海上深薄层稠油油藏转蒸汽驱提高采收率研究

针对渤海湾地区海上M油田井深、井斜大、油层分散及井网不规则,在常规生产和蒸汽吞吐开发方式下采收率受限等问题,通过建立非均质三维地质模型、三相(水、油、气三相)四组分(水、油、氮气、二氧化碳)非均质热采模型开展数值模拟研究,采用室内实验与油藏类比等方法相结合,确定蒸汽驱为最优开发方式,利用一套层系、大井距不规则井网、定向井注汽定向井采油的组合形式,优化单位体积注汽速率在1.8~2.0 t/(d·hm^(2)·m),井底干度达到40%以上,采注比0.8~1.2,继续吞吐2~3轮后转蒸汽驱,预计实验井组采收率可达43.5%,较蒸汽吞吐方式可提高14.2%,实现该油田经济有效开发,也为同类油藏提高采收率提供借鉴。

中深薄层边际稠油油藏开发动用研究——以春光油田春10井区为例

春光油田春10井区特稠油油藏是一个典型的边际稠油油藏,具有油层埋藏深、厚度薄、原油黏度高、含油层位少的特点,采用常规的开发动用技术难以实现油藏的经济有效开发。自2011年以来,通过开展水平井开发经济技术政策界限研究,确定了以水平井为主导、采用蒸汽吞吐+蒸汽驱的开发方式整体动用该区568×104t稠油储量的开发思路,成功在该区部署实施99口水平井,预计新建产能16.6×104 t,取得了良好的开发效果。

深薄层砂砾岩特稠油油藏蒸汽吞吐转驱试验评价

L油田为一大型的埋深、薄层、特稠油构造地层油藏 ,在其东区C块对 2种井距进行了蒸汽吞吐转驱试验。结果表明 ,埋深 90 0m以下 ,厚度 10m左右的砂砾岩储层 ,在 7MPa左右较高压力下转驱仍然是可行的。采用先进的注采及监测配套工艺 ,使注汽井井底干度始终保持在 70 %以上 ,采注比 1 4以上 ,预测最终采收率比一直保持吞吐方式提高 2

海上深薄层稠油油田多元热流体吞吐研究

按照稠油注蒸汽开采筛选标准,很多埋藏深、储层薄的稠油油藏难以投入注蒸汽开发。为改善开发效果,提出多元热流体(蒸汽、热水、N2和CO2的高温混合物)吞吐技术,利用注入气体溶解降黏等复合机理开采原油。通过驱替实验研究多元热流体吞吐有别于蒸汽吞吐的主要作用机理,采用数模方法对比研究多元热流体吞吐与蒸汽吞吐生产规律和开发指标的异同。研究表明,与常规蒸汽吞吐相比,多元热流体吞吐周期内平均日产油、累计产油、采油速度均提高30%,周期间平均日产油递减率为蒸汽吞吐的60%,采出1%石油地质储量压降幅度仅为蒸汽吞吐的80%。矿场实践表明,南堡35-2油田南区注多元热流体吞吐后,单井高峰日产油可达到127 t/d,平均热采有效期达到300 d,有效期内平均日产油达到50 t/d,为冷采产能的1.6倍,预测采收率可在冷采基础上提高8.5个百分点。该研究可为"深、薄、稠"油藏开发方案设计提供借鉴。

乐安油田草33稠油油藏水平井井网蒸汽驱技术研究

在乐安油田稠油油藏利用水平井技术规模化动用了薄层储量。随着热采吞吐周期的增加,周期产量明显递减,为合理开发,有效提高采收率,利用数值模拟技术,开展水平井井网蒸汽驱技术研究。结果表明,在合理的井网方式、适时的转驱条件、适合的注采参数下,区块采收率可提高13.02%。