薄油层提高采收率技术应用——以克拉玛依油田J391井区J3q3层稠油油藏为例

克拉玛依油田J391井区J3q3层稠油油藏油层厚度薄,为了实现油藏整体动用和提高采收率的目的,先后开展了稠油出砂冷采、水平井开发、加密调整及薄油层蒸汽驱试验等新技术应用。通过各种措施应用发现,稠油开采新技术能够提高薄层稠油油藏采收率,使全区油藏实现了整体经济有效开发,增加了油藏的可采储量。提高油藏采收率新技术的应用对J391井区J3q3层稠油油藏的稳定开发意义重大,对同类油藏开发具有指导或借鉴意义。     

多分支井设计在提高稠油油藏采收率中的应用

目前,提高稠油油藏采收率的方法有多种,大多数方法的原理是用注蒸汽或化学药品来降低原油黏度.尽管这些技术已取得了巨大的成功,但是,在整个油田生产周期内,注蒸汽或化学药剂的成本是非常昂贵的.一个低成本的解决方案在委内瑞拉东部的Faja Del Orinoco应用中取得成功,它是利用多分支井(多底井)增加油藏接触面积的方式来提高油藏采收率.实践表明,多分支井在较长的时间内,可以比常规水平井生产更多的原油,并且没有任何额外的生产成本.本文将要讨论的是在稠油油藏中,多分支井技术可以作为一种替代传统方法的提高原油采收率(EOR)技术.它将论证在相同情况下,通过增加井壁裸露面积提高采收率的方法.该方法可与注蒸汽或化学药剂提高采收率的方法相媲美,并且分支井生产成本比二者要低.然而,注蒸汽作为提高采收率的主要方法有很多缺点,如蒸汽的成本和温室气体的排放.多分支井为在相同采收率条件下提供了一个低成本的解决方法.这种技术尤其适用于使用注蒸汽成本昂贵而且效率不高的薄油层.大量资料表明,在委内瑞拉的Orinoco地带,多分支井是开采具有挑战性的"超重"油藏的一种经济的做法.     

高含水期油藏数值模拟整体调控技术——以530井区J_1b_(4+5)层油藏为例

克拉玛依油田八区530井区J_1b_(4+5)层油藏属于断层遮挡-岩性复合圈闭砾岩油藏,储层非均质严重,已进入高含水递减阶段,剩余油分布复杂、零散,油水井之间形成固有水道,水淹水窜严重,平剖面矛盾突出。为提高油藏采收率,2002至2006年对油藏进行了剩余油分布、地下油水运动规律、数值模拟、合理开采界限,深入认识了中高含水期油藏地下油水变化规律,定量描述剩余油,在此基础上利用数模开展了动态预测研究,定量优化年度注水方案,精细井组或区域调配水,利用数模优选,提高措施成功率,精细油藏定量化管理,配套IPCS调驱技术及油井配套措施研究,2002至2006年平均绝对年油量油量递减仅为1．6%,采收率提高4个百分点,增加水驱可采储量55．5×10~4 t,实现了油藏持续稳产。     

薄浅层稠油油藏热采水平井合理井网形式研究

针对薄浅层稠油油藏,以某实际油藏为基础进行合理水平井井网形式研究。运用典型地质模型和数值模拟方法,对比分析水平井正对井网、水平井交错井网及直井水平井混合井网在不同井距排距、转驱时机及井网形式下的热采效果,优选合理井网形式。研究结果表明,该薄浅层稠油油藏热采开发合理井距排距为100 m;合理转驱时机为蒸汽吞吐8周期;应用水平井正对井网可以取得较好的开发效果。该研究对薄浅层稠油油藏热采开发井网形式的选择具有一定的理论和实际意义。     

克拉玛依油田三3区360井区克上组稠油油藏注蒸汽吞吐采油工艺研究

方法　针对克拉玛依油田三3区克上组注水砾岩稠油油藏的地质情况 ,进行数模综合研究 ,选择了注汽参数。在该区原注水开发工艺模式的基础上对其原井下结构及井口工艺在蒸汽吞吐开采中的适应性进行了研究。目的　提高该油藏的开发效果。结果　该油藏符合稠油注蒸汽开发条件。结论　在该区成功地实现了注蒸汽吞吐热采工艺并取得了一定的热采效果。同时也为同类油藏的开发提供了经验。     

浅层稠油油藏蒸汽驱前期综合治理：以克拉玛依油田九1区油藏为例

为了扭转克拉玛依油田九１区齐古组稠油油藏汽驱初期出现的蒸汽在平面上和剖面上推进不均衡，部分井层被热水突破，采油速度下降到１．ｌ％，油汽比降至０．１２，开发指标持续下跌的局面，因井制宜地采取了控关、调汽间注、加深泵挂、吞吐引效、封堵等综合治理措施。经过治理采油水平回升了４８％，油汽比上升了９０％，采油速度提高了０．５％，汽驱见效井数增加了近６倍，投入产出比高达１：ｌ０．１，油藏汽驱开发取得较好效果。     

红浅1井区稠油油藏二次开发潜力研究

目前红浅1井区稠油油藏整体采出程度较高,在20%以上,但局部区域油层采出程度较低,仅在15%左右,开发井点剩余储量还在1.0万吨以上,具有较大的潜力。研究认为通过加密调整后,采出程度较低的油层,采用注汽吞吐加汽驱的方式开采,可进一步提高开发效益和采收率。     

稠油微生物开采矿场试验研究——以克拉玛依油田为例

为了增加开发效益及进一步提高原油采收率,克拉玛依油田优选了混源采油菌组合,采用单井吞吐的生产方式,分两批对21口稠油开发井进行了微生物开采矿场试验。经采油菌作用,作业区的稠油粘度大幅度降低,在停止注蒸汽的情况下,大多数试验井都能达到经济产能,试验得到了较高的投资回报率。结果表明,所选用的采油菌组合对胶质、沥青质含量高的稠油作用效果显著,矿场试验的投资少、见效快、收益高。稠油微生物开采技术值得在克拉玛依油田的稠油开发中加以应用、推广。     

稠油热采井绕油层固井技术及应用

新疆风城油田浅层稠油油藏具有地层胶结疏松,开发层分散且含泥质夹层的特点,采用常规套管固井射孔完井及筛管完井时存在抽油泵砂堵砂埋、混浆原油堵塞油流通道的难题。针对这一难题,开展了稠油热采井绕油层固井技术研究,关键技术包括耐高温管外封隔器、热敏承压筛管和精准定位装置等,并制订了详细的绕油层施工方案,开展了现场应用。现场试验效果表明,含泥质夹层的浅层稠油油藏实施绕油层固井后,热敏筛管上、下端井段固井质量良好,耐高温管外封隔器坐封正常,达到了密封要求,为稠油井热采技术的顺利实施提供了有力保障和新的思路。     

CO2对稠油油藏的物性调控及辅助蒸汽驱提高采收率

为提高稠油油藏蒸汽驱后期开发效率,聚焦“双碳”背景下CCUS-EOR(碳捕集利用和封存体系提高采收率)技术的应用,以克拉玛依油田J6区为研究对象,通过对CO₂作用前后的稠油四组分分析,测试饱和压力、膨胀系数、黏度和密度变化情况,探究CO₂对稠油物性的调控效果;通过并联岩心物理模拟实验研究CO₂辅助蒸汽驱提高采收率效果。研究结果表明：稠油黏度主要受胶质和沥青质含量影响,稠油随着CO₂溶解气量的增加,饱和压力由2.08 MPa上升至11.11 MPa,膨胀系数总体呈上升趋势,上升7.6%;同时,黏度降低30.5%,密度减小3.5%。表明CO₂在提高饱和压力的同时,通过优化膨胀系数、黏度和密度,有效改善了稠油物性。此外,采用CO₂辅助蒸汽驱后,在CO₂溶解降黏、破乳的作用下,稠油采收率从38.55%提高至46.46%,相比纯蒸汽驱提高了7.91%。为CO₂辅助蒸汽驱提高稠油采收率的应用提供了理论和实验基础,可为同类型稠...     

稠油油藏火驱燃烧关键参数的计算及应用——以克拉玛依油田H1井区为例

以克拉玛依油田H1井区火驱试验为例,从物质和能量守恒出发,推导了高温燃烧条件下地下燃烧参数的平衡关系式,分析了火驱过程中原油、岩石骨架、次生水体等的热量分配,对H1井区地下燃烧温度、空气消耗量、空气油比等参数进行了计算,结果表明,在实际生产过程中油层空气消耗量为350~400 m³/m³,地下燃烧温度约为550 ℃,对实验室数据进行了重新标定。在此基础上,为了进一步提高火驱开发效果,对湿烧注入方案进行计算,当空气消耗量为350 m³/m³时,湿烧水空气比为0.000 779 m³/m³,日注冷水量为49.9 m³。     

530井区J1b4+5层应用油藏描述及数模提高采收率研究

530井区J1b4 5层油藏属断层遮挡-岩性复合圈闭砾岩油藏,已进入高含水递减阶段,地质模型与剩余油分布认识不够,常规动态管理存在不定量、结果不可预测性等问题,近年通过开展高含水期精细油藏描述及数模动态预测研究,精细地质建模,定量描述剩余油,突破了原有认识。2002-2006年应用油藏描述成果及数模预测技术,实施油藏由定性向精细油藏定量化管理转变,2002-2006年平均绝对年油量油量递减仅为1.6%,采收率提高4个百分点,增加水驱可采储量55.5×104t,实现了油藏持续稳产。     

重18井区J_3q_3层夹层分布对SAGD开发效果的影响

夹层的存在影响蒸汽腔的垂向扩展以及泄液,从而影响SAGD的开发效果。根据风城油田重18井区SAGD区J3q3储层夹层的电性、物性特征对其进行了划分,识别出夹层的物质组成,并进一步确定了夹层的分布范围。通过数模研究,分析了不同夹层位置和展布范围对SAGD生产的影响,注汽井上方夹层可导致蒸汽腔垂向发育减缓,注汽井和生产井井间夹层可导致无法形成有效泄液通道。与动态实例结合,证实了井间夹层对生产的影响大于注汽井上方夹层。该研究为SAGD效果分析、井位部署、措施制订等提供了技术支撑。     

非均质性砂砾岩稠油油藏三维地质建模研究——以风城油田重18井区侏罗系八道湾组油藏为例

风城油田重18井区八道湾组油藏为一典型非均质性较强的砂砾岩稠油油藏,目前,无论是基于单一沉积微相建模技术,还是基于单一岩石相建模技术,均无法在细致刻画储层内部各类岩石空间分布的同时,又保证其砂体展布符合地质规律认识,存在一定的局限性。笔者以风城油田重18井区八道湾组油藏为例,利用实际测井、岩心及物性分析资料,以单井沉积微相与岩石相划分为基础,建立能够表征沉积微相及岩石相分布的联合相类型,并以此为基础,通过对各相变差函数的调节,建立联合相地质模型。该相模型具有既符合沉积微相地质认识,又能表征岩石相空间变化的优势,对非均质性较强的储层刻画效果较好。在此基础上利用序贯高斯算法,建立储层的属性模型,最后进行地质储量拟合。通过模型的质量检验,验证模型可靠后,进而验证该方法能够用于非均质性砂砾岩特殊稠油油藏的三维地质建模,并且模型能够为水平井井轨迹设计提供依据,为后期油藏动态管理以及稠油注气扩散过程的数值模拟奠定基础。     

高浅北区常规稠油油藏提高采收率技术与应用

冀东油田高浅北区为一整装的常规稠油油藏,区块含油面积大,边底水活跃,依靠天然能量进行开发。因区块油水黏度比高,储层非均质性严重,油藏表现出边底水突进严重、含水上升快、采收率低的开发特征。近年来,针对油藏特点,大规模应用水平井技术,积极探索并不断完善边水油藏调剖、调驱技术,开发效果明显改善,采收率不断提高。从油藏工程的角度,介绍了水平井技术和边水调剖、调驱技术在高浅北区常规稠油油藏的设计及应用效果。     

非均质砂岩油藏剩余油分布及注采井网调整研究——以克拉玛依油田四1区克下组油藏为例

在充分认识到油藏开发目前存在的问题的基础上,采用动态法、油藏数值模拟2种方法综合研究剩余油的分布规律,明确了克拉玛依油田四1区克下组剩余油纵向上以主力油层为主、平面上沿断裂附近分布。应用剩余油研究结果,有效地指导了油田挖潜工作,采用全面重建井网的方式进行注采井网调整,投产实施新井平均单井产油4.1t/d,超过设计产能1.6t/d,反映生产效果好。这一结果表明在定量研究剩余油分布的基础上,进行注采井网调整能够有效地改善油藏开发效果。     

低阻低渗油藏薄油层测井识别技术及其应用

研究出了一套低阻低渗油藏薄油层测井识别技术.借助地面自然伽马测井曲线进行自然伽马曲线正演模型的建立,能够分辨出0.3 m厚的砂岩储层;采用频率匹配法对电阻率测井曲线进行提高分辨率处理,基于小波变换对声波时差和自然伽马测井曲线进行提高分辨率处理,有利于薄油层的识别与划分.应用效果证明了上述测井识别方法的有效性.     

分支井采油技术在薄层边底水稠油油藏开发中的应用

在分析锦612块开发效果的基础上,采用三维地震技术对区块的构造和储层发育情况进行重新落实,同时采用分支井经济评价软件,对分支井产量和经济效益进行评价.在综合分析的基础上,优选了锦612-12-新22井进行分支井试验.该井试验的成功,为今后开发同类型油藏提供了借鉴.     

重检3井区低阻超稠油油藏认识及开发效果分析

风域油田重检3井区是2006年正式投入开发的一个低阻超稠油油藏。分析认为导致重检3井区油藏低阻的主要原因是高束缚水饱和度和低幅度构造及低含油饱和度。低阻超稠油油藏的开发特性是:相对其它稠油区块的高采注比高采水率、开发过程中的含水居高不下,随着蒸汽吞吐轮次的增加开发效果明显变差。解决的对策是加强低阻油藏认识,保证注汽质量,优化注汽参数及注汽模式,还可以借氮气辅助蒸汽吞吐等措施改善开发效果。