南堡浅层高含水油藏氮气泡沫控水稳油技术研究与应用

针对南堡浅层高含水油藏,运用室内物理实验模拟方法,设计氮气泡沫控抑边水水侵实验,研究优选了注入量、注入时机、闷井时间和边水强度等工艺参数,并定量化分析各参数对采出程度的影响。实验结果表明:氮气泡沫的合理注入量为0.1PV增油效果显著;注入时机是非敏感因素;合理的闷井时间为24h;氮气泡沫可用于边水能量较为充足的油藏,但边水强度应小于5mL/min。同时开展数值模拟技术政策优化研究明确:最大注入半径不应超过25m;堵水极限轮次为三轮;采液强度超过5 t/(d·m)增油幅度变缓。该技术矿场试验98井次有效率79%,平均含水下降了26个百分点,平均单井增油324吨,取得了较好的控水增油效果。     

氮气泡沫辅助蒸汽吞吐提高采收率机理研究

边底水稠油油藏注蒸汽热采开发中，水体和蒸汽容易沿大孔道发生窜流，引起含水上升，热采开发效果变差。通过开展注蒸汽后氮气泡沫封堵实验，研究泡沫封堵机理，分析氮气泡沫的增产效果。结果表明：注入氮气泡沫后，改变了底水水侵流动方向，促使底水向水平段两端运移，扩大了水驱波及范围，有效抑制了水淹。注入氮气泡沫能够实现增压、降水、增油的效果，实验生产压差从350 kPa增至390 kPa，含水率从90%降至80%，产油量从0.02mL·min^-1增至0.05mL·min^-1，最终采出程度接近60.0%，比单纯蒸汽驱提高11.5%。此研究成果对于边底水热采稠油油藏水平井开发过程中实现抑水增油，具有参考价值和指导意义。     

氮气抑水增油技术在河南古城油田的推广及应用

河南油田常采区块在注水开发过程中,由于井组间平剖面矛盾突出,油井含水上升快,部分井水淹严重,为了稳油控水,利用氮气抑水增油的特点,促使油藏压力重新分布,改变驱油剖面,提高油藏采收率,实现老区稳产,找出实现油井增产的原因,为今后注氮优选油井提供了很好的科学依据。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究

塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N2开采裂缝一溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10％左右。     

氮气控水增能在多轮次吞吐稠油油藏中的应用——以排612区块为例

排612区块为浅薄层特稠油油藏,2015年产能建设以来,随着吞吐轮次增加,地层能量下降,边底水推进,导致产量降低、含水上升、周期油汽比降低,开发效果变差。2018年下半年开展注入氮气控水增能试验,措施前后油井生产效果对比,排水期由34天缩短至28天,综合含水由79.5%降至73.4%,周期累油由314 t增至455t,日油水平由3.3t/天提高至4.4t/天,油汽比由0.40提高至0.45,周期生产天数由94天延长至102天。表明氮气在多轮次吞吐稠油油藏中控水增能的效果明显,可有效改善浅薄层超稠油油藏多轮次吞吐后的开发效果。     

氮气辅助蒸汽吞吐增油效果研究

以稠油油藏储层研究为基础,开展了油层有效厚度、垂向渗透率和水平渗透率的比值、原油黏度、剩余饱和度等参数对注氮气辅助蒸汽吞吐技术增油效果影响研究。研究表明当油层有效厚度大于15m时,能最大限度地发挥氮气的增油效果,选择实施注氮气辅助蒸汽吞吐的油井油层有效厚度应大于15m。当渗透率比值为1时,注氮气增油量最大。在有隔夹层存在时,垂向渗透率对氮气辅助蒸汽吞吐的开采效果影响不严重。注氮气辅助蒸汽吞吐工艺,对50℃原油黏度小于5000mPa.s的稠油油藏有较好的作用。适宜注氮气的剩余油区间为剩余油饱和度在0.55-0.625,对应的周期数为3到7周期。晟佳的注氮气的剩余油区间为0.625-0.6时,对应的周期数为第3或第4周期。     

巨厚状底水油藏压水锥试验可行性研究

欢17块大凌河油藏是一个具有气顶、底水的巨厚块状砂岩油藏。针对油藏底水锥进造成油层水淹程度严重的开采状况,通过开展精细油藏描述、油藏注水开发阶段综合效果评价,借助水锥物理模拟研究、水锥数值模拟研究等,对底水油藏水锥起降规律进行研究,预测压水锥的最佳时间;根据对油藏的数值模拟,拟合生产历史,分析各小层剩余油分布规律,从而实现区块现有技术下的最大限度开发。     

氮气泡沫调剖技术在热采水平井中的应用——以乐安油田草13断块沙一段油藏为例

针对乐安油田草13断块沙一段灰质岩、生物灰岩稠油油藏水平井蒸汽吞吐过程中边水侵入造成油井含水上升较快、开发效果变差的问题,在氮气＋泡沫剂的室内研究与评价基础上,开展了氮气泡沫调剖技术现场应用试验。至2010年底已经现场应用8井次,成功率87．5％,平均单井增油933t,表明氮气泡沫调剖技术是改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果...     

胜坨油田沙二3层系氮气泡沫驱数值模拟研究

为提高油井产量,解决含水过高,含水上升速度快等问题,提出氮气泡沫堵水调剖技术。并在区块内优选氮气泡沫实验区进行了数值模拟研究,在此基础上对工作制度、氮气泡沫注入方式、注入量等因素进行了优化。研究认为,对于胜坨油田这种高温高盐砂岩油藏,氮气泡沫堵水调剖技术具有一定的控水增油效果。     

D油田高渗砂岩稠油油藏调剖技术研究及应用

D油田为河流相沉积的稠油油藏,储层非均质性强,经过长时间的注水开发,油层内部形成大孔道,注入水在大孔道内低效或无效循环,严重影响了水驱开发效果。注入水突进严重,利用软件模拟,该油田强水窜通道渗透率高达10 D,目前该井日配注量1 750 m3,综合含水为95%。因此,有必要进行D油田高渗砂砾岩油藏进行调剖技术研究,通过对油藏的分析、体系的研发、配方的筛选、工艺的设计,得到了一套针对高渗砂岩稠油油藏调剖技术,通过该技术在D油田的应用,在有效期内受效井增油4 924 t,取得了较好的稳油控水效果。     

巨厚块状油藏氮气驱可行性研究及实践

雷64块Ⅵ砂岩组为一厚层块状底水稀油油藏,隔夹层不发育,采用底部注水开发早期见到较好效果,但后期稳油控水难度大,油藏濒临废弃。借鉴主体部位Ⅶ砂岩组顶部氮气驱先导试验过程中,油井见效快且气窜严重的认识,今年在对油藏地质及剩余油分布规律研究基础上,开展底部氮气驱可行性研究研究,并现场开展了1个井组的先导试验,取得峰值日增油7.1吨的较好效果,对类似油藏提高采收率具有重要借鉴意义。     

低渗断块油藏二氧化碳驱油实践

草舍油田泰州组油藏为低渗断块油藏,在二氧化碳驱油实践过程中,通过二氧化碳驱油机理、油藏适应性评价、驱油物理模拟、数值模拟等研究,优化了苏北盆地草舍油田泰州组油藏二氧化碳混相驱油方案及注入参数,方案实施取得了显著的增产效果,截止2011年底,已累积注入二氧化碳7380×104m3,油藏日产油由48t升至85t,综合含水由56.4%降为33.7%,增油5.6×104t,评价期末比水驱采收率提高16.8个百分点。该油藏二氧化碳驱油成功实践,为同类油藏大幅度提高采收率提供了方法技术借鉴。     

复杂断块油藏高含水期的稳产技术

文南油田文 85断块以历十多年的滚动勘探开发 ,产量从上升、稳产和大幅度递减。面对如此严峻的开发形势 ,1 999年以来针对油田的特点成功地采取了 5项技术 :油藏精细描述技术 ;剩余油研究技术 ;出水层封堵技术 ;老井措施增油技术和稳油控水综合治理技术等 ,取得了良好的效果。形成了一套强非均质复杂断块油藏高含水期剩余油研究及改善开发效果技术     

HDNS技术数值模拟研究

特稠油油藏原油粘度高,常规蒸汽吞吐效果差,得不到经济有效的开发;为了改善该类特稠油油藏的吞吐开发效果,采用HDNS技术即氮气、油溶性降粘剂、水平井辅助蒸汽吞吐技术,该技术对于特稠油油藏开发具有较好的效果。通过分析总结HDNS作用机理,利用数值模拟方法表征建立数值模型,分析氮气及降粘剂在开发该类油藏中的作用效果。结果表明:氮气和降粘剂的注入可有效提高该类油藏的吞吐效果。     

锦州油田欢17块大凌河油层压水锥试验研究及认识

针对欢17块大凌河油藏地质与开发特点,为了进一步增加可采储量、改善油藏开发效果,对油藏地质特征进行了再认识,包括构造特征、隔夹层分布特征、储量复算等;对油藏注水开发阶段进行效果评价,总结开发效果;对底水油藏水锥起降规律进行研究,包括现在测试资料的分析研究,水锥物理模拟研究、水锥数值模拟研究等,根据不同方法预测压水锥的最佳时间。     

海上油田氮气泡沫压锥堵水技术应用

为了海上油田首次采用氮气泡沫压锥堵水技术成功实施,通过室内静态性能评价实验优选了适合于该油田的起泡剂BHT和起泡剂最佳反应浓度0.5%,动态性能评价实验证明了BHT起泡剂针对油田目的层有着很高的封堵调剖能力,利用数值模拟技术,结合室内试验结果,优选了施工注入时间和气液比参数,预测并对比了两口井实施氮气泡沫压锥堵水措施前后的生产曲线和三维水锥剖面,结合现场试验结果共同表明,通过向该油田的高含水井注入氮气泡沫,可以有效起到降水增油目的,改善油井生产效果。     

注氮气驱油技术氮气纯度检测方法改进研究

注氮气驱油技术在高温、高压、高盐、低渗透油藏中应用非常广泛，氮气主要采用膜分离和碳分子筛“减氧空气”法分离制得，注入氮气纯度直接影响驱油效果。基于此，对当前注氮气驱油技术中氮气纯度检验方法及原理进行分析，提出了检验方法中存在的问题，对氮气纯度检测方法进行针对性改进设计，为注氮气驱油技术提供准确数据。     

海上高含水油田产液结构优化技术的研究与应用

文昌A/B油田已处于高含水期,主力层位采出程度已经大于以前短岩心驱油效率,需要重新认识驱油效率,且平台液处理能力、井槽等条件限制剩余油挖潜,结合长岩心水驱油实验结果,重新认识油藏驱油效率,指导油藏剩余油分布研究,同时结合油田实际生产研究和实践提出了系统的产液结构优化技术和方法,经过产液结构优化,油田高含水井所占的产液比例降低,油田综合含水降低,取得了显著的降水增油,挖潜剩余油的效果。     

抽油泵提液倍增器技术在克拉玛依油田六、九区浅层稠油油藏的应用

通过对克拉玛依油田六、九区浅层稠油油藏抽油井举升设备的调查分析,发现抽油泵泵效低等问题,严重影响了抽油机井的系统效率,并影响单井生产周期及周期产油量。措施效果分析表明,六、九区浅层稠油油藏累计应用抽油泵提液倍增器采油技术48井次。措施井累积增油1296t,平均单井增油约108t,取得了很好的增液效果。     

几种控水技术在南海W油田水平井完井中的应用效果

针对W油田Z油组A1H1井进行控水措施研究，利用数值模拟技术进行了ICD完井、中心管完井和DWS油水同采等控水技术的优化研究并对控水效果进行了比较分析，分析结果表明：采用油水同采技术控水效果较其他技术更明显，更加适用于类似于W油田这种储层厚度薄、底水能量大的薄层底水油藏。该研究为高含水底水油藏的开发及控水技术推广提供了技术支持。