稠油出砂冷采技术现场实施难点及对策

稠油出砂冷采是允许地层砂随流体一起采出 ,这对于开采稠油是既经济而又可行的方法。在现场资料分析研究的基础上 ,对稠油出砂冷采技术现场实施的 6个主要问题进行探讨。结果表明 :稠油出砂冷采井必须采用大孔径、深穿透、高密度射孔技术 ;采用适应高含砂量和高原油粘度的高转速螺杆泵 ,且螺杆泵下入油层底部 ;现场试验必须有耐心和决心 ,并采取相应的技术措施。     

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％。     

三类井筒举升工艺在稠油油藏冷采开发中的应用

针对草古1潜山特稠油油藏热采效果不佳的状况，进行了井筒电加热、电-喷-泵及阀式泵泵上掺水等以井筒降粘为主要目的新工艺冷采试验，取得了较好的生产效果，实现了区块高效规模开发。     

稠油出砂冷采中的完井与引流技术

冷采被用作一种新的采油工艺可以成功地用于未胶结砂岩中的稠油。采用大孔径、深穿透、高密度射孔技术对稠油出砂冷采是必须的 ;采用适应高含砂量和高原油粘度的高转速螺杆泵 ,且螺杆泵下入油层底部等引流技术措施对出砂冷采是十分有利的。     

稠油出砂冷采工艺技术

<正>稠油出砂冷采技术的基本原理,即不注热量、不防砂,利用螺杆泵将原油和砂一起采出。包括两个最重要的开采机理,一个是形成"蚯蚓洞",即通过此种方式使砂子大量的产出,油层中产生"蚯蚓洞",使得孔隙度和渗透率大幅度提高。二是形成泡沫油,随着溶解气与原油成泡沫     

稠油冷采技术在胜利油田应用的可行性探讨

注蒸汽开采是提高稠油油藏采收率的有效方法，但存在着采油成本高以及在高轮次吞吐后期含水上升、产量递减加剧等问题。针对以上问题，列举了各种稠油冷采方法及其适用条件，其中包括出砂冷采、低频脉冲采油、井筒化学降粘、化学吞吐、Vapex方法、碱驱、注CO2方法、注烟道气方法等。分析了胜利油田未动用稠油油藏的开发难度，对稠油冷采技术在胜利油田应用的可行性进行了探讨．提出了建议。     

粉细砂岩稠油油藏冷采配套技术研究及应用

针对乐安油田草1 3块沙三段油藏原油粘度大、油井出砂严重的问题,从完井管柱、防砂工艺与稠油冷采等方面进行了系统的研究配套。矿场试验证明,大孔径、深穿透、高孔密射孔、高压充填防砂与螺杆泵冷采配套技术,基本解决了粉细砂岩油藏防砂及稠油抽汲难题,实现了草1 3块沙三段新区的高效开发;同时也为同类油藏的开发提供了一定的借鉴。     

三类井筒举升工艺在稠油油藏冷采开发中的应用

针对草古 1潜山特稠油油藏热采效果不佳的状况 ,进行了井筒电加热、电 -喷 -泵及阀式泵泵上掺水等以井筒降粘为主要目的新工艺冷采试验 ,取得了较好的生产效果 ,实现了区块高效规模开发。     

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。     

复杂断块稠油油藏高含水期稳产技术对策

海26块为复杂断块稠油油藏,已进入高含水开发阶段,因构造复杂、油水粘度比大,水驱效果变差,产量递减加快.通过分析制约注水开发效果的因素,明确问题与潜力,制订针对性稳产对策.对不同区域,平面上利用井组重组、点状注水等方式完善注采井网;对不同层位,纵向上通过部署水平井、蒸汽吞吐提高储量动用程度.实施后取得较好的增产效果,区块实现稳产,预计采收率由22.5%提高至27.5%.     

单2块稠油油藏高含水后期提高采收率对策

针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重，开发效果变差的实际，在重新建立地层，构造、储层及流体模型的基础上，描述出动态油水界面及剩余油富集区，探索出稠油油藏高轮次吞吐高含水后期的挖潜对策，并通过上，下扩散，注氮气调剖等技术，提高老油田注汽质量和强化注汽效果，逐渐形成了一套适合稠油油藏高含水后期的开采方法。     

Calculation of heavy oil viscosity in high water cut stage

The commonly used heavy oil viscosity models are just for low water cut stage, but they have some limitations when the viscosity of other oil samples is calculated in high water cut stage, this paper presents a new and simple method in high water cut stage to predict the viscosity of heavy oil, which can measure the viscosity of heavy oil by the temperature under the condition of different water cut. Compared with the commonly used model, the new model has the small computation error and can be tested in practices in calculating the viscosity of similar oilfields in high water cut stage.     

高含水率断块油田同井井下采油注水设计及应用

东部老油田已进入高含水开发阶段,面对采出水量增加、处理工作难度大,以及一些边缘断块油田因无法注水而面临减产的矛盾,同井井下采油注水技术是解决该矛盾的有效手段。井下旋流分离器是同井井下采油注水的关键设备,文中重点论述了双锥旋流器的圆柱段、大锥段、小锥段和尾管段等4部分的结构参数优化设计,并设计了相应的实验设备进行分离效果的物理模拟实验,通过旋流分离器处理效果、D80型旋流管溢流芯管的选择及最佳处理量3项实验,验证了该技术能够满足现场需要。经过配套完善后,在XZ1-20井进行了现场应用,在地层产液量相同的条件下,进行同井井下采油注水生产后,地面产油量基本保持不变,地面产水量下降了67%,取得了良好的应用效果。     

渤海稠油油田高含水期提高水驱采收率技术研究及应用

为探索稠油油田进入高采出程度、高含水率阶段提高水驱采收率的新技术,改善油田开发效果,以渤海S稠油油田为例,开展了高倍数水驱技术研究和联合井网注水方法研究。其中,高倍数水驱实验结果表明,当驱替倍数达到300~400倍时,与驱替倍数30~50倍时相比,驱油效率提高约10%,为S油田提高水驱采收率提供了方向;利用灰色关联分析方法所建立的多因素调控注水方法,综合考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素,能够满足S油田具有海上特色的水平井与直井联合井网的注水需求。将研究成果在S油田G区应用后,G区2016―2019年自然递减率由6.0%降低至4.4%,含水上升率由2.2%降低至1.8%,改善了G区的开发效果,表明该方法对海上注水开发油田进入高含水期后的调整具有一定的指导意义。     

海上高含水稠油油藏治理对策研究

为探究海上高含水稠油油藏的治理方法,针对海上稠油油藏储层物性好、水利能量充足、单井产液量高、原油黏度高和油井高含水等特点,通过建立井组地质模型,采用油藏数值模拟方法,研究不同驱替开采方式和注采参数对抑制、延缓底水锥进的效果.研究发现:(1)针对海上稠油油藏的敏感性分析,注入介质＞地层倾角＞渗透率韵律＞级差;(2)0.2...     

海上稠油油田高含水期开发模式研究

海上稠油油田进入高含水开发期后,面临采油速度低、水窜快、产量递减快及采收率低等问题,且缺乏分层系开发调整经验,制约了油田的稳产和高效开发。以秦皇岛32-6油田为例,利用室内物理实验、油藏数值模拟等方法,开展了高含水期开发模式研究,明确了海上非均质稠油油藏分层系开发技术界限、注采井间加密模式和底水油藏水平井布井下限。结果表明：当储层原油黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,层间干扰系数增大,实施分层系开采,且各开发层系油层厚度为4～8 m;对于强非均质性储层,不同井型、井网加密模式下体积波及系数差别较大,采用反九点转五点水平井+定向井联合井网加密模式,并将井距调整为220 m,体积波及系数显著提高;储层内部隔夹层渗透率、分布面积和分布位置均对水平井产能具有较大影响,基于隔夹层优化布井后,原油黏度为260 mPa·s的底水稠油油藏水平井累计产油量达到5万m³,油柱高度可由12 m下推至7 m。基于上述研究成果形成了“纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜”的海上河流相稠油油田高效开发新模式,应用于秦皇岛32-6油田获得了良好的开发效果,可为类似油田的开发提供借鉴。     

委内瑞拉MPE-3区块超重油冷采过程中泡沫油开采机理

针对超重油沥青质含量高、原油重度高等特点,研究了水平井溶解气驱冷采的开采机理,包括冷采过程中泡沫油的形成机理、非常规PVT特性与驱替特征。实验结果表明,当油藏压力低于泡点压力时,原油中形成许多微小气泡,这些微小气泡能够长时间滞留在油相中,使得这种原油表现出与常规溶解气驱许多不同的特征;泡沫油的作用与油藏衰竭速度、油层压力下降水平及围压等因素有关。使用水平井冷采技术能够获得较高原油产量和采收率。     

高含水油田开发效果评价方法及应用研究

以大庆油田萨南开发区萨东过渡带300m地区的开发效果为例进行评价，根据实际开发情况，建立评价指标体系，运用层次分析法来确定各参数的权向量以弥补加权平均法和灰色关联分析法难以确定权向量的不足，在评价水驱开发效果的同时，对影响开发效果的人为控制因素进行多级模糊评判。使评价结果更具公正性、科学性和实用性。     

海外河油田稠油油藏高含水期开采接替技术

海外河油田为注水开发稠油油藏,受储层物性、原油物性、油田注水等因素影响,注水矛盾突出、油井出砂严重.随着油田进入高含水开发末期,常规措施应用效果逐年变差.2005年以来,针对油田开发主要矛盾和技术应用中存在的问题,与石油院校合作开展了一系列稠油注水接替技术研究和先导试验.进行了防砂堵水、新型携砂液体系研制、多轮次调剖堵水技术研究、聚合物微球调堵、化学堵水剂优化、调驱、氮气采油、二氧化碳吞吐等试验,并取得了较好效果.