高18块稠油油藏常温注水开发可行性研究

稠油油藏由于其地质条件不同．不一定都适合热采开发。通过对高升油田高18块开发效果评价、油藏工程研究及模糊决策的应用，认为高18块采用常温注水开发为最佳的开采方式，具有较高的采收率及经济效益。

常温注水井对含水层热贯通的影响机理分析

为探究常温注水井对水源热泵热贯通现象的影响,利用FlowHeat1.0软件模拟了3组情景下含水层渗流场、温度场时空分布特征,并分析了常温注水井对含水层热贯通的影响机理和抽水井水温变化规律。结果表明,常温注水井通过减小回灌井、常温注水井之间的水力坡度和延长地下水渗透途径的方式达到缓解热贯通的效果;回灌井、常温注水井流量比相同时,常温注水井在抽灌井连线的位置对含水层热贯通的影响小;抽灌量不变时,常温注水井与回灌井的流量比越大,常温注水井缓解热贯通的效果越明显;在有利地下水回灌的水源热泵系统中,布设常温注水井能有效地降低含水层热贯通程度。

深层稠油油藏常温注水试验效果评价——以昌吉油田吉008试验区为例

昌吉油田吉7井区二叠系梧桐沟组稠油油藏探明石油储量超过7000万吨,油藏埋深1317.0m^1775.0m;平均地层原油粘度458.3m Pa·s;20℃时,平均脱气油相对密度0.9276g/cm3;属于普通稠油—特稠油范畴。目前国内外尚无类似油藏开发的成功先例可供借鉴,因此确定该油藏合理开发方式至关重要。2011年9月开辟吉008常温水驱试验区,通过近3年注水试验,取得很好的注水效果。确定该油藏地面原油粘度小于1850m Pa·s区域可以采用常温注水开发,预测水驱采收率可达20%。

深层稠油油藏常温注水开发规律研究——以昌吉油田吉008试验区为例

昌吉油田吉7井区二叠系梧桐沟组油藏探明石油储量超过7 000万吨,油藏埋深1317.0~1775.0 m;平均地层原油粘度458.3 m Pa.s;20℃时,平均脱气原油相对密度0.9276 g/cm^3;属于深层普通稠油油藏。目前国内外尚无类似油藏开发的成功经验可供借鉴,因此确定该油藏合理开发方式至关重要。2011年以150 m井距反七点注采井网开辟吉008常温水驱试验区,通过近4年注水试验跟踪研究,总结了试验区液量、油量、含水变化规律,并通过数值模拟结合现场资料统计综合确定了该油藏合理开采技术界限。