小洼油田中-深层特稠油多元热流体吞吐技术研究与应用

多元热流体吞吐技术在海上油藏已有较大范围应用,但在陆上中-深层特稠油油藏中还缺乏经验,应用较少。以辽河小洼稠油油藏为例,运用数值模拟方法建立典型地质模型,对陆上中-深层特稠油油藏多元热流体吞吐技术进行研究。建立多元热流体吞吐选井依据,对措施注入参数进行优化。结果显示,注入温度控制在355℃以下,干度控制为0.4,提高气体组分中CO₂含量,控制注入速度为5t/h,周期累计注入量为1000t,气汽比为600m³/t,焖井时间为3～5d时,对油藏有显著的提温增压效果。多元热流体技术在辽河小洼稠油油藏应用后单井增油明显,可为同类油藏改善开发效果提供借鉴。     

新浅45区块特稠油油藏吞吐开发效果分析及调整对策

新庄油田新浅45区块油藏埋深浅,油层有效厚度薄,原油粘度高,属剥蚀面遮挡浅层小断块特稠油油藏,采用70m×100m五点法井网蒸汽吞吐开发。随着吞吐周期增加,油井大面积汽窜,边水淹井和工程故障井增多,产油量和油汽比逐渐下降,含水上升。通过完善井网,调剖,优化组合注汽,边水淹井、工程故障井治理,综合调整措施见到效果,开发形势好转。目前区块平均日产油140t左右,单井平均日产油2.2t,综合含水79.50%,采注比为1.31,累计油汽比0.27,油田保持高速开发,产量递减得到有效控制。     

洼60块稠油油藏吞吐后期二次开发研究与实践

针对洼60断块区蒸汽吞吐后期原油产量递减加快、吞吐效果变差、油井出砂、油层动用不均等开发矛盾,开展以精细油藏描述、开发潜力评价为基础的二次开发研究。研究表明,利用井间加密水平井、蒸汽辅助重力泄油、叠置水平井等技术可提高该块采收率36.3%,实现稠油老区的二次开发。洼60断块区二次开发的成功为同类油藏提高开发效果具有重要的指导作用。     

特稠油油藏多元热流体吞吐技术研究与应用

目前辽河油田洼38块沙三段油层已进入蒸汽吞吐末期,周期油汽比接近经济开采极限,油井普遍低产低效。针对该问题,结合现场设备适应性,应用数值模拟及油藏工程方法对多元热流体吞吐注采参数进行研究。研究结果表明,洼38块沙三段油层多元热流体吞吐合理注采参数为：天然气注气强度为1800～2100m³/m,空气注气强度为18000~21000 m³/m,注水强度为26~35t/m³;天然气注气速度为1400~1600m³/d,空气注气速度为14000~16000 m³/d,注水速度为20~25t/d;焖井时间为6~8d,蒸汽过热度为8~9℃;先注入蒸汽再注入多元热流体效果较好。洼38块沙三段油层多元热体试验井取得较好的试验效果,平均单井日产油量为前一周期蒸汽吞吐的2倍,含水率由蒸汽吞吐阶段的95%下降至80%左右。该研究为稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果提供了技术参考。     

薄层特稠油难采储量动用技术研究

小洼油田洼79井区储层岩石胶结疏松、泥质含量高、原油黏度大,直井开发阶段油井出砂严重,长期处于停产状态。近年来通过深入分析难采原因,进行水平井开发特稠油薄层出砂油藏可行性研究,优化水平井及配套开发方式设计,并在此基础上开展矿场实验。洼79井区利用水平井技术实现了特稠油薄层出砂油藏的有效动用。实践证明,水平井可以发挥泄油面积大的优势,提高油层动用程度,又能有效抑制油井出砂,改善稠油吞吐开发效果。     

哥伦比亚圣湖油田稠油油藏增产技术

针对哥伦比亚圣湖油田稠油油藏开发进入中后期,存在老井产量递减率大、新井产能不足、热采效果变差、高含水率井增多、增产措施效果不明显等问题,在通过室内试验优选发泡剂和氮气与蒸汽注入比的基础上,对泡沫调剖工艺和氮气辅助蒸汽吞吐工艺进行了优化;通过分析生产情况,制定了适应不同区块的稠油注汽转周最优时机图版;进行了高含水率水平井堵水试验。泡沫调剖8井次,平均单井日增油4.4 t,累计增油4 575 t,预计增油超8 000 t;氮气辅助蒸汽吞吐井11井次,平均单井日增油2.4 t,累计增油3 124 t,预计增油超5 000 t;Girasol区块实施优化转周后,周期递减率由18.5%降至15.0%,三个月累计增油5 680 t;A9井堵水后,含水率由100%降至65%,增油303 t。现场应用结果表明,以上增产技术措施适用于圣湖油田稠油油藏,应用以后存在的问题得到了解决,且增产效果显著。      

热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究

利用物理模拟实验和油藏数值模拟技术,研究了稠油油藏蒸汽吞吐后期转热水添加氮气化学剂泡沫驱提高稠油采收率的开采机理;对合理工艺参数进行了优化,包括化学剂注入速度、注入浓度、气液比、注入方式及段塞大小等.在此基础上,针对辽河油田锦90块的油藏地质特点和开采现状,进行了开发指标预测,设计了先导试验方案.热水添加氮气化学剂驱油技术在矿场先导试验井组中已取得了较好的开采效果,单井组累积增油21378t.目前已扩大到9个井组进行试验,预计这种技术将成为此类稠油油藏蒸汽吞吐后期有效的接替方式.     

稠油注空气辅助蒸汽吞吐技术研究与应用

W8块属深层稠油油藏,已进入开发后期,为缓和开发矛盾,改善注汽吞吐开发效果,开展注空气辅助蒸汽吞吐技术研究。分析了稠油油藏注空气催化降黏技术增油机理;论证了W8块注空气技术的可行性;通过稠油注空气催化氧化实验,筛选出高效催化剂ONi-2,设计了完整的注空气辅助蒸汽吞吐工艺。进行现场试验1井次,注入空气18×104m3,催化剂4 t,投产后已稳产期超过660 d,与上轮相比,累计增油743 t,含水量下降3.5%,延长生产周期300 d以上。W8块注空气辅助蒸汽吞吐技术的成功开展,为改善W8块稠油油藏开发效果,提供了技术支持,对其他类似油藏具有一定的借鉴意义。     

减氧空气吞吐技术在鲁克沁深层稠油油藏的应用

鲁克沁三叠系深层稠油油藏经过多年的注水开发,出现了含水率上升快、水驱效率低、采出程度低等问题。为了解决水驱矛盾,提高单井产量,提出了减氧空气吞吐的方案。通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,分析了减氧空气吞吐的机理,优化了注入参数。基于理论研究结果,在鲁克沁三叠系深层稠油油藏开展了减氧空气吞吐矿场试验,结果表明：减氧空气吞吐降水增油的机理是稠油注减氧空气后存在拟泡点,形成泡沫油流分散降黏,同时封堵水流优势通道,扩大波及体积。注气量、注气速度和焖井时间对减氧空气吞吐效果影响较大,建议单井注气量40×10⁴ m³,注气速度4×10⁴ m³/d,焖井时间8~10 d。鲁克沁三叠系深层稠油油藏共实施减氧空气吞吐400余井次,有效率82%,单井平均初期日增油量4.5 t,综合含水率下降42%,有效期达168 d,有效期内单井增油量480.0 t。因此,减氧空气吞吐是深层稠油的一种有效降水增油技术,对同类型油藏注水开发后提高采收率具有重要的借鉴意义。     

孤岛油田稠油油藏高轮次吞吐后提高采收率技术研究与实践

孤岛油田热采稠油油藏已进入高轮次吞吐后期,面临周期产量递减大、含水上升快和无有效接替技术等难题。为实现孤岛油田稠油油藏大幅度提高采收率及产量稳定,通过数值模拟、油藏工程分析、密闭取心井监测等手段,对200m×283m井网稠油,应用井网一次和二次加密、水平井与直井联合布井、高含水氮气泡沫调剖等技术,继续实施吞吐开发技术,保持孤岛油田稠油热采年产量120×104t规模并稳产。针对井网完善的热采老区,通过储层精细描述、剩余油新认识、蒸汽驱井网优化,在封闭性断块孤气9区块实施转蒸汽驱先导试验成功的基础上,转换开发方式,实施中二北馆5稠油化学蒸汽驱和中二中馆5水驱稠油转蒸汽驱技术,挑战稠油油藏50%~55%的采收率,探索稠油高轮次吞吐后有效接替技术。     

通过强化经济运行质量分析来提高稠油热采开发效益

在对蒸汽吞吐经济极限油汽比、新井经济极限初产量等开发技术政策界限分析研究的基础上 ,对“九五”期间孤岛油田稠油热采经济运行进行了系统分析 ,并总结了“九五”期间孤岛稠油热采降本增效的一些主要做法和经验。“九五”期间 ,共优化实施一次防砂实现二轮次注汽共 45井次 ,成功率 95 5 % ,年平均单井日产油由措施前 4 9t/d上升到措施后的13 4t/d ,累积增油 8 5 4× 10 4 t,减少防砂作业43井次 ,降低作业成本 12 90多万元     

深层特稠油复合防砂技术研究与实践

辽河油田洼38块边部难采储量区块具有油层埋深大、井段长、层多层薄、泥质含量高等特点,因出砂严重导致油井频繁砂卡检泵、储量无法有效动用等问题日益严重。为此,提出了压裂防砂+筛管防砂的复合防砂技术思路,形成了树脂覆膜砂、高黏携砂液体系、烧结滤网筛管以及高砂比充填系列工艺技术,防砂有效率由35%提高至90%以上,彻底解决了区块严重出砂的难题,有效改善了区块开发效果。该技术实现了深层特稠油油藏的整体有效动用和经济合理开发,在技术上拓宽了高压挤注类防砂工艺的应用界限,可为同类油藏的开采提供技术借鉴。     

蒸汽吞吐加密井动态分析及废弃油藏条件预测方法

为实现大洼油田洼38块蒸汽吞吐井网加密调整．对蒸汽吞吐加密井极限油藏条件进行了分析，得出了不同井距井蒸汽吞吐周期间产油量、平均日产油、油汽比的递减规律,利用加密时油层压力与采出程度和累产油的关系曲线，回归出了不同时期加密井产量计算公式．并对不同区块、不同时期加密井动态计算方法及相应的经验公式进行了改进和验证；在此基础上，对蒸汽吞吐废弃油藏条件进行了预测。     

深层特稠油油藏SAGD开采优化研究

辽河油田洼38块沙三段为深层特稠油油藏,蒸汽吞吐开发已达到开采极限,蒸汽驱试验出现蒸汽超覆问题.为进一步寻求有效的开发方式,借鉴国内外SAGD技术的成功经验,针对该油藏的特点,以数值模拟为主导技术,采用SAGD技术进行开发可行性研究,确定合理的开发方式为蒸汽驱与SAGD组合,对深层、低压状况下的特稠油油藏蒸汽吞吐后期及蒸汽驱后开发方式转换进行了有益的探索.     

压裂防砂技术在胜利油田低渗敏感稠油油藏的应用

为进一步提高低渗敏感稠油油藏开发效果,胜利油田引进了压裂防砂技术。利用有限元模拟方法定量分析了压裂防砂技术增产及防砂的内在机理,明确了该技术对低渗敏感稠油油藏具有较强适应性;开展了压裂防砂施工工艺优化,确定最优造缝长度为70 m,优选0.425~0.850 mm陶粒作为支撑剂,合成聚合物压裂液作为施工用液,前置液用量比为35%~45%。2013年压裂防砂技术在胜利油田草13区块现场试验15井次,油井投产初期平均单井日产油5.4 t,与挤压充填防砂井日产油相比,单井增产1.8倍,能够很好地满足现场要求。压裂防砂技术对于低渗敏感稠油油藏具有较强的针对性和适应性,可为该类油藏高效开发提供新的技术支持。     

锦25块特稠油蒸汽吞吐开发后期水淹特征及配套技术实践

经过20多年降压开采,辽河油田锦25块特稠油油藏目前已进入蒸汽吞吐开发后期,各项开发指标逐年变差。为减缓锦25块产量递减,综合运用井震联合技术、测井二次解释技术、数模与现场试验和动态分析相结合等技术方法,落实了油藏蒸汽吞吐开发后期剩余油分布规律,制定并实施完善井网、大修侧钻、分支水平井、调补层、优化注汽等配套技术手段,取得了良好的经济效益和社会效益。     

陈家庄油田南区薄层特稠油油藏高效开发关键技术及其应用

陈家庄油田南区为薄层特稠油油藏,具有储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低的特点,常规开发单井产量低。针对以上问题,在精细地质研究的基础上,开展了水平井开发及蒸汽驱技术政策界限研究,数值模拟优化结果表明:水平井布井极限厚度在3 m以上,吞吐阶段注汽强度为15 t/m,初期尽量提高采液量;当地层压力降至5 MPa以下开始转驱,蒸汽驱阶段采用水平井与水平井组合方式,水平井合理井距为150 m左右,合理生产井段长度为200～250 m,合理的转驱时机是吞吐4个周期左右,注汽速度为6～8 t/h,连续蒸汽驱的开发方式为最优方案。通过以上关键技术研究成果的应用,实现了研究区薄层特稠油油藏的有效动用,预计采收率可达到17%。     

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。     

克拉玛依浅层稠油VHSD水平井出砂治理对策

克拉玛依某浅层稠油疏松砂岩油藏前期采用蒸汽吞吐开采，为提高采收率、实现油藏接替开发，计划由吞吐开发转变为VHSD驱泄开发。驱泄井相较于吞吐井蒸汽温度更高、采油速度更快，传统的水平井悬挂割缝筛管防砂方式已不能满足需求，需进一步探索合理的防砂方式。在综述水平井防砂技术的基础上，针对该油藏水平井先期悬挂割缝筛管完井工艺，结合开发特征，优选采用管内砾石充填防砂技术并进行优化施工。现场实施表明该技术有效解决了该油藏出砂问题，延长了检泵周期，几乎不影响油井产量，对同类油藏开发具有借鉴作用。     

长柱塞防砂管式泵在吐玉克油田的应用

吐玉克油田是在吐哈盆地鲁克沁构造带发现的超深稠油油藏，在试采过程中部分油井出砂严重，连续多次发生砂埋油层、泵砂卡、抽油杆断脱，极大地影响了油井的正常生产。针对油井因出砂造成的检泵周期短、单井产量低的现状，综合防排砂工艺技术，开展了防砂泵的选型研究，先后引进了多功能防砂泵、长柱塞防砂管式泵，在现场应用中取得了较好的成效，部分低产井产能得到恢复，油井免检期提高了一倍以上。在鲁2块防砂优选采用长柱塞防砂管式泵，从根本上彻底解决了油井检泵周期短、单井产能低、防砂有效性差的问题。在整个吐玉克油田防砂具有很好的推广应用价值。