高温强水敏性低渗透稠油油藏开发对策研究

八面河油田面 12 0块沙四段 1砂层组油藏为高温强水敏性、低渗透稠油油藏。储层渗透率处于热采筛选标准的下限 ,在注入温度为 2 5 0℃的条件下 ,注入蒸汽为 6倍孔隙体积时 ,渗透率下降 80 %左右 ,由此造成油井冷采和蒸汽吞吐热采产能均较低 ,开发效果不理想。针对油稠、层薄、边水能量较弱及高温强水敏性的油藏特点 ,结合矿场实践及室内实验研究 ,应用油藏工程方法 ,研究确定直井与水平井组合的蒸汽吞吐转热水驱为此类油藏的最佳开采方式 ,并形成了高温防膨的油层保护技术 ,保证了此类特种油藏得到合理有效地开发     

超稠油水平井注蒸汽开采数值模拟研究

方法利用数值模拟方法，对水平井注蒸汽的开发、布井方式等进行研究。目的提高超稠油油藏水平井开发效果。结果影响水平井开发的敏感性参数为水平段长度、水平渗透率、垂向渗透率、原油粘度、隔夹层等：在参考直井平面上波及半径为30m的基础上，选择平行水平井中间夹3口直井的布井方式为最佳方式；应采用先蒸汽吞吐后蒸汽驱开发，且在蒸汽驱过程中注入井打开油层中、上部．水平井位于油层中、下部，可以取得较好的开发效果。结论在水平井方案设计时，要考虑其敏感性因素；对凤城超稠油油藏．宜采取直井与水平井组合方式布井．水平井水平段长度应在200～300m之间，水平井位于油层底部；宜采用间隙蒸汽驱的开发方式。     

营13断块薄层边底水稠油油藏开发技术及效果

针对营13断块稠油油层厚度薄、具有强边底水、含水上升快、采出程度低、储层敏感性强的问题,开展了提高稠油油藏开发效果技术研究.研究结果表明,热复合化学水平井开发技术能有效提高开发效果;对薄层边底水稠油油藏,水平井蒸汽吞吐开发效果要明显好于直井蒸汽吞吐;优选的高温防膨剂经过300℃高温处理后防膨率达到96.23％,且具有良好的耐水洗性能,可作为注汽前的地层预处理;高温氮气泡沫具有良好的油水选择性和封堵性能,能有效抑制边底水影响;二氧化碳辅助蒸汽吞吐与单纯蒸汽吞吐相比,可提高原油采收率22.09％.     

厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期立体注采井网设计及优化

蒸汽吞吐后期的厚层稠油油藏在平面上和纵向上油层动用不完善,油藏采用蒸汽吞吐开发潜力小,单井可采储量低,很难取得经济效益.为了合理开发厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期的未动用储量,运用热采数值模拟方法,论证了厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期直井—水平井立体注采井网的合理有效性,分别针对双水平井与直井平面上的井距、双水平井纵向上的井距和水平段长度进行了优化研究.结果表明,上部水平井(注汽)和直井在生产中起决定作用,直井扩大了蒸汽平面的波及效率;下部水平井通过排液发挥调节作用,扩大了垂向波及效率,提高了油藏动用程度.对于厚层稠油油藏,水平井与直井井排的距离为50 m,双水平井纵向井距为25 m,水平段长度为350～400m时,开发效果最佳.     

S断块稠油油藏直井与水平井组合蒸汽吞吐工艺参数优化设计

S断块为一中低孔、中低渗、深层稠油油藏,蒸汽吞吐先导试验表明,该断块适于应用蒸汽吞吐技术开采。应用数值模拟方法对蒸汽吞吐开发方式、注采工艺参数进行了优化,结果表明,直井与水平井组合蒸汽吞吐+蒸汽驱技术较其他方式开发效果好,具体优化参数为:水平井段长为300 m,注采井排距、直井井距均为100 m,井底蒸汽干度须大于40%,注汽速度在360 m3/d左右,直井、水平井一周期注汽强度为60 t/m、10 t/m,注汽量为1 800 m3,3 000 m3,注汽压力在18 MPa以上,焖井时间6天左右。     

新型高温粘土稳定剂XFP-2的研制及现场应用

为使水敏性稠油油藏注汽热采能顺利进行,合成了新型高温粘土稳定剂XFP-2,并对其耐温、抗盐、耐水洗和粘土防膨性能进行了评价。实验结果表明,XFP-2防膨能力强,室温、高温时的防膨率均超过90％,具有长效、抗盐的特性,XFP-2耐温可达300℃以上,能满足注蒸汽条件下开采稠油的需要。现场应用表明,该粘土稳定剂能有效保护油层,提高稠油油藏注汽开发效果。     

考虑变启动压力和压敏效应的蒸汽吞吐产能计算新方法

低渗透油藏受压敏效应影响,启动压力、渗透率及孔隙度发生变化,严重影响低渗透稠油油藏产量,目前已有吞吐产能预测模型未考虑压敏效应的影响,计算结果与实际情况偏差较大,适用性较差。针对上述问题,基于低渗透稠油油藏流体渗流理论,结合平面径向流压力分布规律及地层温度分布规律,应用压敏效应公式,推导了考虑变启动压力和压敏效应的低渗透稠油油藏蒸汽吞吐直井和水平井产能预测模型,并将研究成果应用于胜利油田A区块。结果表明：试验区3口水平井实际累计产油量为4695t,计算累计产油量为4893t,误差为4.22%;12口直井实际累计产油量为3868t,计算累计产油量为4080t,误差为5.46%,模型精度较高。研究成果可用于评价低渗透稠油油藏区块产能,为油藏有效开发提供理论基础。     

特稠油,超稠油油藏热采开发模式综述

方法利用水平井热采模式．对特、超稠油油藏进行开采。目的改善开发效果，提高经济效益。结果对油层厚度小于5m的特、超稠油油藏不宜采用水平井热采；对油层厚度在5～10m的特稠油油藏或油层厚度大于10m的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开采；对原油粘度大于5×104mPa·s的超稠油油藏，适用蒸汽吞吐开采；对油层厚度大于20m，原油粘度大于20×104mPa·s的超稠油油藏，必须采用蒸汽辅助重力泄油技术。结论对已投入蒸汽吞吐的特稠油油藏，尤其是处于中后期吞吐阶段的区块，应采用蒸汽加氮气泡沫驱及现有在井与水平共组合蒸汽驱模式；对尚未开发的特、超稠油油藏，应采用水平井注蒸汽热采模式及其它新技术。     

水平井在稠油热采油藏中的应用

孤岛油田Ng6稠油油藏储层发育差，油层薄，边底水能量充足，采用直井开发含水上升快、采出程度低。应用水平井和直井联合部署井网进行蒸汽吞吐开发，取得了较好的开发效果，为水平井蒸汽吞吐开发稠油油藏技术的不断发展和完善提供了宝贵的经验。     

吉木萨尔区稠油油藏整体开发方案优化

根据吉木萨尔地区稠油油藏特点,通过三维地质建模对三种开发方式即全直井井网蒸汽吞吐转汽驱、直井+水平井井网吞吐转蒸汽辅助重力泄油技术、全水平井井网蒸汽吞吐转汽驱的开发方式进行了开发效果数值模拟研究,结果表明,直井+水平井蒸汽吞吐转SAGD的开发方案最适合本区块的开发。     

石化行业用水现状及展望

介绍了中国石化现阶段用水和节水工作的情况 ,从管理、工艺和技术三个方面与国外情况进行了比较。并提出几种节水措施 :首先应加强节水管理 ,诸如节水奖励制度等应在企业中推广 ;二是完善用水工艺 ,尽可能减少冷却水用量 ;三是实行污水回用 ,开发针对不同回用对象的污水适度处理及回用技术 ,从而解决水资源紧缺与需求之间的矛盾     

准东阜东斜坡区齐古组砂岩成岩作用研究

侏罗系岩性油藏是准噶尔盆地阜东斜坡区非常重要的原油产层,探索储层主要成岩作用类型对该区齐古组油气勘探及开发具有重要意义。 利用铸体薄片、扫描电镜、X 射线衍射、阴极发光、镜质体反射率和物性分析等资料,对阜东斜坡区侏罗系齐古组砂岩成岩作用及其对储层物性的影响进行了研究。该区齐古组砂岩储层岩石类型主要为岩屑砂岩,其次为长石岩屑砂岩;成分成熟度较低,结构成熟度较高;主要成岩作用类型包括压实作用、胶结作用以及溶蚀作用,成岩演化阶段已达到中成岩阶段 A 期。 其中,建设性成岩作用主要包括部分绿泥石和伊利石包膜胶结作用和溶蚀作用,破坏性成岩作用主要包括压实作用以及方解石、凝灰质、方沸石和硅质胶结作用。该研究成果为进一步的岩性-地层油藏的储层预测提供了依据。     

化学堵水剂在油田生产中的应用

针对油气井见水早造成注水井波及系数降低及投资费用增加等方面的危害,分析了选择性堵水调剖剂和非选择性堵水调剖剂的特点及其在油田实际生产过程中应用情况,选择性堵水剂是利用油和水、出油层和出水层之间的性质差异来实现选择性堵水的;非选择性堵水技术则主要用于封堵单一水层或高含水层。文章还总结了化学堵水调剖的应用效果,展望了堵水调剖的发展前景。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

杏西油田南块边部天然水体能量评价方法研究

杏西油田南块边部油井处于油水过渡带地区,投产后含水较高,由于区块套变井数多,内部注采比低,随着开发的不断深入边水推进速度加快,为了确定该区水体规模,制定合理有效的治理对策,以油田实际生产数据为例,采用容积法、静态法和非稳态法分别计算其水体规模,对该区水体能量进行了评价。应用3种方法计算结果表明,利用容积法计算水体能量对于大庆外围油田而言,适用程度较低,静态法和非稳态法能够较准确确定边水水体的能量。经计算,杏西油田南块边部水体规模较大（水油体积比在50-65）,为比较活跃型水体。     

广义存水率及其应用

存水率 是描述油田注水能量利用率及评价油田注水开发效果的重要指标之一-,但传统存水率的概念具有一定.的局限性,使其不能得到广泛应用。基于存水率的物理意义,提出了广义存水率的定义,应用广义存水率可以反映具有边、底水油田的注水开发效果,并考虑到了油田弹性能量的作用。实例表明,广义阶段存水率下降的速度体现了油田的开发效果;在不同的油田含水阶段,广义累积存水率与含水率之间呈不同的线性关系。     

无隔板底水油藏中堵剂位置的确定

根据李传亮提出开发底水油藏的新思维——“隔板理论”,对底水油藏油井的“李氏隔板”问题进行了研究,并推导出堵剂注入的合理位置。对进一步做好底水油藏油井的稳产措施制定和科学开发底水油藏有一定的指导意义。     

胜利油田注水现状及对储集层的影响

胜利油区注入水以油田采出水为主，注入水水质是影响注水开发效果的关键因素之一。由于水处理工艺落后、设备老化，水处理效果差，注入水水质合格率低。不合格污水的长期注入导致高渗透油田吸水能力层间差异大、有效注水程度低；低渗透油田注水压力升高，吸水能力下降，注水井井底蹩压严重。胜利油田注入水水质对储集层的影响主要表现在注入水中悬浮固体、乳化油滴、细菌及硫化物等对储集层孔喉的堵塞。通过对注水过程中储集层伤害机理的分析，制定适合具体油藏区块的注入水水质标准、大力加强污水处理工艺设备流程的改进和高效廉价的水处理剂的研发应用工作、提高污水处理工艺水平、改善注水水质，是改善胜利油田注水效果的重要举措。图2表4参17     

循环水现状分析及建议

循环水的水质直接影响装置水冷器及管路的安全运行，水质超标，对换热器形成腐蚀，造成泄漏，泄漏进一步使水质恶化，恶化的水质再对冷换设备加重腐蚀，形成恶性循环，严重时造成装置停产。建议对回用补充水的水质指标和回用量应加强监控，与此同时定期加大冷却水气对冷却器管束进行冲洗以及对碳钢水冷器采取涂层防护等措施，可减轻循水的危害。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。