超稠油复合油层处理剂的研究与应用

介绍了曙光油田油藏状况及超稠油生产水平，对超稠油新井生产中存在的周期短、回采水率低、注汽压力高等矛盾进行了详细分析。开发研制了超稠油复合油层处理荆，并对其性能进行评价。该项技术现场应用33井次，油井吞吐效果得到明显改善。室内实验及现场应用结果表明。油层处理荆具有使用效果明显、施工工艺简单、药刺成本低廉等突出特点，适舍曙光油田超稠油开发的需要。     

中国最大的整装稠油油田——新疆克拉玛依油田风城超稠油油藏即将规模开发

2010年12月3日,从股份公司传来好消息,新疆油田《风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划》顺利通过中石油股份公司审查,新疆油田最大也是国内目前最大的整装、亿吨级超稠油油藏即将规模开发,新疆400×104 t风城超稠油、600×104 t稠油的产量格局即将形成。风城超稠油油藏位于准噶尔盆地西北缘,为受断裂遮挡的构造岩性超稠油油藏。现已探明石油地质储量3.6×108 t,是目前中国     

辽河油田应用新型套变井机械堵水技术控水增油效果明显

<正>辽河曙光油田超稠油开发过程中,蒸汽吞吐导致油井发生套管变形,而油井高含水现象又加剧了套管变形,给超稠油开发带来了很大难题。为此,辽河油田将用以降低原油黏度的可掺洗式油井管柱技术,与小外     

超稠油化学助排增油剂研究与应用

原油粘度高、回采水率低是制约曙光油田超稠油油藏开发的主要问题。为了改善周期蒸汽吞吐效果,优选了化学助排增油剂,并对其洗油性、乳化性、耐温性和配伍性等进行室内试验评价。该助排剂82井次的现场应用表明,措施成功率100％,累计增油3.1441×104t,平均周期生产时间延长37.3d,周期回采水率增加了31.6％,改善了曙光油田超稠油油藏的开发效果。     

曙一区超稠油出水原因分析及对策研究

曙光油田曙一区超稠油储量丰富，是辽河油田重要的产能接替区块。由于受地质、工程等因素的影响，在开发过程中各超稠油区块不同程度地出现油井出水现象，对油井的正常生产及区块的开发效果造成严重的影响。通过对不同的出水类型、出水原因的综合研究，并分析其对超稠油开发的影响，结合曙一区的地质特征，提出了具有可操作性的技术对策。现场应用表明，这些技术手段有效地降低了出水带来的负面影响，取得了较好的效果。     

曙光油田"十一五"开发发展规划

对曙光油田"十五"期间勘探开发取得的主要成果进行了总结,客观分析了"十一五"形势,规划了"十一五"工作目标及发展方向."十五"以来,通过挖掘老区内部增储潜力,加强产能建设全过程管理,深入开展老区综合治理,配套多种开发技术手段提高新区超稠油开发水平等一系列工作,曙光油田得到持续发展.围绕辽河油田分公司确定的"51286"总体工作目标,提出了"十一五"期间油田产量在1 000×104t以上和增加可采储量1 000×104t的总体工作目标,实现油田储采平衡,并时今后5 a滚动勘探、产能建设、老区开发方式转换及规模产量指标做出科学合理的规划,力争把稳产工作带进"十一五".     

超稠油驱油助排技术

针对曙光油田超稠油物性.室内筛选、复配了驱油助排荆,并对其性能进行评价.利用该项技术现场实施357井次,平均延长生产周期41.1 d,周期回采水率提高31.6%.室内实验及现场应用结果表明,超稠油驱油助排技术具有使用效果明显、施工工艺简单、药剂成本低等突出特点,适合曙光油田超稠油开发的需要.     

Г模型在超稠油产量预测中的应用

从超稠油生产规律的特殊性出发，将Г模型引入超稠油产量预测中，给出了确定模型参数的简单方法，并用该方法对曙光油田超稠油产量进行了拟和预测，预测结果与实际数据符合较好，证明利用该模型方法预测超稠油产量是可靠、有效的。     

超稠油注空气强化采油实验研究及现场应用——以曙光油田杜80块为例

曙光油田杜80块兴隆台超稠油油层处于高吞吐周期生产阶段,区块地层压力低,油井周期产量低,吞吐效果差。为了改善其开发状况,提出注空气强化采油技术,即注蒸汽前向油井中注入一定量的催化氧化剂和空气,通过催化氧化作用,消除空气中的氧气,保留氮气补充地层能量。目前筛选出了适合杜80兴隆台超稠油的催化氧化剂,并进行安全性评价。现场应用21井次,目前阶段增产原油4 012 t,取得了较好的应用效果。     

注汽锅炉烧超稠油技术的现场应用

针对超稠油蒸汽吞吐开采综合注汽成本高的问题,采用超稠油替代普通稠油作为燃料油,使得综合注汽成本下降了35.7％。同时,针对这一过程中出现的超稠油灰份大、烟温高、注汽锅炉热效率低等问题,对锅炉结构进行了改进,使注汽锅炉的热效率提高了5个百分点。注汽锅炉烧超稠油技术的应用,使得曙一区超稠油综合注汽成本从111.5元/t下降至71.67元/t,年创经济效益7505×10~4元,从而为超稠油注汽开发探索出了一条新路。     

曙—区超稠油开采特征及开发对策

曙-区超稠油在油层条件下呈“固”态，常规试油不出。经过多项开发试验，确定以蒸汽吞吐伴以井筒越泵电加热和地面保温伴热为基本开发方式。本文研究了超稠油生产过程中产油量低，操作成本高等各种开发矛盾特征及对策，同时提出了提高采收率的开发方式研究方向，结果认为；采取低成本开采的油藏管理与配套技术，可大幅度改善开发效果实现稳定，经济，规模生产。     

特种油开发公司

规模应用水平井 实现超稠油高效开发 1997年。特种油开发公司开始进行超稠油油藏水平井蒸汽吞吐试验研究。2003年以后，已经逐步实现了规模化开发。通过对水平井技术的不断完善、创新。部署及开采方式已发展为多样化形式：由最初的新区单水平井发展到整体部署；由新区部署发展到老区直井井间加密、层间接替；     

杜80断块超稠油藏汽化学吞吐试验

在对杜80断块超稠油油藏周期吞吐规律进行研究的基础上，进行蒸汽化学吞吐试验。结果表明，蒸汽化学吞吐工艺在超稠油开发过程中，对于提高周期采油，周期回采水率，油汽比具有重要作用，可简化超稠油开采工艺，最终提高区块开发效果和采收率。     

提升超稠油吞吐效益技术研究与应用

曙光采油厂是辽河油田第一大厂,超稠油区块作为我厂主要产能区。然而随着油田开发的不断深入和国际油价持续走低的影响,超稠油开采成本逐年增加。本文将以杜84兴隆台为例,对开发成本上升原因进行分析,最大限度的减少无效和低效产量,实现区块效益最大化。针对提升超稠油吞吐效益进行技术研究。     

埕东油田埕南深层超稠油开采配套工艺技术

埕东油田埕南深层超稠油油藏属于深层、高黏度、构造-岩性油藏。原油黏度对温度敏感性强,温度每降低5℃,原油黏度升高一倍,极易在作业和维护过程中造成冷伤害。通过对水平井完井工艺技术、HDCS强化热采技术的优化,全程隔热技术的创新应用,地面温控一体化管理体系的建立,突破了深层超稠油的开发瓶颈,实现了深层超稠油的有效开发。埕南深层超稠油配套技术的应用实现了规模和产能的双突破,形成了一套深层超稠油开发的技术体系,对同类油藏的推广具有重要的指导意义。     

氮气助排在超稠油油藏开发中的研究与应用

随着油田开发的不断深入,采出程度不断提高,以蒸汽吞吐为主要开发方式的超稠油油田,面临着地层压力下降快、地下亏空严重、开发效果变差等严峻的问题,为了解决这一突出矛盾,曙光油田大力推广氮气助排在超稠油油藏开发中的应用,通过多年的探索与研究,发现一系列规律,从而更好地指导实践,显著改善了开发效果。     

Γ模型在超稠油产量预测中的应用

从超稠油生产规律的特殊性出发,将Г模型引入超稠油产量预测中,给出了确定模型参数的简单方法,并用该方法对曙光油田超稠油产量进行了拟和预测,预测结果与实际数据符合较好,证明利用该模型方法预测超稠油产量是可靠、有效的.     

创新经营管理理念 实现生产组织经济运行

曙光采油厂于1975年投入开发，30多年来．累计生产原油6430万吨。目前，年生产能力在230万吨左右．其中．稠油．超稠油产量占80％以上，是辽河油田公司典型的“地质构造复杂．油品种类多．开采难度大，稳产难度高”的采油厂。     

超稠油氮气隔热一次管柱工艺研究与应用

曙光超稠油油藏在开采过程中,由于原油粘度高、胶质沥青质含量高、流动性差的特性,导致作业周期短、时间长、费用高、污染严重.为了缓解上述矛盾,几年来规模实施了氮气隔热一次管柱配套工艺,该工艺在节省作业费用、减少污染、提高油井生产时率等方面见到了较为明显的效果.     

提高超稠油井掺液效率

随着超稠油的开发,由最初的电热杆井筒加热进高架罐拉油,然后是地面管中管伴热,到目前是掺油水降黏生产。掺油水的合理使用是超稠油生产的关键。曙光采油厂地处北方寒冷地区,冬季室外温度较低。通过研究掺油水的散热机理,改变掺液工艺,最终提高掺液效率。