深层块状特稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式研究

以W油藏为研究对象,应用数值模拟方法对深层特稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式进行研究。研究结果表明,该油藏适合双水平井重力泄水辅助蒸汽驱开发,最佳注采参数为:注汽速度240 t/d,采注比1.2,井底干度大于50%。该成果对深层稠油油藏吞吐后期进一步提高采收率具有重要指导意义。

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。

王庄油田郑373断块转换开发方式可行性研究

王庄油田郑373断块位于郑36块西北部构造高部位,属于郑365块向北扩边产能建设部分。受岩性构造控制,基本不含水,油藏类型为受构造-岩性控制的层状强水敏普通稠油油藏。郑373井区存在厚度薄、渗透率低、粘土含量高、水敏性强等特点,构造形态比较简单,呈自东北向西南倾没的单斜构造。由于地层能量天然不足,目前该块存在主要问题是断块产液量下降,断块整体开发效果变差。本文主要介绍了王庄油田郑373块目前开发现状及存在问题,对该块下步适时转换开发方式的可行性进行了研究、分析。

辽河中深层稠油油藏蒸汽驱后开发方式优化研究

欢喜岭油田齐40区块先导试验汽驱已经开展了10a,现已进入蒸汽驱开发后期,汽驱开发潜力有限。通过数值模拟发现,蒸汽驱后转热水驱开发为最佳开发方式。注热水开发易于实现对下部储层的动用,还能够充分利用地层已经形成的余热,且成本较低。齐40区块通过注采参数优选,确定合理井底注水温度为150℃,注采比为1.2∶1,注水方式采取笼统注水,且尽快转注热水开发效果较好。

雷64块开发方式的研究与应用

雷64块先后经历天然能量开发阶段与注水开发阶段,区块目前进入高含水期,稳油控水难度大,产量处在较低水平,为进一步改善开发效果及提高最终采收率,转换开发方式势在必行。本文对雷64块开发方式进行了阐述。

齐40块蒸汽吞吐后转蒸汽驱开发研究

齐40块莲花油藏1987年投入蒸汽吞吐开发,截至2005年底,采出程度已经高达30.3%,区块年递减率达到13.3%,转换开发方式势在必行。针对齐40块油藏特点,开展了转蒸汽驱方式开发的可行性研究。研究结果表明,齐40块油藏适合进行蒸汽驱开发,可提高采收率24.58～26.9个百分点(理论值);根据油藏工程研究结果,可以利用现有井网,在主体部位分莲Ⅰ、莲Ⅱ2套层系,边部采取1套层系进行蒸汽驱开发,并对汽驱注采参数进行了优化。共部署汽驱井组139个,预测阶段采出程度22.93%,全块蒸汽吞吐+汽驱采收率51.9%。2006年底在齐40块转蒸汽驱65个井组,已经见到初步效果。

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式优选及注采参数优化

胜利油田单10块馆陶2+3组目前处于高轮次蒸汽吞吐后期,生产井高含水,蒸汽吞吐效果变差。根据研究区块的地质特点,设计了热水驱、热水泡沫驱、蒸汽驱、蒸汽泡沫驱4种转驱方式,通过室内物理模拟实验对转驱方式进行优化;运用油藏数值模拟软件建立了数值模型,对采用优选转驱方式井组的注采参数进行了优化,结果表明蒸汽+N2泡沫驱的效果最佳,最终采收率可达到49.87%。对研究区块下一步转驱及稳产具有指导意义,对同类油藏转换开发方式提供了理论依据。

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

从C油藏的地质因素出发探讨该稠油油藏经过若干轮次蒸汽吞吐后,最适宜的转驱方式,通过数值模拟的方法,比较蒸汽吞吐后转接的不同温度的热水驱、蒸汽驱与常规水驱的开发效果,对比得出了320℃的蒸汽驱为最佳转驱方式。利用油藏工程论证及数值模拟法,确立了该区块最佳井网形式为反九点法井网,井距90 m,最优注采参数为:注汽速度50 t/d,采注比1.2,井底蒸汽干度0.5。

浅薄层特稠油过热蒸汽驱开发研究与试验——以楼资27井区为例

针对楼资27井区浅薄层特稠油油藏特点,开展了转过热蒸汽驱开发方式可行性研究。研究结果表明,楼资27井区浅薄层特稠油油藏适合进行过热蒸汽驱开发,较湿蒸汽驱提高采收率8.24个百分点,油汽比提高0.077。对浅薄层特稠油油藏过热蒸汽驱注采参数进行了优化,筛选出四个井组进行过热蒸汽驱试验,预测汽驱阶段采出程度26.28%,蒸汽吞吐+汽驱采收率49.61%。

河南油田稠油开发发展战略

结合稠油油藏特点 ,针对河南油田高周期吞吐存在的问题 ,从提高采收率和资源利用率出发 ,提出了以出砂冷采、薄层稠油组合开采、局部加密吞吐、化学剂辅助蒸汽吞吐。

海上稠油油藏多元热流体吞吐后转火驱开发研究

针对NB35-2油田多元热流体吞吐部分井日产油量降低、回采水率及回采气率升高、井底流压较低的现象,从生产井生产特征出发,将低效井作为转火驱开发研究对象,分析低效原因。利用油藏数值模拟方法,建立考虑多组分转化关系的火驱数学模型,充分利用现有井网条件,以提高火驱单井产能及累计产油量为出发点,优选适合海上稠油火驱的井网类型及驱替模式,论证大井距火驱开发的可行性,并对注采参数进行优化。结果表明,3口不同类型低效井转驱后累计增油13.1×10^4m^3,且边部储量得到有效动用,边部转驱单井累计产油达到12.4×10^4m^3,开发具有一定经济性,满足海上稠油热采少井、高产开发要求。研究结果可对海上稠油油藏开发方式转换提供借鉴意义。

利用微生物吞吐技术开采稠油、特稠油

冷家油田冷 4 3块S1+2 油层稠油属特稠油 ,5 0℃脱气原油粘度在 10 0 0 0mPa·s以上。通过优选的假单胞菌L1,LH - 18与短杆菌HY - 2 1对冷 4 3块 8口油井进行吞吐试验 ,共增产原油 94 7t。单井最长有效期超过 6个月 ,最高增产原油 2 80t。该研究拓宽了微生物采油在稠油油藏中应用范围 ,为稠油。

曙光油田杜229块蒸汽吞吐后期转蒸汽驱试验技术

杜229块超稠油油藏蒸汽吞吐开发采出程度达到22.5%,可采储量采出程度高达96.3%,转换开发方式势在必行。针对该油藏地质特点及开发现状,开展转蒸汽驱方式可行性研究。结果表明,该油藏适合蒸汽驱开发,可提高采收率25%。综合研究后确定,在该块中部选取4个井组开展蒸汽驱先导试验,并对井组注采参数进行优选。经过一段时间的试验,先导试验井组已进入蒸汽驱驱替阶段,瞬时油汽比达到0.16,井组年综合递减率下降10%,蒸汽驱见到初步效果。该研究对于区块下步转换开发方式及稳产起到了保障作用,对同类型油藏转蒸汽驱开发具有重要的指导意义。

辽河油区热采稠油Ⅱ、Ⅲ类储量蒸汽驱、SAGD长远规划及先导试验部署

目前辽河油区稠油主力生产区块已相继进入蒸汽吞吐的中后期,适时进行开发方式转换是改善开发效果提高采收率的必由之路。从辽河稠油开发方式转换的前景及潜力分析入手,对全油区将来占主导地位的蒸汽驱及SAGD方式进行了整体部署与规划。在总结已成功开发方式的基础上,选择有代表性的区块进行开发方式转换试验的设计部署,该项研究将对辽河油区稠油油田的长远发展起到重要的指导作用。

关于孤三油藏经营管理区稠油剩余油挖潜的实践与认识

针对胜利油田分公司孤岛采油厂孤三油藏经营管理区稠油热采的开发现状，从剩余油分析入手开展精细油藏挖潜，对于粘度较高低产低效的稀油单元由水驱转为蒸汽吞吐，原油粘度高、开采难度大的孤南4井区实施油溶性降粘剂＋二氧化锯、双空心杆升温井筒降粘等配套工艺，同时采取间歇蒸汽驱、多井蒸汽吞吐、氮气调剖办法来改善蒸汽吞吐后期稠油单元开发效果。

海26块常规水驱转蒸汽吞吐试验研究

海26块常规水驱开采后期，由于储层非均质性，水驱效果逐渐变差。在总结油藏的沉积特征、原油性质变化特征、剩余油分布规律基础上，详细分析了蒸汽吞吐试验结果，指出了影响断块蒸汽吞吐效果的主控因素以及进一步提高吞吐效果的手段。为海26块转变开发方式，有效动用剩余油及改善断块开发效果提供有益的探索。

锦94块转蒸汽驱可行性研究

锦94块1986年开始投入开发,至今已经开发了28年,蒸汽吞吐单位操作成本逐年提高,蒸汽吞吐效益逐年变差,已经处于蒸汽吞吐开发后期,但剩余油仍很富集,因此转换开发方式、实现产量接替、扭转递减趋势已迫在眉睫,为改善该块开发效果开展蒸汽驱可行性研究工作。

杜229块西部兴Ⅱ组转蒸汽驱可行性研究

曙一区杜229块超稠油油藏1999年投入开发,目前已进入开发中后期,该区块西部兴Ⅱ组蒸汽吞吐开发效果变差,生产规模逐渐萎缩,地层压力下降,采出程度高,为保持产量稳定、提高开发效果和经济效益,亟需通过开发方式转换,提高区块采收率,达到区块稳产的目的。为了适应开发的需要,现进行了杜229块西部兴Ⅱ组转驱可行性分析。

火驱尾气回注试验在低渗油藏中的应用

锦150-17-119断块为中-厚层状边底水低渗透油藏,注水开发驱替效果差。断块标定采收率为16.0%,目前采出程度为13.5%。注水井低渗层吸水差,仍有36%厚度不吸水。目前生产井均表现为低产低液,采收率提高程度有限,需转换开发方式,提高断块采出程度,改善断块开发效果。

重力泄水辅助蒸汽驱在深层稠油油藏的研究与应用

随着开发的不断深入,高采出程度、高吞吐轮次、低周期油汽比、油藏低压举升难度大等开发矛盾不断的暴露,深层超稠油油藏转换开发方式迫在眉睫。对此开展了深层稠油油藏开发方式转换研究,进行了重力泄水辅助蒸汽驱可行性分析、井网井距设计和注采参数优化。开展了注汽工艺、举升工艺及配套工艺研究。成功解决了当前深层超稠油油藏开发方式转换过程中的工艺技术难点,现场应用效果良好,实现了深层稠油开发方式转换的突破。