单家寺油田单6东超稠油开采技术

单家寺油田单6东断块是典型的超稠油油藏。文章介绍了该超稠油油藏开采过程中一系列改进的热采技术，阐述了该断块超稠油油藏全面投产后所取得的良好开采效果。     

孤东油田稠油注蒸汽开采防砂及配套工艺应用

分析研究了孤东油田稠油区块地质特点和蒸气吞吐开采中防砂及配套工艺存在的问题,优化了一套适合孤东稠油区块注蒸汽开采的防砂及配套工艺。现场应用表明,“涂敷砂＋金属棉滤砂管”复合防砂方法适合于孤东油田稠油疏松砂岩油藏蒸汽吞吐开采,成功率高,有效期长,注蒸汽后配套过泵电加热工艺,可提高稠油注汽开采效果延长注汽周期,优化射孔工艺和防膨预处理是提高泥质疏松砂岩藏防砂成功率的有效措施。     

曙一区薄互层超稠油油藏试采工艺技术

超稠油粘度大,流动性差,开采难度较大,尤其是薄互层油藏,其开采难度更大,开采的关键问题就是注采参数和工艺的合理选择,以尽可能发挥油层最大潜能,达到最佳开采效果.辽河油田根据该类油藏的特点,经过室内优化和现场试验,建立并形成了薄互层超稠油油藏试采的配套工艺技术,为该类油藏的大面积开发提供了技术和经验借鉴.     

孤东油田稠油开采配套技术及应用

孤东稠油油藏具有油层埋藏浅，泥质粘土含理高，油层岩石胶结疏松等特点，粘度分布范围宽，开采过程中出砂严重，断块分布零散，开采难度大，结合稠油油藏特点和开采中存在的难点，综合配套油层保护，防砂，降粘和机采等工艺，提高稠开发效果。     

单家寺油田单10块稠油油藏剩余油挖潜措施

利用油藏数值模拟、剩余油饱和度监测、钻密闭取心井、常规油藏工程分析等手段，寻找单家寺油田单10块稠油热采油藏剩余油饱和度的相对富集区。通过新钻井、老井侧钻、深度调剖、注氮气等技术进行剩余油挖潜，油藏开发效果得到明显改善。综合递减率下降10．0％，采收率提高2．94％，油汽比上升0．11。对单10块剩余油研究拓展了多轮次吞吐稠油油藏的挖潜方向，对同类油藏改善开发效果和提高采收率具有参考价值。     

孤东油田九区西块稠油油藏开采特点初步研究

方法根据孤东油田九区西块原油粘度及井网分布状况，选择不同的开采工艺，另外，在蒸汽吞吐井生产末期挤入降粘剂来提高周期产油量，并应用化学添加剂提高蒸汽吞吐效果。目的选择适合各单井的稠油开采新工艺，提高开井率，并试验应用蒸汽吞吐配套新工艺延长生产周期，提高周期产油量。结果试验区1993年正式投入开发，至1995年6月底，累积生产原油17．8900×10~4t，累积采出水9．8300×10~4m~3，回采水率123％。结论中、高粘度的稠油油藏，蒸汽吞吐开发初期可采取非注汽工艺与蒸汽吞吐工艺相结合的方式综合开采，蒸汽吞吐开发可大大提高该类油藏的采油速度；固井质量差的老井，开发初期可运用非注汽工艺开采，来提高油井开井率；此外，注汽开发中可选用合适的化学添加剂，来改善开发效果。     

孤东油田防砂工艺技术发展与应用

本文概述了了孤东油田近十多年来研究成功并推广了应用的几种防砂工艺技术,介绍了这些技术的应用条件和现场应用情况,并就防砂工艺技术的发展进行了讨论。     

孤东油田特殊注汽井配套处理工艺

针对孤东油田稠油注汽中特殊注汽井的注汽压力超高和超低的问题,提出了相应的配套处理工艺.以控制注汽压力到一个合理的范围出发,来实施工艺配套,调整注汽压力,从而实现提高注汽效果的目标.现场应用表明,通过现场工艺的配套实施,注汽井压力调整见到了较好的效果,基本满足正常注汽的需要,注汽质量有明显的提高.     

孤东油田油井最低携砂举升能力研究

借助砂粒在流体（水和油）中沉降实验,研究了砂粒在流动液体中的运动规律,确立了砂粒沉降速度与井筒流体平均速度间的相关关系式,提出了一套有杆泵抽油井在携砂生产条件下的参数优化设计方法,并开发了配套优化应用软件,在孤东油田现场应用50口井次,准确率达81．0％,平均泵效提高7．3％,优化油井携砂能力有明显提高;同时,对油井生产过程砂粒沉降附量和泵内砂柱高有较好预测性.为孤东油田油井管柱设计,参数优化,安全关井及检泵周期的确定提供了依据。     

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…     

特稠油油藏注氮气可行性分析

蒸汽吞吐是特稠油油藏开采的主要方法,但随着吞吐轮次增加,地层能量下降,周期产油减少,开采效果变差。结合新疆九7+8 区地质特征,建立理论模型,通过数值模拟对蒸汽吞吐后期采取注氮气改善吞吐效果进行可行性分析,对混氮比、注入时机、注入方式、注入速度等注氮参数进行优选。模拟结果表明,注氮气后单井周期产油量平均提高6146.9 t,含水率平均降低15%。注汽过程中注氮气的方法可在很大程度上改善超稠油的开发效果,为有效开发此类难动用储量提供借鉴。     

浅层轻质油油藏蒸汽吞吐引效的探讨

根据国内外不同有效厚度,不同开发阶段蒸汽吞吐引效的成功实例,推断出轻质油油藏蒸汽吞吐引效能够扩大油藏供液半径,提高油藏开发效果,该文对轻质油油藏注蒸汽吞吐引效机理进行了分析,对比了不同原油增产措施所消耗的费用,探讨了轻质油油藏注蒸汽吞吐引效的可行性,并结合油田挖潜的需要,提出了对套管进行热力保护或预引力完井的要求。采用该项技术将提高浅层轻质（稀油）油藏的开发效果。     

超稠油水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术

为了改善超稠油油藏蒸汽吞吐开采效果,通过室内驱油实验研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率,利用数值模拟方法研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐的降黏机理。研究表明：CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率(80.8%)明显高于常规蒸汽驱驱油效率(65.4%);水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术实现了降黏剂、CO2与蒸汽协同降黏作用的滚动接替,从而有效降低了注汽压力,扩大了蒸汽波及范围即扩大了降黏区域,提高了产油速度。根据温度分布和降黏机理的不同可将降黏区分成4个复合降黏区,即蒸汽复合降黏区、热水复合降黏区、低温水复合降黏区和CO2-降黏剂复合降黏区。矿场应用表明,水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术在深部薄层超稠油油藏、深部厚层超稠油油藏和浅部薄层超稠油油藏开发过程中取得了显著的降黏增油效果。图6表5参15     

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。     

LKQ油田E区超深层超稠油热水开发数值模拟研究

为了探索LKQ油田E区超深层超稠油注热水开发的可行性,在岩心实验的基础上利用数值模拟方法进行了分析研究。水驱油实验表明油水相渗及驱油效率对温度非常敏感,提高油层温度、降低原油黏度、增加原油流动性是E区超稠油开发的关键,在油藏地质特征综合研究的基础上,优选Y401井区作为注热水先导试验区。数值模拟研究表明,井口流体温度越高,开发效果越好;注采井距70m,井口注入100℃热水,可以实现有效驱替;井口流体温度一定时,井距越小,20a末采出程度越高;直井日注100℃热水20m^3时,井底流体温度略高于油层温度,不会造成冷伤害。采用反五点井网,直井注水可以满足注采平衡需要,同时可以验证不同方向热水的驱替效果,试验区注100℃热水开发,预测10a末采出程度可以达到9,9％,效果较好。     

单6东超稠油粘温及流变特征研究

稠油流变性的研究对稠油开发方案编制、数值模拟、稠油集输和了解稠油在地下的渗流机理等均是非常重要的。该文以单家寺稠油为例 ,深入研究了超稠油的粘温、剪切变稀和屈服值等流变特性 ,总结出了流变特性与温度的关系式。同时研究了超稠油与周边地区普通稠油和特稠油的流变性差别。从流变性的角度 ,提出了超稠油热采的部分技术要求。     

砂泥薄互层稠油边际油藏经济开发方式

边际油藏的开发可行性必须将开发方式与经济效益紧密结合来评价。江苏油田的韦5断块属中低渗、砂泥薄互层的普通稠油油藏，可归于边际油田。对该油藏的室内微观驱油机理研究、油藏数值模拟研究表明，注入水温度对其驱油效率和开发效果影响不大，冷、热水驱替及CO2吞吐的启动压力均较高而驱油效率不高，较经济的开发方式为降压开采一段时间后转入注水或蒸汽吞吐或蒸汽吞吐转水驱。结合矿场开发先导性试验结果，韦5断块稠油油藏应采用注改性水方式开发，以降低注水压力，提高注水效果；对条件合适的生产井进行短缝压裂，提高单井产能；选择部分条件具备的井蒸汽吞吐，以提高采油速率，从而提高开发效果和总体经济效益。图1表3参7     

原油指纹技术在注气混相驱油田中的应用--以吐哈盆地葡北油田为例

以吐哈盆地葡北油田为例，首次将原油指纹技术应用到达气温相驱油田开发研究领域。通过对比评价不同时期原油“指纹”的变化，研究注气温相驱替过程中产出流体组分特征及变化规律，计算出分层产油贡献串，经过实际产液剖面测试资料验证，计算结果与实测值吻合程度较高，证明原油指纹分析技术作为新手段应用到注气温相驱油田开发研究领域是可行的。另外，文中还介绍了应用色谱法开发出的计算软件，应用该软件对典型井葡北101和葡北20进行分层贡献串计算，计算结果与实测结果误差小于6％。