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在对杜80断块超稠油油藏周期吞吐规律进行研究的基础上,进行蒸汽化学吞吐试验。结果表明,蒸汽化学吞吐工艺在超稠油开发过程中,对于提高周期采油,周期回采水率,油汽比具有重要作用,可简化超稠油开采工艺,最终提高区块开发效果和采收率。 相似文献
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方法根据孤东油田九区西块原油粘度及井网分布状况,选择不同的开采工艺,另外,在蒸汽吞吐井生产末期挤入降粘剂来提高周期产油量,并应用化学添加剂提高蒸汽吞吐效果。目的选择适合各单井的稠油开采新工艺,提高开井率,并试验应用蒸汽吞吐配套新工艺延长生产周期,提高周期产油量。结果试验区1993年正式投入开发,至1995年6月底,累积生产原油17.8900×10~4t,累积采出水9.8300×10~4m~3,回采水率123%。结论中、高粘度的稠油油藏,蒸汽吞吐开发初期可采取非注汽工艺与蒸汽吞吐工艺相结合的方式综合开采,蒸汽吞吐开发可大大提高该类油藏的采油速度;固井质量差的老井,开发初期可运用非注汽工艺开采,来提高油井开井率;此外,注汽开发中可选用合适的化学添加剂,来改善开发效果。 相似文献
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刘斌 《油气地质与采收率》1997,(1)
根据辽河油田蒸汽吞吐开发稠油的实际生产资料,通过数理统计分析,发现处于蒸汽吞吐阶段的稠油油藏,其累积注汽量和累积产油量之比与累积注汽量在直角坐标系上,具有较好的线性关系。利用这一线性关系,以油藏的油汽比确定注汽量,可解决稠油蒸汽吞吐阶段的配产问题;又可根据蒸汽吞吐阶段的极限油汽比,计算该阶段的可采储量。通过实例验证表明:该方法在蒸汽吞吐两周期以上使用是行之有效的 相似文献
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一种计算蒸汽吞吐阶段可采储量的统计方法 总被引:8,自引:0,他引:8
根据辽河油田蒸汽吞吐开发稠油的实际生产资料,通过数理统计分析,发现处于蒸汽吞吐阶段的稠油油藏,其积累注注汽量和累积产油量之比与累积注汽量的在直角坐标系,具有较好的线性关系,利用这一线性关系,以油藏的油汽比确定注汽量,可解决稠油蒸汽吞吐阶段的配产问题,又可根据蒸汽吞吐阶段的极限油汽比,计算该阶段的可采储量,通过实例测验表明:该方法在蒸汽吞吐两周期以上使用是行之有效的。 相似文献
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以某稠油油藏为例,通过数值模拟方法,对7种蒸汽吞吐参数(注汽强度、注汽速度、注汽干度、注汽温度、焖井时间、排液速度和周期注汽量递增)进行优化,得出适合该油藏的蒸汽吞吐参数,并对蒸汽吞吐开发效果进行了预测,为该油田稠油区块蒸汽吞吐的现场应用提供了合理的注汽工艺参数。 相似文献
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在模拟辽河油田杜84块超稠油油藏蒸汽吞吐条件下(原始地温38℃,原始地层压力7.35 MPa,注汽压力18 MPa,注汽温度260℃,蒸汽干度75%),以孔隙度27.6%~29.1%、渗透率1.3 μm2、φ5×100(cm)的油层砂填充管为物理模型,实验考察了九个周期的蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐、蒸汽+CO2+助剂吞吐的驱油效果.后两种吞吐方式的第一周期为蒸汽吞吐,从第二周期开始先注入CO2气或0.0035 PV 0.3%助剂溶液+CO2气再注蒸汽,CO2注入量为前一周期蒸汽注入量的1/5,所用助剂为高温泡沫驱油助排剂WZ-AS+磺酸盐助排剂EOR-CL/LH-ⅩⅢ(1∶1).列表给出了各周期注汽量、采油量、采出程度、回采水率、采注比及油气比数据.三种吞吐方式的生产规律相同,增注CO2和CO2+助剂使周期注汽量、采出程度、回采水率增加,在蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐、蒸汽+CO2+助剂吞吐中,累积采出程度分别为30.23%、35.90%、38.69%,周期平均回采水率分别为63.80%、71.62%、82.07%.简介了杜84块油藏特征.图3表4参4. 相似文献
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海上稠油油田蒸汽吞吐开发与陆上油田相比更为复杂,周期注汽量的合理选择已越来越受到重视。以渤海油田某稠油油藏为研究对象,根据海上油田特点建立概念模型,运用数值模拟方法对蒸汽吞吐周期注汽量进行优化研究,首先设计7种方案对各周期注汽段塞进行了定性研究;在此基础上,针对开发效果最好的注汽段塞方案又设计12种方案进行定量细化研究。结果表明,研究区蒸汽吞吐开发时各周期注汽量应随着周期数的增加而增加,且各周期注汽量递增率均为20%时开发效果最好。M油藏实际区块数值模拟结果表明,吞吐10周期后,蒸汽吞吐周期注汽量最优方案比各周期注汽量相同的注汽方式的累积产油量提高4.58×104m3,采出程度提高0.53%。 相似文献
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辽河油区超稠油双水平井SAGD技术研究 总被引:3,自引:0,他引:3
超稠油蒸汽吞吐开采,存在周期生产时间短,周期产油量低,油汽比低的问题,吞吐采收率一般低于25%。对辽河油区曙一区杜84块超稠油产能接替研究表明,双水于井SAGD技术能较好地应用于该块超稠油开发,最终采收率可达45.6%,可以作为超稠油蒸汽吞吐开采后期有效的产能接替技术,具有广阔的应用前景。 相似文献
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辽河油田超稠油油藏开采方式研究 总被引:28,自引:6,他引:22
辽河油田杜84 块兴隆台油层是一个超稠油油藏。由于地下原油粘度大,流动性差,因此常规直井蒸汽吞吐效果很差,平均周期油汽比只有0.35。为了提高蒸汽吞吐开采效果,在油田现场采取了一系列技术措施,包括采用高效真空隔热油管、加深注汽管柱、采用大泵抽油等,措施后,周期油汽比提高到了0.559。同时,根据该油藏地质特征及原油性质,研究并试验了水平井注蒸汽开采、成对水平井蒸汽辅助重力泄油、水平裂缝辅助蒸汽驱及垂向燃烧辅助水平井重力泄油等新技术及开采方式。结果表明,水平井技术与重力泄油相结合,将是提高厚层超稠油开采效果的一种主要方式。 相似文献
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稠油生产井在冲砂、堵水、蒸汽吞吐等措施作业中需多次起下管柱,存在措施成本高、生产时率低的问题。为此,结合现场实际需要,研制了投球式多功能抽油泵。在常规管式抽油泵的基础上,研制了开放式固定凡尔总成,对滑块套、支撑弹簧、固定凡尔座等核心部件结构进行优化设计,形成了3种规格的投球式多功能抽油泵。投球前带泵管实施油井相应措施,措施后投入固定凡尔球,下抽油杆及活塞即可直接转抽生产,省略了起管柱再次下泵这一作业环节,满足了油井注汽、冲砂、堵水等工艺一次管柱完成的现场需求。该工艺累计应用29井次,成功率为100%。投球式多功能抽油泵可有效简化作业施工工序,降低作业成本,提高油井生产时率,可为稠油油井高效生产提供技术支持。 相似文献
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孙振彪 《勘探地球物理进展》2014,(1):42-45
针对辽河油田曙一区杜84区块超稠油水平井局部井位部署区域因储层物性差、压力高,在蒸汽吞吐开采初期存在溢流,而延缓油井正常下泵转抽作业时间,降低油井生产时率,错过最佳回采时机,影响油井生产效果的问题,开展了水平井注采同体技术的研究。该技术可以在油井注入蒸汽前将注蒸汽管柱、采油管柱和抽油泵同时下入井内,经过注蒸汽、焖井和放喷后,无需进行转抽作业的工序,而直接挂抽生产。通过现场应用,取得了较好的回采效果,提高了油井生产时率和油汽比,有效地解决了水平井生产中因溢流而影响生产的难题。 相似文献
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百口泉油田稠油冷采的可行性研究 总被引:2,自引:2,他引:0
克拉玛依百口泉油田百重七区稠油油藏实施蒸汽吞吐开发的第二轮后,暴露出单井产油量递减快,油温下降快,周期生产时间短,产油量低,油井汽窜、出砂、套管损伤严重,油井周期回采水率低、初期油汽比低于0.2,开发效果不理想等问题。在对下侏罗统八道湾组和中三叠统上克拉玛依组疏松砂岩储集层基本特征认识的基础上,系统阐述了稠油冷采出砂的机理与影响因素,并与研究区油藏条件进行对比分析,指出百重七区稠油油藏实施出砂冷采具有较大的潜力,目前的开发阶段是出砂冷采较有利的时机。 相似文献
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深层特稠油油藏冷42断块依靠蒸汽吞吐开发,由于回采水率较低,因此开发效果较差.利用GO2易溶于原油中、能够降低原油粘度、体积膨胀等特性,进行GO2吞吐研究.通过现场试验,改善了开发效果,提高了原油采收率,为同类型油藏开发提供了一定的借鉴. 相似文献
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稠油油藏进入开发中后期,动用不均、低压低产、汽窜等矛盾日益突出,严重影响稠油开发效果。二氧化碳、氮气助排等复合吞吐技术在现场应用中存在措施针对性差、施工周期长、生产时率低等问题。为此,研制了投球器、双作用封隔器、可逆注入阀球等核心工具,将分层注汽机械管柱与复合吞吐技术有机结合,形成了稠油复合吞吐配套管柱技术,一次投放管柱即可完成油井复合吞吐和精细注汽,实现了不同介质按需定量注入的目的。现场应用表明,该技术解决了常规复合吞吐技术应用效率低的问题,有效提高了稠油油藏油井复合吞吐效果和生产时率。该技术对稠油开发后期复合吞吐技术的规模应用具有技术支撑作用,具有较好的应用前景和潜力。 相似文献