注采一体化技术在王庄油田特超稠油区块的应用与评价

王庄油田特超稠油区块原油粘度高,蒸汽吞吐后采用常规下泵举升方式热损失大,热效率低、作业工序繁琐、不适合特超稠油趁热快采的要求。为此对原有注采一体化技术进行了改进与引用,为该类区块的开发提供了借鉴。     

草西南超稠油区块热采技术研究

中国稠油及超稠油资源量约有250亿t,约占我国石油总资源量的28%,现在已探明的稠油及超稠油稠油可采储量约有12亿t,占探明石油可采储量的7.5%。稠油开采技术研究工作任重而道远,稠油甚至是超稠油开采将在今后的国家能源战略中占据重要地位。因此对于处于油田开发中后期的胜利油田乐安油区同样如此,其常规开采方式为热采,所以对于乐安油田草西南超稠油区块热采技术研究尤为重要。     

超稠油水平井同注同采工艺技术的研制与应用

开发研制超稠油水平井同注同采工艺技术,实现同时进行超稠油水平井注汽与采油,解决水平井开发初期转抽溢流、中后期脱抽失载、蒸汽热能利用有限的问题,防止井控问题的发生,实现超稠油水平井的高效开发。     

超稠油热采技术研究

油气资源量中稠油占有很大部分,因此稠油的开采技术的更新、采收率的提高都已经成为新的关注焦点。超稠油和常规原油因为其物理特性有很大的区别,其粘度大,普通开采方式难以满足要求,因此需要特殊的开采工艺技术。利用热采油技术是实现超稠油开采的最成熟方便的技术。本文通过调研各类文献资料,对稠油热采技术进行较为全面系统的介绍及现状分析和发展前景的展望。     

杜84块超稠油蒸汽驱优化注采参数研究

杜84块超稠油蒸汽驱先导试验2016年8月实施,转驱后液量上升、含水上升、温度上升,注采井显示出良好的连通特征,但由于含水、温度一直居高不下,同时由于受注汽条件限制,该先导试验井组2016年11月停止。2019年在完善地面注采井网后,再次对该井组实施蒸汽驱试验,优化注采参数后,井组取得较好效果。     

超稠油开采中后期抽油杆的优化

曙一区主要原油特性是超稠油,具备"四高一低"的特性。由于超稠油对温度表现为极度敏感性,在井筒举升过程中,为了克服温度降低导致的摩阻增加必须在井筒加热技术,逐步形成了以φ36mm空心抽油杆+抽油泵为主的举升组合方式,满足油井生产需求。但随着超稠油开发进入中后期,油藏温度和综合含水逐渐升高,油井对电加热的需求逐步降低,空心抽油杆作用逐年减弱。因此,通过开展超稠油中后期抽油杆柱优化研究,实现了SAGD受效井、蒸汽驱生产井、高轮吞吐井的杆柱设计优化,提高了系统效率,拓展举升方式的挖潜空间,取得良好实施效果,持续保障公司低成本高质量的发展。     

二氧化碳采油技术在超稠油热采上的应用

针对油田开发后期,注水开发已经越来越困难,采出程度也越来越低的情况,研究应用二氧化碳三元复合吞吐采油技术,利用CO2吞吐技术与化学吞吐、化学解堵、气举助排相结合的复合性增产措施,解决了超稠油热采开发的问题。该工艺技术有降粘,提高油层能量,增强原油流动性和调整油层纵向吸汽剖面,提高油层纵向动用程度的作用。     

互层状超稠油油藏影响因素分析及注采参数优化

辽河油田曙一区兴隆台油层为互层状超稠油油藏,是主要的储量接替和产能建设区域。该区域储层发育差,低周期吞吐效果较差。通过对互层状超稠油油藏影响开发效果因素的分析研究,寻求注采参数的优化设计方法。现场应用表明,通过注采参数的优化设计的应用,油藏的开发效果得到明显改善。     

智能注采技术应用现状及建议

智能注采技术是一种高效、精准、智能的油藏开发技术,实现井下的实时控制,最大限度地降低采油费用和作业风险,最大程度地提高油田的采收率,同时也可以减少环境污染和能源消耗。针对智能注水工艺技术、智能采油工艺技术、智能注采参数优化决策方法等方面总结了国内外智能注采技术的发展历史和现状,围绕目前智能注采技术的热点,对比分析了各种智能注采技术的优缺点,并从人才队伍建设、技术攻关、平台建设等方面提出了未来智能注采技术发展的建议。研究为智能分层注水技术的理论研究和工程应用提供了一定的理论参考价值。     

复合吞吐技术辅助组合式注汽技术在超稠油开发中的研究与应用

杜229块是辽河油田"九五"期间重点产能建设区块之一,属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。     

同心管注汽技术在超稠油开发中的研究与应用

随着超稠油开发水平井应用规模的不断扩大,水平井生产矛盾日益突出,尤其是水平段动用不均成为水平井普遍存在的问题。通过采用同心管注汽工艺技术,根据水平段井温测试曲线合理设计出汽口位置及排量,在井口实现对配汽量灵活调整,实现对水平段不同部位同时注汽,使水平段动用程度得到较大程度改善,开发效果得到大幅度提高,为水平井扩大生产规模,维持油田稳产奠定了基础。     

超稠油热采套管损坏机理分析

在对辽河油田曙一区超稠油井完井套管损坏情况统计的基础上,对超稠油油井套变特点进行分析,发现套管损坏多发生在射孔井段内部或附近。并对套管损坏机理进行研究分析,分析结果表明:热胀冷缩产生的应力、油井出砂、固井质量差、隔热效果不好是造成套管损坏的主要因素;并建议增加套管壁厚和钢级、使用热应力补偿器改善套管损坏情况。     

注汽热采存在问题与技术应用

在油田的开采中,稠油占居了油藏的一定比例。特别是由于较轻原油资源的减少,在某种程度上,稠油的开采成为了石油开采的重要部分。稠油开采因其粘度大,开采困难多,因此对于技术要求较高,而注汽热采成为解决稠油开采问题的一项重要技术。本文就结合笔者的工作经验谈一谈注汽热采存在的问题以及相关的技术应用问题。     

冷41块水平井注采工艺试验

针对冷家堡油田冷41块中深层特超稠油水平井在注采工艺实施过程中遇到的诸多难题,本文在油藏地质特征研究的基础上,对冷41-平1井进行了水平井注采工艺试验,在注汽工艺方面,优化注汽参数、注汽管柱结构、隔热方式获得了较好的注汽效果;在举升工艺方面,优化了中深层特超稠油大排量举升的机、杆、泵组合并配套了相应的设备机具。通过研究,形成了有效、实用的中深层特超稠油水平井注采工艺技术,并可在冷41块推广使用。     

常规分注管柱的改进与应用

针对高压常规分注管柱在现场应用过程中存在的问题,创新性对管柱进行了改进,总结了改进后的管柱优点和在濮城油田的应用情况,取得了较好的经济效益,具有很好的借鉴意义。     

低渗油藏注采结构调整与挖潜技术

渗透性储层已经成为我国的主要石油资源,我国的水准技术和破碎技术也在不断发展。基于笔者多年的从业经验,主要根据低渗油藏入渗机理,分析低渗油藏的开发情况,研究了低渗油藏注采系统的优化,解决了适应性故障的问题,最终提高了低渗透油田的开采量。     

热采井注采调一体化技术研究

河南稠油油藏非均质性严重,层间渗透率差异及蒸汽超覆等原因严重影响生产,在多轮注汽生产后各层动用不均。针对这一突出问题,分层注汽已成为河南稠油油藏增产增效的主要措施之一。但是随着分层注汽吞吐多轮次开发,不同周期、不同层的油藏物性参数和生产动态也在发生变化,对应层段的配注参数也必须适时调配。通过开展热采井注采调一体化技术研究,研究设计了直井多轮次可调分层注汽工艺方案和配套工具,实现了多轮次注采调一体化。经现场试验论证,调配操作安全可靠,提高了注汽效益。     

试论油田注采井网调整技术

注采井网调整技术是油田生产的一项重要技术,对保持原油长期稳定的产量和提高原油质量具有关键性作用。油田注采井网调整是通过对加密或抽稀的方式合理调整注采井网的分布密度,以实现最佳原油采收效果。本文对注采井网的选择、井网的分布与调整、井网密度的确定、注采井网与原油采收率等注采井网技术问题进行研究,以供借鉴参考。     

注采系统调整区块压力特征分析及调整方法研究

本文重点分析该区块注采系统调整见效初期的地层压力特征,针对油井压力上升较快,以及全区地层压力在平面和纵向上的不均衡状况,分析问题成因,研究合理注采比的确定及调整方法,使北三东压力不均衡状况得到改善,保护注采系统调整效果。     

低渗油藏注采结构调整与挖潜技术研究

油田注采结构调整是油田开发中总结出来一项系统性、综合性调整技术,通过结构调整使油田开发效果达到最好状态。目前ZD油田已经进入“双高”期开采,地下油水分布更加复杂。截止目前ZD油田可采储量和地质储量采出程度分别为76.3%和36.5%,还有23.7%的剩余可采储量和63.5%的地质储量要在高含水后期开发。笔者通过总结、分析ZD油田目前的开发注采现状及挖潜技术,不断深入研究油田开发过程中存在的问题和调整潜力分布,针对问题提出未来调整方向及策略,为ZD油田开发提供技术支撑。