近期的热点开采开发技术

技术进步能使石油采收率从33％～35％提高到45％～50％，并有可能提高到60％。道达尔菲纳埃尔夫(TFE)公司的首要任务就是提高采收率。Ekofisk油田于1975年投产，目前的产量是最初估计值的3倍。该油田的作业者正在进行二次开发，     

港西油田冷输试验阶段总结

一、冷输概况 1976年底我们在港西油田开始进行冷输试验。该油田的原油物性如下: 油气比(平均):80方/吨含蜡量:5～15％含胶质沥青:7～20％凝固点:—26～—32C 粘度(50C):17～1085厘泊。     

克—百砾岩油田提高排液速度问题初步探讨

克—百油田是以山麓洪积相为主,平面上和剖面上非均质程度十分严重的砾岩油田,储层孔隙结构复杂,类型多,分选极差。有效渗透率1～200毫达西,油层层间渗透率级差大,两个相邻样品(间隔10～25厘米)渗透率级差为20～50倍。泥质含量大多在10～18％之间,百口泉组最高为10～25％。 面对这样复杂的油藏,能否提高排液速度的问题,尽管从七十年代中期以来做了些     

苏联萨雷姆油田沥青泥岩开发试验

西西伯利亚的萨雷姆油田巴若诺夫层系油层具有特殊性质,为侏罗系沥青泥岩,厚度35～40米,具异常高的地层压力(440大气压)和油层温度(130℃),油井产量变化大。油田上已钻了200口探井,根据141口井试采资料,干井占19.8％,低于1吨的井占13.5％,1～10吨井占34.7％,10～30吨的并占17.1％,大于30吨的井占14.9％。     

学习大庆依靠群众猛攻稠油开采关

一、概况: (一)、孤岛油田原油物性孤岛油田是一个含油面积大、储量丰富、储油物性好、油层厚、孔隙度大(平均在30％以上)、渗透率高(有的高达3000千分达西,平均在1000千分达西左右)、油层埋藏浅(分布在1100～1300米深度)、便于高速开发的大油田,好油田。     

几种复合调剖剂的室内研究及现场应用

通过室内实验考察了4种复合调剖剂的应用性能：絮凝体系(10％～15％钠膨润土 0．1％～0．15％HPAM，1号剂)；固化体系(15％～25％水泥十10％～15％钙膨润土，2号剂)；近解远调体系(8％～15％盐酸 5％～8％水玻璃，3号剂)；预交联颗粒体系(0．3％～0．5％颗粒 0．3％交联聚合物，4号剂)。用调剖剂驱替岩心3天，在80℃候凝3天，测封堵前后煤油渗透率，在人造岩心上2号和4号剂封堵效果最好，在天然岩心上2号剂使渗透率下降94．2％，4号剂使渗透率下降88．5％。给出了岩心封堵前后铸体图象参数、压汞曲线参数、扫描电镜观测的孔、喉填充和连通性的变化。2001～2002年在高含水的文明寨、卫城、马寨油田221口注水井上进行了243井次调剖试验，除4种调剖剂外还使用了组合调剖剂(4号 1号，4号 2号，1号 2号)，单井平均注入量672m^3，处理半径5．7m。4号剂封堵能力最强，组合剂次之，3号剂最弱。调剖有效期70～420天，平均173天，1号剂有效期短，组合剂有效期长。组合剂调剖后对应油井增产原油量最多。3号剂用量最少，费用最低。1号剂在卫城油田，2号剂在文明寨油田，3号剂在卫城和马寨油田的增油量最多。2号剂不适合马寨油田，1号剂不适合文明寨油田。表7参8。     

新型活性剂体系在低渗透油田降压增注现场应用

介绍低含量活性剂体系在不同低渗透油田油水井的降压增注中的应用。低含量活性剂体系ZP-1918主要由多元高分子表面活性剂组成,室内性能评价结果表明．在模拟油层温度45～150℃条件下,该体系静态液相稳定期为120d,不分层,不沉淀,油水界面张力达到10^-2mN／m(数量级)以下,吸附损失量小,特别适用于低渗透油田增注施工。现场应用表明,0．1％～0．3％活性剂体系可使注水能力提高50％以上,压力下降2～10MPa,平均有效期在200d以上。     

秘鲁TALARA油田油层保护调研

TALARA油田第七区块主要目的层Pr组粘土矿物含量在7.8％～13.5％,成分以具有强水敏性的蒙脱石为主。介绍了中美公司(SAPET)在秘鲁TALARA油田进行的油层保护调研。列举了可能造成油层损害的因素及应采取的措施。     

一种俄罗斯可采储量计算公式的应用

将一种俄罗斯的可采储量计算公式,lgNR=a＋blgN,用于我国油田。按油田含水率高于80％的标准,选择了河南、吉林、长庆、大庆、胜利、大港、中原、江苏等8个油区的64个水驱砂岩油田和华北油区7个碳酸盐底水油田,根据它们的实际标定数据,用上述公式回归了分油区和油区合成的水驱砂岩油田及碳酸盐岩油田的统计公式．统计公式可采储量计算值与标定值的相对误差分析表明,我国油田平均相对误差统计值为10．94％～14．08％,低于俄罗斯油田的统计值（16％）。相对误差0～10％的油田数占总数约50％～90％;相对误差0～20％的油田数占总数约65％～90％。因此,这一可采储量计算公式对评价尚未投。开发和开发初期油田的可采储量有较大的使用价值,但不适用于老油田。这一公式是迄今为止计算可采储量最简明的公式,应用十分方便。     

高含水低温原油乳化含水率计算模型

目前,我国油田相继进入高含水期,且部分油田的集输温度已降至凝点甚至凝点以下,而目前没有适用于高含水原油凝点之下的乳化含水率计算方法,因此,开展高含水(70％～95％)、低温(凝点以下10℃～凝点以上5℃)原油乳化含水率研究十分必要.通过剪切率、温度及综合含水率对乳化含水率影响的单因素实验,得出结论:当油品温度高于凝点,...     

注水油田提高采收率的方法与技术

人工注水是当今世界石油工业提高采收率的一种主要方法，在有利的地质条件下，注水可保证原油采收率达60％～65％。提高采收率是油田开发工作的最终目的。而提高采收率是建立在研究剩余油分布基础上，通过现场各种调整措施来实现的。文中对剩余油分布进行分析，从几个方面阐述了提高水驱油田原油采收率的方法与技术，对注水油田的开发具有一定的指导意义。     

注N2先导试验

Talisman国际能源有限公司在加拿大阿尔伯塔TurnerValley油田开展了注氮气 (N2 )先导试验 ,这是加拿大首次利用氮气来提高采收率。试验计划进行三年以证明老油田能够通过注入N2 提高产油量和凝析油产量。如果先导试验成功 ,该技术将得到进一步推广 ,并全面开发利用。该公司总裁JimBuckee博士说 :“通过采用新技术 ,我们希望能使加拿大这个有着开发历史的老油田恢复生机。预计这个油田的地质储量为 10× 10 8bbl,其中只有 15 %被开采 ,氮驱可提高采收率 3%～10 % ,增加产量 30～ 10 0MMbbl (百万桶 ) ,可延长油田开发寿命 2 0多年。 \”T…     

用于阿拉斯加北坡Alpine油田的地球物理解释方法

Alpine油田位于阿拉斯加北坡Kuparuk河油田西34mile处(图1),归菲利浦(阿拉斯加)公司(78％)和Anadarko石油公司(22％)所有,估计该油田含4亿多桶探明原油和潜在油,10亿桶地层油。自1994年钻遇第一口出油井(ARCO公司,Bergschrund 1井)后,连续两个     

东庄复杂断块油田油层分布规律研究

东庄油田位于南阳凹陷西南部,是在背斜构造背景上被一组与背斜长轴走向一致的南倾正断层切割的复杂断块油田;储层主要为北西方向沙堰三角洲前缘砂体,孔隙度14％～15％,渗透率(10.5～28.0)×10~(-3)μm~2;该背斜为凹中之隆,油源充足,背斜控制油气富集的范围,砂体决定油气富集程度,断层起油气再分配和遮挡作用;油层深度2 210～2 700m,含油井段约500 m,含油层数3～5层,单井厚度10～20 m;背斜北翼断块含油高度60～150 m,含油面积0.5～0.8km~2;南翼断块含油高度30～100 m,含油范围较小。根据对东庄油田的地质认识,钻评价井4口,落实含油面积4.9km~2,探明石油地质储量259×10~4t。     

一种计算油田注水系统效率的方法

通过对油田注水系统效率分析、实例计算,介绍了一种计算注水系统效率的方法,为分析油田注水系统效率提供了依据。从电动机、注水泵和管网运行效率等３个方面,分析了影响注水系统效率的因素,进一步提出了优化注水工艺,提高注水泵效率,合理匹配增压泵和调整注水管网,增加油田注水系统效率的方法。该方法在文留油田应用后,注水系统效率提高了２％～５％,取得了良好的经济效益,。     

屏蔽式暂堵技术在渤海油田的现场应用

保护油层的屏蔽式暂堵技术和工艺措施分别在渤海绥中36-1油田和秦皇岛32-6油田试验井的应用中取得成功。据测试资料,试验井的每m采油指数可提高14.5％～37％,表皮系数大幅度下降,具有良好的经济效益。     

水驱含水98%以后采出程度的计算与讨论

应用多种方法对大庆主力油田主力油层水驱含水98％以后的采出程度进行了计算。结果表明,含水98％以后含水上升非常缓慢．因而采出程度增加很多;水驱含水从98％到99％的采出程度平均增加5．36％,含水98％到100%的采出程度平均增加16．78％。虽然大庆油田主力油层聚合物驱比水驱提高采收率10％～12％。三元复合驱比水驱提高采收率20％．但聚合物驱在油田应用中不可能提高驱油效率。而三元复合驱提高驱油效率也不超过5％。     

油田注入水中不同含锰量对油层性质影响的实验研究

油田注入水中锰含量对油层性质影响实验研究,是提高油田注水量的一项基础工作。 通过对大庆油田17个水源和27口井采出原油和采出水中锰的分析和对比,锰的含量大多在0.011～1.030mg/L,并有从长垣南部(0.031～0.181mg/L)向北部(0.127～     

在沙捞越Bokor油田实施的微生物提高采收率技术

Bokor油田是在马来西亚选择的应用微生物提高采收率 (MEOR)技术的第一个油田。通过产生生物化学剂 (例如生物表面活性剂、溶剂、气体和弱酸 ) ,MEOR技术用微生物加速、增加或延长从油藏中采油。选择该油田的原因是 ,其原油粘度高(4～10cP) ,并且原油的API重度低 (2 0°) ,这导致主要油藏的采收率低 (为原始原油地质储量的 19%～ 2 5 % )。看来这一技术对于该油田是有吸引力的 ,因为最初认为该技术能够降低原油粘度并且提高采收率。此外 ,Bokor油田主要油藏的储层性质符合应用MEOR技术的基本筛选标准。用了 5～ 6个月的时间对试验动态进行了监测 ,发现先导性试验的效果是鼓舞人心的。观测到采油量大幅度增加 ,含水下降 ,证实了应用MEOR技术的效果。这一期间的平均采油量增加了 2 70bbl/d ,相当于采油量增加了 4 7%。     

双聚合物冻胶堵剂用于中低温聚驱后砂岩油藏的深部调剖

基于已成功用于现场的地下成冻HPAN/水溶性酚醛树脂高温冻胶堵剂,加入HPAM以提高HPAN中水不溶物的悬浮稳定性,加入氯化铵调节(缩短)体系成冻时间,得到了可用于中低温(如65℃)油藏的双聚合物冻胶堵剂,其优化配方为:0.2％～0.3％HPAM+3％～4％HPAN+0.8％～1.0％水溶性酚醛树脂+0.4％～0.5％氯化铵.该冻胶体系65℃成冻时间3～5天,对填砂管的堵塞率在95％以上.在中低温的胜利孤岛油田西区北综合含水95％的聚合物驱后转后续水驱单元的2口注水井,用该堵剂实施深部调剖后,9口对应油井中有7口井见效,累计增油2000吨以上,含水下降1.1％～3.4％,有效期3～9个月,平均6个月左右.表3参11