普通稠油蒸汽吞吐后提高采收率研究

层状普通稠油油藏经过天然能量、蒸汽吞吐等开发方式,为提高采收率进行过蒸汽驱、热水驱试验,但总体效果不理想,借鉴国内外火驱先进经验,开展了火驱先导试验,并逐步从单井组扩大到多井组,从单层延伸至多层,形成多个井组的火驱试验区,取得较好效果,并在此基础上总结分析了火驱开发的影响因素。     

杜66块火驱影响因素研究及技术对策

曙光油田是一个以稠油开发为主的油田,其中薄互层稠油油藏的地质储量占稠油储量的37.7%,日产油占15.9%,油藏整体开发已进入开发后期,常规吞吐开发效果差。为提高油藏采收率,2005年杜66块实施火驱开发试验,开展地质条件、井网井距、储层物性、汽窜通道等四项制约火驱效果因素研究,提出了调整平面及纵向矛盾的技术对策。该技术为薄互层稠油火驱开发提供一定借鉴。     

改善稠油油藏开发效果研究与实践

曙光油田普通稠油经过20多年的蒸汽吞吐开发,可采储量采出程度已高达87.5%,常规吞吐开发效果越来越差。针对当前曙光油田普通稠油蒸汽吞吐开发后期所面临的矛盾和问题,近年来,对纵向、平面、层内和潜山四类剩余油分布规律开展研究,并针对不同剩余油分布状况,从转换开发方式、调整开发井网、加大高效措施、应用组合吞吐技术等方面入手,通过开展蒸汽驱、火驱等开发方式转换、应用水平井技术调整开发井网、加大大修、侧钻、补孔等高效措施工作力度、应用配套组合吞吐技术,探索改善普通稠油吞吐后期开发效果的有效手段,并取得了较好效果,初步形成了普通稠油开发后期改善效果的工作思路,拓展了油藏剩余油挖潜的技术手段,对薄互层稠油油藏进一步提高采收率及油田的持续稳产具有重要的现实意义。     

低渗透油藏压驱注水工艺及发展方向

伴随老油田持续高效开发，油田进入高含水开发后期，油田稳产转向稠油、低渗透等难动用储层，油藏埋藏深、储层物性差等问题突出。低渗透油藏在油田占据重要地位，已动用储量低渗透油藏占比较高。常规水驱开发工艺普遍呈现注水压力高、欠注严重、油井产液低等问题，低渗透油藏开发效果差，产能递减快。结合油田提液稳产技术需求，开发出针对低渗透油藏的压驱注水工艺，开展了工艺优化和现场应用，通过分析开发效果及存在问题，指明技术的发展方向。     

稠油开发中火驱采油技术的研究与应用

杜66块经过20多年蒸汽吞吐开发,吞吐轮次高,地层压力低,油井普遍低产能,生产效果急剧变差,通过火驱采油技术现场试验,开发效果明显改善。本文通过对火驱采油技术的分析,适应油藏条件的论证,现场试验效果的评价,火驱采油技术能有效改善稠油老区后期开发效果,为同类油藏后期开发方式转换提供了理论依据。     

火驱采油技术在蒸汽吞吐开发后期的应用

杜66块经过20多年蒸汽吞吐开发,吞吐轮次高,地层压力低,油井普遍低产能,生产效果急剧变差,通过火驱采油技术现场试验,开发效果明显改善.本文通过对火驱采油技术的分析,适应油藏条件的论证,现场试验效果的评价,火驱采油技术能有效改善稠油老区后期开发效果,为同类油藏后期开发方式转换提供了理论依据.     

深层稠油油藏吞吐末期转换方式研究

M块为深层普通稠油油藏,油藏埋深-1510m~-1690m,50℃地面脱气原油粘度2800~3500m Pa·s。M块于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过二十多年的降压开采,地层压力降至2MPa,是原始地层压力的1/8,地层能量不足使吞吐效果逐渐变差,单井日产油降为0.6t/d,经济效益差,亟需转变开发方式改善开发效果。M块蒸汽驱试验效果较差,不适合蒸汽驱、SAGD,通过开展火驱可行性研究,认为M块适合火驱开发。该研究为深层稠油油藏吞吐末期转换方式提供了新的思路。     

不同类型油藏水平井部署及配套技术研究

针对厚层特稠油油藏汽驱井组蒸汽超覆严重、厚层底水普通稠油油藏底水快速突进、薄层边水特稠油油藏油水关系复杂、薄层特稠油油藏边部储量难以有效动用、火山岩裂缝性底水稀油油藏底水突进严重5类不同类型油藏中存在的开发矛盾,以精细地质研究为基础,以水平井技术为依托开展对老油田挖潜。共部署了71口水平井,实施55口,取得了良好的开发效果和可观的经济效益,增加地质储量326.66×104t,预计提高采收率7%以上,为老油田＂二次开发、深度开发、多元开发＂开辟了一条新路。     

水平井技术在义东油田沾四区边底水稠油油藏的应用

针对义东油田沾四区边底水稠油油藏直井开发含水上升快、采收率低的问题,为了改善开发效果,提高采收率,在沾四区边底水稠油油藏开展了水平井整体调整技术研究及应用,取得较好效果,初步形成了边底水油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整技术,对义东油田沾四区边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义.     

巨厚块状稠油油藏火烧油层主要问题及对策研究

火烧油层是提高稠油油藏采收率的有效技术,但因其点火、稳火、控火难度大,在我国还处于理论研究和先导试验阶段,尤其在厚层块状油田应用世界上还没有先例。系统分析了高升油田中深层巨厚块状稠油油藏火烧油层现场实施过程中暴露出的主要问题,提出了改善火烧油层开发效果的具体技术对策。     

高3-6-18块火烧试验区钻完井技术配套

高3-6-18块构造上位于高升油田高二、三区的东北部,属深层巨厚稠油油藏,为提高区块的整体开发效果,2008年5月开展了火驱先导试验,为进一步完善火驱井网,需要实施新井和侧钻井,在考虑到地层压力低和火烧高温等因素,研究优化了适合高3618块火烧区块的钻完井配套技术,重点优化了钻井液体系、钻完井工艺,确保了火驱试验的顺利进行,为提高区块开发效果奠定了基础。     

稠油油藏行列井网多层火驱优化设计研究

辽河油田W块为薄互层状普通稠油油藏,目前处于蒸汽吞吐末期,油井处于低产低效状态,继续吞吐潜力小。该块于2005年开展了面积井网多层火驱先导试验,取得了很好的效果。为了提升区块产量,决定进一步扩大火驱规模,针对区块构造特征,主体部位构造平缓设计采用面积井网火驱开发,构造较陡区域设计采用行列井网。采用数值模拟、油藏工程等方法进行行列井网火驱优化设计研究,设计最佳井网井距、注采参数,该研究对同类油藏火驱开发具有一定的借鉴作用。     

深层高压低渗透油藏天然气驱开发效果影响因素研究

国内低渗透油田石油地质储量丰富,据初步统计,渗透率小于50mD的非稠油低渗透油藏中的未动用储量占全国未动用储量总数的50%以上。该类油藏开发水平相对较低,采用天然气驱能解决低渗油藏开发问题,那么搞清制约天然气驱开发效果的影响因素有哪些,才能更好的对剩余油进行驱替和挖潜。本文以文88块油藏为例,通过单因素、正交优化和敏感性分析相结合,确定效果影响因素,提出合理的开发方案,并为以后同类型油藏的开发提供了一定的指导作用。     

浅析边水(水淹)稠油油藏火驱机理及试验初期生产特征

J91块为一典型互层状边水水淹稠油油藏,水淹情况复杂,大幅提高采收率难。分析不同类型水淹油层分布特点及规律,验证"强水淹层段"中仍以未水淹及弱水淹层为主的典型特征。在试验过程中,认识水淹油藏火驱开发机理,分析燃烧区带分布特点,跟踪评价先导实验实施效果。初步验证了边水(水淹)稠油油藏火驱开发的可行性,为同类油藏的转换开发方式提供技术支撑。     

内蒙达14块稠油活化能测定及数值模拟研究

目前,国内外大部分稠油油藏使用蒸汽热采方式开采,成本高、采收率低。与蒸汽热采相比,火烧油层技术具有采收率高、改善剩余油性质、适用条件更广泛等特点。内蒙达14块属于薄互层稠油油藏,位于达尔其油田西构造,属于薄互层油藏。本文针对达14块稠油样开展火驱开发室内相关研究。通过室内实验深入认识各个阶段的氧化特征,采用数值模拟方法模拟火驱过程中油藏燃烧过程,为提高油藏采收率奠定理论基础。     

稠油油藏智聚能等流度技术研究与应用

稠油油藏目前主要应用常规冷采、出砂冷采、蒸汽吞吐或火烧油层等方式开发,而对于埋藏较浅,油层胶结疏松,油井普遍出砂且水淹严重的油田这几种方式都存在各自的弊端。智聚能等流度驱油技术是一种新兴的技术手段,对于稠油油藏应用相对较少,本文以套保稠油油藏为例,优选井组实施智聚能等流度驱先导试验,目前已取得较好效果,为同类油藏改善开发效果提供了一定的借鉴作用。     

火驱采油技术现场应用效果的影响因素分析

杜66块杜家台油层上层系火烧油层先导试验于2005年5月在杜66块的曙1-47-039井组启动,由于开发效果显著,此后逐年扩大规模,由原来的单井组单层火驱扩充为41井组多层火驱.本文通过分析火驱现场开发过程中的效果分析,研究总结出油藏条件、受效时间、注采参数等因素在火驱开发中的作用,为今后火驱试验规模扩大及同类油藏火驱试验项目开展提供借鉴.     

汽驱采油技术在中深层稠油油藏开采中的应用探讨

中深层稠油油藏开采过程中,对技术更新换代的要求越来越高,其中汽驱采油技术对开采效率的提高,具有明显的效果。为了进一步提高汽驱采油技术的应用效果,本文将在了解中深层稠油油藏汽驱采油采购率影响因素的基础上,深入研讨汽驱采油技术应用建议。     

稠油油藏吞吐末期转火驱开发技术研究

G块为普通稠油油藏,于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过20多年的降压开采,油藏压力水平低,油井产能低,进入低产低效阶段,迫切需要转变开发方式提高油藏采收率。G块油藏埋深-1510m~-1690m,不适合蒸汽驱、SAGD,适合火驱。运用数值模拟对火驱开发关键参数井网井距、燃烧方式、点火温度、射孔井段进行研究。该研究可为同类型油藏转火驱开发提供借鉴。     

低渗透油藏注气开发室内实验研究

对储层物性较差、敏感性较强的低渗透油藏,注水开发难以建立有效驱替系统,开发效果较差。而注气开发具有注入能力强、储层伤害小等技术优势,可有效改善和提高低渗透油藏开发效果。注气开发实施前需开展相关室内实验研究,明确气驱开发机理,指导注气开发方案编制。