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稠油油藏,在八面河油田勘探、开发中占据日益重要的位置。为了准确录取储层产量、流体性质、压力及地层参数等各项资料,对油气藏做出科学评价,为油田开发提供可靠数据。针对八面河油区低渗透致密复杂岩性地层,地层原油性质具有高密度、高粘度、高胶质、低凝固点的特点,结合安全环保要求,开发了稠油试油技术。该技术在八面河探区,特别是低产低渗透稠油油层勘探中起到重要作用,取得了明显的地质效果。 相似文献
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中国稠油资源比较丰富,陆上稠油、沥青资源约占石油资源总量的20%以上,预测资源量198×10^8吨,其中最终可探明的地质资源量为79.5×10^8吨。目前,已经在松辽盆地、二连盆地、渤海湾盆地、南阳盆地、苏北盆地、江汉盆地、四川盆地、珠江口盆地、准格尔盆地、塔里木盆地、吐哈盆地等12个盆地中发现了70多个稠油油田,这些稠油油田主要集中在辽河油区、胜利油区、克拉玛依油区及河南油区。 相似文献
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埕岛油田提高稠油开发效果工艺改进措施 总被引:1,自引:1,他引:0
埕岛油田CB 243稠油区块主力含油层系为明化镇组和馆上段,该区块油藏具有储层埋藏浅、岩石胶结疏松、地层渗透率级差大、粘土矿物含量高、地层温度低、油层较薄、原油物性差等特点.由于受当时海上防砂工艺装备的影响和采油工艺技术的限制,CB 243区块在投产初期采用挂滤砂管、循环充填防砂工艺以及潜油螺杆泵、电泵带电加热机械采油方式生产,投产后出现油井产能低、不能连续稳定生产、检泵周期短等问题.通过CB 243稠油区块投产初期采用工艺技术适应性分析,提出了一系列提高稠油开发效果工艺改进措施,包括端部脱砂压裂防砂、连续杆螺杆泵及小排量电泵采油、简化完井管柱、地层酸化解堵等.实施上述工艺改进措施取得了显著的增油效果. 相似文献
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针对下二门油田浅北稠油目前已进入高轮次蒸汽吞吐开发中后期,地层压力保持水平低,地下存水多,油汽比低,排水期增长,高含水低采出率,开发效果差,提高采收率困难等问题,通过采取调整注汽参数优化、提高生产压差及氮气泡沫调剖等技术对策,提高了蒸汽吞吐热能利用率和吞吐周期产油量,缩短了排水期和减缓了汽窜问题,有效地改善了稠油热采的开发效果。实现了下二门油田浅北稠油高轮次吞吐期的可持续开发,同时也为其他同类型油田持续提高采收率提供了一定的技术方向。 相似文献
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高3618块位于高升油田高二、三区的东北部,属深层巨厚稠油油藏,为提高区块的整体开发效果,2008年开展了火驱先导试验,试验过程中逐渐暴露出掺油困难、泵效降低等举升问题,制约了火驱试验的顺利进行,为此,针对性地开展了相关技术的试验与应用,形成了以双柱塞过泵掺油为主,以泵下油管电磁加热为辅的掺油配套工艺及双级复合气锚分离... 相似文献
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内蒙探区幅员辽阔、油气资源丰富、勘探程度低,是中原油田重要的油气资源接替战场。内蒙古探区原油物性差、含气量低,属于典型的稠油区块。稠油集输工艺包括:单井拉油工艺、单管加热集输工艺、掺稀降黏集输工艺、热源伴热集输工艺。稠油集中脱水处理工艺包括两段热化学沉降脱水工艺、热化学沉降与电化学两段脱水工艺、一段热化学静止沉降脱水工艺。 相似文献
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渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。 相似文献
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曙光油田目前大多数区块处于开发后期,油井高含水问题突出,其主要原因包括稠油蒸汽吞吐开发后期边底水侵、稀油注入水高渗透层段突进以及管外窜槽,对此,有针对性地采取了稠油高温化学封堵,稀油封堵高渗透层、挤灰堵水等化学堵水工艺,这些措施有效降低了油井含水,明显提高了油井产能。 相似文献