热采油藏注采特征曲线的校正及简便处理方法

利用稠油油藏注蒸汽开发的实际注采资料，对计算稠油油藏注蒸汽开发原油可采储量与采收率的注采特征曲线，进行有效的校正。目的确定稠油藏注汽开发的原油采收率和可采储量。结论该方法知用于稠油油藏注蒸汽开发的全过程，是一种有效的方法。     

深层稠油油藏超临界压力注汽开发技术研究

深层稠油油藏由于储层埋藏深、原油粘度高，油层有效吸汽所需的注汽压力往往高于常规注汽锅炉出口的额定压力，导致注气效果较差。为此，在对不同压力下饱和蒸汽焓、温度、潜热、比容以及超临界压力下蒸汽的比容、比焓等蒸汽热力学性质深入分析的基础上，对深层稠油油藏超临界压力注汽时的井筒热损失、储层受热半径进行了模拟计算，同时进一步预测了深层稠油超临界压力注汽开采效果。认为通过研制超临界压力锅炉、完善配套工艺、实施超临界压力注汽可以实现深层稠油乃至特、超稠油油藏的有效开发。     

海上稠油油藏早期注聚压力与注聚时机研究

渤海油区属于典型的海上稠油油藏,目前水驱采收率不高,聚合物驱提高采收率潜力较大.鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,使得海上稠油油藏早期注聚时机和注聚压力特征不同于陆地油田中后期注聚.利用数值模拟手段和油藏工程方法,研究了渤海油区典型常规稠油油藏早期注聚压力特征、注聚时机及其影响因素;利用中心组合实验设计方法,建立了早期注聚压力变化与其影响因素之间的关系式.结果表明:海上稠油油藏早期注聚压力受5个因素影响,影响程度由大到小依次为聚合物溶液粘度、油藏渗透率、注入速度、注聚时机和原油粘度;注聚时机受原油粘度和油藏渗透率制约,原油粘度越大、油藏渗透率越低,注聚时机则越晚,渤海油区稠油油藏早期注聚的合理时机在含水率大于20％以后,极限注聚时机在含水率为10％.     

井楼、古城油田超薄层稠油注采参数优化设计

在对井楼油田、古城油田超薄层稠油油藏储层特征、原油性质分析的基础上,评价筛选井楼、古城油田超薄层稠油资源可动用储量,建立超薄层稠油油藏数模地质模型。通过超薄层稠油注蒸汽开发注采参数优化设计研究和矿场实验验证,规模动用井楼、古城油田1～3m超薄层稠油油藏是可行的。     

渤海油区稠油油藏蒸汽吞吐注采参数优化模型

渤海油区稠油资源丰富,已动用的稠油油藏以常规注水开发为主,采收率偏低,如何经济有效地开采这些稠油资源对渤海油区持续稳产具有重要意义。以渤海油区典型稠油油藏类型为研究对象,通过油藏数值模拟手段,优化不同地层原油粘度、油藏厚度、渗透率以及不同水体倍数的稠油油藏蒸汽吞吐的最优产液速度、焖井时间及注汽强度等关键注采参数。结果表明,对于不同地层原油粘度的稠油油藏,最优产液速度和注汽强度随地层原油粘度的增大而逐渐减小,最优焖井时间随地层原油粘度的增大逐渐增加;对于不同厚度的稠油油藏,最优产液速度、焖井时间和注汽强度均随油藏厚度的增大而增大;对于不同渗透率的稠油油藏,最优产液速度随渗透率的增大逐渐增大,最优焖井时间和注汽强度随渗透率的增大逐渐减小;对于不同水体倍数稠油油藏,最优产液速度和焖井时间随水体倍数的增大逐渐增大,最优注汽强度随水体倍数的增加先增大后减小。应用多元回归数学方法,得到蒸汽吞吐注采参数优化模型,并与数值模拟计算结果进行对比,误差在10%以内。     

河南油田高浅3区普通稠油油藏过热蒸汽吞吐注采参数优化研究

河南油田采油二厂普通稠油油藏转过热蒸汽注汽吞吐后,生产过程中沿用湿蒸汽注汽时的注采参数,2009年8月至2010年3月底,油汽比仅达到0.16。应用数值模拟技术,对高浅3区普通稠油油藏在不同油藏温度下过热蒸汽吞吐的注采参数进行优化研究,现场应用后,油汽比提高到0.2,达到了降本增效的目的。     

井楼、古城油田超薄层稠油注采参数优化设计

在对井楼油田、古城油田超薄层稠油油藏储层特征、原油性质分析的基础上，评价筛选井楼、古城油田超薄层稠油资源可动用储量，建立超薄层稠油油藏数模地质模型。通过超薄层稠油注蒸汽开发注采参数优化设计研究和矿场实验验证，规模动用井楼、古城油田1～3m超薄层稠油油藏是可行的。     

海相砂岩薄层稠油油藏地热水驱效果评价

南海东部薄层边水稠油油藏注地热水开发效果好,鲜有针对地热水驱提高采收率机理及开采效果方面的研究。本文从稠油注热实验、考虑围岩热损失的数值模拟以及矿场实践三个维度研究地热水驱提高稠油采收率机理及效果。研究结果表明,注地热水可以大幅降低原油黏度,残余油饱和度降低7.24%～8.22%,驱油效率提高8.85%～9.11%;注地热水油藏早期水驱前沿与周围地层发生热交换,温度迅速降低,地热水驱影响范围在50～150 m,以低速均匀注水保压驱油为主;后期通过大液量提高温度的波及范围,提高注热采收率。E油藏注地热水后采油井产量快速上升,注水井吸水指数因近井地带黏度降低、水相渗透率提高而逐步增大。通过完善注采井网,油藏压力系数逐年上升,产量持续增加,预测采收率达到40.0%,注热提高采收率4.8%。     

深层稠油超临界压力注汽管柱设计

深层稠油油藏埋藏深、注汽压力高、注汽井筒热损失大，同时由于直井中隔热油管的最大下深只有1400m，目前常用的注汽管柱对于埋深超过2000m的深层稠油油藏不能实现全井筒隔热注汽，这会使注汽井筒热损失更大。为了提高深层稠油注汽井井筒隔热效果，在分析了超临界压力奈件下深层稠油注汽井的井筒热损失的基础上，研究设计了分段组合式注汽管柱，实现了深层稠油全井筒隔热注汽，井筒热损失小于8％，达到了目前1000m井深油井的井筒隔热水平；设计的注汽配套工具保证了注汽工艺管柱的安全可靠。现场试验表明，深层稠油超临界压力注汽管柱隔热效果好，安全可靠，可以保证深层稠油的注汽质量，满足深层稠油的热采要求。     

表面活性剂在特殊油藏原油开采中的一些应用

分析了稠油油藏、低渗透油藏在常规开采中存在的问题和缺陷,讨论了表面活性剂在稠油热采、稠油化学吞吐（冷采）以及低渗透油藏降压增注方面的应用,并对不同应用研究中的关键技术进行了论述。     

茨13块稠油油藏注稠化水开发数值模拟研究

方法利用数值模拟技术,研究茨１３块稠油油藏注稠化水开发方法。目的优选注稠化水方案,提高茨１３块开发效果。结果稠化水驱不宜注入较高浓度的稠化水,而且应避射底水,其效果优于水驱。经济评价认为,方案六和方案七为最优方案,先实施方案六,见效后,再实施方案七;方案实施中,应注意油层解堵、配产、配注等问题。结论稠化水驱可以提高稠油油藏的采出程度,增加产油量;茨１３块适于稠化水驱     

孤东油田稠油注蒸汽开采防砂及配套工艺应用

分析研究了孤东油田稠油区块地质特点和蒸气吞吐开采中防砂及配套工艺存在的问题,优化了一套适合孤东稠油区块注蒸汽开采的防砂及配套工艺。现场应用表明,“涂敷砂＋金属棉滤砂管”复合防砂方法适合于孤东油田稠油疏松砂岩油藏蒸汽吞吐开采,成功率高,有效期长,注蒸汽后配套过泵电加热工艺,可提高稠油注汽开采效果延长注汽周期,优化射孔工艺和防膨预处理是提高泥质疏松砂岩藏防砂成功率的有效措施。     

海26区块稠油油藏改善注水开发效果方法研究

针对辽河油田海26区块构造复杂、油水粘度比大、储层非均质性强的特点，及注入水沿单屡突进，平面上舌进、指进的问题，在加强地质研究、开展精细油藏描述、不断完善动态监测系统、利用油藏工程方法和生产测井新技术、结合动态分析深化对油藏水淹和剩余油分布规律认识的基础上，采取了注水井转注、分注、调剖、周期注水及油井对应层调补、堵水、防砂、大修侧钻等措施，以调整注采结构，完善注采系统。该措施实施后有效控制了含水上升速度，提高了注水波及体积系数，区块注水开发效果得到改善。     

海拉尔盆地高陡断块油藏井网优化及应用效果

针对海拉尔盆地高陡断块油藏地层倾角大和需要压裂投产的特点,着重考虑重力作用、人工裂缝等因素,优化了合理井网形式和注水方式。研究结果表明,规模较大断块适合采用正方形井网部署,可以减缓由于重力作用造成的注入水向低部位水窜、以及由于人工裂缝造成的采油井过早见水;在窄条带状断块以及断层附近可采用灵活井网形式。在注水方式方面,通过机理模型及数值模拟等方法,综合确定窄小断块采用边部注水方式,规模较大断块则采用边部结合点状的注水方式。实施效果表明,所采用的井网形式和注水方式是合理的。     

对内部注水小断块油藏提高采收率的认识

对江苏油田内部注水油藏（主要指切割注水及封闭断块注水）在开发中出现的见水早、含水上升快、水驱波及系数及采收率低等问题地进行了分析,指出单层突进及粘性指进是造成这一现象的根本原因。分析了影响单层突进及粘性指进的因素,提出了控制单层突进及粘性指进的措施及提高水驱波及系数和采收率的方法,如：先期分注;常规井距下注采比控制在0.8以内等方法。认为内部注水油藏适当放大注采井距不仅可以节约投资,而且有益于控制单层突进及粘性指进并提高采收率。     

二连地区阿南低渗透砂岩油藏高效开发技术

阿南油田为低渗透、复杂断块油藏、油藏物性差,构造破碎,非均质性强,开发难度比较大。随着油田的开发,逐步暴露了油水关系复杂,、注水效率较低,水驱动用程度低、油田产量下降快、受效油井含升快等问题。针对上述剖。在深入研究地质资料和剩余油分布的基础上,提出了一系列有针对性比较强的调整措施,如：细分开发层系、加密井网、完善注采关系,油层改造,调整注采结构等,获得了较好的控水稳油效果,使得阿南油田连续9a稳产在700t/d左右,采油速度稳定在1．6％以上,确保了该油田的高速效开发。     

高含水期油田提高采收率方法

提高油藏采收是油田开发工作的最终目的。从临盘油田油藏地质特征出发,在分析开发生产中存在问题及查清剩余油分布的基础上,通过现场各种调整挖潜措施的实施,使大芦家,盘2－14断块的开发状况变好,采收率分别提高6．67％和14．8％。因此,水平井,不稳定注水及调堵技术是监盘油田高含水期提高采收率行之有效的方法。对类似的高含水期注水开发小断块油田提高采收率有重要意义。     

普通稠油油藏周期注水提高水驱效率技术研究与应用

通过对脉冲注水机理及适应性的分析,进一步解析了在调水过程中油水在均质与非均质地层中不同的运动规律。与常规注水相比,周期注水可有效提高原油采收率,充分挖掘层间、层内及平面的剩余油潜力。结合高30断块处于开发中后期、含水上升快、各项治理措施未获突破等状况,采取了"大幅短期脉冲注水",油藏开发效果得到显著改善。主要采取了以油砂体研究及静动态资料综合分析,细分注采单元作为调水单元的方法,不断在实践中试验总结,补充新认识,使注采单元的划分更贴近地下实际,在此基础上通过试验调水方法,实现降水增油,同时培养出部分高产井,使油藏水驱状况得到改善。     

浙江油田智能橇装注水项目建设与运行情况分析

智能橇装注水工艺的研究与发展是超前注水、小断块油区注水的新趋势,具有节能降耗效果显著、安全环保、投资少、见效快的优点,而且设备体积小,可露天安装,重复利用,综合成本低,可实现无人值守。     

小断块稠油井井筒降粘技术探讨

本文讨论了小断块稠油井实际生产中存在的问题,并对现场已经采用的工频电热杆、三芯加热电缆及化学降粘剂井筒稠油降粘技术进行了适应性分析。最后结合稠油井具体情况提出了今后井筒降粘可采取的技术措施。