提高低效热采吞吐井开发效果的技术发展动向

目前我国稠油开发以蒸汽吞吐为主,但随着蒸汽吞吐轮次的增加,周期产油量、油气比下降,含水率高,开采效果变差,且蒸汽吞吐采收率较低,一般在20%左右。针对这一问题,采取各种措施提高蒸汽吞吐后期的开采效果,主要包括多井整体吞吐、一注多采、复合蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层等热采技术和化学吞吐、CO2吞吐等冷采技术以及各种改善蒸汽吞吐效果的工艺措施。综述各种改善蒸汽吞吐效果的工艺技术及其增产机理,分析各种稠油开采技术存在的问题和不足,指出稠油复合开采及水平井应用是稠油开采的发展方向。

边底水稠油油藏热采吞吐后转弱凝胶驱开发方式

针对边底水稠油油藏热采吞吐含水率上升快,采收率低的问题,利用室内物理模拟和数值模拟,开展了热采吞吐后转弱凝胶驱提高采收率研究。室内实验结果表明:与水驱相比,通过对地层加热降低原油粘度,采收率由11.4%增加到17.7%;在热采基础上,进一步利用弱凝胶驱采收率仍可增加18.3%。建立数值模拟模型确定了注采井最优工艺参数,即周期注入量为4 000 m^3,周期注入温度为280℃,注入弱凝胶段塞尺寸为0.06倍孔隙体积。在此基础上,结合南堡35-2油田的地质特征和开采现状,提出了海上油藏热采吞吐后转弱凝胶驱先导试验方案。截至2014年6月,共实施3个先导试验井组,已累积注入弱凝胶11.2×10~4m^3,累积产油量为10.4×10~4m^3,预测阶段增加采出程度为2.6%,开采效果良好。弱凝胶驱将成为海上边底水稠油油藏热采吞吐后期有效的接替开发方式。

海上稠油热采吞吐设备的标准化思考

介绍了海上稠油热采吞吐设备的使用现状,就多厂家产品之间执行标准不统一造成的兼容性差等问题,提出了设备标准化、规范化、小型化、自动化、实用化及维保专业化的措施,对设备的标准制定提出了建议,展望了未来海上稠油热采吞吐设备的发展趋势。

稠油蒸汽吞吐热采井套管柱应变设计方法

分析了某油田稠油蒸汽吞吐热采井套管的服役行为及其失效模式;提出了一种基于应变的套管柱设计思路,基于应变的设计方法主要针对管柱纵向变形进行,其目的是允许材料在安全范围内发生塑性变形;并应用实例验证了该套管柱应变设计的合理性。

运用录井方法识别吞吐热采稠油水淹层

通过分析吞吐热采稠油水淹层的特点后,介绍了运用常规地质录井法、地化录井法、对比分析法等识别吞吐热采稠油水淹层的方法。开发过程中地层特性和原油性质发生了变化,这可以做为录井过程中识别水淹层的依据。常规地质录井法中可以运用含油性法和岩性法进行识别,地化录井法中可以采用含油饱和度法来判别水淹程度,也可以通过热解色谱法判别水淹情况。最后对水淹层与油水同层的判别、非均质储层分析存在的问题等进行简单的探讨。

实体膨胀管补贴技术在热采井上的应用研究

针对河南油田稠油热采封上采下井大部分采用封隔器封堵、井下管柱复杂、易发生井下卡管柱的问题,进行了膨胀管密封材料和连接方式的选择与室内试验,完成了4口热采井的膨胀管补贴,热采吞吐结果表明,软金属密封方式的膨胀管补贴工艺具有密封可靠、耐高温、内通径大、工艺简单等特点,可应用于现场作业。

中二北热采稠油油藏边底水治理与效果

中二北油藏位于孤岛披覆背斜构造北翼，为一具有边底水的构造-岩性层状稠油油藏。在热采吞吐井见水的中后期，边底水和注入水的大量侵入，严重影响了吞吐效果提高。根据该区主要受馆5^3和馆5^4内外油水界面、离注入水远近、构造位置高低、射孔位置和亏空量大小等多种因素影响及表现，划分为水侵方式不同的3个区，一类区、二类区及三类区。根据热采区不同部位水侵方式的差异．制定了不同的治理方法，主要是边部提液抑制地层水侵入,停注南部馆5常规注水井抑制水侵，提高射孔底界抑制底水推进，实施高温堵水治理高含水热采井，应用氮气泡沫调剖技术压水锥。上述措施的实施，增油效果明显。

稠油热采注蒸汽参数优化

蒸汽吞吐是稠油开发的有效方法,本文综合国内外的研究成果,论述了影响蒸汽吞吐效果的主因素:蒸汽注入量、注汽速度、蒸汽干度、焖井时间和蒸汽吞吐周期次数等,对稠油开发以及理论研究具有积极的意义。

薄互层超稠油油藏改善吞吐效果研究

辽河油田是国内最大的超稠油生产基地,S1区超稠油年产油百万吨以上,是辽河千万吨重要组成。S1区超稠油主要以蒸汽吞吐开发为主,目前地层压力低,单井吞吐轮次高,油汽比低,可采储量采出程度高,主体区块D80块进入吞吐递减阶段,开发效果差。通过运用XLT油层动静态资料,对D80块吞吐效果分析评价,描述剩余油分布情况,提出非烃气辅助吞吐技术对策,扩大蒸汽波及体积,改善开发效果,为同类型油藏吞吐开发提供经验。

稠油单井吞吐配汽优化管理系统设计及应用

风城油田作业区是以稠油开采为主的采油厂,稠油资源丰富,是全国最大的超稠油生产基地之一,常规稠油井产量占作业区总产量50%左右,在油田开发中占比高,蒸汽吞吐热采为风城稠油油田主要开采方式,这种开采方式的效果受到注汽参数的直接影响。随着近几年风城油田作业区信息化规模的不断扩大,人工统计纸质注汽报表完成劈分单井汽量的工作模式已经不能满足实际管理工作需求,原有注汽管理模式,无法满足作业区精细注汽要求,开发稠油单井吞吐配汽优化管理系统后,利用数据分析方法,分析现场采集数据,结合油藏区块、生产数据及措施效果,实现单井配汽高效管理,及时跟踪注汽生产效果,降低作业区稠油单井配汽成本。

锦91于Ⅰ组边水稠油油藏蒸汽吞吐开发特征分析

锦91东于Ⅰ组属于典型的边水稠油油藏,初期采取蒸汽吞吐方式开发,其开发特征具有蒸汽吞吐和弹性水压驱动的双重特点。适时采取了"二次吞吐热采"进行调整后,取得了采油速度明显提高、含水上升率明显下降的良好效果。

泌阳凹陷浅层稠油水淹层识别方法研究与实践

泌阳凹陷稠油浅层主要采用单井注蒸汽吞吐法开采,随着开发周期的增加,不少油井已发生水淹。分析认为稠油水淹的主要原因是蒸汽冷凝水置换原油储存空间所致,在同等条件下物性较好的储集层水淹严重。基于这一认识,分析总结了热采吞吐过程中储集层物性由差变好、含油量变低、含水量增加并因此所致的含油级别下降、气测异常幅度下降、灌满系数下降、电测声波时差增加、电阻率降低的变化规律,并提出了同井纵向对比法、邻井同层对比法、气测法、声波时差法、电阻率法等稠油层水淹解释方法。利用这些方法,通过对井眼轨迹、井间关系、含油性、气测的纵、横向对比后,对LP 2井各井段地层水淹程度进行了解释,依据解释该井投产后取得了良好的成果。

静35块高凝油热采工艺的研究与应用

静35块是沈阳油田储量较大的高凝油砂岩区块,注水开发。初期注水井一般吸水能力较强,但压力上升很快,多数井在30~50天时间内压力普遍上升到15 MPa。由于注水后注水压力上升,注水困难,而油井见不到注水效果。分析研究认为:高凝油注水开采过程中地层压力降低,温度下降,析蜡导致了油层近井地带堵塞,从而降低了地层的渗流能力。尤其是沈84-安12块由于调驱过程中油井近井地带受污染较重,表皮系数较大,因此实施蒸汽吞吐,即注入高温高压蒸汽不仅可以提高地层温度,解除近井地带油层的蜡堵,而且可以增加地层压力,从而提高油井的生产能力,认为蒸汽吞吐是对高凝油较为适用、成熟且有效的开采方式。