空心杆电加热用于稠油开采

孤岛油田自 1994年引进应用空心杆电加热技术开采零散稠油和高凝油井 ,并进行了加热功率、加热深度、抽油井工作制度的优化选择 ,使该工艺在孤岛油田零散稠油和高凝油井的开采中发挥了重要作用 ,取得了较好的应用效果。1 合理选井空心杆电加热技术由于一次投入较高 ,日常生产电能消耗较大 ,因此从经济效益出发合理应用是该工艺成功应用的关键。电加热井生产周期按 2 0 0d计 ,加热时率按 70 %计 ,原油价格为 5 84元 /t,原油成本为 35 5元 ,电费为 0 4 5元 /kW·h。则每kW·h电能采出原油的经济极限如图 1。图 1　经济性评价 (t/kW·h)图 1…     

浅薄层高凝稠油降凝驱油技术研究

河南井楼油田三、七区IV53层属浅薄层高凝稠油油藏,该类油藏利用单一的注蒸汽无法开采,制约了高凝稠油的开发.针对这一技术难题,经室内试验,自主创新研发了GNH高凝稠油降凝驱油技术,其原理是通过水泥车挤注、配合蒸汽向地层注入降凝驱油剂,主要目的是使原油凝固点降低.该技术累计实施26井次,措施有效率92.3%,累计增油6629.7t,创净效益849.09万元,取得了较好的增油效果和经济效益.     

提高浅薄层稠油高周期吞吐效果方法研究

河南油田稠油油藏埋藏深度90-1 100 m,单层厚度1-4 m,层系组合厚度3-10 m,油层温度下脱气原油粘度90-160 000 mPa·s,具有“浅、薄、稠、散”特点。经过近二十年的稠油开采技术攻关,逐步形成了浅薄层稠油高周期吞吐配套开采技术,成功地将大于3 m的薄层稠油投入工业性开发,原油粘度界限增大到80 000 mPa·s,拓宽了稠油注蒸汽开采领域,使井楼、古城油田基本实现蒸汽吞吐综合不递减,吞吐采收率进一步提高到30．7％,油汽比达0．4,采油成本降低23％-30％,取得了较好的开发效果。     

稀油作动力液射流泵技术在旅大稠油油田的应用

旅大27-2油田是一个多含油层系,各油组原油黏度差异大。东营组为稀油,地面原油黏度4.8~6.0 mPa.s,适合采用电潜泵开采;而明化镇组稠油油藏地面原油黏度1 052.0~5 369.2 mPa.s,地面原油密度0.968~0.989 g/cm3,常规的电潜泵难以正常开采,若采用常规热采方式开采,将会花费巨大的成本。因此尝试以同一油田的下部东营组稀油作为射流泵的动力液,对上部明化镇两口稠油井选择射流泵试验开采。经对该油田两口稠油井A14h、A15h现场应用,油井产量达到ODP配产,生产稳定。这为该类型油田的后续开发积累了经验。     

井楼油田微生物采油室内研究

为解决楼八区块普通稠油开采问题,从井楼油田地层水中筛选10株菌种进行了降低界面张力及产气性能分析.研究表明L87菌具有很强的代谢产气、产表活剂能力,能够代谢糖脂类生物表面活性剂,降解原油大分子烷烃和沥青质,具有较高的乳化活性,可将普通稠油黏度降低至原来的61.6％左右.岩心实验检验证明,L87菌可使多孔介质内原油黏度降低至原来的50％左右、产出水界面张力降低至原来的60％左右,可提高采收率5％ ～6％,适用于井楼油田普通稠油的开采试验.     

边水淹稠油储量蒸汽吞吐技术对策

针对油层温度条件下脱气原油粘度大于10 000mPa.s的稠油油藏,在注蒸汽吞吐长期降压开采过程中,油藏压力下降导致边水推进,水淹井区采油井含水急剧上升,生产效果变差,资源浪费严重。对井楼油田一区楼1254、2107两口井的边水油层蒸汽吞吐试验结果表明,厚度不小于8 m的特稠油边水淹油层,通过优化射孔和优化注采参数,实施短周期注汽、短周期生产的开采方式,能够取得较好的吞吐效果和经济效益。目前,该技术已成为河南稠油油田进一步提高边水淹油层储量资源利用程度的主要措施之一。     

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。     

特薄层稠油蒸汽吞吐界限及开采技术研究

通过对河南井楼、古城油田特薄层稠油油藏地质特征再认识研究,总结出了此类油藏蒸汽吞吐生产规律;并运用动态财务净现值法和油藏数值模拟技术,研究了特薄层稠油蒸汽吞吐经济极限油汽比、产量以及不同类型稠油吞吐开采地质参数界限条件;优化了注采工艺参数;阐明了提高开发效果的技术对策,取得了较好的经济开采效果.     

稠油薄层油藏吞吐开发规律及经济性评价研究

根据薄层油藏地质特征与特点，对河南井楼稠油油田某区块采用蒸汽吞吐开采方法进行研究，总结出薄层稠油油藏周期间及周期内吞吐开发规律，并得出了一些新的认识。本文研究内容与结论，对其它区块薄层稠油油藏经济有效的开采具有借鉴作用。     

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。     

井楼、古城油田互层状稠油油层吞吐后剩余油潜力

井楼、古城油田互层状稠油油层累计有效厚度在5～20 m,经过20多年的开发,因储层平面上非均质性严重,储量动用不均,纵向上高渗透层段蒸汽吞吐动用高,中低渗透层剩余油富集;平面上剩余油主要分布在井网控制程度低的区域,分流河道侧缘和分流间湾处.认清剩余油潜力分布,针对剩余油潜力状况,采用相应调整措施,在稠油后备资源不足的情...     

浅薄层稠油蒸汽吞吐规律

通过对井楼零区注蒸汽开采先导试验区及井楼油田蒸汽吞吐生产的大量数据统计分析,揭示了浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐生产具有采出程度高、采油速度高、油汽比较低和产量递减快、含水率上升快的特征及规律.指出:只要针对油藏特点,优化注采参数,油层厚度>5m的浅层(特)稠油油藏注蒸汽开采,在技术上和经济上可以取得成功.     

冷41断块边底水稠油油藏油井出水判别方法浅析

通过分析油井的生产动态,识别深层块状边底水稠油油藏油井出水特征,从而分析总结地层水的有效识别方法.油井如果见地层水,其水油比曲线存在拐点,即水油比变化率大于0.研究结果表明,冷41断块油井周期回采水率上升迅速,周期回采水率大于100%,且居高不下,因此可以判定油井见地层水.     

氮气辅助稠油微生物冷采技术研究与应用

室内选择性富集、驯化、分离,从井楼油田污水中筛选出3株微生物菌种,分别为产气菌、烃氧化菌和生物表面活性剂菌,3株菌按接种量1:1:1配伍构建共生代谢体系。与单菌种相比,复合菌代谢产物中的表面活性剂含量由1.7%增至2.2%,产气量由95mL增至120mL,pH值由6.1降至5.9。针对井楼油田稠油开展的微生物室内评价实验表明,共生代谢体系对该油藏的适应性良好,稠油乳化降黏效果明显,对原油的降黏率最高可达63.9%,形成的水包油乳状液黏度在100～300mPa·s之间波动,胶质沥青质含量降低,发酵液表面张力下降9.4%～11.6%。在井楼油田7口稠油油井进行首轮氮气辅助微生物吞吐施工,设计单井菌液处理半径10～15m,氮气顶替段塞2000～10000Nm~3,菌液2.5～6.0t,措施后单井产液量增加1.8～9.8倍,产油量由0～0.1t/d增至最高2.7t/d,首轮施工生产115 d增油470 t,措施有效率85.7%,效果显著。     

超浅层稠油水平井注采工艺的研究与应用

针对井楼油田超浅层稠油水平井原油粘度大、储层胶结疏松、出砂严重、造斜点浅、井斜变化率大以及方位角大的特点,研究应用了滤砂管挤压防砂完井工艺、隔热注采一体化工艺、大斜度抽稠泵抽油工艺,先后在楼平1井等5口水平井进行了现场试验,施工成功率为100%,平均累计增油2683.1t,平均油气比0.321,平均有效期596d。实现了稠油有杆泵人工举升最大井斜角达72.95°,最大位重比2.59。现场应用证明,该技术能够达到超浅层稠油水平井注采的要求,很好地解决了超浅层稠油水平井的开采难题,具有广阔的推广应用前景。     

稠油油藏化学驱原油黏度界限数值模拟研究——以胜利油田孤岛东区普通稠油油藏为例

稠油油藏常规注水开发主要面临原油黏度高、储层非均质性强、采收率低等问题。以孤岛油田东区南15-5#站普通稠油油藏化学驱效果为基础,针对胜利油区不同原油黏度油藏条件,与矿场实际动态相结合,建立了化学驱油藏数值模拟模型;通过收集不同原油黏度油藏的高压物性、相渗曲线等开发试验数据,研究不同原油黏度对水驱、化学驱开发效果及注采能力的影响;考虑提高采收率和经济性两方面指标,初步确定适合化学驱的稠油油藏的地下原油黏度界限为500 mPa·s。在合适原油黏度条件下,应用化学驱技术可以提高稠油油藏原油采收率。     

超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理界限研究

为在经济、技术允许的条件下，合理地开发超稠油油藏，增加可利用的储量资源。本文应用物理模拟，数值模拟方法，研究了达9块超稠油的流体组成，粘温关系和油藏渗流特征，以及超稠油水平井蒸汽吞吐注汽工艺参数对开采效果的影响，考虑经济因素的影响，建立蒸汽吞吐开采目标优化函数，提出开发超稠油油藏的合理工作制度和技术经济界限，研究认为，在实施超稠油水平井蒸汽吞吐时，应采取注高温，高干度，高强度的蒸汽和短周期，多周次的工作制度，同时在完井方式和注采工艺等方面采取配套措施，才能取得一定的效益，研究结果为该类油藏的热采开发提供了可靠的依据。     

一种叠加汽窜影响的稠油剩余油潜力评价方法——以井楼油田中区为例

油藏进入超高轮次蒸汽吞吐阶段以后,汽窜升级为网状面积汽窜,加剧了剩余油赋存状态的复杂程度及剩余油潜力评价的难度。在原有常规剩余油潜力评价方法的基础上,利用油藏工程确定泄油半径、汽窜宽度等参数,绘制网状汽窜分布图,将其与动态分析及油藏数值模拟研究的剩余油分布结果相叠合,形成了一种叠加汽窜影响的剩余油潜力评价方法。应用于井楼油田中区,明确了三种剩余油分布模式,划分出低采高黏、中采中黏、高采低黏三类剩余油潜力区,为制定超高轮次蒸汽吞吐阶段采收率提高的技术策略提供了依据。