水平井吞吐智能配水器设计及研制

针对目前水平井吞吐分段注水尚处于初级摸索阶段,且存在后期测试调配成本高以及无法实时监测地层数据等问题,设计研发了水平井吞吐智能配水器。同时对配水器关键部件进行理论强度校核,并开展室内密封性、耐温耐压性、流量计及压力传感器等性能评价,试验结果均满足生产设计需求。2016年开展现场试验3口井,实现分层流量井下自动测调、后期无需测调、生产数据(流量、温度、压力)实时存储和兼顾地层压降测试功能,最大程度满足了水平井吞吐分注及测试要求。该产品的成功研制对于水平井吞吐分注技术的推广应用具有一定的促进作用。

南堡陆地油田水平井二氧化碳吞吐主控因素

针对南堡陆地油田水平井高含水的情况,对稠油和稀油油藏通过分析大量矿场实践数据以及室内油藏数值模拟和物理模拟,开展了水平井CO2吞吐控水增油主控因素研究,明确了影响水平井CO2吞吐控水增油效果的因素有油层厚度、隔层、构造位置、水平段位置、投产含水率、吞吐前含水率、非均质程度、地层倾角、韵律、吞吐时机等,并明确了其影响规律。该研究为同类型油藏水平井控水增油措施的实施提供了依据,对进一步提高水平井开发效果具有重要意义。

浅薄层超稠油水平井蒸汽吞吐后转换开发方式研究

以新疆油田某典型区域为研究对象,应用油藏数值模拟方法,对浅薄层超稠油水平井蒸汽吞吐后转换开发方式进行研究。结果表明,直井注汽水平井采油组合转蒸汽驱是较好的开发方式,合理注采参数为：注汽强度为1.68-2.02 m3/（hm^2·m·d）,采注比为1.2-1.3,井底蒸汽干度大于0.4。该研究结果对浅薄层超稠油水平井蒸汽吞吐后转换开发方式研究具有指导意义,也为稠油油藏水平井下步转换开发方式提供了思路。

断块油藏水平井组CO_2协同吞吐效果评价及注气部位优化实验研究

断块油藏单口水平井CO_2吞吐过程中,井组内其它生产井油量增加,呈现出一定协同效应,但相关机理和影响因素不够明确。针对上述问题,本研究依据实际油藏条件,建立可模拟边水作用和地层倾角的断块油藏水平井组三维物理模型,进行水平井CO_2协同吞吐实验,并评价断块油藏不同构造部位控水增油效果,优化水平井注气吞吐部位。实验结果表明,低部位井注入CO_2吞吐的条件下,低、中、高3个部位生产井的吞吐采出程度分别增加6.59%、5.76%和4.98%,水平井井组CO_2吞吐具有明显的协同增油效果。相同实验条件下,高部位井注气吞吐起到气顶作用,中、低部位井含水率降低不明显,边水的抑制效果不明显,井组增油量低,气体利用率最低;中部位井注气吞吐控水增油效果介于二者之间。因此,建议从油藏构造低部位的水平井注气,以充分发挥其协同增油和控抑边水作用。

浅薄稠油油藏水平井CO_2吞吐机理及影响因素

针对浅薄稠油油藏,通过将长岩心组合模型的水平和竖直放置对比实验,研究水平井CO_2吞吐相比于直井吞吐对油藏开发的改善效果,探明其增油机理。通过平行实验研究注入压力、注入时间及焖井时间对多轮次水平井CO_2吞吐开发浅薄稠油油藏效果的影响。结果表明:稠油油藏CO_2吞吐最主要的驱油机理是CO_2对原油的溶解膨胀作用及降黏作用;在浅层稠油的地层条件下,重力引起的CO_2对阁楼油动用规模以及CO_2-原油体系接触空间和时间的差异是水平井CO_2吞吐的采收率显著高于直井的成因;稠油油藏中进行多轮次水平井CO_2吞吐,其最终采收率随注入压力的升高而升高,随焖井时间的增长而升高,第1和第2周期为主力产油阶段;采收率与注入时间的关系有待进行更深入的实验研究。

裂缝性稠油油藏水平井产能分析

针对我国稠油油藏的开发现状,将裂缝性地层与稠油油藏有机的结合起来,探索了裂缝性稠油油藏水平井产能分析。首先通过建立裂缝性地层模型,运用了渗流力学和储层表征与建模知识,来分析和表征了裂缝对开发地层渗透率的作用。其次通过针对目前比较适用的稠油油藏开发技术—水平井蒸汽吞吐加热技术的研究和分析,建立了水平井注蒸汽吞吐的三维导热模型,并运用能量守恒定律以及结合了传质传热学的相关理论知识,对水平井的加热范围进行了有效分析。最后在基于前两步的理论体系上,对裂缝性稠油油藏的产能进行了定性分析和动态预测。

CO_2复合开发技术在低渗透油藏中的应用

苏北油田阜宁组低渗油藏具有油层薄、渗透率低、物性差，储量品位低，开发中存在产量低、递减快、注采井网不完善、易水淹、采出程度低等特点，为此开展了多水平井、压裂、CO2吞吐、CO2驱油的CO2复合开发技术研究及矿场试验。数值模拟发现5段裂缝水平井中CO2波及范围是直井的4．7倍，注CO2后水平井井筒附近含油饱和度上升5．4％。用数模对金南CO2复合开发技术的关键参数进行优化，增油量890～2230t，平均CO2换油率为1．08t油／tCO2，比前期直井CO：吞吐的换油率提高了107．7％，井组控制储量提高采收率3．19％。复合开发技术有较好经济效益，40$／B油价下，22天即可收回措施成本投资，在50$／B油价下，就可使开发单元从边际有效区进入到盈利高效区，这种开发模式对小断块低渗透油藏具有广阔的应用前景。

春风油田浅层超稠油注采一体化技术应用研究

针对春风油田沙湾组储层埋藏浅、出砂严重、原油黏度高的特点,集成应用了绕丝充填、水平井、氮气、降黏剂、蒸汽、注采一体化技术,注采一体化技术就是稠油热采井蒸汽吞吐转周时不动管柱,上提光杆注汽,下放光杆采油。配套研发了双级热采光杆、大斜度抽油泵、抽油泵纠偏装置、热采井口保护装置。以往稠油转周注汽时需要上作业重新防砂、检换泵。春风油田防砂质量较高,转周时一般不需要重复防砂。另一方面,通过以井筒隔热、均匀注汽管柱、大斜度注采一体化泵为特色的注采一体化技术,提高了热效率,有效避免了转周作业时的冷伤害,充分利用热能,最大程度避免热损失,同时减少作业800井次,降低作业成本。

边底水稠油油藏参数优化提高开采效果研究

针对边底水稠油油藏水平井吞吐轮次高,周期注汽量未能很好地体现区块动用程度、边底水侵入速度、储层物性等的动态变化的问题,利用室内实验开展多轮次吞吐后原油在油藏条件下的渗流机理研究,将数值模拟研究成果和室内物理模拟结果相结合,根据边底水稠油油藏水平井吞吐的生产特点,开展多轮次吞吐的储层需热量优化,得到了该类油藏不同轮次的最佳注汽参数,很好地利用了边底水的能量,在降低注汽成本情况下,油汽比得到了有效的提升.

林樊家油田东区Ng3段油藏合理开发方式研究

林东Ng3段油藏为高孔高渗曲流河正韵律沉积为主的层状构造、边-底水稠油油藏,属低丰度、低产、浅层稠油油藏。目前存在粘度大,防砂效果差,产能低等问题。本文在分析了该油藏开发特征的基础上,选取了天然能量开采、常规水驱开采、蒸汽吞吐开采等几种开发方式进行了论证,并对水平井开采可行性进行了分析,认为该块适合进行水平井蒸汽吞吐开发。

唐19-12断块稠油油藏高效滚动开发面临的难点问题及对策

唐19-12断块馆陶组普通稠油油藏,地震资料受火成岩影响,构造认识存在局限性,构造复杂,含油圈闭面积小,储量效益动用难度大。通过评价产建一体化研究,深化成藏规律认识,以关键井的成功钻探为突破口,逐一解决了限制油藏进一步滚动开发的难点问题:低幅度构造精细刻画、油水关系的准确识别、稠油油藏的有效动用以及评价产建一体化模式下的高效滚动建产。经过二年多的滚动实施,该油藏含油面积由0.12 km^(2)扩大到1.84 km^(2),采用水平井CO_(2)吞吐进行稠油油藏高效开发,取得了较好的控水增油效果。

复杂出砂油藏多元开发部署与实践

D28区块为一个典型的复杂薄层砂岩油藏,具有原油性质差异大、储层特征差异大、油藏类型差异大的特点,直井开发出砂严重,区块长期处于低速开发状态。本次在油藏研究的基础上,针对不同原油性质、不同储层,按照分层、分区制定开发对策的思路,采取不同开发方式、不同井型、重建井网,部署实施新井30口,采油速度由0.01%提高到1.32%,实现了复杂出砂油藏的有效开发。