海上常规稠油油藏控水稳油技术研究及应用

海上常规稠油油藏具有原油粘度高、流动性差、连通关系复杂等特点,注水开发呈低采油速度、低采出程度、含水上升率高的“双低一高”态势,注采矛盾突出,油藏管理难度大。为改善水驱开发效果,提高最终采收率,本文从分析稠油油藏发育特点及开发形势入手,综合考虑注采对应关系、注入产出状况、地层压力保持状况以及剩余油潜力方向,优化制定并实施了提高注水温度、分层注采比优化、注采井网梳理等五项控水稳油技术措施,为稠油油藏稳产提供了有利保障,对海上同类油藏水驱开发具有重要指导意义。

非常规稠油油藏多元热流体开发技术实验研究

针对昌吉油田梧桐沟油藏埋藏深、黏度高、水敏性强、渗透率低且级差大,采用常规热采技术难以进行有效开发的问题,运用热采物理模拟方法,进行了多元热流体开发技术的实验研究。研究表明:常规热水驱驱油效率和体积波及系数虽能得到一定程度的改善,但在现场实施时加剧了窜流的风险;研发的3种多元热流体驱油体系,其驱油效率比相同温度下水驱分别提高了26.88、20.55及19.10个百分点;二维模型150℃下进行多元热流体段塞驱采收率可达67.59%,梧桐沟油藏采用多元热流体驱开发在技术上是可行的。目前正在现场开展热水+多元热流体段塞驱先导试验,已初步见到良好效果,研究结果对类似的非常规稠油油藏实现有效开发具有指导意义。

超常规稠油油藏改进的蒸汽辅助重力泄油方式应用研究

结合辽河超常规稠油油田的生产实际,对蒸汽辅助重力泄油及其改进方式(蒸汽和气体联合泄油、单井蒸汽辅助重力泄油以及强化蒸汽辅助重力泄油)的开采机理进行了研究,并对以上几种开发方式进行了模拟,将模拟结果与蒸汽吞吐和蒸汽驱开发方式的模拟结果进行了比较和方式优选.优选结果认为:蒸汽辅助重力泄油及强化蒸汽辅助重力泄油是开采超常规稠油油藏较为有效的开发方式;在超常规稠油开发早期,应采用蒸汽辅助重力泄油,后期应转为强化蒸汽辅助重力泄油.在此基础上,根据现场调研及数值模拟方法研究,确定了采用蒸汽辅助重力泄油和强化蒸汽辅助重力泄油进行超常规稠油开发的技术指标并进行了参数优化,分析了蒸汽辅助重力泄油的适应性.研究结果对超常规稠油油藏开发具有一定的指导意义.

常规稠油油藏开发调整技术研究与应用——以高浅北区为例

常规稠油油藏地层胶结疏松,原油黏度大,流动性差,生产过程中易造成油井出砂和边、底水突进等问题,严重制约了常规稠油油藏的开采速度和开发水平。针对高浅北区常规稠油油藏开发中存在的问题,在精细油藏描述和油藏动态分析等一系列综合研究基础上,确定了依靠加密调整提高平面储量动用程度,利用边水调剖技术抑制边、底水突进,利用水平井、侧钻水平井技术提高常规稠油油藏采油速度和采收率的开发调整思路,并在实践中取得了良好的开发效果。

高浅北区常规稠油油藏提高采收率技术与应用

冀东油田高浅北区为一整装的常规稠油油藏,区块含油面积大,边底水活跃,依靠天然能量进行开发。因区块油水黏度比高,储层非均质性严重,油藏表现出边底水突进严重、含水上升快、采收率低的开发特征。近年来,针对油藏特点,大规模应用水平井技术,积极探索并不断完善边水油藏调剖、调驱技术,开发效果明显改善,采收率不断提高。从油藏工程的角度,介绍了水平井技术和边水调剖、调驱技术在高浅北区常规稠油油藏的设计及应用效果。

常规稠油油藏初期产能分布规律的灰色关联分析

以渤海BZ油田为例,研究了常规稠油油藏初期产能在概率和平面上的分布规律。将影响产能分布的地质油藏因素看成灰色系统,应用灰色理论中的关联分析原理,对产能影响因素影响作用的大小进行定量分析,认为产能分布与储量流动系数、流动系数、地层系数等复合参数关系密切。研究结果对海上常规稠油油藏钻后产能重评估具有一定的指导意义。

稠油油藏三次采油技术方法选择

在世界经济水平的发展之下,对于石油的消耗量也越来越大,石油俨然已经成为工业经济的命脉,就现阶段来看,三次采油技术是常规稠油油藏开采的主要手段,该种技术投资大、风险高、成本高、作用机理复杂,因此,做好对这一技术的分析工作十分的重要。三次采油法可以分为四种类型,即化学驱法、热力采油法、气驱法与微生物采油法,本文主要分析常规稠油油藏三次采油技术优选方法。

SZ36-1稠油油藏适度出砂提高单井产能研究

SZ36-1稠油油藏为地层胶结疏松、易出砂的油藏,为了避免防砂与出砂采油的不利因素,结合开发实际,提出了适度出砂提高单井产能的构想。通过对适度出砂提高单井产能的理论分析,建立了油藏单井出砂数值模拟模型,计算和评价了不同完井方式下的产能。

海上常规稠油水驱油相对渗透率曲线特征研究

针对海上常规稠油油藏,通过室内一维物理模拟实验,结合现场实际生产资料,开展不同条件下的海上常规稠油一维恒压水驱实验,对比不同粘度、不同压差下的油水相对渗透率曲线、特征点等,分析相对渗透率曲线特征、束缚水饱和度、残余油饱和度及水相端点值的变化规律,以用于指导海上常规稠油油藏开发。研究结果表明:①虽然不同粘度、不同压差下的相渗曲线形态略有不同,但整体表现为油相渗透率高,水相渗透率非常低的特点(水相相对渗透率端点值多数低于0.1)。②随着原油粘度增加,束缚水饱和度降低。③原油粘度越大,残余油饱和度越大;驱替压差越大,残余油饱和度越大。④水相渗透率端点值非常低。驱替压差越大,水相渗透率端点值越大。

盘河沙三下油藏水驱油微观试验研究

使用典型井的岩心通过微观动、静态试验,从两方面对临盘油田常规稠油油藏水驱油规律进行研究。结果表明由于储层均质系数小,油粘度较高,造成波及面积小,水驱油效率低。

CO2吞吐技术在板桥油田的应用

针对板桥油田常规稠油边底水油藏出现的含水上升速度快、产量递减大的实际问题,在该断块开展了CO2吞吐技术先导试验,有效改善了区块开发效果,阶段累积增油1051吨,阶段减少采出水6.1万方,大大节约了采出水采、输、注、处理费用,取得了明显效果,为同类油藏提高采收率探索出了一条新途径。

水驱提高采收率

目前,油藏工程技术趋势是未来油藏采收率的重要研究内容。针对目前这种发展形势,我们必须加大油藏工程技术开发力度,着眼于提高油藏的采收率。从20世纪90年代开始,海1块转注水开发逐步引起相关领域的高度重视,在这种情况下,只有通过深入分析研究,找到影响其注水开发采收率的因素,才是有效提高水驱采收率的关键。这篇文章主要研究分析了水驱提高采收率的状况,通过在前人的经验研究基础上,逐步深入总结制约海1块注水开发采收率的一些因素,从而对我国水驱提高采收率具有重大的研究意义。同时,也是对油田提高采收率具有科学性指导。

提高水驱采收率对策研究

现代油藏工程技术的发展趋势是最大限度地提高油藏的最终采收率。从1990年海1块转注水开发时起,便注重分析研究影响其注水开发采收率的因素,并采取相应的措施,取得了以大于1.5%的采油速度高速、高效开发15年,标定采收率由原开发方案的23.5%提高到目前41.7%的效果。本文在前人工作的基础上,总结分析了影响海1块注水开发采收率的因素,对海1块及类似油田在"双高"期进一步提高采收率有一定的指导与借鉴意义。