高凝油砂岩油藏注水开发技术

沈阳油田是全国最大的高凝油砂岩开发基地。目前,水驱砂岩油藏地质条件复杂、油藏类型多,注水开发后表现情况各异,在充分开展油藏研究的基础上,通过推广多级分注技术、调整了注水结构、配套完善注水工艺,逐渐摸索并形成了一套高凝油砂岩油藏注水开发技术,在提高凝油区砂岩油藏水驱动用程度,降低区块综合递减率、自然递减率及含水上升率上取得显著成效,为沈阳油田老区相对稳产打下良好基础。     

试论高凝油油藏采技术现状研究

本文对高凝油的特征以及形成进行了简要的阐述,并详细的研究和分析了化学采油技术、同心管闭式热水循环技术、井下电伴热采技术以及磁降凝技术,以便为今后油藏开采提供技术借鉴。     

碳氧比能谱测井在高凝油砂岩油藏的应用

高凝油砂岩油藏———沈84-安12块进行碳氧比能谱测井,能较好的识别水淹层,确定水淹层的含油饱和度,尤其对于中、高孔隙度和渗透率地区的水淹层识别应用效果良好,是油藏确定水淹层位,进行堵水补层作业的一种行之有效的测井方法,对老井的堵水、补层作业以及寻找潜力油层等方面也能发挥重要作用。     

配套监测技术在特高含水油藏注采调整中的应用

本文通过对濮城中渗复杂断块南区沙二上2+3油藏进入后期开发后的剩余油高度分散、井况恶化导致的管外窜漏现象分析,针对油藏开发面临注水开发效果差、采收率提高难度大的难题。提出运用饱和度监测、找漏窜等监测技术,优选了氧活化找漏窜、分层启动压力、声幅变密度、多臂井径测井等相关监测技术,应用了碳氧比、全能谱及脉冲中子饱和度等剩余油监测方法,対油藏存在的问题进行深入的认识和研究,在整体解剖的基础上,优选调整治理对策,进行有效地层间调整挖潜,改善注水开发效果,使水驱采收率得到了提高,水驱效果不断得到改善。     

聚合物驱前断块整体调剖在高凝油砂岩油藏的应用

为了控制聚驱过程中聚合物窜流,辽河油田沈84-安12块静67-59断块实施了聚驱前整体深部调剖.选择聚合物酚醛树脂凝胶调剖剂,分三个段塞注入.聚驱前对10口井进行深部调剖,调剖厚度3.2-19.8m,调剖半径35～50m,调剖剂单井注入量在1980～7749m3,总调剖剂量为38166m3.调剖后10口井注入压力、启动压力上升,视吸水指数下降,平均改变量分别为+2.57 MPa、+2.25MPa、—0.75 m3/(d·MPa);10口井的测试数据表明调剖后吸水剖面大幅改善.     

特高含水开发期矿区抽油设备整合的研究与应用

随着油藏加大注采调整以及产液结构调整的实施,出现地面设备与井下设备不匹配以及部分地面设备闲置的状况。通过对地面设备、井下状况进行深化认识的前提下,提出适应特高含水开发后期矿区地面抽油设备整合的技术措施,进行抽油设备的合理调整,充分发挥目前抽油设备的潜力,提高抽油设备的运行质量,实现资源的优化配置,提高开发效益。     

高凝油油藏提高采收率技术研究

高凝油油藏在开发过程中,受到流动温度的变化,在地层和近井地带易析蜡和堵塞地层。通过对高凝油性能分析,利用高凝油对温度的敏感性,室内通过化学生热生气体系在油层中生成一定的温度和气体,使得油层温度高于高凝油的凝固温度。保证高凝油具有良好的流动能力,提高了高凝油油藏的开发效果。现场试验结果表明,热化学体系能够达到解堵增产增注的目的,并具有有单井处理用量少,成本低,施工简单等优点,是浅层高凝油油层解堵主要措施之一,为高凝低渗（能）油藏的后继开发指明了新的技术发展思路。     

水动力学原理在特高含水油藏的应用

西区沙二上1油藏属特高含水油藏，开发效果逐年变差，水动力学原理在该区应用后，含水下降，开发形势变好。     

特高含水期油藏动态分析技术研究

油藏开发动态分析是认识油藏、治理改造油藏,科学有效地开发好油藏的重要手段。动态分析一般要进行单井—井组—单元的动态分析,本文着重对单元动态分析技术进行了研究。通过将单元的实际的含水—采出程度、含水—含水上升率、存水率和水驱指数与理论的值进行对比,看以看出单元是否存在低效循环井。     

高凝油油藏开采技术现状研究分析

本文通过对高凝油形成和特征的概述,同时对高凝油的各种采油技术,例如井下电伴热采技术、同心管闭式热水循环技术、化学采油技术、磁降凝技术等技术分别给予了研究分析。通过对它们的研究分析,可以为今后的类似油藏开采提供一定的技术借鉴。     

在稠油、高凝油地区应用水力泵排液技术

辽河油田主要是以生产稠油、高凝油为主,由于受原油物性的影响,常规试油排液技术达不到较好的效果,这一直是影响稠油、高凝油井试油成果的重要因素。而水力射流泵排液技术具有掏空深度大、连续排液快等特点,经过完善能够满足稠油、高凝油井的排液要求。所以,在稠油、高凝油地区开展水力射流泵排液技术的推广和应用具有重要的意义。     

特高含水多油层油藏稳产技术研究与应用

针对沙二下油藏构造复杂的特点进行油藏精细描述和油藏数值模拟 ,得出剩余油分布规律 ,应用多项技术充分挖潜剩余油 ;完善注采井网 ,解决层间矛盾 ,恢复水驱控制储量 ,提高开发效果。对生产油层多、层间矛盾突出的油藏具有推广应用的价值     

油水相对渗透率曲线在特高含水油藏中的应用

运用相对渗透率曲线计算了纵向砂体的剩余油饱和度分布,结果表明,当油田综合含水率为98%时,水驱剩余油饱和度为40.13%,可动油饱和度为13.41%,油层存在非均质性,在剩余油饱和度相对高的部位仍有一定潜力;濮南沙二上2 3油藏平均油水相对渗透率曲线具有较好的代表性,可以在特高含水油藏中应用。     

海上疏松砂岩油藏储层保护修井液技术研究

海上疏松砂岩油藏修井过程中修井液漏失严重,造成储层污染,修井作业后产能下降明显。在分析海上A油田储层伤害机理的基础上,开展了修井液技术对策分析。研究出一套适合A油田的低伤害无固相储层保护修井液体系,具体配方(w)为:海水+2.5%~3.0%防膨剂+0.5%~1.0%超低界面张力表活剂+1.5%~2.0%流型调节剂+0.05%~0.08%阻垢剂+1.2%~1.5%抑制助排剂。体系性能评价结果表明:该体系具有较好的抑制性,能够有效防止黏土水化膨胀造成储层伤害;具有较低的表面/界面张力以及良好的阻垢能力。体系与地层水和地层原油的配伍性良好。另外,修井液体系具有较好的封堵性能,并且自返排时突破压力较低,渗透率恢复值大于90%,具有良好的储层保护效果,可以满足海上疏松砂岩油藏修井作业对储层保护的要求。     

高凝油油藏低压水清蜡研究与应用

沈阳采油厂具有多个开发区块,沈95块、边台潜山等主力开发区块,油品性质为高凝油,具有三高特点:高含蜡量、高凝固点、高析蜡点,属中孔、低渗油藏。高凝油井在采油过程中采用内热线伴热方式开采,但,随着地温的降低,原油中溶解的蜡会随着温度的降低析出,结晶在油管内壁,对抽油杆载荷,抽油机泵效,产量等造成影响,必须及时的清理除蜡。采油作业一区包括多个区块,高含水开发期的原油凝固点普遍集中在49℃,根据地层温度计算,井下1300m以下的地层温度,能够达到49℃,所以1300m以上的油管内都会结蜡。常规清蜡方式为热洗车洗井,由于提高水温需要,车洗过程中排量低,热洗作用距离短,同时热洗车利用燃油加热提温,燃油费用高,同时需要人工操作和监护,占用生产成本高,急需一种降本增效的替代方法。     

适应于高渗油藏特高含水的堵水技术

本文介绍了一种低粘度液体,由聚氨酯预聚体、发泡剂、增强剂、催化剂、交联剂和稀释剂组成的防砂剂,通过添加聚乙烯醇(PVA)作为改性剂对聚氨酯进行改性,封闭型预聚体的解离温度在65℃左右,当温度升高到65℃后,混合均匀的聚乙烯醇和预聚体混合体系中的封闭剂解除,从而达到在地层温度下才能够缓慢解除封闭,达到延长固化时间的目的。     

中渗砂岩高凝油油藏高含水期蒸汽吞吐矿场试验研究

针对高凝油特性以及井筒散热损失,应用CMG数值模拟软件的单井模型与现场实际相结合,研究了适合高凝油蒸汽吞吐的注入参数及注采管柱设计。     

深部调驱技术在水驱砂岩油藏中的应用

深部调驱技术是股份公司确定的水驱砂岩油藏二次开发主导技术,该项目研究以中高渗注水老区为应用对象,打破思维定势,攻关关键技术,创新建立立体开发、多元开发的二次开发模式,针对主力油层形成独具辽河特色的封、调、驱、洗一体化调驱开发思路,探索水驱油藏开发后期进一步提高采收率的有效途径,为实现油品产量结构调整及辽河油田千万吨级持续稳产提供有利的技术支持。