孤岛油田低品位稠油热采工艺

对孤岛油田低品位稠油热采工艺进行了适应性分析,包括油层保护、注汽工艺、低频油管加热工艺的适应性评价.提出了如下改进措施:添加热采助剂,优化防砂工艺,低频油管电加热工艺,推广稠油冷采技术.由此得出低品位稠油区块开发过程中,必须针对低品位稠油区块的油藏特点,加强区块的工艺适应性研究,提高工艺措施的针对性.孤南4断块低频油管电加热工艺、孤南214块螺杆泵工艺的稠油冷采工艺已经显示了对低品位稠油区块的适应性.     

孤岛油田南区西部Ng5-6稠油热采研究

孤岛油田南区西部Ng5— 6砂层组原油粘度比较高 (平均 4 65 5MPa·s) ,因而水驱开采难度大。截至 2 0 0 1年 12月 ,采出程度只有 5 4 5 % ,储层大面积发育 ,符合蒸汽吞吐开发的筛选条件 ,并且原油粘度对温度的敏感性强 ,温度每升高 10℃ ,原油粘度下降一半左右。经历了三个开发阶段 :水驱、局部注采结构调整、热采降粘试验。从各阶段生产情况来看 ,只有热采降粘试验阶段开发效果较好     

我国海上低品位稠油开采技术进展

海上油田稠油开发由于井距大、井网不完善、平台空间小、吊装能力和作业能力有限,以及海上健康安全环保要求高等条件限制而面临巨大的挑战,采用有效的开采技术来开发动用海上低品位稠油储量显得尤为迫切。介绍了国内外低品位稠油开发技术概况,对我国海上油田稠油开发技术进展进行了分析,认为我国海上常规稠油开发在油田开发综合调整技术和稳油控水技术方面取得了成功,尽管开发开采中还有很多技术问题,但已逐步建立起了可行的技术系列;而海上低品位稠油采用常规冷采、出砂冷采、化学吞吐等方法开采都难以取得较好效果,现正在探索热采开发技术。开辟了热采先导试验区进行现场试验研究,以期为海上油田低品位稠油开采寻找到具体可行的方法。     

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%。     

孤岛低品位稠油开采配套技术

孤岛油田低品位油藏储层发育差、原油黏度高、开采难度大、动用程度低,目前采出程度仅为5.31%。针对该油藏在开发中存在的储层泥质胶结、敏感性强、出砂严重,注汽时压力高、效果差,油稠造成抽油机生产困难大等问题,在开展油层保护、解堵工艺的基础上,进行了油溶性降黏剂以及CO2与油溶性降黏剂协同作用改善稠油蒸汽吞吐效果的研究,并在矿场生产中得到了应用,有效地改善了低品位稠油区块的开发效果。     

稠油热采低品位难采储量综合挖潜技术研究

对河南低品位难采储量进行了界定,探讨了稠油热采低品位难采储量综合挖潜技术,包括：油藏工程综合管理挖潜技术措施和开发低品位难采储量配套工艺技术;并进行了经济效益分析,可为该油田的进一步开发提供参考。     

油溶性降粘剂在孤岛稠油油藏中的应用研究

孤岛油田部分低品味稠油油藏储层发育和流体物性差,开采难度大,目前采出程度5.5%,采油速度仅为0.36%,为典型的双低单元。针对该油藏在开发中存在的注汽压力高、注汽效果差、周期产油量低等问题,开展了油溶性降粘剂改善特稠油物性机理研究。在矿场应用中,结合油藏地质特点,不同开发特征井应用不同的化学复合吞吐工艺组合,取得好的增油效果。     

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。     

孤岛稠油高效开发的主要做法

孤岛稠油油藏条件复杂,开发难度大,近年来,通过攻关技术、优化转周、推广汽驱,使低品位稠油储量得到高效动用,老井高轮次吞吐后综合递减率得到控制,蒸汽驱规模和效果不断扩大,实现了孤岛稠油高效开发,为采油厂产量稳定运行发挥了重要作用。     

注水开发对孤岛油田馆上段储层的影响研究

孤岛油田经过长期的注水开发，储层的岩石物理性质发生了很大变化。利用不同时期的取心资料，结合实验室分析化验数据，对孤岛油田技术注水开发过程中储层参数的变化进行了分析研究，从而为更准确地建立了不同注水开发时期的地质模型创造了条件。     

孤岛油田稠油井筒举升降黏工艺选择

孤岛油田稠油井因稠油黏度大而能耗高,采用井筒降黏工艺可以提高采收效率。为了对不同产液量稠油井的井筒降黏工艺选择提供指导,基于传热学和井筒举升理论,采用Hansn模型和Beggs-Brill方法建立了稠油井筒温度场数学模型,对井筒温度场及井筒内原油黏度进行了分析,并在此基础上改进得到双空心杆伴热工艺和泵下掺注活性水工艺的理论模型。分析结果表明:建立的井筒举升数学模型能够较为准确地描述井筒温度场分布;小流量泵下掺注活性水工艺更适合低液量稠油油井的生产,该方法在孤岛油田稠油区块具有较高的推广应用价值。所得结果可为孤岛油田稠油举升工艺选择提供理论依据。     

改善聚合物驱后续水驱开采效果分析——以孤岛油田中一区Ng3为例

为了确保聚合物驱后续水驱阶段的增油效果，针对其动态变化特点，提出了这一阶段的调整措施。研究结果表明，后续水驱应保持合理压力场；开展分层注水方式可以有效地控制含水上升速度；根据油井动态变化特点，采取油井分类管理方法，可延长降水增油效果；应结合矿场实际情况，适时开展后续水驱整体注采调整，探索提高采收率的新方法。在孤岛油田中一区Ng3聚合物驱的矿场实践中，取得了较好的开发效果。     

井楼油田稠油化学辅助蒸汽吞吐优化设计

井楼油田七区核Ⅳ2-3小层属普通稠油油藏,经过多年开发后,油井普遍进入中高周期生产,压力保持水平低,递减加大,汽窜频繁,开发效果变差,吞吐中后期配套化学辅助蒸汽吞吐,但是如何经济应用此项技术尚未深入研究.结合河南油田技术应用现状,通过建立三维地质模型,利用数据模拟进行化学辅助蒸汽吞吐注入浓度优化设计研究,为经济有效提高...     

稠油油藏油水倒置现象探讨——以孤岛油田中一区馆陶组6—7砂层组为例

基于精细地质研究,应用判别分析方法建立了孤岛油田中一区馆陶组6-7砂层组稠油油藏储集层含油性判别方程,结合开发动态资料对研究区油水分布规律进行了研究.稠油油藏油水分布规律与原油性质密切相关,由于边底水的氧化及微生物降解作用,稠油油藏中的原油在成藏后被进一步稠化,原油密度在一定的地质条件下可大干或接近地层水密度,从而发生高密度稠油相对于边底水的再次运移,形成油水倒置、油水并置等油水分布模式.研究区构造高部位聚集中质油一常规稠油,其密度小于地层水密度,油水分异较完全,产纯油;构造中部分布特稠油,其密度接近地层水密度,油水分异差,与边底水的并置关系明显,油水同产,含水率较高;边水中存在小规模向构造低部位运移过程中的超稠油;构造底部聚集超稠油,形成典型的油水倒置,油水同产,但含水率低于油水并置带.     

孤岛油田西区聚合物驱开发研究

孤岛油田西区注聚区1997年3月投入注聚后，高渗层得到有效封堵，吸水剖面得到明显改善。注聚期间，通过实施注聚区外围水井降水或停注、油井放大生产压差和调整注聚井注入速度等开发措施，扩大了聚合物波及体积，聚合物驱取得了明显效果。     

鲁克沁深层稠油稠化水调驱技术研究

针对吐哈盆地鲁克沁深层稠油进行了稠化水调驱技术的研究,筛选出了合适的凝胶调剖体系配方:0.2%HJPAM+0.4%交联剂.该凝胶体系的成胶时间是34h,表观粘度为7976mPa·s;在40～67℃时体系成胶较好,较稳定;矿化度为47463mg/L时,体系最大粘度小于6000mPa·s.该凝胶体系通过多孔介质发生剪切降粘...     

孤岛油田中二中Ng5薄层稠油环蒸汽吞吐中后期调整技术

为了进一步提高孤岛油田薄层稠油环蒸汽吞吐的采收率,针对高轮次吞吐中后期剩余油分布特点,应用油藏工程方法、数值模拟技术和动态分析方法,开展了井网加密调整研究,将200m×283m反九点法基础井网加密成141m×200m五点法井网;该优化方案实施后取得了显著效果,单井产油量平均达到13.5 t/d,是周围热采老井产量的2~3倍,含水率稳定在70%左右,比周围老井含水率低10%。该技术对于同类稠油油藏高轮次蒸汽吞吐中后期进一步提高采收率有较大的参考意义。     

孤岛油田稠油热化学驱性能研究

利用多种化学剂评价手段筛选出性能优良的热化学剂及高温泡沫剂,并利用多功能泡沫驱油流程研究了不同温度下稠油的热水驱、化学剂及泡沫驱油性能,并对试验结果进行性能对比.结果表明,温度对稠油粘度及采收率影响至关重要,随着温度升高,原油粘度降低,采收率提高.油水界面张力低的热化学驱油体系由于降低了主流线上的残余油饱和度,强化了截...     

胜利油田高含水期油藏水驱精细调整技术方向

以胜利油田为代表的高含水期油藏精细描述和水驱调整技术向精细化方向发展,为适应高含水期油藏精细挖潜的需要,近几年储层构型研究、低级序断层描述和层内剩余油分布预测技术得到不断发展,层系细分重组,采取井网加密调整和完善注采系统等措施改善了油田水驱开发效果。分析了制约整装构造、复杂断块和低渗透油藏大幅度提高水驱采收率的问题,提出了不同类型油藏水驱精细调整的技术方向。在陆相油藏高含水后期开发阶段,需要进一步加大层系细分重组,采取井网立体加密调整、水平井单层开发、改善水质、调整注水产液结构等措施,在井网优化调整的基础上,综合应用各种工艺技术对储层进行控制和改造,实施精细注水和有效注水开发,提高注采系统的针对性和有效性,以均匀控制驱替剖面。