库姆萨依稠油蒸汽吞吐工艺参数优化研究

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发,热采工艺参数是决定蒸汽吞吐效果的主要因素。通过数模、工程计算、热采试验优化确定了适合库姆萨依稠油蒸汽吞吐高效开发的工艺参数。现场实施表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,三个周期内单井平均日产油量为4.3~16.6t/d,且水平井为直井的1.4~1.8倍,前三个周期油汽比在0.54~1.58之间,各项开发指标均较好。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

库姆萨依稠油蒸汽吞吐开发规律研究

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,主体区采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发,开展热采规律研究,优化热采工艺参数,是改善蒸汽吞吐效果的关键因素。通过深入开展热采规律研究,在数模、工程计算、热采试验基础上,优化确定了适合库姆萨依稠油蒸汽吞吐高效开发的工艺参数。现场实施表明,通过对热采规律的深入研究,热采参数的不断优化,热采效果好于预期。热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,四个周期内单井平均日产油量为4.3-16.6t/d,且水平井为直井的1.4-1.8倍,前四个周期油汽比在0.54-1.58之间,各项开发指标均较好。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

蒸汽吞吐井流入动态预测

江37稠油区块油藏具有"浅、薄、稠"等特点。目前主要采取蒸汽吞吐方式开采,以有杆泵举升工艺为主,热采井已进入第二吞吐周期。由于地层能量低,原油流动性差,油井供液能力低,导致泵效低(平均泵效24.9%),系统效率平均在5.0%以下。因此开展稠油油藏蒸汽吞吐井流入动态预测研究,可以提高单井产量、油田整体系统效率和经济效益。     

热采井抗高温长效水泥固井技术研究与现场应用

稠油油藏大多采用热力降粘的方式开采,主要是采用蒸汽热采的方法。注蒸汽热采一般为蒸汽吞吐,后期转为蒸汽驱,因此热采稠油井的固井必须适合和满足蒸汽吞吐和蒸汽驱开采方式。后期注蒸汽开采时,由于地层的保温效果很差,高温蒸汽在注入过程中能量通过水泥环很快耗散到地层中,导致稠油油藏达不到注蒸汽热采的效果,严重影响稠油油藏的开发效果。在注蒸汽开采过程中,水泥石在高温蒸汽环境中强度衰减严重,导致水泥环破裂损坏,使原本封固好的环空失效,引发油气水窜,严重缩短油井寿命。针对稠油油藏固井存在的问题,须研究开发一种适用于封固稠油热采井的长效固井技术,使该固井技术具有水泥浆热容高、保温效果好,可延缓蒸汽注入过程中能量损失;水泥浆具有良好的强胶结性能,大大改善固井第二界面胶结强度,有效防止油气水窜的发生,提高浅层水泥封固段长期封固效果;水泥石强度高,抗高温性能好,其强度在高温下衰减缓慢,可经受稠油热采高温蒸汽的侵蚀的优点。有效解决稠油热采井在高温驱替环境下固井质量差、油井寿命短的问题,为稠油油藏勘探开发提供有力的技术支撑。     

稠油油藏蒸汽吞吐调剖助排技术的研究与应用

在稠油油藏油井进入蒸汽热采后期,会产生诸多问题,如地层积水问题、油层动用不均问题或者汽窜矛盾等问题,直接导致蒸汽的吞吐功能性减弱,对区块的生产能力造成影响。论文从稠油油藏调剖助排剂的实验角度出发研究了提升蒸汽吞吐功能的技术,有效提升了调剖助排功能。     

裂缝-孔隙型碳酸盐岩稠油油藏蒸汽吞吐开发论证

T油田是典型的裂缝-孔隙型碳酸盐岩稠油油藏;目前,该油田已开展蒸汽吞吐先导试验。但是由于裂缝发育,油藏热采效果较差。如何提高此类稠油油藏的开发效果是目前面临的主要问题。以T油田为依托,根据地质建模成果,选取一个具有代表性的小井组模型分别建立单井和井组蒸汽吞吐模型,并考虑平面和品字形两种不同的布井方式对此类油藏热采进行研究,研究认为,井组整体吞吐开发效果明显好于单井蒸汽吞吐,且品字形布井能够进一步改善油田的开发效果。     

库姆萨依稠油热采技术研究及应用

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,具有埋藏浅、储层单一厚度大、原油粘度高等特点。针对其油藏特征,研究决定油田主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发。蒸汽吞吐试验表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,同周期内水平井平均日产油量为直井的1.4~1.8倍,水平井热采前三个周期油汽比在1.3~0.97之间,多项开发指标好于直井。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

高温堵剂实现汽窜水窜通道高效封堵

对于注水注气开采的稠油热采区块,随着吞吐轮次增加和采出程度的不断提高,汽窜及水窜通道逐渐形成,造成蒸汽热利用率大幅度降低,致使油井见油前排水期排水量变大,油井含水升高,周期效益变差。针对以上影响区块热采效果的主要因素,结合目前低油价的国内外形势,研制了低成本高温选择性封窜堵水剂,对其封堵机理和封堵效果进行研究测试,并在此基础上开展现场封堵试验,现场试验5井次。与常规堵剂相比,单井平均节约费用5万元左右,措施实施后排水期平均单井缩短7天,见油前排水量大幅度缩减,平均单井缩减44方,单井日油水平增加1.5t/d。该工艺的实施有效的封堵了汽窜水窜通道,提高了蒸汽热利用率,扩大了蒸汽的波及范围。     

边底水稠油油藏水平井蒸汽吞吐技术研究及应用

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,具有埋藏浅、储层单一厚度大、原油粘度高等特点。针对其油藏特征,研究决定油田主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发。蒸汽吞吐试验表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,同周期内水平井平均日产油量为直井的1.4~1.8倍,水平井热采前三个周期油汽比在1.3~0.97之间,多项开发指标好于直井。且在实践中初步形成了水平井钻井、完井、测试、防砂、封堵水等配套技术。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

桥式采油装置在曙光油田的应用

为有效解决稠油油藏蒸汽吞吐生产过程中各层系合采油井层间相互干扰矛盾,使各油藏间的采油潜能得到最大发挥,研制了桥式采油装置,以两层分采主体技术,现场应用达到了预期效果,并根据不同的油藏条件研制了桥式采油系列装置,在使用液压封隔器可实现油井三层以上分采。2015年在辽河油田公司曙光油田首次成功开展3口井现场试验,效果显著,为曙光油田蒸汽吞吐开发区块,油井多层分采提供了新的技术手段。     

稠油热采井筒隔热技术研究与应用

海26块是稠油热采区块,油田转热采吞吐试验初期,受井深、完井技术和井筒隔热工艺的影响,油井注汽过程中表现注汽压力高、蒸汽干度低、套管上涨等现象,造成蒸汽吞吐效果差。通过开展油藏参数和井身结构研究,分析油藏热采适用条件和井筒受热状况对非预应力套管完井产生的影响,优化注汽管柱和井筒隔热工艺,经过6年162井次的现场实践证明,深层稠油热采井筒隔技术在海26块应用是成功的,达到了保证注汽质量和提高热采吞吐效果的目的。     

一种热采水平井井控储量计算新方法

针对目前稠油油藏水平井单井控制储量计算精度不高的问题,基于温度场理论提出了一种新的计算方法。应用油藏工程与数值模拟相结合的方法建立了水平井蒸汽吞吐非均质模型,对某油田稠油油藏热采方式下水平井单井控制储量进行研究,分析不同水平段长度不同蒸汽注入强度对应的温度场分布特征,拟合得出稠油油藏水平井单井控制储量相关关系式。通过实例计算,该方法能有效的、方便的计算出稠油油藏水平井单井控制储量,精度大大提高。     

应用组合式蒸汽吞吐提高热采稠油油藏采收率

组合式吞吐是指在蒸汽吞吐开发单元中,多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐或单井在吞吐注汽过程中通过添加其它辅助注剂来达到改善开发效果的方式。室内试验及油田开发实践证明：组合式蒸汽吞吐技术可以有效抑制和利用汽窜,提高蒸汽热能利用率,改善油层动用状况,使油井的周期产油量和油汽比均得到提高,是提高热采稠油油藏吞吐阶段采收率的有效途径。组合式吞吐的现场应用表明：不同类型的稠油油藏适宜的组合式吞吐方式不同;对某种方式而言,采取的时机不同,效果也不尽相同。     

稠油热采区块系统管理方法研究

稠油热采开发到后期,油井经过多轮次蒸汽吞吐,受吞吐半径的限制及井况变差的现状,其生产效果越来差,高投入低产出,生产经营形势非常严峻,由此提出了"稠油热采区块系统管理法",来解决此矛盾。主要从油藏优化、成本管理、效益评价三方面进行介绍,找出适合稠油热采油藏开发的管理方法。在草20区块运行此管理方法后,取得了较好的效果,主要成绩有四点:一是提高了区块整体开发水平,促进了松散型管理向系统型管理的转变,特别是在区块优化方案设计上成效明显。二是在探索稠油后期开发中找到了一套适合本块生产经营的方法,进一步强化了干部职工的油藏意识、效益意识,树立了新的管理理念。三是有利于提高群众节约成本加强经营管理的积极性,真正实现"按效分配,多效多得"的分配机制。四是各项经济技术指标和开发管理指标均达到计划要求。可以向同类油藏开发管理推广应用"稠油热采区块系统管理法"。     

稠油热采区块系统管理方法研究

稠油热采开发到后期,油井经过多轮次蒸汽吞吐,受吞吐半径的限制及井况变差的现状,其生产效果越来差,高投入低产出,生产经营形势非常严峻,由此提出了＂稠油热采区块系统管理法＂,来解决此矛盾。主要从油藏优化、成本管理、效益评价三方面进行介绍,找出适合稠油热采油藏开发的管理方法。在草20区块运行此管理方法后,取得了较好的效果,主要成绩有四点：一是提高了区块整体开发水平,促进了松散型管理向系统型管理的转变,特别是在区块优化方案设计上成效明显。二是在探索稠油后期开发中找到了一套适合本块生产经营的方法,进一步强化了干部职工的油藏意识、效益意识,树立了新的管理理念。三是有利于提高群众节约成本加强经营管理的积极性,真正实现＂按效分配,多效多得＂的分配机制。四是各项经济技术指标和开发管理指标均达到计划要求。可以向同类油藏开发管理推广应用＂稠油热采区块系统管理法＂。     

莫尔图克特稠油多元热流体热采参数优化

针对莫尔图克特稠油蒸汽吞吐效果变差、生产成本逐年增加的现状，油田引进了多元热流体热采技术。多元热流体被注入地层后，在氮气、二氧化碳及水相组成的复合热载体的协同作用下，油藏中形成泡沫油，增加了原油膨胀系数，提高了原油流动性，实现增加单井产能，提高稠油油藏最终采收率的目标。现场试验表明，多元热流体吞吐平均单井日产油约为蒸汽吞吐的1.5倍，油汽比约为蒸汽吞吐的3倍，各项指标均好于预期。该技术试验的成功，为莫尔图克特稠油的规模化高效开发奠定了技术基础。     

江37区块蒸汽吞吐中后期开发特征及挖潜措施

江37区块作为采油九厂第一个稠油开发试验区,已经进行了3年的蒸汽吞吐热采试验。针对试验区蒸汽吞吐后期出现的产量递减快、回采水率低、储层动用程度不均等问题,文章在系统研究稠油蒸汽吞吐开发模式和递减规律的基础上,总结了后期提高试验区采收率、改善试验区开发效果的有效措施,为下步试验区的稠油热采提供一定的借鉴,也为今后类似油藏的开发提供了宝贵的经验。通过调研和现场实践证实,蒸汽驱、二次吞吐和水平井吞吐是改善薄层稠油油藏开发效果的有效途径。     

氮气辅助蒸汽吞吐在八面河面138区的应用

八面河面138区是以热采开发方式为主的稠油Ⅱ类油藏,随着开发的不断深入,热采轮次不断增加,但油井多轮次热采效果整体呈下降趋势。本文主要是通过对该油田氮气辅助蒸汽吞吐工艺的应用情况进行分析,总结其取得的效果和认识,为下一步继续进行氮气辅助蒸汽吞吐工艺提高多轮次热采效果提供一定依据。     

注蒸汽热采技术研究进展

在研究大量文献的基础上,总结了注蒸汽采油的机理,概述了稠油注蒸汽热采的研究现状与发展趋势,着重探讨了稀油注蒸汽热采的应用前景、研究现状以及稀油注蒸汽热采还需要深入研究的课题。研究认为：稠油注蒸汽热采已是比较成熟的技术,在稠油开发中占有重要的地位,其发展趋势为利用天然气、溶剂、高温泡沫、聚合物等来改善注蒸汽热采效果;稀油油藏水驱、聚驱后转注蒸汽热采具有可行性,今后需重点解决的问题包括采用煤或核能生产蒸汽、采用水汽交注、蒸汽泡沫等方法提高稀油油藏注蒸汽热采的采收率。     

乐安油田草20块蒸汽吞吐开发后期注汽参数优选

乐安油田草20块特稠油油藏自90年起转入注蒸汽开发，目前已进入开发后期。区块开发初期，研究制定了一整套适合薄层砂砾岩特稠油油藏热采开发的注采工艺，成为区块前十年的稳产奠定了基础。其中，合理的注汽参数是开采取得成功的技术关键。但在目前阶段，周期产量下降，周期油汽比降低，原有的注汽参数不再适应目前的生产现状，因此依据目前生产动态重新进行分析、优选。