孤岛中二中东区稠油油藏提高注蒸汽开发效果研究

运用油藏工程和数值模拟方法,对孤岛中二中东区稠油油藏进行提高开发效果研究,以选择合理的开发措施,形成配套的应用技术,提高油田最终采收率.研究结果和现场应用表明采取相应的堵水提液措施是控制水侵的重要手段;一定量的边水,能补充注蒸汽的能量,有利于提高开发效果.通过实施配套工艺技术,累积增油21.2×104 t,减少作业费用2 699.5 x104元,预计可提高采收率8.4%,增加可采储量24.36×104 t.     

河南油田稠油开发发展战略

结合稠油油藏特点,针对河南油田高周期吞吐存在的问题．从提高采收率和资源利用率出发,提出了以出砂冷采、薄层稠油组合开采、局部加密吞吐、化学剂辅助蒸汽吞吐、开发方式转换以及高温调剖特殊结构井应用等为主要内容的稠油开发发展战略。     

孤岛油田驱油剂辅助蒸汽驱对稠油性质的影响

蒸汽驱可明显提高油藏采收率,但孤岛油田稠油粘度过高,受原油界面特性和岩石润湿性的影响,易发生重力超覆和汽窜,单一蒸汽驱并不能达到有效开采的目的。通过室内实验模拟了以聚乙烯吡咯烷酮为驱油剂的驱油剂辅助蒸汽驱过程,研究其对孤岛油田稠油油藏的驱替效果,以及对稠油胶体稳定性、结构组成和稠油沥青质相对分子质量的影响规律。结果表明,蒸汽驱过程中引入适量的驱油剂,可明显提高稠油油藏采收率;增大驱油剂用量,会使稠油提前发生沥青质聚沉,胶体稳定性变差,使得稠油中沥青质相对分子质量变大;随着温度的升高,沥青质提前发生聚沉,稠油胶体稳定性变差,同时稠油中沥青质含量略有提高,胶质与沥青质含量之比变小,沥青质相对分子质量变大。     

孤岛南区低品位稠油高效开发技术

孤岛油田南区稠油地质储量2271.6×104t,"多、薄、断、差"等油藏特点决定开发管理难度大,目前采出程度仅有5.3%,采收率仅有11.3%,具有挖潜增效的丰厚物质基础.为此对南区馆上段5-6砂层组(Ng5-6上)、馆上段1+2～4砂层组(Ng1+2上～4)稠油开展了分类分层系精细地质研究,实施配套.的开发调整技术:...     

杜239断块大凌河油层高速高效开发实践

杜239块1990年正大投入开发，取得了很好的开发效果。本文总结了杜239块开发10年来在油藏工程中一些成功经验，对同类油藏具有一定的参考价值。     

孤岛稠油蒸汽吞吐单元经济产量模型研究

孤岛油田随着采出程度不断加大,开采的难度也不断增加:一方面,油田的产量逐年递减,要维持现有的日产水平,每年都必须加大工作量的投入;另一方面,油田开采的边际成本也随各种投入要素、投入量及价格的上升而不断上升。这一状况必将愈来愈明显的作用于油田的整体开采效益上。     

胜利油区孤岛常规稠油油田高效开发实践

根据孤岛油田含水、产液能力、油水运动及储量动用的变化规律等 ,在注水时机、层系划分、注采系统及综合治理等方面采取相应对策 ,注水开发取得了显著成效。在此之后 ,筛选了部分区块进行注聚合物开采 ,达到了降水增油的目的 ;将常规注水开发效果差的构造低部位稠油区块开发方式转变成热采 ,形成常规注水开发、稠油热采及三次采油等三种方式并存的开发局面 ,年产油量一直维持在 4 0 0× 10 4t以上。     

孤岛油田热采稠油影响因素及应用效果分析

孤岛油田热采区是一个具有边底水的薄层疏松砂岩稠油油藏。通过应用数值模拟、物理模拟结果和蒸汽吞吐现场实际生产资料，讨论分析了影响该油田蒸汽吞吐效果的主要因素，并针对不同区块不同开发单元采取相应的有效措施，形成了一套适合孤岛油田热采稠油的配套技术和开采模式，取得了较好的开发效果。     

孤岛油田底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的选区新方法

在注入相同蒸汽量的基础上分析注氮气辅助蒸汽吞吐效果时,许多学者忽略了注入总热量对蒸汽吞吐的影响。在注入总热量相同的条件下,通过分析孤岛油田底水稠油油藏特征,选取研究区3种典型地层参数,即油层厚度分别为2~5,5~8和8 m以上,渗透率分别为500×10-3,1 000×10-3,2 000×10-3 μm2,对应的孔隙度分别为30%,35%和40%,利用数值模拟技术从增油量、加热半径和底水锥进程度3个方面,对注氮气辅助蒸汽吞吐的效果进行了对比。建立了强底水和弱底水条件下普通稠油以及特稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐地层参数的筛选图版,利用该图版可有效分析底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的可行性。研究结果表明：孤岛油田东区Ng3和中二北Ng5油层适合注氮气辅助蒸汽吞吐;孤北1区Ng3油层不适合注氮气辅助蒸汽吞吐。     

稠油油田由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采的技术策略

稠油油田采用蒸汽吞吐技术,已打开了我国稠油开发的新局面。从1982年第一口深井蒸汽吞吐采油试验成功,稠油产量已由1986年的150万t上升到1990年的830万t。目前在辽河、新疆、胜利及河南等油区的十几个稠油油田采用这项技术均取得重大成果。但作为稠油油田的整体开发过程,蒸汽吞吐仅仅是第一个开采阶段,在大面积油井蒸汽吞吐开采后期,必须适时地转为按注采井网,在注汽井连续注入高干度蒸汽,由生产井采油的蒸汽驱开采。只有通过蒸汽驱开采才能将稠油采收率提高到40%以上。本文提出的15项技术策略是热采方式转变好的重要保证。     

注蒸汽开发边底水活跃特稠油油藏的措施

在油藏研究的基础上，结合曙１７５油藏监测资料和生产动态分析结果，总结出适时采取边缘排水和中部分步转汽驱的做法，燕在汽驱过程中调整注汽参数和二次完善井网，提高了断块的叫体开发效果，达到了方案设计指标。     

稠油油田由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采的技术策略

稠油油田采用蒸汽吞吐技术,已打开了我国稠油开发的新局面。从1982年第一口深井蒸汽吞吐采油试验成功,稠油产量已由1986年的150万t上升到1990年的830万t。目前在辽河、新疆、胜利及河南等油区的十几个稠油油田采用这项技术均取得重大成果。但作为稠油油田的整体开发过程,蒸汽吞吐仅仅是第一个开采阶段,在大面积油井蒸汽吞吐开采后期,必须适时地转为按注采井网,在注汽井连续注入高干度蒸汽,由生产井采油的蒸汽驱开采。只有通过蒸汽驱开采才能将稠油采收率提高到40%以上。本文提出的15项技术策略是热采方式转变好的重要保证。     

孤岛油田稠油油藏高轮次吞吐后提高采收率技术研究与实践

孤岛油田热采稠油油藏已进入高轮次吞吐后期,面临周期产量递减大、含水上升快和无有效接替技术等难题。为实现孤岛油田稠油油藏大幅度提高采收率及产量稳定,通过数值模拟、油藏工程分析、密闭取心井监测等手段,对200m×283m井网稠油,应用井网一次和二次加密、水平井与直井联合布井、高含水氮气泡沫调剖等技术,继续实施吞吐开发技术,保持孤岛油田稠油热采年产量120×104t规模并稳产。针对井网完善的热采老区,通过储层精细描述、剩余油新认识、蒸汽驱井网优化,在封闭性断块孤气9区块实施转蒸汽驱先导试验成功的基础上,转换开发方式,实施中二北馆5稠油化学蒸汽驱和中二中馆5水驱稠油转蒸汽驱技术,挑战稠油油藏50%~55%的采收率,探索稠油高轮次吞吐后有效接替技术。     

孤岛油田稠油环热采中后期剩余油分布规律

针对孤岛油田馆陶组第五砂层组稠油环蒸汽吞吐中后期的油藏特点，通过水侵方式分析及油藏数值模拟综合研究，指出了平面上剩余油主要富集在受水侵影响较弱的热采区中部及对角井间，纵向上强水侵区域油层上部及水侵区域油层下部剩余油较富集的规律。在此基础上制定的井网加密调整和水侵综合治理等挖潜措施，矿场应用效果较好。     

稠油开采技术

稠油不同于常规原油 ,主要是粘度大 ,难于用常规方法开采。文章针对稠油的特殊性质 ,介绍了几种常用的常规稠油开采技术 (如蒸汽法和火烧油层法 )的基本原理及这些技术的不足之处 ,并介绍了几种新的非常规开采稠油技术。     

综合应用配套措施提高社66断块稠油油藏开发效果

杜66断块属于薄互层状，砂泥岩交互的普通稠油藏，油藏构造比较完整，但具有含油井段长，层数多，单层厚度小，油层非均质性严重等特点，通过调层补孔，侧钻，选注，选采等措施，提高了储量动力程度，应用防砂，解堵及助排等措施提高油井产能，选择试验区进行气水交替驱试验。开发14a来，累积油汽比为0．68，采出程度为18．13％。     

孤岛油田南区稠油热采潜力评价

孤岛油田南区稠油为高密度、高粘度、高饱和压力、低含蜡、低凝固点的沥青基石油。2006年,对这两个"双低"单元一起进行了调整。由于采用低伤害入井液、SD-4深部解堵、粘土防膨、复合防砂和亚临界锅炉注汽及配套冷采技术,取得了较好的开发效果。实施后两个单元的日油水平由75t上升到276t,采油速度由0.51%提高到1.38%。     

孤岛油田稠油油层热化学蒸汽驱的数值模拟

孤岛油田中二北Ng5油层为具有边底水的普通稠油油藏,储量650万吨。1990年开始注蒸汽吞吐开发,目前已累积采油180.08万吨,采出程度27.8%。由于该区块处于吞吐生产后期（含水高）,油层压力下降慢,因此考虑采用热化学添加剂辅助蒸汽驱的办法来提高蒸汽驱采收率。从分析热化学驱提高采收率机理入手,通过数值模拟方法对泡沫阻力因子、驱油剂界面张力的敏感性进行研究,对该区块的开发方式进行了优化。通过试验井组得出,蒸汽驱效果比热水驱好,蒸汽+泡沫剂驱方式采出程度提高最多,效果最好,最终采收率达55.0%,