降粘化学驱促效引效技术研究与实践

本次研究以胜利G区稠油降粘化学驱为例,从矿场实践来看,稠油降粘化学驱与稀油化学驱在见效规律上存在较大区别,特别是在初期促效引效阶段,随着注聚后地下能量状况及驱替模式发生改变,井筒及近井地带原油组分发生变化,重质组份增加,原油粘度变大,油井普遍表现为低液,成为制约稠油化学驱段塞推进的主要问题。本次研究立足油藏需求,在研究G厂稠油降粘化学驱见效机理基础上,制定并实践了一系列的适度提液模式,形成了一系列降粘化学驱促效引效技术研究。

浅层轻质油油藏蒸汽吞吐引效的探讨

根据国内外不同有效厚度、不同开发阶段蒸汽吞吐引效的成功实例 ,推断出轻质油油藏蒸汽吞吐引效能够扩大油藏供液半径 ,提高油藏开发效果。该文对轻质油油藏注蒸汽吞吐引效机理进行了分析 ,对比了不同原油增产措施所消耗的费用 ,探讨了轻质油油藏注蒸汽吞吐引效的可行性 ,并结合油田挖潜的需要 ,提出了对套管进行热力保护或预引力完井的要求。采用该项技术将提高浅层轻质 (稀油 )油藏的开发效果。

老井多元热流体增产引效影响因素实验研究

针对渤海稠油油田冷采井低产低效原因分析,通过室内驱替实验研究了多元热流体增产引效工艺在非热采完井稠油油田应用的可行性;并研究了不同温度、不同原油黏度及不同含水率条件下影响因素。室内实验结果表明：多元热流体增产工艺对稠油冷采井具有明显增产作用。当注入温度在90～100℃条件下,原油黏度在500～2 000 m Pa·s,驱油效率均可达70%以上;含水率小于60%时,驱油效率可达55%。

文南油田文33沙三上油藏整体压裂引效研究

文33块沙三上油藏属典型的高压低渗透复杂断块砂岩油藏,油藏单井日产量小,稳产状况差,产量下降快;注水井吸水能力差,注水压力高,而采油井难以见到注水效果;油井见效后含水上升速度快,而采液指数和采油指数急剧下降,对油藏稳产造成很大困难。2000年以来通过缩小井距注水开发,并适时实施整体压裂引效措施,有效地实现了文33块沙三上油藏的高效注水开发。

注水开发油藏提液引效研究与矿场实验

放大生产压差提液是油田中后期稳产的一项重要增产措施,同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段。在注水开发油田高含水期,放大生产压差、提高油田排液量是强化开采的主要方法。而合理选择井点井区进行提液增排有利于实现注水引效,均衡水驱效果。辽河滩海油田海南3断块采取了这一方法,有效提高了油田开发水平。应用该技术后,已有12口油井见到良好的增油效果。该技术的研究与应用为注水开发油藏后期高含水开发探索出了一条稳油控水的新途径。

浅议水力压裂引效技术在蒸汽驱油藏中的应用

本文介绍了针对齐40块转蒸汽驱开发以来,由于沉积相变化、平面非均质性等因素影响,位于注汽井沉积相侧缘油井长期不见效或见效不明显的问题,通过优化压裂施工参数,配套应用高粘降滤失压裂液技术等,实现了高孔高渗蒸汽驱储层压裂改造的技术突破。现场应用7口井,措施成功率100%,实现增油11290t。该技术的成功为进一步提高蒸汽驱开发效果提供了技术支持。

多元热流体增产引效影响因素灰色关联分析

稠油油田老井、低产低效井进行多元热流体增产引效作业时,注入温度、气水比等影响因素对工艺实施有很大影响。为分析各因素对多元热流体增产引效的影响程度,利用物理模拟实验、采用灰色关联方法,可研究计算各因素的影响程度。结果表明影响因素主次关系依次为:注入温度、气水比、产出液含水率、粘度、渗透率,可为后续多元热流体增产引效工艺方案制定提供参考依据。

低渗透油藏压驱效果影响因素研究

为解决低渗透油藏渗透率较低、水井注不进、油井采不出的难题。在分析压驱机理的基础上,通过数值模拟并结合矿场实际开发现状,研究了井网、平面非均质性和裂缝对压驱效果的影响,同时分析压驱油井引效工艺的适应性。结果表明,交错行列式井网压驱后波及效果最好;渗透率极差越大,波及范围越不均匀,波及效果越差,注入水会沿着某一方向向高渗条带推进,裂缝性质对压驱效果也有一定程度的影响。同时压驱后对油井实施适当的引效工艺可在一定程度上促进井组间压驱注水的见效,加强油水井联动,提高产能。

濮城油田沙三中9油藏缩小井距剩余油挖潜效果分析

在油藏剩余油研究及油藏工程论证的基础上,针对油藏注采井网不完善、井距过大,油井受效不明显,被动局面,转变开发思路,通过卡封分注等手段缩小井距加强注水,油井措施引效提升产能,达到提高水驱可采储量,提高油藏采收率。

胜利油区河159区块注水不受效原因分析及下步对策方向

河159区块是近年开发的、典型的、低渗稀油油藏,投入开发以来,也同样遭遇了低渗油藏注水效果差的普遍问题。为了提高区块采收率,有必要尽早研究改善水驱效果的治理对策。本文结合区块实际开发状况,通过理论技术研究应用对影响注水效果的主要因素进行了分析,并借鉴同类型油藏的开发经验明确了下步的调整方向。

储层细分改善低渗油藏开发效果

针对低渗透油藏存在问题,剩余油分布类型及特点,结合生产实际,提出治理思路。油藏取得了良好的开发效果。为同类油藏的开发提出了宝贵经验。

地下水源热泵系统运行能效指标确定方法研究

基于陕西地区地下水源热泵系统的基础性调研数据,考虑了地下水源热泵系统的地域性以及多样性等特点,提出了地下水源热泵系统运行能效指标的确定方法。在对系统合理分级的基础上,利用TRNSYS17建立地下水源热泵系统模型,探索性确定了陕南以及关中地区不同级别的地下水源热泵系统运行能效的约束性指标和引领性指标,为陕西地区地下水源热泵系统节能运行实施细则的制定提供参考和依据。

草古1潜山区块开发方式探析——基于如何提高采收率

草古1潜山底水油藏属于潜山特、超稠油底水油藏,地层能量充足,目前处于高含水开发后期。区块高含水开发后期一直以螺杆泵大排量提液常规冷采方式开采,随着地层温度降低,原油粘度升高,螺杆泵很难正常生产,常规冷采已不适合油藏开发特点。2019年区块改变单一的螺杆泵常规冷采开采方式,尝试注汽引效下环空泵配套电加热方式开采,提升油藏、井筒温度,降低原油粘度,试验井取得了初步成效,2021年大批量油井实时注汽引效,区块日产油由46吨上升至85吨。2022年区块在油藏温度提升的基础上,批量油井实时降粘冷采扶停,区块日产油量最高达到101吨,区块通过冷热互补交替方式开采,实现了区块产量稳升,提高了采收率。

杜66块火驱开发动态调控技术研究

曙光油田以稠油开发为主,其中薄互层稠油油藏储量占稠油总储量的68.4%,目前可采储量采出程度达到85%以上,平均蒸汽吞吐12.5个周期。在现有的开发方式下,无法进一步改善油藏开发效果。为稳定产量规模,提高油藏最终采收率,2005年6月在典型的薄互层稠油油藏杜66块实施火驱采油技术现场试验。针对该块在试验开展以来出现的平面及纵向动用不均衡的问题,开展了平面及纵向动态调控技术研究,取得了较好现场实施效果。该技术可为薄互层稠油油藏火驱开发提供一定的借鉴。

胡尖山油田胡154区块长4+5油藏精细综合治理研究

胡尖山油田胡154区块长4+5油藏,在滚动建产中发现油藏非均质性强,油藏递减大,注采对应矛盾突出;2010年通过细分小层,精细油藏综合治理,取得了十分显著的成效,为该油藏滚动扩边建产及同类油藏实现高效开发管理,积累了经验。

杜229块互层状油藏蒸汽驱开发探索与实践

蒸汽驱油藏参数筛选标准表明,当原油粘度超过10000m Pa·s,就不能采用蒸汽驱开发。杜229块油品性质为超稠油,50℃时原油粘度达到73900 m Pa·s,通过科学的动态调控,超稠油蒸汽驱获得成功,突破了超稠油开发的认识"禁区",形成了独特的超稠油蒸汽驱开发技术:主要包括超稠油蒸汽驱注采井网选择、超稠油蒸汽驱热启动技术及动态调控技术。超稠油蒸汽驱的成功实施,为同类油藏提高采收率开辟一条新的途径,具有重要意义。

吴定地区三叠系油藏低产井研究及治理

低产井研究与治理是油田开发的重要课题,本文剖析了吴定地区三叠系油藏低产井的成因,并利用优化剖面注采对应关系、强化油藏注水、适时措施引效等手段,加大低产井的治理,取得了明显的效果。

新滩油田开采技术研究

本文针对新滩油田的原油物性、油藏特征,总结了新滩油田自投入开发以来的开采技术特点及存在的问题,从常规冷采和蒸汽吞吐两个方面入手,提出了新滩油田独有的开发开采模式,为油田后续开发提供了很好的借鉴。

辽河滩海油田改善注水研究与应用

辽河滩海油田海南3断块是一个层状边水岩性构造油藏,经过8年的注水开发,开发矛盾逐渐显现。针对滩海油田海南3断块东营组薄层砂岩油藏实际和不同地质特点反映出的水驱特征,开展多元化注水研究与实践。在新的构造认识的基础上,结合各小层沉积相、水井示踪剂监测资料、吸水剖面测试资料、油井产液剖面资料和油水井生产动态,对各主力油层进行了剩余油评价。根据不同井区生产特点将区块划分为7个分析单元,针对剩余油的分布特点,制定针对性措施,研究结果将区块由原来的常规面积注水方式增加了周期注水、低部位行列注水、点对点注水、层对层注水,调整产出剖面也由原来的单一的层位调整增加了压裂引效、注采吞吐。多元化注水大大提高了区块的水驱开发效果,使油藏自然递减率下降13.8%,也探索出了一条适合强非均质油藏注水开发中后期改善水驱效果的新途径。

濮城西区沙二上1高渗油藏高含水开发后期剩余油挖潜方法探索

濮城油田西区沙二上油藏是一个气顶油环型油藏,在经历了近30年的强采强注式的开发后,油藏已进入高含水开发后期,加之地饱压差小及气顶的投入开发,使剩余油分布认识困难。挖潜难度极大,本文旨在阐述针对这种油藏,开发实践中不断探索并总结出的一套较为有效的挖潜方法。