杜84块北部新井开发矛盾及对策研究

通过分析杜84块构造边部的新井生产特点,发现储层物性差、原油粘度高和井间汽窜干扰等矛盾严重制约了新井的生产效果.针对出现的矛盾有针对性地采用了XYG-Ⅰ、三元复合吞吐、调剖配合整体注汽及分注等措施,明显改善了生产效果,实现了稳产高效,为今后新井投产指明了措施方向.     

杜84块南部井区开发效果影响因素分析

辽河油田曙一区杜84块南部井区于2005年投入开发,初期采用常规注汽,注汽压力高、干度低,注汽质量无法保障,生产效果差,吨油成本高.随着油藏研究的深入,超稠油开发技术水平得到提高,通过对该区构造及沉积相、原油粘度等影响因素进行分析研究,找到了提高开发效果的技术措施,进行现场试验及效果评价,提高了蒸汽吞吐阶段采收率.     

大庆油田注汽系统的优化调整

大庆油田江37区块稠油油藏采用蒸汽吞吐方式进行开采,开采初期井底蒸汽干度低,影响开发效果。通过分析大庆油田注汽系统各环节的热能消耗,得出地面上消耗的热能比较高。通过高压汽水分离器提高锅炉出口干度,降低蒸汽干度损失量,应用球型等干度分配器可实现多口油井注入蒸汽的干度相同;对开采过程中相关的设备进行保温,加强对注汽系统的巡线工作,定期维修注汽系统中损坏的保温层;在注汽方式中,要选择近距离注汽站进行注汽,达到了节能降耗、提高产能的目的。     

提高杜229块北部低效区储量动用程度研究

杜229块北部低效区储层物性差,原油粘度高,注汽压力高,蒸汽干度低,导致储量动用程度低.为提高低效区储量动用程度,利用常规开采、亚临界注汽锅炉注汽、水平井动用等多种手段,使低效区储量动用程度逐渐增加,尤其是利用水平井开发后,低效区储量动用程度进一步提高,延缓了该块产量的递减速度,实现了老油田的二次开发.     

稠油热采优化组合注汽技术研究

近年来,稠油热采受采出程度高、限压注汽、汽窜、水淹、投产新井厚度薄、待认识落实的油层多等因素的影响,油汽比低,生产成本高。以往单一的注汽模式已经不适应稠油热采逐渐扩大的生产规模和日益复杂严峻的开发形势。着重从优化组合注汽、优化注汽参数入手,研究总结出进一步提高稠油热采吞吐效益的技术,以实现产量和成本的有机统一。     

蒸汽吞吐井注汽工艺参数正交优化设计

克拉玛依油田九7区稠油在20℃时地面脱气油平均粘度为4.52×105mPa.s,属特、超稠油。因原油粘度高,采用常规稠油注汽工艺参数,蒸汽吞吐开采效果差。为此,利用正交试验设计方法对九7区注汽工艺参数进行了敏感性分析和优化。敏感性分析表明,蒸汽参数对开发效果影响的顺序从大到小依次为生产时间、注汽干度、周期注汽量、注汽压力、焖井时间和注汽速度;优化结果为:生产时间60 d,注汽干度70%,周期注入量2 210 t,注汽压力4.0 MPa,焖井时间3 d,注汽速度220 t/d。优化结果与理论计算结果相吻合。敏感性分析和优化结果在九7区的实际生产中取得良好的效果,对指导特、超稠油油田生产具有一定的现实意义。     

稠油热采优化组合注汽技术研究

近年来，稠油热采受采出程度高、限压注汽、汽窜、水淹、投产新井厚度薄、待认识落实的油层多等因素的影响，油汽比低，生产成本高。以往单一的注汽模式已经不适应稠油热采逐渐扩大的生产规模和日益复杂严峻的开发形势。着重从优化组合注汽、优化注汽参数入手，研究总结出进一步提高稠油热采吞吐效益的技术，以实现产量和成本的有机统一。     

亚临界锅炉注汽改善杜229块北部低效区吞吐效果机理分析

杜229块北部低效区超稠油油藏由于开发初期注汽压力高,蒸汽注不进,吞吐效果极差,通过试验亚临界锅炉注汽,吞吐效果明显改善.在对油藏充分认识的基础上,对亚临界锅炉注汽改善该块效果的机理进行分析,通过研究亚临界条件下蒸汽的热物理特性,包括分析干度与热焓值的变化,认识热能的损失、转化与利用,采用亚临界锅炉能够提高注汽压力,将高干度蒸汽注入地层,保证有足够的热能注入地层,对原油有效加热降粘,增加流动性,从而实现吞吐效果逐渐好转.     

注汽锅炉触摸屏中控系统

随着稠油开发力度不断加大，三次采油已经成为原油稳产的重要手段，其中稠油热采因其见效快，效果明显而广泛应用于采油厂各油田稠油区块的原油开采。尤其是活动注汽凭借注汽压力高、注汽干度高、注汽流程短和注汽效果好等优点，在采油厂原油生产中的比重呈稳步上升之势。但由于锅炉控制系统落后、高温高压注汽及人工手动调控而引发的注汽安全、技术问题日显突出，为解决这些问题，充分利用现代电子技术，在热采注汽锅炉上成功研制了触摸屏中控系统。     

渤海油田蒸汽吞吐试验井注汽压力影响因素分析

渤海海上油田蒸汽吞吐试验井A1井第一轮出现注汽压力高，注汽能力受限，热损失大，井底注汽干度没有达到预期，影响热采效果。为了降低注汽压力，改善蒸汽吞吐实施效果，采用正交试验方法对蒸汽吞吐试验井A1井注汽压力高的原因进行分析，认为影响A1井注汽压力高的敏感因素按影响程度依次是地层能量、渗透率以及原油黏度。该区块后续热采实施应先冷采降低地层能量或注汽前采取降黏增注预处理措施，以改善注汽实施效果。研究结果可为全区热采实施及类似油田热采开发提供指导。