轮南油田创全国深层开发一流水平

本刊讯　轮南油田开发已历时 9年 ,先后研究成功了深层注水开发、气举采油、电泵采油等新工艺技术 ,实现了油田高产高效开发。该油田连续 8年稳产 10 0万 t,远远超过原开发方案中稳产 3～ 5年的工作目标。到 2 0 0 1年 4月底 ,轮南油田平均单井日产原油仍达到 45 t,是全国陆上油田平均单井日产量 4.4t的 10倍 ,创出全国油田深层开发的一流水平轮南油田创全国深层开发一流水平@吴月先     

高升稠油油藏开发后期驱油助排技术研究与应用

高升油田稠油油藏进入蒸汽吞吐开发后期,地层压力下降,原油重质组份增多,原油黏度不断增加,流动性差,不易返排,地层回采水率低。在总结以往驱油增产相关技术措施效果的基础上,筛选出一种耐温性能好的高效驱油剂,该驱油剂与地层液体配伍性良好,能降低油水界面张力至10-5 N/m数量级,极大地增强了原油的流动性。现场试验增油效果明显,平均单井日增油为4.1 t,平均单井累增油297.2 t。该技术应用前景广阔,为稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期高轮次吞吐井驱油助排提供了技术保障。     

油田单井平均日产油量经济极限确定方法

从f(n,t)曲线的研究出发,得到了求解油田单井平均日产油量经济极限值的数学方程式,介绍了用曲线交汇法求解的过程,分析了油田月递减余率和原油销售价是影响油田单井平均日产油量经济极限的主要因素。该方法在油田开发调整方案的编制和油田开发规划部署工作中将起到一定的作用。     

稠油新区开发地面工程技术研究与应用

河南油田稠油新区即新庄、杨楼油田属于油层薄、埋藏浅、原油稠、粘度高、地层软、单井产量低、注蒸汽吞吐周期短（3-4月）、品位差的小断块油藏，油藏油层厚度在3-10m．单井平均产量3．5t／d，而国内已开采的稠油油藏油层厚度一般在10-15m．单井平均产量5-10t／d左右．因此新庄、杨楼油田在开发、采油和地面集输与处理等方面难度较大。     

鲁克沁稠油开发又添新方式

鲁8—7井化学吞吐后，日产油由1t增加到8t，日增油量7t，该井的试验成功为化学吞吐在鲁克沁稠油开发中的规模化推广奠定了良好的基础，也为稠油的开发方式优选增添了新的途径。针对鲁克沁油田地下原油粘度高，单井产量相对较低的现状，研究人员大胆解放思想，积极开展技术创新，通过广泛的调研和室内研究提出了开展化学吞吐降低原油粘度增加单井产量的思路，并编制了完善的实施方案。鲁8—7井矿场试验效果证实了化学吞吐是提高中高含水期稠油产量的有效途径。     

高压充填防砂工艺在林樊家油田的应用

林樊家油田开发初期采用的金属绕丝筛管砾石充填防砂工艺 ,现已严重制约了油田的开发。防砂前对油层进行预处理 ,对地层进行高压充填 ,实现对油层的高压饱和充填和绕丝筛管外充填一体化 ,已成为改造地层、提高近井地带渗透率和防砂双重作用的重要措施。将该工艺应用于林樊家油田的 31口井 ,施工成功率 10 0 % ,平均单井产液量 2 0 .5t/d ,平均单井产油量 9.8t/d ,恢复可采储量 19.7× 10 4t,有效地防止了粘土膨胀及地层细粉砂对充填层的堵塞 ,提高了充填层的渗透率 ,改善了原油的渗流条件 ,解决了防砂后油井产量低的问题     

孤岛油田孤北35块低渗油藏开发技术政策界限研究

1 开采特征(1)初期产能较高 ,产量递减快。孤北 35块仅有油井7口 ,采油层位为Es3 下 ,平均单井有效厚度为 8 0m ,初期单井日油能力 2 1 3t,含水 14 6 % ,平均单井有效厚度为8 0m ,平均单井采油指数 0 37t/d·MPa·m。其中自喷井 4口 ,单井日油能力 2 3 3t,含水 13 8% ,抽油井     

氮气辅助稠油微生物冷采技术研究与应用

室内选择性富集、驯化、分离,从井楼油田污水中筛选出3株微生物菌种,分别为产气菌、烃氧化菌和生物表面活性剂菌,3株菌按接种量1:1:1配伍构建共生代谢体系。与单菌种相比,复合菌代谢产物中的表面活性剂含量由1.7%增至2.2%,产气量由95mL增至120mL,pH值由6.1降至5.9。针对井楼油田稠油开展的微生物室内评价实验表明,共生代谢体系对该油藏的适应性良好,稠油乳化降黏效果明显,对原油的降黏率最高可达63.9%,形成的水包油乳状液黏度在100～300mPa·s之间波动,胶质沥青质含量降低,发酵液表面张力下降9.4%～11.6%。在井楼油田7口稠油油井进行首轮氮气辅助微生物吞吐施工,设计单井菌液处理半径10～15m,氮气顶替段塞2000～10000Nm~3,菌液2.5～6.0t,措施后单井产液量增加1.8～9.8倍,产油量由0～0.1t/d增至最高2.7t/d,首轮施工生产115 d增油470 t,措施有效率85.7%,效果显著。     

七个泉、狮子沟油田MEOR菌种采油试验效果分析

文章主要针对七个泉、狮子沟油田单井自然产能低等特点，结合MEOR单井吞吐采油技术原理，培养筛选了与油田原油配伍效果良好的菌种，并通过优选的单井现场试验应用，累计增产原油447吨，取得了较好的经济效益，可为油田效益开发提供技术借鉴。     

三次采油菌种9 82和L-510的单井吞吐试验

菌种982有降低原油黏度和清除蜡沉积的作用,菌种L-510可产生物表面活性剂,分离自大庆油田,属蜡状芽孢杆菌.菌液由专业厂家生产,菌数＞108个/mL.根据选井原则,在油层中部温度60℃的葡北过渡带选取原油黏度＞15 mPa·s、含蜡量＞20%、含水33.9%～86.2%、油层有效厚度2.4～8.4m、产油量0.4～3.6t/d的10口油井,实施了一个轮次的982 L150微生物吞吐试验.根据油井静、动态参数,取处理半径为4～5 m,菌种982和L-510比例在5:2～5:10之间,单井注入菌液3.5～6.0 t,微生物段塞尺寸55～60 t.以0.1～0.15 m3/min的排量经由套管注入油井,并井3天后开井生产.10口井中大部分井压力上升,泵效和沉没度增大;大部分井产液量、产油量增大,含水下降,有效期平均为153天;有8口井产出的原油黏度和含蜡量均增大,黏度最大增幅26.39 mPa·s,含蜡量最大增幅为26.35个百分点.4口井的监测数据表明,开井生产后产出液中菌数大幅上升至106个/mL以上,5个月内维持在104个/mL水平;从产出液中还分离出了注入菌种.图5表4参7.     

濮城油田东区沙二上亚段4～7砂组剩余油分布规律

濮城油田已进入开发中后期,油田含水率大幅度,东区沙二上亚段4～7砂组日产液水平593t,平均单井日产液24.7t,综合含水90.72%。针对该油田高含水率特征,要保持油田产量不降低,就必须在挖掘剩余油上下功夫。从储层沉积特征出发,进行储层流动单元分析,进而对剩余油的分布预测提供指导,希冀对稳定油田油田产量探索出一种行之有效的方法。     

GCS-YR 油溶性降黏剂的研制与应用

河南油田稠油属于特、超稠油,采用蒸汽吞吐辅助注降黏剂技术可实现经济有效开采,但在开采初期,地层中含水较少,水溶性降黏剂对油包水型乳状原油难以起到降黏效果,为此,研制了耐高温油溶性降黏剂。利用正交实验方法进行了GCS-YR 油溶性降黏剂的配方实验,确定了基本配方为:3% 乙酸乙烯酯共聚物ZJ-3+2% 脂肪胺聚氧乙烯聚氧丙烯醚ZJ-4+1% 酯化改性聚醚ZJ-5+20% 四氢萘ZZJ-6+74% 溶剂油RJ-5,通过室内实验确定了最佳加药质量分数为3%。室内实验表明,该配方耐温350 ℃,对低含水原油降黏率可达80% 以上,并且与油田用AR 型集输破乳剂具有良好的配伍性。该降黏剂在井楼油田进行6 井次现场试验,平均单井产量提高41 t,平均油气比提高0.03。GCS-YR 型油溶性降黏剂适用于河南油田蒸汽吞吐后的稠油开采,可提高河南油田稠油油藏采收率。     

采研院在低效油田应用储层压裂改造技术见成效

2004年，由新疆石油管理局采油工艺研究院科研人员研究的储层压裂改造工艺技术在新疆鸟尔禾、车排子油田现场压裂83井次，成功率100％，单井平均日产原油6t。     

新型偏心抽稠泵在新庄油田的应用

针对现有偏心抽稠泵在新庄油田稠油蒸汽吞吐水平井、大斜度井应用时存在砂卡及脱扣问题,改进并优化设计了新型偏心抽稠泵;介绍了该泵的结构组成、工作原理、性能特点、关键结构设计和现场应用情况。2015年新型偏心抽稠泵在新庄油田现场应用36口井43井次,工艺成功率100%;21口可对比井资料表明,措施有效率95%,平均单井提高泵效4.24%,累计增产原油1 547 t,创造经济效益109.6万元,满足了新庄油田稠油蒸汽吞吐水平井、大斜度井举升的需求,具有良好的推广和应用前景。     

埕岛油田海上单井计量系统的发展

计量问题一直是油气集输的一个大问题，如何解决海上油气计量问题始终是被众人所关注的。胜利塔岛油田自1993年建成第一座采油平台以来，单井计量系统经过短短几年来不断发展完善，已日益走向成熟。1．理岛油田原油及天然气物性胜利提岛油田目前开发的主力油层为馆陶组原油，该层系含油为重质原油，其原油及天然气物性如下。1．1原油物性密度：930．2－948．7kg／m，粘度：0．417－0．124Pa·s，凝固点：－28－0．6T，含胶：8．7％－16．18％，含沥青：29．84％－38．92％，油气比（m／t）：14．7－30．5。1．2天然气物性相对密度：0．对皿…     

塔河油田4号油区稠油计量分离器的技术改进

塔河油田 4号油区探明储量 6 345× 10 4 t,目前共有采油井 4 0口 ,已建 4 - 1、 4 - 2、 4 - 3三座计转站 ,其接转能力分别为 5 0× 10 4 t、 70× 10 4 t、70× 10 4 t。此外 ,该油区尚有 11口单井通过单井流程拉油至塔河一号联 ,且随着油区南平台的勘探开发 ,需新建 4 - 4计量接转站。塔河油田 4号油区为重质原油 ,混合原油相对密度为 0 9772 ,运动粘度为 15 94mm2 /s (5 0℃ ) ,凝固点为 7℃ ,单井平均产量 10 0t/d ,气油比4 0m3/m3。已建的三座计转站目前存在单井误差大的问题 ,平均误差大约 15 % ,个别单井最大误差甚至达到 80 % ,分…     

二氧化碳无水压裂增产机理研究

单井控制范围有限和地层能量补充困难一直是困扰致密油储层开发的关键问题。压裂过程井下微地震数据监测表明,二氧化碳无水压裂改造体积是同等液量常规水基压裂的2.5倍,并能显著增加裂缝的复杂程度。室内实验和压后原油取样分析证实,二氧化碳能够有效降低原油黏度,通过无水压裂施工实现了原油混相,提高了驱油效率。压后地层静压测试显示,压后地层压力较压前有显著提高,具有单井超前补充地层能量的效果。二氧化碳无水压裂技术已在吉林油田成功应用5口致密油井进行了应用,这些井压裂后产油量均较压前有显著提高,平均单井日增油量2.31 t,且施工后邻井产油、产液量均有不同程度的提高。说明了二氧化碳无水压裂增产效果良好,该技术在致密油藏开发中具有广阔的前景。      

新疆石油管理局采油工艺研究院酸化成功改造低效油田

2006年，由新疆石油管理局采油工艺研究院研究的酸化油层改造工艺技术在新疆乌尔禾、黑油山、玛北、车排子油田酸化9井次，成功率90％以上，单井平均日增产原油2．93t。     

孤岛油田水力喷射泵在开采零散稠油井区的应用

孤岛油田南区零散稠油井曾采用挤稠油降粘剂、泵下掺水等工艺，但效果不明显。1998年在部分稠油井上应用了水力喷射泵采油工艺，进行水力喷射泵开采稠油实验，取得了成功，使原来长期停产的稠油井恢复了正常生产，平均单井日增产能5．2t，累计增产原油36950t。     

石西油田7井区注水增压系统的优化

介绍了石西油田7井区已建注水系统的现状及运行后出现的问题，通过对建集中注水增压站和单井井口增压2种注水增压方案的比选，单井井口增压方案充分利用已建注水系统，工程投资低，年运行费用低，为优选方案。新疆油田首次在石西油田7井区采用单井井口注水增压系统，建成投产满足了油田正常注水的需要，确保了该井区原油稳产，获得了良好的经济效益。该系统具有工程投资低，运行费用低和注水增压设备可搬迁利用以及能够实现无人值守的优点，值得以后在小区块油田注水工程中借鉴。