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深层普通稠油油藏桩斜139块由于受储层埋藏深、井斜位移大、边底水活跃等客观因素影响,开发过程中底水水锥严重导致含水居高不下。在区块前期精细地质研究的基础上,深入底水稠油油藏水锥机理研究,建立水平井热采概念模型,在室内实验和数值模拟的基础上开展HDCS开发先导试验研究。研究表明,底水稠油油藏桩斜139块在采油速度低、高含水情况下,后期进行HDCS调整可以有效控制底水锥进,改善井间及纵向上储量动用程度,提高采收率。 相似文献
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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. 相似文献
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中深层特超稠油油藏埋藏深、原油黏度高,常规热采无法有效动用。在开展水平井SLKF高效油溶性复合降黏剂、CO2和蒸汽的协同作用机理研究基础上,创建了超稠油HDCS协同降黏、混合传质、增能助排的新型开发模式。该技术实现了黏度高于30×104mPa·S(50℃)以上、埋深大于l 300 m的特超稠油油藏的有效开发,填补了国内外在中深层特超稠油开采领域的空白经过4 a多的反复实践与探索,攻关创新并成功进行了工业化推广,目前已在胜利油田7个长期不能动用的中深层特超稠油油藏得到推广应用,并取得良好的经济效益, 相似文献
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强水敏性稠油油藏开发技术政策界限——以王庄油田郑36块沙一段为例 总被引:1,自引:0,他引:1
陈桂华 《油气地质与采收率》2006,13(4):68-70
为了有效动用强水敏性稠油油藏储量,在室内试验的基础上,利用油藏数值模拟技术开展了强水敏稠油油藏的动用界限研究。对比评价了天然能量开发、常规注水、注蒸汽吞吐及蒸汽驱等开发方式的开发效果,对各种开发方式的转化时机进行了优化,并确定井距为283m,注汽强度为200t/m,初步形成了强水敏稠油油藏的开发技术政策界限。在王庄油田郑36块沙一段进行应用后,累积产油量为17.9×104t,实现了强水敏稠油油藏大规模工业化开发。 相似文献
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胜利油田埕东断裂带超深层特稠油油藏采用常规注蒸汽开发时,存在注汽压力高、井筒热损失大、井底干度低的问题,有效储量动用程度较低。室内实验和数模研究表明:伴蒸汽注入油溶性降黏剂可降低超深层稠油注汽压力;二氧化碳和油溶性降黏剂驱可大幅度提高超深层稠油驱替效率;水平井可提高油层吸汽能力、降低注汽压力,开采效果优于直井。因此,由水平井、油溶性降黏剂、二氧化碳和蒸汽组合形成的HDCS强化采油技术,是开发埕东断裂段超深层稠油的有效方式。 相似文献
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对中深层特稠油薄油层油藏开发难点进行分析,揭示了中深层特稠油薄油层难采的原因.在此基础上提出了采取保证油层钻遇率、保护和改造油层、降低原油粘度等配套的钻采工艺措施配合水平井开发,确保了水平井在洼38块中深层特稠油薄油层的成功实施,为动用该类油藏提供了经验. 相似文献
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对井楼、古城油田特薄层稠油资源分布及油藏地质特征进行了研究,根据油藏特点,利用数值模拟的方法研究了不同类型的特薄层稠油油藏蒸汽吞吐开采界限条件,找出了不同原油粘度的油层有效厚度、含油饱和度、净总厚度比、和油藏渗透率等开采限值。并对目前各井区井网条件下注汽强度、井底蒸汽干度、焖井时间等注汽参数进行了优化,为特薄层开采提供了技术支持。 相似文献
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深层稠油油藏超临界压力注汽开发技术研究 总被引:3,自引:1,他引:3
深层稠油油藏由于储层埋藏深、原油粘度高,油层有效吸汽所需的注汽压力往往高于常规注汽锅炉出口的额定压力,导致注气效果较差。为此,在对不同压力下饱和蒸汽焓、温度、潜热、比容以及超临界压力下蒸汽的比容、比焓等蒸汽热力学性质深入分析的基础上,对深层稠油油藏超临界压力注汽时的井筒热损失、储层受热半径进行了模拟计算,同时进一步预测了深层稠油超临界压力注汽开采效果。认为通过研制超临界压力锅炉、完善配套工艺、实施超临界压力注汽可以实现深层稠油乃至特、超稠油油藏的有效开发。 相似文献
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稠油油藏蒸汽驱开发技术 总被引:3,自引:2,他引:1
前 言国外大型稠油油田经过蒸汽吞吐及蒸汽驱开采 ,采收率超过了 4 5%~ 50 %。我国自 90年代在四大稠油区相继开展蒸汽驱先导性试验 ,至今仍未取得突破性进展。本文重点介绍了美国克恩河 (Kervn)油田蒸汽驱开发状况及成功做法、德士古 (Texaco)石油公司深层蒸汽驱开采技术。为国内蒸汽驱开发过程中的稠油层降压、注采参数的确定、注采井完井、蒸汽传输过程中的热损失控制、等干度分配、蒸汽窜调控、蒸汽驱监测、污水处理等技术提供了经验。克恩河 (Kervn)油田蒸汽驱开发状况克恩河 (Kervn)油田位于美国加利福尼… 相似文献
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针对吐哈油田玉1块埋藏深,原油粘度高,原油含蜡、胶质沥青高,储层胶结疏松,水敏性强,油层距水层近,无明显隔层的特点,开展了稠油油藏压裂增产探索性试验,在玉1块进行现场试验取得成功。该井压裂成功改善了玉1块油田开发效果,为玉1块深层低渗稠油得到动用提供了经济有效的开发手段。 相似文献
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针对海上深层特稠油油藏LD油田埋藏深、原油黏度大、地层压力高、油藏模式复杂,国内外无开发先例借鉴的问题,依据相似准则,建立了高温高压填砂模型,采用三维物理模拟实验,开展了不同SAGD热采方式评价研究。结果表明,特稠油油藏采用先期蒸汽吞吐开发后适时转为SAGD开发的热采方式可有效利用蒸汽在低压下体积大、热焓值高的物理特点,能充分发挥SAGD热采优势,最终采收率比在油藏压力下直接采用SAGD开发的方式提高19.8%。 相似文献
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针对深层特稠油油藏吞吐开发后期呈现出的油层压力低、井况复杂、出砂严重、措施井排水期长、产油量低、吞吐效果差和停产井多等问题,开展了吞吐后期提高单井产量综合技术的研究与应用。这些技术主要包括螺杆泵冷采、套损井修复、化学辅助吞吐增油和几种防砂技术。通过对洼38块特稠油油藏开展提高单井产量综合技术研究与应用后,与2005年12月相比日增油63 t,平均单井日产油提高了0.27 t,油田年吞吐油汽比由0.29上升到0.32,综合递减由18.94%下降到3.07%,老井自然递减由45.38%下降到11.47%,冲砂检泵作业由原来的328井次减少到131井次,检泵周期由210 d延长到342 d,使洼38块连续5 a日产油保持在500 t以上。 相似文献
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鲁克沁中区深层稠油采用常规注水开发后因油水黏度比大,平面、剖面注采矛盾严重,注入水单向突进十分严重。采用分层系开发、分层系注水、精细注水、化学调剖等开发对策,平面和剖面矛盾不断改善,水驱动用程度从2008年的17.1%提高到目前的40.9%,地层压力逐年恢复,自然递减得到有效控制。研究表明,由于油水黏度比高,见水后流度比即大于1,而且随着含水上升,流度比上升迅速,注入水的指进、突进会更严重;水驱见效区半径为100~300 m,见水前缘与水淹前缘的距离为10~30 m. 单井及油田水驱特征均表现为凸型,中高含水期为主要采油期。 相似文献