苏北复杂小断块稠油油藏采油工艺方法

针对苏北复杂小断块稠油油藏的地质条件(如储量规模、油藏埋藏深度等)满足不了目前很多成熟的油藏工程方法诸如稠油热采(蒸汽吞吐和蒸汽驱)、冷采技术等所要求的地质条件,因此,对于该区复杂小断块稠油油藏的开采,我们在广泛调研国内外各稠油油田对稠油开采成熟生产工艺的基础上,有针对性的提出了适合于苏北复杂小断块稠油油藏的采油工艺方法:化学吞吐开采稠油(从提高地层产出能力方面考虑,如CO2吞吐等)和稠油降粘开采(从井筒工艺方面考虑,如使用电热抽油杆等),取得了较好的效果。     

稠油油藏智聚能等流度技术研究与应用

稠油油藏目前主要应用常规冷采、出砂冷采、蒸汽吞吐或火烧油层等方式开发,而对于埋藏较浅,油层胶结疏松,油井普遍出砂且水淹严重的油田这几种方式都存在各自的弊端。智聚能等流度驱油技术是一种新兴的技术手段,对于稠油油藏应用相对较少,本文以套保稠油油藏为例,优选井组实施智聚能等流度驱先导试验,目前已取得较好效果,为同类油藏改善开发效果提供了一定的借鉴作用。     

CO_2辅助水溶性降粘剂吞吐提高单井产能技术

东辛油田的断块薄层稠油油藏冷采过程中,由于受到色谱效应、极性吸附等因素影响,胶质、沥青质在储层中吸附沉积,堵塞渗流通道,影响生产井供液能力。针对以上问题研制合成了用量低、降粘效率高的水溶性降粘剂体系GXJN,配套CO_2辅助吞吐,形成了有效提高冷采稠油单井产能技术[1]-[2]。     

稠油冷采工艺配套技术在沈家铺油田的应用

大港油田公司第三采油厂沈家铺油田是以普通稠油为主的稠油油田,结合油藏特点,立足于稠油冷采,在开发实践的基础上不断完善工艺技术措施,形成了成熟的稠油冷采工艺配套技术,取得了较好的经济和社会效益,一些技术和经验对类似油田的开发具有一定的借鉴意义。     

下二门油田薄层稠油藏注蒸汽开采方式探讨

本文针对下二门油田浅北区块H 2Ⅰ2、3小层为薄层稠油油藏,常规试采及出砂冷采产量低的情况,根据其储层物性、原油性质、油层厚度及注蒸汽吞吐试验结果等油藏地质特征,开展了开发方式对策研究,提出H 2Ⅰ3小层宜采用注蒸汽开发,并根据已开发油田的生产情况及数模结果,对注气参数的确定进行了探讨。     

辽河海上油田稠油开采及配套工艺

月东稠油油田存在造斜率大、井斜角大、原油粘度大等问题,为此开展了多项配套工艺技术的研究和应用,确保了油井生产的正常运行。冷采过程中,配套空心杆电加热工艺、防偏磨技术以及热采过程中的多点注汽工艺、活性热化学采油技术在月东油田的成功应用,说明有杆泵可以作为滩海稠油油藏海油陆采井的举升方式。     

套保稠油油藏出砂冷采技术研究

套保油田为普通稠油油藏,开发过程中表现为：常规冷采产能低、递减快;蒸汽吞吐开采,注入压力过高,破坏隔层,导致底水上窜;注入压力过低。不能保证开采效果。通过开展出砂冷采试验,形成了较完善的配套工艺技术,现场应用后收到了较好的效果,白92块单井日产油达到10～30t,为常规冷采产量的l0～20倍。     

注氮气技术在稠油油田的应用

为了提高稠油油田开采的效率,采取注氮气开发的技术措施,降低稠油的黏度,提高稠油井的采收率。冷采稠油油田注入氮气,能够降黏开采,提高氮气的波及系数,改善蒸汽驱及蒸汽吞吐的开发状况,达到稠油开采的技术要求。     

库姆萨依稠油热采技术研究及应用

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,具有埋藏浅、储层单一厚度大、原油粘度高等特点。针对其油藏特征,研究决定油田主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发。蒸汽吞吐试验表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,同周期内水平井平均日产油量为直井的1.4~1.8倍,水平井热采前三个周期油汽比在1.3~0.97之间,多项开发指标好于直井。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

适度出砂冷采技术在渤海稠油油田的应用研究

渤海油田多为埋藏较浅的疏松砂岩稠油油藏,大都采用常规防砂工艺技术,但其投入高,风险大,效果低。结合渤海油田特殊的砂岩油藏特征和开采中出现的问题,本文探讨了适度出砂冷采的机理以及适用条件,研究了适度出砂冷采对完井技术的要求,分析了适度出砂冷采在渤海油田的适用性研究及应解决的关键问题。     

春光油田稠油热采水平井防砂工艺优选及参数优化研究

春光油田稠油区块为疏松砂岩油藏,原油粘度高,储层胶结疏松,胶结物主要为泥质,在蒸汽吞吐生产过程中容易出砂,随着吞吐轮次的增加,出砂日趋严重。结合春光油田稠油油藏特征及开发方式,通过开展对春光油田防砂工艺的适应性研究,优选出适合春光油田稠油油藏的防砂工艺并优化参数设计,提高春光油田的防砂效果。     

超深稠油油藏注天然气吞吐探讨

结合项目实例,对超深稠油油藏注天然气吞吐进行分析,在分析油田油藏地质特征以及注气吞吐调研基础上,详细论述了超深稠油油藏注天然气吞吐方式,希望分析后可以给相关工作人员提供一些参考。     

适合孤东油田疏松砂岩油藏水平井产能公式优选

孤东油田的油藏属于疏松砂岩稠油油藏,采用水平井开发效果较好,水平井完井方式多为裸眼精密滤砂筛管完井,准确地计算精密滤砂管的产能较为困难。本文推导了精密滤砂筛管表皮因子模型,并结合不同的5种不同的产能解析模型,计算了该油田11口水平井的产能值,并与实际产能进行比较,得出结论,窦宏恩方法更适合孤东油田精密滤砂管完井,平均误差为9.05%,达到现场精度要求。     

边底水稠油油藏水平井蒸汽吞吐技术研究及应用

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,具有埋藏浅、储层单一厚度大、原油粘度高等特点。针对其油藏特征,研究决定油田主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发。蒸汽吞吐试验表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,同周期内水平井平均日产油量为直井的1.4~1.8倍,水平井热采前三个周期油汽比在1.3~0.97之间,多项开发指标好于直井。且在实践中初步形成了水平井钻井、完井、测试、防砂、封堵水等配套技术。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

改善稠油油藏开发效果研究与实践

曙光油田普通稠油经过20多年的蒸汽吞吐开发,可采储量采出程度已高达87.5%,常规吞吐开发效果越来越差。针对当前曙光油田普通稠油蒸汽吞吐开发后期所面临的矛盾和问题,近年来,对纵向、平面、层内和潜山四类剩余油分布规律开展研究,并针对不同剩余油分布状况,从转换开发方式、调整开发井网、加大高效措施、应用组合吞吐技术等方面入手,通过开展蒸汽驱、火驱等开发方式转换、应用水平井技术调整开发井网、加大大修、侧钻、补孔等高效措施工作力度、应用配套组合吞吐技术,探索改善普通稠油吞吐后期开发效果的有效手段,并取得了较好效果,初步形成了普通稠油开发后期改善效果的工作思路,拓展了油藏剩余油挖潜的技术手段,对薄互层稠油油藏进一步提高采收率及油田的持续稳产具有重要的现实意义。     

裂缝-孔隙型碳酸盐岩稠油油藏蒸汽吞吐开发论证

T油田是典型的裂缝-孔隙型碳酸盐岩稠油油藏;目前,该油田已开展蒸汽吞吐先导试验。但是由于裂缝发育,油藏热采效果较差。如何提高此类稠油油藏的开发效果是目前面临的主要问题。以T油田为依托,根据地质建模成果,选取一个具有代表性的小井组模型分别建立单井和井组蒸汽吞吐模型,并考虑平面和品字形两种不同的布井方式对此类油藏热采进行研究,研究认为,井组整体吞吐开发效果明显好于单井蒸汽吞吐,且品字形布井能够进一步改善油田的开发效果。     

旅大27-2油田稠油油藏采出液流动特性

旅大27-2油田稠油油藏采用蒸汽吞吐的方式进行热采开发。在开发过程中,影响采出液黏度变化的主要因素有:稠油族组成、温度、含水率和产液速度。首先通过室内实验研究影响旅大27-2油田稠油黏度变化的影响因素。然后结合采油井井筒数据建立旅大27-2油田稠油油藏流体流动性模型。最后根据蒸汽吞吐参数和生产数据建立稠油油藏井底流温图版以及稠油油藏采出液黏度图版。根据建立的井底流温图版,可以计算出旅大27-2油田稠油蒸汽吞吐不同阶段采出液井底流温和相应的地层温度;结合采出液黏度图版,可以计算出不同流动阶段、蒸汽吞吐不同时期采出液黏度,为油田生产以及措施实施提供指导。     

稠油热采工艺技术探讨

依据稠油油田的特点,采取加热的方式,降低稠油的粘度,提高油流的温度,满足稠油油藏开发的条件。热力采油技术措施是针对稠油油藏的最佳开采技术措施,经过油田生产的实践研究,采取注蒸汽开采,蒸汽吞吐采油等方式,提高稠油油藏的采收率。     

微生物稠油冷采技术的研究与应用

欢西油田稠油区块经过多年蒸汽吞吐生产,周期产量下降快,油汽比低,经济效果差,开发矛盾日益突出．针对这些问题,引进一种以强降烃菌为主的LJ1混合菌,室内试验证明,该菌种对欢西油田稠油具有很好的适应性。在欢西油田低效稠油井进行微生物冷采技术应用,结果表明可延长油井生产时间,增产效果和经济效益显著。     

潭口稠油热采技术探讨

潭口稠油为浅层特稠油油藏,通过对潭口注汽吞吐采油认识,结合现有工艺技术,优化吞吐参数,合理的注汽方式,达到高效注汽吞吐采油;通过注氮辅助配套及汽窜的治理,探索潭口稠油油田合理的注汽采油模式,提高蒸汽吞吐的有效性,提高其开发效果。