蒸汽驱油机理

通过高升油田岩样仿真模型所进行的驱油实验．研究稠油蒸汽驱油机理和流体渗流规律，为汽驱方案设计和提高稠油采收率提供了科学依据。     

降低蒸汽液相pH值技术

在稠油热采中，蒸汽液相pH值偏高对稠油热采危害性极大。结合高升油田热采中蒸汽液相pH值偏高造成的危害，在室内试验和现场试验的基础上，阐述了蒸汽液相pH值偏高的原因和降低蒸汽液相pH值的技术机理及方法，同时结合高升油田地下情况及热采锅炉的特点，确定降低蒸汽液相pH值自动化控制技术，为稠油油田整体开发上水平及提高原油采收率提供了经验。     

高3618块火烧油层技术应用与实践

高3618块为高升油田稠油油藏,经历常规开采、蒸汽吞吐开采两个阶段后,为进一步改善油田开发效果,在精细油藏地质特征研究基础上,借鉴国内外火烧油层经验,开展高升稠油油田火烧油层先导试验。逐步摸索适合稠油火烧油层开发的经验,对辽河油田乃至全国的稠油开发都有着非常重要的意义。     

基于数据挖掘的蒸汽吞吐井注采参数优化设计

针对高升油田高3块蒸汽吞吐开发效果越来越差,基于高3块稠油油藏地质条件和蒸汽吞吐开发生产动态资料,运用灰色关联分析方法对影响蒸汽吞吐周期产油量的7个主要因素进行敏感性分析,敏感程度由大到小依次为油层厚度、周期数、周期注汽量、注汽压力、注汽温度、注汽干度、焖井时间;运用多元二次逐步回归方法,建立了周期产油量与7个主要因素...     

基于传递函数模型的油田产油量预测方法

针对油田产油量预测方法无法考虑因素动态关系的局限性,首次应用时间序列传递函数模型建立了考虑因素动态关系的多因素油田产油量预测模型。应用传递函数模型的原理并按照建模步骤,以胜利油区某油田新井产油量预测为例,说明了传递函数模型数据准备、模型识别、参数估计、诊断校验及预测过程。研究结果表明,该预测模型既能在繁杂因素中剔除无关因素的干扰,识别影响油田产油量预测的主控因素,又能考察变化非同步且具有滞后性的因素动态关系;拟合程度好,预测精度高达98.4%。     

稠油藏开采配套技术应用研究

针对高升油田莲花油层埋藏深、非均质性严重、开采难度大等特点,经过常规开采、多种采油工艺以及蒸汽吞吐等稠油开采技术的现场应用,探索出蒸汽吞吐、掺稀油、综合解堵以及大泵深抽等一整套稠油开发配套技术,为正确认识高升油田及确定合理的稠油开采方式奠定了基础.     

对高升油田热采试验区蒸气吞吐试验的初步认识

用热采的方法开采高升油田的稠油,存在着井深、油层压力高两大技术难点。本文首先介绍了高升油田热采试验区蒸气吞吐的试验情况及增产效果。然后在分析研究的基础上提出几点认识,作为对高升油田热采试验与开采工作的一些建议。     

辽河高升稠油油藏注蒸汽吞吐合理并网密度优选

高升油田为中深层稠油油藏，注蒸汽开采一般井底蒸汽干度较低，目前仍以蒸汽吞吐生产为主。分析了高升油田高三块目前井网密度和生产现状，通过数值模拟方法和油藏热平衡法，以目前井网、井距为基础，系统地对注蒸汽吞吐井网密度进行了研究，其结果表明：合理地钻加密吞吐井，可经济有效地提高采出程度。     

水驱油田开发指标预测的模型联解法

基于前苏联学者沙卓诺夫（б.ф.сазонов)水驱系列曲线和翁文波先生提出的Logistic累计量预测模型联立求解进行油田开发指标综合预测。该方法克服了各自模型只能预测部分开发指标的不足，矿场实例运用表明，利用该模型求得的产油量，产水量，产液量，累积产油量，可采储量，含水率，采出程度等开发指标比较符合油田开发实际，可作为油田制定中，长期开发规划的依据。     

海上稠油热采开发经济界限研究

针对海上稠油热采成本高、经济界限与陆地油田热采差异较大,无法套用陆地油田稠油热采储量筛选标准的问题,通过研究热采单井累计产油量的关键地质油藏参数,以数值模拟结果为基础绘制了单井热采效果预测图版。通过油藏、钻采、工程、经济等多专业协同,明确了不同海洋工程依托模式下稠油热采开发经济界限,并对比了多元热流体和蒸汽吞吐两种开发方式的经济性,为海上稠油热采整体规划决策提供了技术支撑。     

大井距多层合采稠油油田剩余油分布研究

剩余油分布特征是调整方案研究的基础,海上油田特点是测试资料少、井距大、多层合采、层间干扰严重,使得剩余油分布研究更加复杂。以海上某稠油油田为例,在精细地质研究的基础上,通过时移地震、油藏工程、油藏数值模拟等多种方法对剩余油在平面上、纵向上分布特征进行了深入研究,得出了海上大井距多层合采稠油油田剩余油在平面上、纵向上分布的规律,并且通过密闭取心井的岩心实验分析进一步验证对剩余油分布的认识。该方法可在同类型油田的剩余油分布研究中应用。     

冷家堡油田稠油油藏储层岩性识别模式

方法以冷家堡油田的岩心资料为基础,通过岩—电对比,建立了稠油油藏储层岩性识别图版;依据粒度分析资料,运用统计学方法建立了砾石含量定量划分储层岩性的测井解释模型。目的定量解释稠油油藏复杂的储层岩性。结果该模式可将冷家堡油田稠油储层岩性划分为砂岩、砂砾岩、中—细砾岩和泥质岩四类,与岩心描述划分的岩性类别相吻合。结论该模式的建立不仅为冷家堡油田储层的综合评价奠定了基础,同时也为储层参数及沉积相的深入研究创造了条件     

河南油田薄层稠油出砂冷采可行性分析及矿场试验

稠油出砂冷采技术是国外近年来兴起的一种稠油开采新方法。该技术对各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适应性 ,它通过大量砂子的产出和泡沫油的形成 ,获得较高的原油产量 ,是降低稠油开采成本、提高资源利用率的重要开采方法。河南油田稠油油藏油层厚度薄 ,原油黏度高 ,储集层胶结疏松 ,约有 4 0 %的稠油资源无法通过常规开采或注蒸汽开采方式投入开发 ,而这部分稠油资源基本上适合出砂冷采技术的应用。该油田在开展广泛的技术调研和室内实验研究的基础上 ,在国内率先开展了稠油出砂冷采矿场先导试验 ,并取得了预期效果。第一口稠油出砂冷采先导试验井G4 90 6井油层厚度 9.4m ,脱气原油黏度为680 0mPa·s ,密度 0 .94 98g/cm3,实验过程中产出液含砂率高达 2 %～ 2 0 % ,呈泡沫状产出 ,泡沫油密度为0 .58g/cm3,日产油量一般为 2 0～ 30t,是同一油藏常规试油产量的 10倍以上 ,是蒸汽吞吐产量的 4倍以上。河南油田计划在将该技术投入工业性应用的同时 ,进一步拓宽开采试验领域。     

蒸汽辅助重力泄油技术在超稠油开发中的应用

对国外超稠油开发方式进行调研,利用数值模拟技术对辽河油区超稠油油藏进行了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发可行性及油藏工程研究,确定了在杜84块馆陶组开展4个井组的直井与水平井组合SAGD试验。通过2a的现场应用,馆陶油层SAGD试验获得成功,目前处在蒸汽腔扩展阶段,井组日产油较蒸汽吞吐阶段上升了72t,预测SAGD开发可提高采收率27%。SAGD技术已成为超稠油油藏蒸汽吞吐后期的重要开发方式,可为类似油藏的开发提供依据。     

稠油出砂冷采技术在河南油田的应用

稠油出砂冷采是使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量,通过稠油出砂冷采领域的攻关研究,河南油田形成了普通稠油出砂冷采开采技术,成功地将稠油难采储量投入开发,第一口稠油出砂冷采先导试验井日产油量是常规试油产量的8倍以上,是蒸汽吴吐产量的4倍以上,开采成本比蒸汽吞吐降低47%,已成功地将出砂冷采技术应用于普通稠油低周期蒸汽吞吐井中,日产油提高1～3倍。     

砂砾岩稠油油藏蒸汽驱先导试验效果分析

方法结合矿场实验，应用油藏工程方法及数值模拟技术，研究砂砾岩稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开采规律及其效果。目的改善稠油油藏的热采效果，进一步提高采收率。结果砂砾岩稠油油藏按照优选的注采参数实施蒸汽驱，除遵循一般的蒸汽驱开采规律外，还表现为：蒸汽驱受效过程较温和，反映在采油井上，蒸汽驱有效期长，蒸汽突破晚；转驱后，初期对采油井适时吞吐引效，中期开展蒸汽泡沫调剖，后期关汽窜采油井等一系列配套措施，对改善汽驱效果均是有效的。结论适时转蒸汽驱预计可比一直吞吐到底提高采收率１０％左右，经济上可行；选择合理的转驱时机、井网井距和注采参数是提高汽驱效果的关键；采取一系列的调整措施是改善汽驱效果的保证     

江37 稠油油田注降黏剂驱油实验研究

针对江37 稠油油田蒸汽吞吐开采稠油过程中出砂严重的情况,进行了注表面活性剂降黏驱油室内实验研究。表面活性剂筛选实验表明,FPS-H 分散型稠油降黏剂与江37 稠油油田采出污水具有较好的配伍性,可使油/水界面张力下降到0.05 mN/m,稠油乳化降黏率达到92.1%。驱油实验结果表明,FPSH降黏剂驱最佳注入量为0.5 PV,最佳注入速度为1.0 mL /min,注入方式应选择0.5 PV 段塞-后续水驱方式,注入水温度不宜超过50 ℃。     

稠油油藏出砂量预测方法研究及应用

大多数有关油井出砂的预测基本上是预测出砂临界生产压差,关于出砂量的预测比较少.针对稠油油藏进行了出砂量预测研究,以直井出砂生产过程中沿油藏到生产段井筒为研究对象,结合某一实际稠油油藏区块,根据大量油井出砂量的统计数据,对出砂量随时间的变化进行了拟合,采用现场工程法建立了稠油油藏油井出砂量预测模型,并对出砂后储层物性参数的变化及对产能的影响进行了研究.结果表明,出砂量随时间的变化趋势遵循伽马分布规律,出砂量存在峰值.由于疏松砂岩稠油油藏生产过程中出砂使屈服区域内渗透率增加,造成油井产量大幅提高.模拟结果与现场观测结果一致,证明了该模型的可靠性.     

稀油作动力液射流泵技术在旅大稠油油田的应用

旅大27-2油田是一个多含油层系,各油组原油黏度差异大。东营组为稀油,地面原油黏度4.8~6.0 mPa.s,适合采用电潜泵开采;而明化镇组稠油油藏地面原油黏度1 052.0~5 369.2 mPa.s,地面原油密度0.968~0.989 g/cm3,常规的电潜泵难以正常开采,若采用常规热采方式开采,将会花费巨大的成本。因此尝试以同一油田的下部东营组稀油作为射流泵的动力液,对上部明化镇两口稠油井选择射流泵试验开采。经对该油田两口稠油井A14h、A15h现场应用,油井产量达到ODP配产,生产稳定。这为该类型油田的后续开发积累了经验。     

海外河稠油油田注水开发效果评价

运用现代油藏工程、三维地震精细解释、有机地球化学录井、现代工艺技术等新方法，对高效开发的海外河油田11年来按不同的开发阶段所暴露出的矛盾进行治理，并对不断提高开发水平的方法进行研究和评价。通过对海外河油田历年开发方式和开发效果的统计分析，总结该油田成功的做法，提出层状砂岩常规稠油油藏不同开发时期的开发方式和方法。根据不同开发时期选择不同开发方式，保持了油田多年的高效开发。根据层状砂岩常规稠油油藏特点，按天然能量开发、局部注水开发、全面注水开发，不断完善注采井网，调整措施结构和注采结构，有效提高油田开发水平。