏的合理工作制度和技术经济界限。研究认为 ,在实施超稠油水平井蒸汽吞吐时 ,应采取注高温、高干度、高强度的蒸汽和短周期、多周次的工作制度 ,同时在完井方式和注采工艺等方面采取配套措施 ,才能取得一定的效益。研究结果为该类油藏的热采开发提供了可靠的依据。

常规亲水稠油油藏注水吞吐开发的研究与实践

在油田开发中,稠油油藏在储量和产量上均占有重要地位,采用常规技术手段开发稠油油藏难度大、驱替效果差。本文根据亲水介质水驱油机理和室内注水吞吐试验的结果,提出了改善这类油藏开发效果的新方法——注水吞吐采油开发。该方法利用亲水孔隙介质常规稠油油藏水驱油机理,将井底蹩压的注水井直接转采,经过一段时间的生产后再次将其转注,经过几轮的反复吞吐和油水置换后,可将注入水向油层纵深推进,直到实现正常的水驱开发。根据这一理论,在自来屯油田自19-14断块进行了整体试验,参加实验的7口井均获得成功,表明对亲水的常规稠油油藏采用吞吐开发是可行的。笔者认为这种方法可适用于亲水孔隙介质的常规稠油油藏,也可以适用于油层连通性差以及低渗透的油藏开发。

盐间页岩油CO_(2)-纯水吞吐开发机理实验及开采特征

潜江凹陷页岩油储层储量丰富,其孔隙中富含多种可溶性矿物,采用CO_(2)-纯水吞吐进行开发,不仅能利用CO_(2)的超临界特性驱油,而且有利于提高CO_(2)在目的储层中的埋存,有效减少CO_(2)排放。但CO_(2)-纯水体系能否进入页岩微纳米孔隙,并有效动用孔隙中的原油是该方法能否实施的关键。通过设计CO_(2)、CO_(2)-纯水和CO_(2)-地层水的吞吐实验,基于核磁共振方法,明确了注CO_(2)、注CO_(2)-纯水和注CO_(2)-地层水组合的吞吐特征,总结了不同孔隙的原油动用规律和作用机理。实验结果表明:注CO_(2)-纯水体系比纯CO_(2)吞吐效率高8.62个百分点,比CO_(2)-地层水组合高12.66个百分点,CO_(2)-纯水组合形成的酸性流体会溶蚀孔隙表面的可溶性矿物,改善孔隙连通性,提高储层渗流能力,并且能有效提高小于0.01μm、0.01~0.10μm孔隙中的原油动用程度。多周期吞吐后,产出液中的离子物质的量浓度明显下降,表明后续注入纯水并未扩大波及体积,只是提高原油动用效率。该研究证实注CO_(2)-纯水体系可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供新思路。

稠油油藏蒸汽吞吐开发驱油助排剂优选及性能研究

为改善辽河油田欢127块稠油井蒸汽吞吐中后期的吞吐效果,解决包括注入蒸汽过程中的冷凝水带来的稠油乳化现象、稠油降黏、原油中重质成分沉积老化等问题,需要在稠油注汽开采的中后期加入一定量驱油助排剂,以此破坏油包水乳状液及岩石表面的油膜,降低地层流体黏度,提高原油流动性,从而达到使原油增产,提高采收率的目的。因此本文针对欢127块具体问题,对降黏助排剂进行对比并优选出了适合欢127块油藏特点的驱油助排剂,并利用室内实验对该驱油助排剂性能进行测试及验证。

影响超稠油蒸汽吞吐开发效果因素探讨

蒸汽吞吐技术是一种独具优势的稠油开采工艺,它能够降低超稠油开采难度、提升超稠油开采速度,因此得到了一致认可和重视,另外,由于实用年限比较长、其成功案例数不胜数,无需工作人员进行临时调试即可投入生产,整体的应用效果非常可观。根据实际的超稠油油藏开采工作经验来看,蒸汽吞吐开采效果主要受到注汽强度、注汽速度、蒸汽干度、储层物性、油层产状等因素的影响,而通过向热蒸汽中加入天然气、加入轻质油等方法,能明显提升蒸汽吞吐开采效果。

海上稠油多元热流体吞吐开发效果评价初探

A油田是海上首个实施非常规稠油热采开发的先导试验区,其开发效果的评价直接影响着海上后续非常规稠油资源的开发动用。根据热采井的生产动态特征分析了边水对热采井开发效果的影响,建议热采井距边水200～300 m以上;通过对比分析同井注热前后及同层位相邻位置冷热采井的开发效果,热采井周期平均产能和累产油量均是冷采井的1.5～2.0倍左右;利用流温法及米采油指数法综合评价了热采有效期,有效期在240～339 d,平均298 d;根据钻后热采井周期平均产能、周期产油量及油汽比等参数与钻前设计值进行对比评价,认为排除试验阶段防砂工艺、管柱问题以及钻后储层变化等原因外,其他热采井均达到第一轮次吞吐预期效果,热采井周期平均产能为57 m^3/d,周期产油量1.80×10~4m^3、周期增油量0.7×104m^3。可见多元热流体吞吐热采増油效果明显,对海上其他非常规稠油油田的开发具有借鉴指导意义。

新疆油田超稠油吞吐开发密闭集输组合工艺技术应用

针对新疆油田A作业区超稠油吞吐开发原油密度大、黏度高、集输半径大、采出液温度高、携汽量大的特性,采用超稠油蒸汽处理装置、蒸汽喷淋塔、循环泵、油水分离器、空冷器的设备组合,形成了"微正压汽液分离+蒸汽喷淋冷却+采出液高温密闭转输"的组合工艺技术,其中包括超稠油高效蒸汽分离技术、蒸汽喷淋循环冷却技术、接转工艺过程自动联锁控制技术。该组合工艺技术高效回收了蒸汽冷凝水、轻质油、伴生气,非甲烷总烃和硫化氢含量满足GB 16297-1996 (非甲烷总烃质量浓度≤2 mg/m^3)和GB 14554-1993 (硫化氢质量浓度≤0.01 mg/m^3)的标准,实现了小区域二级布站、大区域三级布站的密闭集输,解决了开式流程蒸汽和伴生气无组织排放带来的安全环保问题。

火驱采油技术在蒸汽吞吐开发后期的应用

本次研究选择高升采油厂的蒸汽吞吐开发区块,其在长期的开发过程中表现出生产效果变差、油井产能低、地层压力低、吞吐轮次高的特点,针对其开发后期存在的这种现象,积极应用火驱采用技术开展现场试验,取得了较好的应用效果,本文就主要对获取采油技术在蒸汽吞吐开发后期的应用予以简单分析。

齐108块吞吐开发中后期调整挖潜对策研究

齐108块地处欢喜岭油田的北部,构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部欢曙上台阶中段上倾部位,是在斜坡背景下发育起来的与齐40块连为一体的断鼻构造。文章论述了齐108块吞吐开发中后期存在的主要问题及调整挖潜对策研究,并对其经济效益进行了评价。

影响超稠油蒸汽吞吐开发效果因素及解决措施

石油作为重要的经济能源,而当今社会发展对石油的需求量越来越大,在石油的开采过程中,稠油油井逐渐成为开采的重点对象,但同时稠油开采也是石油开采的难题,在稠油开采中使用蒸汽吞吐开发的方式,有助于提高稠油开采率。在超稠油蒸汽吞吐开发技术中,该技术受到地质参数、注汽工艺参数、射孔方式等多种因素的影响,因此在超稠油蒸汽吞吐开发过程中,相关工作人员必须采取灵活划组以及合理调整注汽顺序等方式,才能有效提高蒸汽吞吐开发的效果。

分析超稠油蒸汽吞吐开发主要矛盾及技术对策

在进行超稠油开发时通常应用蒸汽吞吐技术,通过该项技术不仅可以保证超稠油热采和油藏开发效果,还能改善超稠油开发固有缺陷,保障超稠油开发部门经济效益和现实工作水平。而对于超稠油蒸汽吞吐开发矛盾来说,也应从相关技术实际表现和现实作用入手规划合理对策,借助各项技术对策对超稠油蒸汽吞吐开发过程中出现的问题进行优化调整。调整超稠油蒸汽吞吐开发矛盾,促进超稠油热采稳步开展。

稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期剩余油有效评价

对于采油厂部分通过蒸汽吞吐采油方式进行开发的稠油油藏来说,处于开发中后期的剩余油有效开发难度很大。为有效实现稠油油藏的剩余油评价,根据断块地质特点及不同开采阶段的开采特点,及时完善监测系统,超前开展油藏研究,把握断块开采趋势,全面实施了两次加密调整,搞清剩余油分布规律,不断推广新工艺、新技术,提高储量动用程度,同时积极开展储量动用状况的研究,进行了层系互换,动用避水厚度;应用动态监测成果,实施改善产液剖面的分层注汽;合理利用边底水能量与堵水相结合控制含水率上升;采用先进的采油工艺和科学化管理实现增产增效。

浅析改善热采稠油吞吐开发效果的对策

针对热采稠油进入吞吐后期,产量递减快、成本上升、开发矛盾突出等实际问题,对国内稠油油田的技术进行了调研和分析,提出了一系列改善热采稠油吞吐后期开发效果的有效办法,为稠油油藏改善吞吐后期开发效果提供了方向。

影响超稠油蒸汽吞吐开发效果因素研究

随着经济持续发展对石油的需求量也是与日俱增,在油田开采中,稠油油井逐渐成为开采的重点对象,而利用蒸汽吞吐技术进行稠油开采,是目前比较常见的、相对成熟的开采技术,这种开采技术从出现到现在已有七十多年的历史,仍然具有极强的实用性,得到业内人士的关注和认可。实际上,蒸汽吞吐开采技术的效果受油藏地质参数、注汽工艺参数、射孔方式等因素的影响,工作人员需在了解影响因素的基础上探索开采技术措施,保障蒸汽吞吐开发的最终效果。

高周期吞吐开发井治理措施研究

曙一区超稠油2000年全面投入开发,油井大部分进入高周期吞吐开发阶段。汽窜、层间动用不均、地层压力低等开发矛盾日益突出,通过加强区块周期规律的认识,油井调剖、选配注、助排等措施的实施力度,有效地提高措施效果。

王庄油田郑373断块转换开发方式可行性研究

王庄油田郑373断块位于郑36块西北部构造高部位,属于郑365块向北扩边产能建设部分。受岩性构造控制,基本不含水,油藏类型为受构造-岩性控制的层状强水敏普通稠油油藏。郑373井区存在厚度薄、渗透率低、粘土含量高、水敏性强等特点,构造形态比较简单,呈自东北向西南倾没的单斜构造。由于地层能量天然不足,目前该块存在主要问题是断块产液量下降,断块整体开发效果变差。本文主要介绍了王庄油田郑373块目前开发现状及存在问题,对该块下步适时转换开发方式的可行性进行了研究、分析。

薄互层油藏注水开发潜力分析

DQ油田为边底水稠油油藏,蒸汽吞吐开发20余年,单井水侵明显,通过分析,明确边水侵入、夹层水干扰和管外窜槽三种水侵原因,并完成水侵特点分析,针对这3种水侵形式,提出单井调整意见,实现区块持续稳产。

化学降黏吞吐评价标准的建立及应用

为应对稠油油藏热采开发成本高以及更高标准的环境保护要求,开展了化学降黏吞吐开发的技术攻关和矿场实践。由于该技术仍处于探索阶段,所以关于矿场实践结果如何评价,目前并没有相应标准。根据油田83口井矿场实践结果,选取日产油和含水2个生产指标,利用数值模拟方法,建立了指标变化与注入降黏体系所产生的地层降黏、近井解堵、能量补充和注水4种作用效果之间的对应关系,采用分区图的形式建立了该技术的评价标准。通过此标准,可以评价该技术的有效性及体系的作用类型。对照标准,目前该技术的有效率为77.1%,59%的油井试验结果和技术提出目标一致;同时,22.9%的油井矿场实践结果和目标相背离。从影响因素来看,井型的影响不大,而化学剂注入量的影响则比较明显。

热化学技术在欢西油田的研究与应用

欢西油田年产原油80万吨以上,其中稠油产量约占总产量的3/4。稠油开发已处于蒸汽吞吐开发中后期,稠油区块蒸汽吞吐后期开发问题逐渐凸显出来,经过长时间开采后,部分油井不仅地层压力低,还存在堵塞等问题,仅靠单一的技术无法较好的解决,通过室内研究与现场试验,研究出了热化学技术,较好地解决了这类问题。

车排子油田A井区稠油油藏蒸汽驱可行性研究

车排子油田A井区新近系沙湾组稠油油藏蒸汽吞吐开发4-6轮后,地层亏空持续加剧,高含水井增多,注采不平衡,递减加大。本次研究采用数值模拟手段从蒸汽驱筛选标准、合理开发方式、合理井网形式、合理转驱时机和注汽参数方面进行对比,开展了适用于本区的注采政策调整研究。研究表明,采取转蒸汽驱开发后,增加经济可采储量,开发效果明显优于继续吞吐开发。