潭口稠油氮气辅助蒸汽吞吐增产试验

目前对于稠油油藏的开发具有很多方法,其中蒸汽吞吐是开发稠油油藏最有效、最直接的方法;但蒸汽在注入过程中热量损失较严重,同时随着蒸汽吞吐开发稠油油藏的进行,地层能量亏空,蒸汽吞吐效果变差,单一注蒸汽的开采方式已不适用。在分析稠油特点以及蒸汽吞吐的缺点基础上结合氮气绝热性好和压缩性大的优点,进行了氮气辅助蒸汽吞吐的增产试验,通过研究发现该方法对当前稠油开采效果非常明显,能够对稠油油藏的开发起实际指导意义。     

孤岛油田底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的选区新方法

在注入相同蒸汽量的基础上分析注氮气辅助蒸汽吞吐效果时,许多学者忽略了注入总热量对蒸汽吞吐的影响。在注入总热量相同的条件下,通过分析孤岛油田底水稠油油藏特征,选取研究区3种典型地层参数,即油层厚度分别为2~5,5~8和8 m以上,渗透率分别为500×10-3,1 000×10-3,2 000×10-3 μm2,对应的孔隙度分别为30%,35%和40%,利用数值模拟技术从增油量、加热半径和底水锥进程度3个方面,对注氮气辅助蒸汽吞吐的效果进行了对比。建立了强底水和弱底水条件下普通稠油以及特稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐地层参数的筛选图版,利用该图版可有效分析底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的可行性。研究结果表明：孤岛油田东区Ng3和中二北Ng5油层适合注氮气辅助蒸汽吞吐;孤北1区Ng3油层不适合注氮气辅助蒸汽吞吐。     

洼38块注空气辅助蒸汽吞吐先导试验

针对进入开发中后期的小洼油田特稠油油藏存在的问题,在总结氮气助排成功应用和借鉴其他油田注空气采油试验的基础上,通过工艺技术优化,开展了2井次注空气辅助蒸汽吞吐先导试验,结果表明,洼10~(-3)井注空气后,注气压力提高了4.5 MPa,注汽生产周期延长了1.5倍,为稠油油藏中后期提高采收率开发提供了技术支持。     

稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术研究与应用

针对稠油油藏吞吐后期产油下降、油汽比低、开发效果变差的问题,开展CO₂辅助蒸汽吞吐技术研究,剖析了CO₂具备的降黏、增压、调剖、降低界面张力、提高渗透率及改变岩石润湿性等作用机理,然后确定了油藏实施CO₂辅助蒸汽吞吐适用条件及影响开发效果的主要因素,优化合理注汽压力及注入量。应用研究成果,现场实施开发效果得到明显改善,该研究可为CO₂有效利用及稠油油藏改善开发效果提供参考。     

稠油蒸汽吞吐阶段采收率计算公式研究

国内外尚没有一套系统的稠油注蒸汽开采计算采收率的方法。本文结合辽河油田稠油的地质特征和开发状况，在系统研究油层渗透率、原油粘度、净总厚度比和单层厚度的基础上，运用《价值工程》中的“功能重要度评价法”，优化出不同类型稠油油藏蒸汽吞吐阶段的采收率计算公式。通过辽河油田稠油已开发油藏、未开发油藏和国外蒸汽吞吐较为完整油藏的实际资料验证，该公式对于未开发油藏或油藏开发早期，缺乏动态资料的条件下，确定采收率     

渤海油区稠油油藏蒸汽吞吐注采参数优化模型

渤海油区稠油资源丰富,已动用的稠油油藏以常规注水开发为主,采收率偏低,如何经济有效地开采这些稠油资源对渤海油区持续稳产具有重要意义。以渤海油区典型稠油油藏类型为研究对象,通过油藏数值模拟手段,优化不同地层原油粘度、油藏厚度、渗透率以及不同水体倍数的稠油油藏蒸汽吞吐的最优产液速度、焖井时间及注汽强度等关键注采参数。结果表明,对于不同地层原油粘度的稠油油藏,最优产液速度和注汽强度随地层原油粘度的增大而逐渐减小,最优焖井时间随地层原油粘度的增大逐渐增加;对于不同厚度的稠油油藏,最优产液速度、焖井时间和注汽强度均随油藏厚度的增大而增大;对于不同渗透率的稠油油藏,最优产液速度随渗透率的增大逐渐增大,最优焖井时间和注汽强度随渗透率的增大逐渐减小;对于不同水体倍数稠油油藏,最优产液速度和焖井时间随水体倍数的增大逐渐增大,最优注汽强度随水体倍数的增加先增大后减小。应用多元回归数学方法,得到蒸汽吞吐注采参数优化模型,并与数值模拟计算结果进行对比,误差在10%以内。     

稠油油藏化学辅助蒸汽吞吐研究

稠油具有粘度高、密度大、流动性差的特点,此类油藏的开发主要以热采为主.目前,蒸汽吞吐仍是矿场上使用最为广泛的热采方法之一.以胜利油田草27地区馆陶组油藏为例,利用油藏数值模拟方法,优选出了适合该稠油油藏化学辅助蒸汽吞吐的方法,确定出了“蒸汽+N2辅助”、“蒸汽+CO2辅助”、“蒸汽十表面活性剂+ CO2+ N2辅助”方...     

辽河高升稠油油藏注蒸汽吞吐合理井网密度优选

高升油田为中深层稠油油藏，注蒸汽开采一般井底蒸汽干底较低，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。     

蒸汽吞吐效果预测及注汽参数优化方法研究

数值模拟是稠油油藏开发的有力工具，但它需要较多的人力和物力。当对新区的多个油藏进行开发效果预测时，仅用数值模拟是困难的。为此，提出了一种简单的预测蒸汽吞吐效果的方法，它以ＭａｒｘＬａｎｇｅｎｈｅｉｍ模型为基础，是在ＢｏｂｅｒｇＬａｎｔｚ模型基础上发展起来的解析解模型。同时提出了一种应用加权方法考虑多个生产指标的优化方法。以此为基础，在ＰＣ机的Ｗｉｎｄｏｗｓ３．ｘ和Ｗｉｎｄｏｗｓ９５环境下开发了相应的软件。应用结果表明：预测模型具有较高的精度；优化方法具有较好的适用性和可操作性。该软件为油藏工程师提供了一个预测蒸汽吞吐效果和优化注汽参数的工具。图２表２参４（郭海莉摘）     

稠油油藏蒸汽吞吐后转火烧油层适应性研究

结合火驱特点分析了稠油油藏蒸汽吞吐后的温度、压力、流体及储集层特征及其对火驱的利弊,重点对蒸汽吞吐后火驱油藏的筛选以及火驱过程决策控制问题进行了探讨,提出了考虑相关特点的油藏筛选函数,讨论了注蒸汽后水平井火驱的动态特点。利用能量守恒研究了含水饱和度与火驱前缘温度之间的关系,得出蒸汽吞吐后转火驱开发方式不需要转入湿式燃烧的重要结论。结合火驱试验数据讨论了蒸汽吞吐后的复杂气窜通道对火驱前缘推进的影响及其控制因素。研究认为,蒸汽吞吐后期油藏转火烧油层开采是可行的。     

LPG吞吐提高稠油采收率研究

利用圆管填砂模型,饱和辽河稠油模拟辽河稠油油层的油层温度和压力下进行LPG吞吐实验,系统评价了LPG吞吐采油提高采收率的效果。实验中研究了注入量即注入压力、液化气注入速度、液化气与原油作用时间即闷井时间对吞吐效果的影响。其结论认为,LPG吞吐开采稠油效果显著,吞吐效果与油品黏度有关,黏度越大,吞吐效果越差。油品黏度越高,降压吐油阶段压力释放速度越慢,时间越长,出气速度也越慢;LPG吞吐稠油各周期采收率存在峰值,总趋势为上凸线;LPG注入速度对LPT吞吐的采收率影响不大;气体注入压力和注入量对采收率影响较大,注入压力越高,注入量越大,LPG吞吐的周期采收率越大。闷井时间对采收率有一定影响,但其影响程度要小于注入压力。     

深层稠油油藏微生物吞吐技术研究与应用

针对深层稠油油藏桩139块部分井注汽压力高、且二次DC冷采效果不好的低液低产现状,开展了微生物吞吐采油技术研究与应用。根据试验井所处的油藏特征和原油性质,优选了微生物复合吞吐体系主要成分,并按设计的注入段塞应用于桩西油田和太平油田。结果表明,采用激活剂II(0.4%糖蜜+0.2%玉米浆干粉+0.2%糊精+0.2%NaNO3+0.02%(NH4)2HPO4)、含地芽孢杆菌属的外源菌液和0.1%槐糖脂类生物表面活性剂配制的微生物复合吞吐体系,在pH值为5的条件下,乳化原油效果好,产气量较大。在矿场以6 m3/h注入主段塞200 m3的微生物复合吞吐体系后,原油黏度降幅50.1%,增油有效期166 d,累计增油915 t,投入产出比1∶9.07,经济效益明显提高。     

河南油田低品位稠油油藏蒸汽吞吐后进一步提高采收率研究

河南油田浅、薄层低品位稠油注蒸汽吞吐后,采收率只有15％左右,大量的剩余油资源尚未得到有效动用。针对这一现状,先后开展了细分吞吐,加密吞吐,间歇汽驱和水平裂缝辅助蒸汽驱先导试验和推广应用,使河南油田低品位稠油热采采收率由15％提高到了30％以上,为油田的稳产起到了重要作用。     

非烃类气体辅助吞吐增效技术研究与矿场应用

针对小洼油田特稠油油藏主力区块开展了非烃气辅助吞吐增效技术研究。小洼油田目前处于吞吐开发末期,确定了注入方式为"氮气泡沫+二氧化碳+蒸汽";通过对多种泡沫剂的筛选,优选出稳定性、耐温性、封堵性能相对较好的HZ-Ⅰ型发泡剂,质量分数为0.8%,气液比为3.50~4.50。目前该技术在小洼油田实施试验井3口,同期对比阶段增油效果显著。     

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。     

注天然气吞吐提高采收率技术在轻质油藏中的应用

随着注天然气提高采收率技术的不断完善,注气混相驱已成为提高采收率的重要技术手段。针对S油藏的地质及开发特点,在室内实验和流体相态拟合的基础上,提出近混相驱替方式,进行了注气混相驱提高采收率技术研究,设计出用于现场实施的推荐方案。为S油藏及同类轻质油藏实施天然气吞吐强化采油的可行性方案设计提供了一定的技术支持。     

浅层特超稠油油藏高周期吞吐挖潜技术研究与应用

河南井楼油田一、二区为浅层特超稠油油藏 ,高周期吞吐开发呈现周期产量低、汽窜频繁、水淹油层严重、储量动用程度低等生产特点。通过精细油藏研究 ,配套高周期吞吐后剩余油分布监测技术 ,实施堵水、优化注采参数、化学增效、区块调剖等工艺技术 ,二次开发动用弱水淹和中低渗透层 ,提高油层剖面动用程度 ,改善油藏整体开发效果 ,使浅层特超稠油油藏得到高效开发。     

BZ7油藏改善蒸汽吞吐开发效果配套技术

BZ7井区于1984年4月发现,属稠油油藏,2000年2月全面投入开发.该区目前以蒸汽吞吐生产为主,由于蒸汽温度高、强度大,在生产过程中存在套管变形,油层吸汽能力弱、油井出砂等现象.为改善开发效果,根据油藏地质特点,结合油田生产实际,开展了一系列研究工作.主要采取以下措施:①对低效井,实施上返补层、开展光油管注汽实验及氮气助排等措施;②对层间矛盾突出、汽窜干扰严重的合采井,实施分注合采或隔注等;③对出砂井,采取下割缝筛管、下螺杆泵、长柱塞泵排砂及下防汽增效泵等防砂措施;④在吞吐过程中根据实际情况实施大修、酸化、压裂、隔抽等措施.结果表明,这些措施效果明显,能够显著改善蒸汽吞吐开发效果,提高油田产量.这些技术对于其他类似油藏具有一定的借鉴意义,具有较好的推广价值.     

蒸汽深部封窜用热触变聚合物-黏土复合体系性能研究

针对稠油蒸汽吞吐油藏发生的汽窜现象,室内分别用旋转黏度计、流变仪、管倒置法和突破真空度法测定了蒸汽深部封窜剂热触变聚合物-黏土复合体系的黏温性、流变性、热触变温度和强度等性能.研究结果表明:3％热触变聚合物与黏土复合体系在达到热触变温度后(75℃左右)黏度急剧增大,形成冻胶.复合体系(1％～3％热触变聚合物与0～4％黏土)的热触变温度为75～88℃,强度为0.01～0.03MPa,随着热触变聚合物或黏土质量分数的增加,热触变温度降低,触变前的黏度及触变后的强度均增大.触变前,复合体系黏度随剪切速率变化不明显,具有一定的抗剪切性;触变后,体系黏度随剪切速率的增大先升高后降低.复合体系在200℃条件下2 h内不发生脱水现象,能封堵高温窜流蒸汽.填砂管物模实验表明触变前复合体系具有良好的注入性,能进入地层深部;触变后具有较好的封堵性,封堵率高达95％.图4表4参10