超重油溶解气驱后转驱提高采收率实验

采用溶解气驱开采超重油后,仍有大量残余油存在,为了进一步开发超重油潜力,开展了不同条件下超重油溶解气驱转驱方式对驱油效率影响实验。实验结果表明:在均质模型基础上,一般溶解气驱采收率约为10%,而溶解气驱后进行蒸汽驱或二氧化碳转驱都可在一定程度上提高最终采收率,其中实施溶解气驱后转蒸汽驱剩余油饱和度更低,平均采收率在70%以上,而转二氧化碳驱后平均采收率仅约为25%。另外,通过分析发现,压降速度、温度和渗透率等因素对溶解气驱开采效果都有一定影响,其中压降速度加快可适当增加驱替速度,在一定的时间条件下,压降速度越快,提高采收率效果越好。温度的影响则存在明显的时间效应,其值越低,溶解气驱提高超重油采收率的效果越明显;渗透率对提高采收率效果的敏感性较低,较高的渗透率有助于提高驱替速度。

稠油蒸汽驱开采特征及转驱程序研究

利用数值模拟方法，研究蒸汽驱开采特征及转驱程序。目的提高蒸汽驱开发效果，指导油田生产实践。结果蒸汽驱开采分三个阶段，即：蒸汽驱启动阶段、蒸汽驱跃变阶段、蒸汽驱衰竭阶段；蒸汽驱跃变阶段的重要特征是压力下降和产量峰值的出现；全面转驱开发效果差，蒸汽驱易失败，分步转驱开发效果好，蒸汽驱易成功。结论蒸汽驱跃变阶段是蒸汽驱开发的重要阶段，针对其特征，应加强其油藏管理；蒸汽驱从试验井组到全面油田实施，应采取分步转驱方式。

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

曙一区杜84块直平组合SAGD转驱技术的完善及应用

通过对SAGD机理及油藏特征的深入研究,针对杜84块兴Ⅵ组SAGD先导试验区存在的注汽井难形成有效汽腔、注采井间热连通差及注采井间汽窜等问题,通过调整布井方式、优化射孔井段、注采井多轮共同预热、注汽井高干度预热及精准SAGD注汽时机等技术的完善,使兴Ⅵ后续转SAGD井组避免了先导试验区所出现的问题,取得较好的生产效果,为SAGD工业化推广提供了技术支持。

海上M稠油油田吞吐后续转驱开发方案研究

针对目前渤海地下原油黏度大于350 mPa·s的非常规稠油水驱采收率较低,且考虑到吞吐轮次及平台寿命的问题,开展吞吐后续转驱开发方式研究。以海上M稠油油田为例,利用油藏数值模拟方法对蒸汽吞吐转蒸汽驱、热水驱及多元热流体吞吐转多元热流体驱、热水驱等4种转驱方式的转驱时机及注采参数进行优化设计及对比分析。结果表明,蒸汽吞吐转蒸汽驱开发效果最好,多元热流体吞吐转多元热流体驱略差。蒸汽驱最优注入参数为:转驱压力5MPa左右,采注比1.3,井底蒸汽干度0.4,注入温度340℃,注汽速度240m^3/d。

Y油藏蒸汽吞吐转驱开发优化研究

Y油藏自2004年投入蒸汽吞吐开发,从2011年开始,随着吞吐轮次的增加效果逐渐变差。截止2014年5月底,含水77.4%、采出程度25.9%。为了改善其开发效果进一步提高采出程度,通过生产资料分析及数值模拟,对Y油藏I区进行转驱开发优化研究,为该区稠油转蒸汽驱开发提供合理的参数,对相似油田改善开发效果具有重要借鉴及指导意义。

海上B油田多元热流体转驱注采参数优化设计

近年来,海上B油田A区利用多元热流体吞吐技术开采稠油取得了较好的效果,但是随着多元热流体吞吐试验的深化和吞吐轮次的增加,地层能量降低,油井气窜,热采有效期缩短周期间产量递减加大等一系列问题也渐渐显现,油田开发效益变差,转驱势在必行.针对B油田A区存在的问题,利用油藏数值模拟方法,研究了转驱的最佳时机,并研究了各注采参数对开发效果的影响,得到了吞吐转多元热流体驱最优注采参数,并确定了转多元热流体驱最优注入方式,注入强度,气水比等系列参数,为油田现场实施转多元热流体驱提供了可靠的理论指导,对海上同类油藏的开发具有一定借鉴意义,同时也进一步丰富了海上稠油热采开发技术体系.

深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱实验研究

辽河油田曙一区深层超稠油油藏经历多年蒸汽吞吐开发,取得了一定的开发效果,但进入吞吐开发中后期,面临周期产油量低、油汽比低及稳产难度逐年增大等问题,蒸汽吞吐后接替技术的研究已迫在眉睫。在室内利用高温高压比例物理模拟装置,针对蒸汽吞吐后转蒸汽驱的影响因素、调控策略和生产特征开展了实验研究。结果表明,蒸汽吞吐阶段形成的温场对后续蒸汽驱开发有较大影响。蒸汽吞吐转汽驱的前提条件,一是注采井间油层热连通温度要达到原油转驱温度以上,二是吞吐阶段培育的蒸汽腔体积要足够大,横向波及注采井距1/3左右为宜。注采井段调整是改善汽驱效果的重要影响因素。对于层内无稳定分布的夹层情况,蒸汽吞吐及蒸汽驱阶段注汽井采用下1/2井段注汽,能够有效抑制汽体超覆,提高采出程度。当蒸汽驱达到剥蚀生产阶段后,将生产井由全井段调整为下1/2井段生产,能够在一定程度上扩大波及体积,提高采出程度;超稠油蒸汽驱生产特征以剥蚀作用为主,驱替作用为辅。研究结果为深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱开发方案优化设计及矿场试验提供理论依据。

转蒸汽驱最佳吞吐轮次的确定

在蒸汽吞吐和蒸汽驱组合开采中,转蒸汽驱时的吞吐轮次对稠油油藏的开采效果具有重要影响。转驱时的最佳吞吐轮次与油层厚度、渗透率、原油黏度等油藏参数和井距有关。根据这些影响因素定义了转驱因子Cm,并通过对新疆克拉玛依油田383个汽驱井组的分析,建立了转驱时的最佳吞吐轮次与Cm的关系式。依据此关系式可以确定一个油藏或井组的最佳吞吐轮次。

一种移动式化学药剂罐适用的气驱转液装置

海洋石油平台在生产过程中需要加注大量的化学药剂,主要用于提高油水分离效果、生产污水处理效果,减缓管道结垢及腐蚀,以及防止井筒原油凝固、容器产生假液位出现安全生产事故和降低海管阻力等。当化学药剂库存量不足时,由穿梭的船舶将储存有化学药剂的移动式化学药剂罐运输至海洋石油平台,现场操作人员采用重力自流法或气泵转液法将化学药剂转移到固定式化学药剂罐中,这种操作存在转液速度慢、工作量大、噪声大、气泵易发生故障等缺点。为改善这一现状,研制了一种以压缩气体作为驱动力的化学药剂罐转液装置。该装置具有作业效率高、移动灵活、结构简单、应用范围广、适应能力强等优点,可为甲板空间不足的海洋石油平台提供借鉴。

普通稠油油藏水驱转热采影响因素分析及解决对策

针对普通稠油油藏长期注水开发后的原油物性变差、剩余油分布零散、水驱采收率低（小于20％）等问题，对水驱后转热采的必要性和可行性进行了深入探讨。以实际油藏参数为基础，利用数值模拟方法，建立了普通稠油油藏水驱后转热采的概念模型，并分析了不同的转驱时机、转驱压力和注汽干度对最终采收率的影响。数值模拟结果表明，在低含水期、低压力条件下转驱，采收率提高的幅度较大；较高的注汽干度可以提高蒸汽带在油层剖面上的扩展体积，从而提高采收率。此外，还针对转驱后如何避免水驱优势通道的影响、如何有效降低油藏压力、注汽过程中如何保证注汽干度等问题提出了相应的技术对策，从而为普通稠油油藏开发提供参考。

稠油油藏蒸汽吞吐转汽驱开发方式研究

稠油油藏为提高采收率,蒸汽吞吐后需要进行转驱开采,以增加原油流动,提高油田的经济效益。以K油田为例,通过数值模拟方法对K油田注入介质,转驱时机,转驱注入方式及井距等因素进行对比研究,以期能够提高K油田采收率和为其增加更大的经济效益。经研究发现,K油田最优的蒸汽吞吐转汽驱的开发方式为反九点法布井、以湿蒸汽为介质的注一停一间歇汽驱的生产方式。

直驱式电液伺服转叶舵机定量反馈理论鲁棒控制

针对直驱式电液伺服转叶舵机转动惯量大、时变不确定、水动力负载复杂的特点,提出了一种带有负载力矩观测补偿器的定量反馈理论鲁棒控制器的设计方案。在不考虑负载波动的前提下,解决了直驱式电液伺服转叶舵机由于系统的不确定性和存在干扰而不能准确控制的问题,有效降低了控制器设计的难度。同时,引入负载力矩动态观测补偿方法,对负载力矩进行动态实时补偿,有效提高了控制器的刚度和响应速度。试验结果表明:该控制器能有效地提高直驱式电液伺服转叶舵机的控制精度和稳态误差,具有良好的动态性能和鲁棒性。

双管分注工艺在注聚转后续水驱油藏的应用

针对注聚转后续水驱油藏由于层间压差大与聚合物返吐，导致分注水井测试成功率、层段合格率低的问题，采取双管分注工艺，通过封隔器与分水器形成两个独立注水压力系统，地面阀控调整解决了测调成功率、层段合格率低的问题，并配套聚合物解堵工艺，在注聚转后续水驱开发单元取得较好的应用效果，是探索特高含水后期水驱油藏提高采收率的成功实践。

出砂强敏感稠油油藏低效水驱转热采政策界限研究——以林东馆三段稠油油藏为例

林樊家油田林东馆三段地质条件复杂,地层敏感性强,供液差,产能低,油稠,出砂严重,多年来采用了各种工艺措施,均未取得好的水驱开采效果。文章运用数值模拟手段,分析了低水驱的主要原因和论证了低效水驱转蒸汽热采可行性。在此基础上,研究了该块低效水驱转蒸汽热采的开发经济技术政策界限。开发实践表明,低效水驱稠油油藏通过转热采可大幅提高采收率,同时研究成果对同类油藏的开发具有重要指导意义。

试析稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术

本文主要分析转火驱技术的优势以及其提高采收率的机理,从后期油藏工程的技术选择进行研究。

影响水平井蒸汽驱效果地质因素分析

以辽河油田某区块稠油油藏为例,通过数值模拟方法,系统研究了各种地质因素(地层倾角、渗透率、初始含油饱和度、油层厚度、油层深度和原油黏度)对水平井蒸汽吞吐转蒸汽驱的转驱时机以及对水平井蒸汽驱开发效果的影响。分析结果表明,影响较大的因素是初始含油饱和度、油层厚度以及原油黏度。该研究可为筛选稠油油藏水平井蒸汽驱开发的地质条件提供可靠的理论依据。

新滩油田垦东18区块转蒸汽驱可行性分析

新滩油田垦东18区块目前采出程度低，综合含水高，开发效果差，随着吞吐轮次的增加和采出程度的提高，日产油呈现逐渐下降的趋势，周期持续时间短，增油效果变差。目前开发方式采收率低，需要转换开发方式。参考油藏参数相似的孤东油田九区，蒸汽驱开发提高采收率20．9％，下步转汽驱是有效的接替方式。

聚驱转水驱后提高油田采收率的技术措施

聚驱是三次采油的工艺技术措施,通过聚合物驱油,可以大幅度地提高油田的采收率。经过聚驱之后,改为水驱开发的油田,提高采收率的技术措施,是油田开发中后期必须研究的课题。聚驱转水驱的油田开发技术措施优化,可以提高油田开发中后期的开采效果,提高油田企业的经济效益。

挥发性油藏CO2驱动态混相特征

挥发性油藏地层能量充足,原始地层压力高,常规水驱开发难以实施。CO2驱以其良好的驱油特性在该类油藏中得到了应用,但由于挥发性原油气油比高,溶解气中甲烷含量高,导致CO2驱混相压力高,使得其驱油效果受到一定的影响。通过室内实验和数值模拟,研究挥发性油藏注CO2过程中的动态混相特征,并剖析衰竭开发转CO2驱界限。结果表明:挥发性油藏存在着适度衰竭转CO2驱"脱气降混"机理,即随着地层压力的降低,原油中甲烷成分部分脱出,有助于CO2驱最小混相压力的降低。另外,其脱气降混程度与其原油类型和溶解气油比有关,原油越接近于凝析油,气油比越高,混相压力降低程度越大;反之,原油越接近于黑油,气油比越低,混相压力降低程度越小。结合动态混相机理,提出了挥发性油藏衰竭开发转CO2驱界限,即气油比越高,其转驱界限越低,脱气后CO2混相驱补充地层能量幅度越小;反之,转驱界限越高,补充地层能量幅度越大。