特稠油,超稠油油藏热采开发模式综述

方法利用水平井热采模式．对特、超稠油油藏进行开采。目的改善开发效果，提高经济效益。结果对油层厚度小于5m的特、超稠油油藏不宜采用水平井热采；对油层厚度在5～10m的特稠油油藏或油层厚度大于10m的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开采；对原油粘度大于5×104mPa·s的超稠油油藏，适用蒸汽吞吐开采；对油层厚度大于20m，原油粘度大于20×104mPa·s的超稠油油藏，必须采用蒸汽辅助重力泄油技术。结论对已投入蒸汽吞吐的特稠油油藏，尤其是处于中后期吞吐阶段的区块，应采用蒸汽加氮气泡沫驱及现有在井与水平共组合蒸汽驱模式；对尚未开发的特、超稠油油藏，应采用水平井注蒸汽热采模式及其它新技术。     

稠油蒸汽吞吐注采参数优化设计

重32井区齐古组油藏顶部构造为一向东南缓倾的单斜．地层倾角约5,主要受构造与岩性控制。四面被断层遮挡,平面上油层分布受沉积相控制．油层随中一细砂岩厚度减薄而减薄,含油性随岩性变细而变差。油藏类型为浅层超稠油断块油藏。油藏地层沉积厚度10～122m,根据沉积特征和测井响应特征．地层自下而上可划分为J,3q3.J3q。两个砂层组。本文研究层J3q3平均有效厚度为8．0m。     

综合治理东区东Ng3热采区边底水侵

孤岛东区东Ng3热采区位于孤岛油田披覆背斜构造的东翼 ,是一人为划分的不封闭开发单元。构造简单平缓 ,从西向东依次降低 ,含油面积 2 777km2 ,地质储量 30 9 4〔10 4t,生产层位Ng3砂层组 ,平均有效厚度 10 2m ,主力油层 33 ,35,油藏深度 12 18～ 12 94m ,原始含油饱和度 5 5     

单6东超稠油油藏开采特征

1 油藏地质特征胜利油区单家寺油田单 6东馆陶组下段 5 0℃地面脱气原油粘度在 5 0 0 0 0～ 10 0 0 0 0mPa·s之间 ,是典型的超稠油油藏[1] 。其油层埋深 110 0m ,有效厚度约 30m ,分 3个小层 ,单层厚度 10m左右 ,孔隙度 33% ,渗透率 3～ 4 μm2 ,含油饱和度 5 6 %。岩性属于疏松细砂岩。该油藏具有中等水敏性和碱敏性 ,敏感性可使储层渗透率降低 4 0 %。油水空间分布呈倒三角形 ,含油面积上大下小 ,边水主要来自东南方向。与国内外超稠油油藏相比 ,单 6东超稠油油藏突出的特点是油层埋藏深度较大。2 超稠油物性及热采机理[2 ]在实验室模…     

改变注汽尾管下入深度提高剖面动用程度

吞吐注汽时吸汽层段的位置取决于注汽尾管的下入深度,而产液层段又取决于吸汽层段,即取决于注汽尾管下入深度,注汽尾管所在油层段为主要动用层段.每轮注汽吞吐时,主要动用层段的厚度是有限的,其上限值一般为10m,而且厚度不随时间的延长而上下移动和扩大,可通过改变注汽尾管下入深度来改善油层动用状况,提高吞吐效果.克拉玛依油田九区用该方法取得了每井轮次增产26.9%的好效果.     

注聚边缘区的动态特点

1.基本概况 (1)地质概况。胜利油田孤岛采油厂孤六区所管辖的中二中馆3-4注聚扩大区位于整个中二中馆3-4注聚区的边缘,南部与孤二区相邻,北部与中二北交界。扩大区构造简单平缓,油层埋藏浅,油层中部深度1236m,胶结疏松,胶结物以泥质为主,储层渗透率,孔隙度均较高,储层物性好,属河流相正韵律沉积,非均质性严重,共有9个小层,其中3~5、4~2、4~4为主力油层,连片分布,含油面积0.7km~2,有效厚度8.6m,地质储量394×10~4t。     

二连油田稠油热采效果评价

二连油田稠油油藏埋藏浅、储层物性较差、储层非均质性严重，单层厚度小（平均２．２ｍ），采用小井距注蒸汽吞吐开采，在经济上和技术上存在很大的风险性。以吉３２热采试验区的开发实践为基础，分析了其注蒸汽吞吐开采特点，研究了影响吞吐效果的因素，提出适合薄油层稠油热采的厚度筛选标准及注汽参数，并对其开采效果进行了技术经济评价。结果表明：虽然试验区油层物性条件较差，但只要针对油藏特点、采取有效措施，高寒地区的稠油热采不但技术上可以取得成功，经济上也是可行的。根据试验区注汽井间干扰严重的特点，利用干扰剔除法对井间干扰效果进行了客观、真实的评价。吉３２试验区热采开发的成功，不但为高效、科学开发二连油田的稠油资源打下了基础，其开发经验对国内同类型稠油油藏的开发同样具有指导意义。图４（郭海莉摘）     

低渗透油田水平井井网参数的优化

确定水平井井网参数对低渗透油藏的经济开发具有重要作用。为了实现水平井的合理布井,需对水平井的水平段长度以及注采排距进行研究。水平井段长度一般为油层有效厚度的6～10倍,对于有效厚度为4 m的油层,则要求水平井段的长度大于40 m。在油层有效厚度为4、5和6 m条件下,利用折算法得出水平井段合理长度为500～700 m。对低渗透油田水平井开发井网进行合理设计,既要做好注采井网形式对储层规模控制以及裂缝系统与井排方向的合理匹配关系,又要做好注水井排距的优化。     

稠油新区开发地面工程技术研究与应用

河南油田稠油新区即新庄、杨楼油田属于油层薄、埋藏浅、原油稠、粘度高、地层软、单井产量低、注蒸汽吞吐周期短（3-4月）、品位差的小断块油藏，油藏油层厚度在3-10m．单井平均产量3．5t／d，而国内已开采的稠油油藏油层厚度一般在10-15m．单井平均产量5-10t／d左右．因此新庄、杨楼油田在开发、采油和地面集输与处理等方面难度较大。     

深井薄层稠油油藏水平井注采参数优化设计

针对深井薄层稠油油藏注蒸汽散热效应较厚油层大的特点,在蒸汽吞吐增产机理分析的基础上,运用经济概算、数值模拟、分析类比方法,计算了热采水平井经济布井界限,重点对初期注汽强度、注汽强度周期递增量、初期排液量主要注采参数进行优化设计。研究结果为:水平井极限布井厚度为3 m,水平段长度200 m,位于油层中下部,初期注汽强度为12 t/m,将多个吞吐周期分为3个阶段,每个阶段的注汽强度周期递增量分别为20%,10%,0%,合理的注汽速度为10 t/h,初期采液量应控制在35 t/d。矿场应用取得很好的开发效果,该项研究成果为该类油藏的高效开发热采水平井提供了现场实施依据。     

边水淹稠油储量蒸汽吞吐技术对策

针对油层温度条件下脱气原油粘度大于10000mPa．s的稠油油藏，在注蒸汽吞吐长期降压开采过程中，油藏压力下降导致边水推进，水淹井区采油井含水急剧上升，生产效果变差，资源浪费严重。对井楼油田一区楼1254、2107两口井的边水油层蒸汽吞吐试验结果表明，厚度不小于8m的特稠油边水淹油层，通过优化射孔和优化注采参数，实施短周期注汽、短周期生产的开采方式，能够取得较好的吞吐效果和经济效益。目前，该技术已成为河南稠油油田进一步提高边水淹油层储量资源利用程度的主要措施之一。     

太平屯油田北部抽油井间歇抽油总结

太北地区油层条件很差,平均砂岩厚度5.9m,平均单井有效厚度3.2m,地层系数411×10~(_3)μm~2·m。开采的油层是葡一组,有12个油层,大都是条带状或零星的块状分布,钻遇率很低,一般只有30％。最好的两个小层是葡Ⅰ_2和葡Ⅰ_3,平均有效厚度仅为0.53和0.50m。葡Ⅰ_(1-6)层是目前主要的开采层位。在该区171口油井中,有效厚度小于     

低渗透底水油层数值模拟与开采技术研究

国内某油藏C5区块是一个存在底水、隔夹层发育的低幅构造-岩性油藏.通过对该区块油层的数值模拟研究,总结对比了底水水体的多种描述方法;通过地质研究和油藏历史拟合建立了C5区块的精细数值模型.并对油层合理注采比、合理生产流压等问题进行了论证,以期为C5区块油层乃至低渗透底水油藏的开发调整提供依据.     

哈萨克斯坦Ka油田东区Ⅰ层系开发技术界限研究

通过数值模拟方法,在蒸汽驱开发方式下对哈萨克斯坦Ka区块地层参数(油层厚度、净总比、孔隙度、原始含油饱和度和油层渗透率)进行优选,确定了150m井距、反九点井网、蒸汽驱开采方式下开发技术界限,为哈萨克斯坦Ka稠油开发提供技术依据。     

边水淹稠油储量蒸汽吞吐技术对策

针对油层温度条件下脱气原油粘度大于10 000mPa.s的稠油油藏,在注蒸汽吞吐长期降压开采过程中,油藏压力下降导致边水推进,水淹井区采油井含水急剧上升,生产效果变差,资源浪费严重。对井楼油田一区楼1254、2107两口井的边水油层蒸汽吞吐试验结果表明,厚度不小于8 m的特稠油边水淹油层,通过优化射孔和优化注采参数,实施短周期注汽、短周期生产的开采方式,能够取得较好的吞吐效果和经济效益。目前,该技术已成为河南稠油油田进一步提高边水淹油层储量资源利用程度的主要措施之一。     

濮城地区深层低电阻率油层形成机理与识别

东濮凹陷北部濮城地区深层沙三段的中、上亚段低电阻率(小于2Ω·m)油层主要分布在构造低部位或地层倾角较为平缓区块的构造较低部位,其形成主要与储集层粒度细(粒度中值一般小于0.1mm)、伊利石含量高(占黏土矿物的70％～90％)、泥质含量偏高、地层水矿化度高(总矿化度平均28.5g/L)、微孔隙发育(孔隙半径小于0.1μm)、构造平缓等因素有关。综合研究钻井、系统取心、试油等资料,分析低电阻率油层的成因,根据低电阻率油层束缚水饱和度的特点,用“可动水分析法”确定油层可动水含量,是识别低电阻率油层的有效方法。图4表2参5     

优化二类油层聚驱注采关系的做法及认识

针对北二西二类油层聚驱方案编制过程中遇到的二类油层聚驱与三次加密水驱注采关系优化问题．通过明确分单元驱替方式，进行水聚区域的划分，研究得出相带接触方式和两驱注采关系优化的8种模式、6种调整方法，总结出优化两驱注采关系的射孔原则，使断层发育的北二西二类油层聚驱控制程度达到了81．7％，为提高二类油层聚驱效果提供了保证。     

杜32断块区兴隆台油层蒸汽吞吐参数优化数值模拟研究

方法　利用数值模拟方法研究杜 32块兴隆台油层蒸汽吞吐的主要注采参数及射孔参数。目的　选择合理的注采参数 ,最大限度地改善其蒸汽吞吐开发效果。结果　数值模拟结果表明 :注汽强度以 70～ 80 t/ m为宜 ;注汽速度为 16 0～ 2 0 0t/ d;井底蒸汽干度为 40 % ;焖井时间为 3～ 5 d,可使注入热量得到最大限度的热利用率。为避免出砂 ,采液速度应控制在 40～5 0 t/ d,射孔厚度为 2 0 m,可有效提高热利用率 ;为防止底水锥进 ,渗透层避射底水厚度应大于 15 m,而低渗物性隔层应大于 5m。结论　数值模拟研究得出的注采参数及射孔原则 ,在杜 32块兴隆台油层实施后 ,取得了很好的效果。     

道达尔石油公司在泰国湾钻成第一口双水平井段采油井

泰国湾海上的邦库特油气田,为河流三角洲和海岸环境沉积的河道砂及砂坝类型的多断层油气田,其中10-90砂岩凝析油气藏,闭合高度42m,气层厚度17m,油层厚度10m,油气界面深1089m,油水界面深1099m,为一活跃边底水油气藏。石油储量349×10~4m~3,天然气储量2265×10~8m~3。邦库特油气田由四家国际石油公司合营,道达尔石油公司占股30％。油气藏模拟研究表明,钻双水平井段采油井,采收率可以提高3倍。BK-4-M双水平井段井的两个水平井段的夹角为60°,位于同一油层平面上。该井先钻穿气层和油层,钻遇底水后井眼轨迹又上跷至油气界面以下,每一个水平井段的长度达到1000m左右.并保持水平井段位于油气界面以下2m处。该井钻井周期18天,钻井费用210万美元。     

本井采注水技术应用研究

针对只设计一口注水井的小油田、小区块，为简化注水工艺流程，节约投资，提高开发效益，提高了本井采注水技术。应用该技术需要解决的技术问题有：水源防砂及水质过滤，水层与油层的隔离，潜油电泵的选择及保护，计量及地面配套等。现场应用表明。本井采注水技术一次性投入少，运行成本低，为小油田、小区块注水开辟了新的注水途径。