丫角油田稠油热采效果分析及认识

丫角油田以短轴背斜层状油藏为主,其次为透镜状及断层遮挡油藏。油层单层厚度薄,渗透率低,含油饱和度偏低,为普通稠油,具有高比重、高粘度、高含硫的特点。在对丫角油田浅层稠油进行的热采试验中,所采用的热采工艺是成功的。针对丫角油田薄层稠油热采,应选择低含水油井并采用较大的注汽强度,才能保证热采效果。     

稠油开采技术的发展趋势

稠油常规热采技术的缺点是效率低、成本高、消耗大,而冷采技术可以弥补此缺陷.现在稠油冷采技术主要有稠油出砂冷采技术、注CO2开采技术、微生物开采技术、VAPEX开采技术等.综合各种开采技术的优缺点,复合开采稠油油藏技术逐渐成为开发稠油油藏的主要方式.     

适用气举工艺的稠油热采开发模式优化

针对气举采油工艺对多元热流体吞吐开发中产量和流压等参数的特殊要求,以渤海A油田南区实际油藏参数建立的典型模型为基础,利用数值模拟技术,优化了海上稠油多元热流体热采吞吐开发方案,提出了适用气举工艺的热采开发模式,为探索气举工艺在海上稠油热采开发油田的适用性奠定了基础。     

水平井热采开发边底水稠油技术研究

稠油油藏受边底水的束缚和制约,开发过程中暴露出直井常规开采出砂严重、含水上升快、储量动用程度低、油藏采收率低等突出问题。针对边底水稠油油藏存在问题,开展边底水稠油油藏水平井热采开发技术研究,进一步改善油藏开发效果。通过深化油藏地质研究,剖析制约油藏开发的主要因素,应用先进的油藏数值模拟手段,研究并优化设计了热采水平井的...     

低渗透稠油油藏蒸汽吞吐开发储量动用界限

在储层改造基础上进行蒸汽吞吐是低渗透稠油油藏的可行开发方式,探究开采过程中不同条件对储层原油流动能力的影响,并定量确定储量动用范围的变化规律,可为此类油藏的有效开发提供科学依据.分析基于蒸汽吞吐过程中的温度剖面变化和储量动用过程,定量描述了储层中原油流动能力的变化规律,建立了反映低渗透稠油油藏热采储层中渗流特点的数学模型,计算得到低渗透稠油油藏注热开采后压力分布及产量的分段式变化规律;提出通过原油流动及储量动用的极限动用半径、易流动半径和经济有效动用半径,来刻画低渗稠油储层注热开采后储量动用特点;通过研究不同动用半径的非线性变化规律,得到不同开采条件下的储量有效动用范围,为低渗透稠油油藏蒸汽吞吐热采开发合理井网设计提供关键参数.     

八面河油田稠油热采工艺现状及下步建议

八面河油田在实践中,逐步发展形成了针对薄互层油藏、薄层油藏和特薄层稠油藏的热采工艺。该工艺以优化注汽参数和选井选层工艺为核心,以保证注汽质量为关键,以强化防砂、油层保护工艺配套为辅助,使蒸汽吞吐热采成为这类油藏改善开发效果的主导工艺,解决了八面河油田难采稠油开发难题。     

八面河油田面138区薄层稠油油藏蒸汽吞吐方案优化

统计分析认为,影响八面河油田面138区薄层稠油油藏热采效果的主要因数是油层厚度和油层渗透率。根据数值模拟的结果,对面138区薄层稠油油藏蒸汽吞吐工艺参数进行优化后,热采效果得到明显改善,单井注汽量减少,单井产量、周期油汽比和回采水率均得到提高。     

稠油油藏经济极限油汽比探讨

对稠油油藏而言,注蒸汽热采已成为勘探阶段的主要试油方式和开发阶段的主要生产方式,准噶尔盆地通过注蒸汽开采的稠油已占年度石油总产量的1／3以上。通过剖析准噶尔盆地已投入开发的部分典型稠油油藏,研究探讨稠油油藏的经济极限油汽比（储量起算标准）、初步建立了不同埋深、不同开采方式、不同油价的工业油汽比标准,在稠油油藏储量计算中得到成功应用,对稠油油藏的评价亦具有重要意义     

应用水包油乳状液改善稠油油藏水驱效果研究

针对江汉油区提高稠油油藏开发效果的需要,进行了室内试验研究。研制出新的表面活性剂体系,可降低稠油界面张力达70％,使稠油形成的水包油乳状液增加流度,改善稠油的渗流流变性,可提高原油采收率7．3％～16．9%。在室内模拟试验结果基础上编制出江汉油区丫角油田稠油开采矿场先导试验方案,预计产出与投入比为3．96：1,经济效益明显。     

海上稠油多元热流体吞吐各组分增产优化设计研究

针对渤海稠油油藏特点,通过物理模拟实验分析多元热流体各组分蒸汽、CO2及N2对地层及原油的影响。根据实验数据观察各组分的增产效果,蒸汽加热降黏可使稠油采油指数提高1.5~10倍,饱和CO2可使稠油黏度降低50%~90%,N2增能保压作用明显。运用数值模拟手段,对比多元热流体不同组成比例对热采吞吐效果的影响,以及不同温度下各组分对增产效果的贡献。随着多元热流体注入温度的升高以及气体组成中CO2比例的增加,热采效果更佳。多元热流体热采技术在渤海稠油油田的单井吞吐试验成功,表明该技术可以作为海上稠油油藏挖潜增效主力措施之一。     

国有企业人才成长通道建设的实践与思考——以清河采油厂为例

中国石化胜利油田分公司清河采油厂在推进人才成长通道中采取了创新机制,畅通专业技术人才成长通道;加强梯队建设,注重优秀青年人才培养;激发竞争意识,壮大后备人才队伍;增强针对性,突出实效性,完善人才培训体系;积极营造尊重人才的氛围等对策。人才成长通道建设下一步工作应是进一步创新人才成长通道建设;继续巩固人才队伍梯队建设;不断加强复合型人才队伍建设;进一步增强企业吸引力。     

柴达木盆地尕斯E_3~1油藏稳油控水的研究

油藏数值模拟技术利用计算机仿真模型预测油田开发动态、再现油田开发历史、预测油田开发压力饱和度分布、预测剩余油分布规率 ,是油藏工程研究的一个重要手段。应用油藏数值模拟技术 ,对柴达木E13 油藏进行开发生产指标的预测 ,研究E13 油藏油水分布规律 ,为提高油田的采收率及后期油田剩余油的挖潜及开发调整 ,提供理论依据。     

高含水期复杂断块油藏剩余油分布及挖潜

高含水期陆相复杂断块层状油藏剩余油分布复杂,油藏模拟难度大.马11复杂断块油藏在油藏精细描述基础上,利用动静态综合分析研究与密网格大规模数值模拟研究相结合,提高了剩余油研究精度和可信度;在此基础上,针对油藏剩余油分布特点并结合当前经济技术条件,部署实施了以调整井、调剖、堵水、油水井大修为主的剩余油挖潜方案,油藏含水上升率大幅度下降、采油速度上升、采收率提高了.     

底水油藏水平井开发见水后生产动态预测

水平井技术是开发底水油藏、延长油井见水时间与提高底水油藏采收率的一项重要技术，但是水平井见水后的动态预测与控制是这项技术的难点。在前人研究的基础上建立了一个水平井开发底水油藏的简化物理模型，并从此模型出发经过推导与简化得到了一个简单易行的水平井开发底水油藏见水后动态生产规律的预测方法，编制了计算机程序，结合华北任丘油田水平实际生产情况进行了预测分析与应用。从实例预测对比结果可以看出，该方法预测精度令人满意。     

红岗油田复合驱先导性矿场试验

红岗油田目前的注采井网和注水方式已基本上满足了油田开发的需要,领先常规技术提高采收率的难度越来越大,有必要探索出一种适合红岗油田实际情况的三次采油方法,经过室内研究和矿场试验证实,在红岗油田进行复合驱是可行的,矿场试验情况表明：三元复合驱技术是适合于红岗油田萨尔图油层的,尤其对剩余油饱和度较大,非特高含水井的效果非常显著,另外在国内首次把复合驱技术应用于注采井距大的反十三井网中,为红岗油田稳产高产提供了一条新的途径。     

吴旗油田高含水期油藏挖潜技术及应用效果

针对吴旗油田进入高含水开发期,油田的稳产难度大的问题,通过深入分析油藏开发特征和存在问题,主要采取精细注水技术和剩余油挖潜系列技术,对老油田实施各种措施挖潜,有效的提高油田采收率,确保了油田的稳产。     

特稠油化学复合吞吐工艺技术研究与应用

孤岛油田低品位稠油油藏储层发育和流体物性差,开采难度大。目前采出程度为5.5%,采油速度仅为0.36%,为典型的双低单元。针对该油藏在开发中存在的注汽压力高、注汽效果差、周期产油量低等问题,分别开展了CO2、油溶性降黏剂以及二者协同作用改善特稠油物性机理研究。在矿场应用中,结合油藏地质特点,不同开发特征井应用不同的化学复合吞吐工艺组合,取得好的增油效果。     

微生物提高原油采收率机理

针对北海油田轻质油砂岩油藏,对微生物提高采收率方法和机理进行了评价,以确定利用微生物提高采收率最好的方法。目前微生物提高原油采收率的机理主要有改变界面张力、油藏润湿性的变化、微生物封堵高渗区、微生物气驱等,由于油藏中的毛管数不同,在现场利用生物表面活性剂提高原油采收率无法达到理想效果;由于油藏微生物的生长得不到控制,无法稳定获得表面活性剂;油藏岩石对生物表面活性剂的吸附及其在现场的生物降解进一步限制了微生物提高采收率的效果。因此,微生物提高原油采收率方案需要利用系统的油藏工程原理进行评估,对于北海油田轻质油砂岩油藏微生物封堵是比较好的方法,1 kg营养物质可增产1.3～2.6 L原油。