稠油出砂冷采技术在河南油田的应用

稠油出砂冷采是使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量,通过稠油出砂冷采领域的攻关研究,河南油田形成了普通稠油出砂冷采开采技术,成功地将稠油难采储量投入开发,第一口稠油出砂冷采先导试验井日产油量是常规试油产量的8倍以上,是蒸汽吴吐产量的4倍以上,开采成本比蒸汽吞吐降低47%,已成功地将出砂冷采技术应用于普通稠油低周期蒸汽吞吐井中,日产油提高1～3倍。     

地质因素对稠油出砂冷采的影响

在稠油出砂冷采机理和矿场实际资料深入研究的基础上,剖析关键性地质因素对出砂冷采的影响。阐述了稠油出砂冷采技术的主要适用条件,明确相应的开发技术策略。随着大量砂子的产出和泡沫油的形成,单井产量一般可达3～50t/d,是常规降压开采的数十倍至数百倍,采收率一般可达8%～15%.稠油出砂冷采技术最适用的油藏条件是:油层为疏松砂岩,砾石含量低;脱气原油粘度500～100000mPa·s;地层原油含气量10m3/t左右;油层压力大于2MPa;油层埋深200～1000m.边水和气顶的存在以及盖层厚度和夹层分布对稠油出砂冷采效果影响很大,在部署油井、确定射孔井段和排量时也应予以考虑。稠油出砂冷采技术对地层原油中含有溶解气的疏松砂岩稠油油藏具有广泛的适应性。     

稠油出砂冷采技术研究与实践

稠油出砂冷采是近年来从加拿大兴起的一项稠油开采新技术。河南油田1996年开始稠油出砂冷技术调研,可行性分析,出砂冷采机理和配套工艺技术研究。1997年6月进行现场先导试验,目前已扩大到七种类型单井矿场先导试验,建立了一个稠油出砂冷采试验区。试验典型井G4906,日产油量20～50t,是常规开采和蒸汽吞吐的4～10倍以上,开采成本比蒸汽吞吐降低47％。出砂冷采工业化应用配套技术的完善和应用,将会使河南油田稠油探明资源利用程度由目前的59％提高到92％。     

稠油出砂冷采技术研究与实践

稠油出砂冷系是近年来从加拿大兴起的一项稠油开采新技术。河南油田１９９６年开始稠油出砂冷采技术调研、可行性分析、出砂冷采机理和配套工艺技术研究。 １９９７年 ６月进行现场先导试验,目前已扩大到七种类型单井矿场先导试验,建立了一个稠油出砂冷采试验区。试验典型井Ｇ４９０６,日产油量２０～５０ｔ,是常规开采和蒸汽吞吐的４～１０倍以上,开采成本比蒸汽吞吐降低４７％。出砂冷采工业化应用配套技术的完善和应用,将会使河南油田稠油探明资源利用程度由目前的５９％提高到９２％。     

稠油油藏冷采技术

前言对于油层薄、埋藏深、地层渗透率低而不允许高速注入以及含油饱和度低或孔隙度低的稠油油藏，不适合用热采法开采，但可采用冷采的方法开采。本文介绍了如下几种冷采方法。带砂冷采技术[1，2，3]1．开采机理稠油油藏的显著特点之一是油层胶结疏松，容易出砂。稠油带砂冷采技术是希望将地层中的砂子和稠油一起采至地面，随着砂子从地层中产出，油层孔隙度将增加，渗透率也将增加，原油产量也将随之增加。国外学者认为，随着砂子从油层中产出，油层中将形成蚯蚓洞，使出砂量大大降低。2．关键技术螺杆泵技术是稠油带砂冷采的关键。近年来…     

稠油出砂冷采技术研究综述

稠油将是21世纪的重要资源。动用稠油资源是缓解未来原油短缺的重要手段。经济、高效地开发稠油对我国具有重要的现实和战略意义。目前,我国稠油油藏主要采取注蒸汽等热采方式,但普遍面临着油层出砂、气窜和采油成本高的严峻挑战。而稠油出砂冷采技术通过大量出砂形成高渗流通道,并借助于泡沫油的作用等机理来开采稠油油藏,可以较好地解决热采中遇到的问题。国外矿场实践结果表明,出砂冷采可以降低开采成本、提高资源利用率。     

稠油出砂冷采地面管线设计及废物处理

前言稠油出砂冷采技术是加拿大等国近年来兴起的一项稠油开采新技术。稠油出砂冷采属一次开采范畴，它不需要向油层中注入蒸汽，通过诱导地层大量出砂和形成泡沫油流[1]，单井产油量一般可达10～40m3／d，采收率一般可达8％～15％，开采成本低于6美元／桶[2]。该技术对不同类型稠油油藏具有较好的适应性，是降低稠油开采成本，提高稠油资源利用率的一项重要开采技术。地面管线的优化设计稠油出砂冷采过程中产出液含砂量高。为防止地面管线发生砂堵，并降低回压，提高生产压差和油井产量，国外各石油公司普遍采用井场架设大罐，产出液直接进…     

出砂冷采技术在稠油和稀油油藏中的应用

出砂冷采技术已成功且大规模地应用于加拿大西部浅层疏松砂岩稠油油藏。近年,这一技术的应用领域又有新的扩展,在储层胶结程度相对较差的深层稀油油藏常规开采高产井中应用再次获得成功。本文将介绍稠油出砂冷采开采特征和机理以及出砂冷采技术在稀油油藏中的应用情况。     

疏松砂岩稠油油藏水驱后期转蒸汽吞吐及其防砂措施研究

方法 利用蒸汽吞吐开采技术及配套的防砂措施,开发水驱后的疏松砂岩稠油油藏。目的 探索疏松砂岩稠油油藏水驱开发后期进一步提高采收率的途径。结果 在采取相应防砂措施基础上,将高温高压蒸汽注入油层后,使原油粘度下降,原油在地层中的流动性大大增强,油井采出液中含水下降,油量上升,油层动用程度得到改善。结论 蒸汽吞吐开采与相应的防砂措施结合是提高疏松砂岩笛油油藏采收率的有效途径。     

国内外稠油冷采技术现状及发展趋势

1986年，为了降低采油成本，提高稠油开采经济效益，加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的探索性矿场试验，到90年代中期，稠油出砂冷采已成为热点。国际上提出了冷采高产的主要机理是地层中蚯蚓洞和泡沫油。1996年中国石油天然气集团公司将该技术列为“九五”科研攻关重点项目，并在河南油田开展了浅薄层稠油油藏出砂冷采可行性研究及矿场试验。苏丹6区Fula油田是一个地层胶结疏松、易出砂的稠油油田，为了制定合理的开发方案，CNODC组织了一系列关于稠油开采方式的国内外调研工作，并且开展了防砂与不防砂对于产能影响的现场试验，收到良好效果。     

百口泉油田稠油冷采的可行性研究

克拉玛依百口泉油田百重七区稠油油藏实施蒸汽吞吐开发的第二轮后,暴露出单井产油量递减快,油温下降快,周期生产时间短,产油量低,油井汽窜、出砂、套管损伤严重,油井周期回采水率低、初期油汽比低于0.2,开发效果不理想等问题。在对下侏罗统八道湾组和中三叠统上克拉玛依组疏松砂岩储集层基本特征认识的基础上,系统阐述了稠油冷采出砂的机理与影响因素,并与研究区油藏条件进行对比分析,指出百重七区稠油油藏实施出砂冷采具有较大的潜力,目前的开发阶段是出砂冷采较有利的时机。     

泡沫油国内外研究进展

在加拿大、委内瑞拉以及中国的一些稠油油藏溶解气驱过程中,表现出了异常的开发动态:低的生产气油比、高的采油速度和高于预期的一次采收率。"泡沫油"被认为是这种异常生产动态的原因之一,油相连续的含有大量气泡的原油称为泡沫油。在参考大量相关文献的基础上,总结了国内外在泡沫油定义、性质、形成过程、影响因素以及机理研究等方面的进展,其中重点研究了过饱和度、临界气相饱和度、原油黏度、压力衰竭速度和溶解气油比对泡沫油特性的影响,进一步分析了一些解释泡沫油机理的数学模型,指出了各自的优缺点以及存在的问题,并对稠油冷采泡沫油今后的研究方向提出了一些建议。     

稠油注气二次泡沫油形成机理及数值模拟

从油气形成二次泡沫油的角度出发,研究改善稠油油藏冷采后期开发效果的新方法。首先,设计泡沫油非常规注气膨胀实验,验证注气二次泡沫油形成的可行性,揭示其提高采收率机理。在此基础上,通过填砂管实验研究天然气吞吐、连续和间歇气驱过程中二次泡沫油形成过程,并建立考虑泡沫油注气特征的油藏数值模拟模型,模拟注气二次泡沫油形成机理,评价实际油藏中不同注气方式下二次泡沫油提高采收率效果。实验研究表明,注入天然气可以形成二次泡沫油,其主要的提高采收率机理为体积膨胀、粘度降低以及轻组分含量增加。天然气吞吐较衰竭开发提高采出程度7.24%,而连续与间歇气驱导致泡沫油现象减弱或消失,进而使得采出程度低于衰竭开发实验。油藏数值模拟研究表明,由于注气二次泡沫油的形成,平台12口井8轮次天然气吞吐累积产油量较衰竭开发增加14.7%。行列连续、间歇和边部气驱气窜现象严重,无法形成二次泡沫油。     

胜利油田稠油未动用储量评价及动用对策

胜利油田稠油资源丰富,经过多年技术攻关和开发建设,仍有近3.20×108t探明储量未得到有效动用.为实现不同类型稠油未动用储量的有效开发,系统分析了储量特点及开发难点,将其划分为敏感稠油、深层低渗稠油、特超稠油、边底水稠油和超薄层稠油5种类型,综合应用物理模拟、数值模拟、室内实验等方法,制订了不同类型未动用储量的开发对...     

单家寺油田蒸汽驱先导试验驱油机理研究

单家寺油田是一个埋藏较深的具有活跃边，底水的稠油油田。蒸汽吞吐曾获得很好的开采效果，但由于边，底水的侵入，最终蒸汽吞吐采收率较低。为了探索利用蒸汽驱方式提高采收率的新途径，在该油田开辟了蒸汽驱先导试验区。在分析蒸汽驱和热水驱驱渍机理的基础上，结合该油田现场及实验室实际资料和蒸汽驱跟踪数值模拟结果，对单家地油田蒸汽驱驱油条件和驱油机理进行分析     

泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发数值模拟

泡沫油型超重油油藏原始溶解气油比高,地下可形成泡沫油流,水平井冷采初产较高,但一次衰竭开发采收率低。因此,开展了泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发技术研究。根据研究区块油藏地质特征,建立了泡沫油冷采及热采数值模拟模型,研究了泡沫油SAGD驱油机理和开发技术政策。研究结果表明,与油砂SAGD不同,泡沫油具有流动性,泡沫油SAGD驱油机理为在注采井形成热连通之前蒸汽驱油为主、重力泄油为辅,形成热连通后蒸汽驱油为辅、重力泄油为主。泡沫油SAGD启动阶段不需要预热,注采井间垂向井距应适当增大。地层压力下降后油相中析出的溶解气附着在蒸汽腔侧面上影响蒸汽腔的横向扩展。因此,冷采转SAGD时机应尽量延后,当冷采至较低地层压力、溶解气含量大幅降低时转SAGD开发效果更好。由于区块构造具有倾角,生产井水平段井轨迹应保持水平,有利于形成合理的SAGD汽液界面;在满足技术经济条件下,缩小SAGD排距可提高采出程度。提出了提高SAGD开发效果的措施：1采用上下两口水平井冷采,有利于减少溶解气含量,提高SAGD开采效果;2对于多井SAGD,采用（交替）不平衡注汽,可促进蒸汽腔发育,提高采出程度。     

提高浅薄层稠油高周期吞吐效果方法研究

河南油田稠油油藏埋藏深度90-1 100 m,单层厚度1-4 m,层系组合厚度3-10 m,油层温度下脱气原油粘度90-160 000 mPa·s,具有“浅、薄、稠、散”特点。经过近二十年的稠油开采技术攻关,逐步形成了浅薄层稠油高周期吞吐配套开采技术,成功地将大于3 m的薄层稠油投入工业性开发,原油粘度界限增大到80 000 mPa·s,拓宽了稠油注蒸汽开采领域,使井楼、古城油田基本实现蒸汽吞吐综合不递减,吞吐采收率进一步提高到30．7％,油汽比达0．4,采油成本降低23％-30％,取得了较好的开发效果。     

江37 稠油油田注降黏剂驱油实验研究

针对江37 稠油油田蒸汽吞吐开采稠油过程中出砂严重的情况,进行了注表面活性剂降黏驱油室内实验研究。表面活性剂筛选实验表明,FPS-H 分散型稠油降黏剂与江37 稠油油田采出污水具有较好的配伍性,可使油/水界面张力下降到0.05 mN/m,稠油乳化降黏率达到92.1%。驱油实验结果表明,FPSH降黏剂驱最佳注入量为0.5 PV,最佳注入速度为1.0 mL /min,注入方式应选择0.5 PV 段塞-后续水驱方式,注入水温度不宜超过50 ℃。