稠油油藏水驱转热采开发经济技术界限

稠油油藏水驱采收率低,因其原油粘度高,不适合转化学驱,但转热采可大幅度提高采收率.以孤岛油田孤六区东3-34井区为例,运用数值模拟手段,分析稠油油藏水驱采收率的主要影响因素和转热采后的效果,论证了转注蒸汽热采的可行性.在此基础上,通过对水驱后转热采影响因素的定量分析,研究了转热采时机、油层有效厚度及原油粘度与转热采提高采收率的关系,结合经济评价,建立了水驱转蒸汽吞吐和蒸汽驱的开发经济技术界限公式.研究表明,低效水驱稠油油藏通过转热采可大幅度提高采收率,符合条件的油藏应及早转热采,仅转蒸汽吞吐就可提高采收率10%左右,转蒸汽驱后还能提高采收率10%以上,转热采可以作为水驱稠油油藏提高采收率的主要接替开发方式.     

胜利油区水驱普通稠油油藏注蒸汽提高采收率研究与实践

胜利油区地层条件下原油黏度大于100mPa.s的普通稠油油藏水驱采收率一般低于18%,普通稠油油藏采收率低于25%的储量达到3.75亿t。稠油为非牛顿流体,渗流所需剪切应力大;压力梯度相同,油越稠渗流速度越低;常温驱油效率低,水驱波及系数小,且水驱后原油黏度增加。稠油加热后渗流速度大幅度增加,启动压力梯度减小,油水相对渗透率得到改善,驱油效率大幅增长。因此,注蒸汽热采可以改善稠油渗流特性,降低残余油饱和度,提高驱油效率、波及系数及采收率。为进一步提高水驱后普通稠油油藏的采收率,在优化注蒸汽开发技术政策的基础上,在孤岛油田开展了先导试验,明显提高了采收率。图10表3参23     

提高胜利油区稠油热采采收率技术研究

:对胜利油区的稠油资源进行分类评价 ,指出胜利油区稠油油藏类型的复杂多样性 ;在分析该区稠油注蒸汽热采开发形势的基础上 ,认为稠油热采所暴露的主要矛盾是 :已开发区块基本进入高轮次吞吐阶段 ,面临如何确定下步开发方式及提高采收率问题 ;而尚未开发的新区大多属于超稠油、低渗、薄层或深层等开采难度较大的低品位油藏。为改善稠油油藏的热采效果 ,进一步提高采收率 ,油藏工程及数值模拟研究表明 :对老区不适合转驱的油田 ,通过综合治理、新技术应用 ,可以改善开发效果 ;理论研究及现场工业开发实践表明 ,乐安油田具有汽驱的可行性 ;利用水平井可有效开采超稠油。通过上述开发对策的实施 ,预计胜利油区稠油增加可采储量 96 0× 10 4 t,使该区稠油步入经济合理的开发轨道。     

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果

孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大、含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差、原油粘度高的特点,通过深化储层认识、优化注聚合物参数、强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集、水驱效率低和水侵彩响大的特点,实施井网加密、低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.     

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。     

疏松砂岩稠油油藏水驱后期转蒸汽吞吐及其防砂措施研究

方法 利用蒸汽吞吐开采技术及配套的防砂措施,开发水驱后的疏松砂岩稠油油藏。目的 探索疏松砂岩稠油油藏水驱开发后期进一步提高采收率的途径。结果 在采取相应防砂措施基础上,将高温高压蒸汽注入油层后,使原油粘度下降,原油在地层中的流动性大大增强,油井采出液中含水下降,油量上升,油层动用程度得到改善。结论 蒸汽吞吐开采与相应的防砂措施结合是提高疏松砂岩笛油油藏采收率的有效途径。     

稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究

南堡35-2油田是海上稠油油田,具有原油粘度高、油层岩石渗透率高、胶结疏松和非均质性严重等特点,水驱开发过程中指进现象严重,难以获得较高的水驱采收率.为了更好地了解稠油油藏水驱开发特点,为提高采收率技术决策提供依据,针对油藏地质特点和流体性质特征.利用理论分析和仪器检测评价方法,研究了稠油油藏油水相对渗透率和水驱油效率,分析了稠油油藏水驱开发动态特征.结果表明,随着原油粘度增加,岩心束缚水饱和度降低,残余油饱和度升高,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率升高,水驱采收率降低.在相同原油粘度条件下,通过提高驱替速度来增大生产压差,可以减少指进现象发生,增加水驱无水采收率和最终采收率.     

“益生菌”提高难采稠油采收率机理与技术实践

胜利油区大部分稠油油藏已进入中高含水开发阶段,急需转变开发方式。微生物采油技术利用微生物菌体及其生长代谢活动在油藏原位作用原油及储层,针对性解决多轮次热采、低效水驱、深层稠油及敏感稠油等难采稠油油藏开发难题。近5 a在胜利油区针对难采稠油油藏微生物提高采收率技术开展攻关研究,揭示了微生物乳化嗜烃降黏、生物多糖增黏调驱、生物产气助驱、界面改性减阻及改性矿物防膨等5大微生物采油机理,并在此基础上建立了稠油油藏微生物群落基因定量解析、原位嗜烃类驱油功能菌高效激活、生物特征预测生产动态变化及生物场动态调控4项关键技术。研究成果在胜利油区15个低效稠油油藏区块开展现场应用,均取得明显降水增油效果,已提高采收率3%以上。该技术在难采稠油油藏的成功推广证实微生物采油技术在稠油转换开发方式上的巨大应用潜力,是老油田转换开发方式、提质增效的革命性技术,推广前景广阔。     

提高胜利油区稠油热采收率技术研究

对胜利油区的稠油资源进行了分类评价,指出胜利油区稠油油藏类型的复杂多样性;在分析该区稠油注蒸汽热采开发形热的基础上,认为稠油热采所暴露的主要矛盾是：已开发区块基本进入高轮次吞吐阶段,面临如何确定下步开发方式及提高采收率问题;而尚未开发的新区大多属于超稠油,低渗,薄层或深层等开采难度较大的低品位油藏。     

下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱实践与认识

下二门油田核二段Ⅱ油组属于普通稠油油藏,油层厚度薄、非均质严重、地下原油粘度大。经过20多年的水驱、聚合物驱及后续水驱开发后,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差。二次聚合物驱采用井网调整技术、注采参数优化技术、全过程调剖技术、动态调整技术等关键技术,取得了较好的矿场应用效果。实践表明二次聚合物驱能较好地改善该油藏的开发效果,是进一步提高采收率的有效途径。下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱是国内第一个开展二次聚合物驱的单元,其成功经验为类似油藏的开发提供了借鉴。     

石油磺酸盐提高油汽比技术在稠油油田的应用

胜利油田稠油及超稠油开采主要以蒸汽吞吐为主,不同油田均存在注汽压力高、注汽干度低、吞吐后采收率低等现象,而油水之间的界面张力是影响开发的主要因素。针对这一问题,应用由胜利原料油制备出具有复杂结构的阴离子石油磺酸盐体系,提高了稠油油藏开采效果。通过确定磺酸盐体系的构成,以及对其成品耐温抗盐性能评价,表明该磺酸盐体系能够较好适应单家寺油田的开发需要,耐温抗盐性能均能达到生产要求。通过高温岩心驱替实验得出石油磺酸盐体系能够有效降低注蒸汽压力和岩心采收率。单家寺油田现场试验5口井,平均增油量8．5t·d^-1,油汽比上升0.311,效果较好。     

胜利油田稠油未动用储量评价及动用对策

胜利油田稠油资源丰富,经过多年技术攻关和开发建设,仍有近3.20×108t探明储量未得到有效动用.为实现不同类型稠油未动用储量的有效开发,系统分析了储量特点及开发难点,将其划分为敏感稠油、深层低渗稠油、特超稠油、边底水稠油和超薄层稠油5种类型,综合应用物理模拟、数值模拟、室内实验等方法,制订了不同类型未动用储量的开发对...     

减氧空气吞吐技术在鲁克沁深层稠油油藏的应用

鲁克沁三叠系深层稠油油藏经过多年的注水开发,出现了含水率上升快、水驱效率低、采出程度低等问题。为了解决水驱矛盾,提高单井产量,提出了减氧空气吞吐的方案。通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,分析了减氧空气吞吐的机理,优化了注入参数。基于理论研究结果,在鲁克沁三叠系深层稠油油藏开展了减氧空气吞吐矿场试验,结果表明：减氧空气吞吐降水增油的机理是稠油注减氧空气后存在拟泡点,形成泡沫油流分散降黏,同时封堵水流优势通道,扩大波及体积。注气量、注气速度和焖井时间对减氧空气吞吐效果影响较大,建议单井注气量40×10⁴ m³,注气速度4×10⁴ m³/d,焖井时间8~10 d。鲁克沁三叠系深层稠油油藏共实施减氧空气吞吐400余井次,有效率82%,单井平均初期日增油量4.5 t,综合含水率下降42%,有效期达168 d,有效期内单井增油量480.0 t。因此,减氧空气吞吐是深层稠油的一种有效降水增油技术,对同类型油藏注水开发后提高采收率具有重要的借鉴意义。     

石油磺酸盐复配体系在胜利油田稠油热采中的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复配体系提高稠油开发效果室内研究。对石油磺酸盐复配体系配方进行优化研究。通过高温岩心驱替试验研究磺酸盐复配体系降低注汽压力的能力。研究石油磺酸盐复配体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力。研究不同注入方式对提高采收率的影响。研究结果表明。石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力。提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次。单井降低注汔压力0．5～2.6MPa．周期采油量增加190～480t．截至2004年底已累计增油4600t。     

新疆稠油油藏复合吞吐技术研究与应用

针对新疆油田红003井区蒸汽吞吐开采效果较差的现状,引进了高效复合化学药剂配合氮气辅助蒸汽吞吐的复合吞吐开采技术。室内实验结果表明,氮气对原油黏度的影响很小,但可以增加地层的弹性能量;加入复合降黏剂可以使稠油在高温下转变为牛顿流体,启动压力消失。对注蒸汽+氮气+降黏剂复合吞吐的压力场、温度场和黏度场进行数值模拟,开采效果显著优于单纯注蒸汽方式,可以明显延长蒸汽吞吐生产周期。现场对12口井开展了稠油复合吞吐技术试验,增产效果明显,可为同类型稠油油藏的合理开发提供经验和借鉴。     

稠油冷采技术在胜利油田应用的可行性探讨

注蒸汽开采是提高稠油油藏采收率的有效方法，但存在着采油成本高以及在高轮次吞吐后期含水上升、产量递减加剧等问题。针对以上问题，列举了各种稠油冷采方法及其适用条件，其中包括出砂冷采、低频脉冲采油、井筒化学降粘、化学吞吐、Vapex方法、碱驱、注CO2方法、注烟道气方法等。分析了胜利油田未动用稠油油藏的开发难度，对稠油冷采技术在胜利油田应用的可行性进行了探讨．提出了建议。     

中深层稠油油藏蒸汽驱技术研究进展与发展方向

为进一步提高中深层稠油油藏采收率,对辽河油田30余年蒸汽驱进行全面回顾,系统总结辽河油田中深层稠油蒸汽驱理论与技术的发展历程、发展现状与应用成效。研究认为:辽河油田中深层稠油蒸汽驱技术历经探索、攻关试验、I类油藏规模实施、Ⅱ类油藏试验接替4个发展阶段;理论认识及开发技术经历了从最初国内外成熟技术的直接应用到与辽河地质特征相结合的研发创新,形成了以驱油机理理论认识、油藏工程设计技术、高效注采配套工艺为核心的中深层稠油蒸汽驱开发技术系列;目前蒸汽驱实施深度界限突破至1 600 m,可动用稠油黏度提高至200 000 mPa·s,预计采收率为55%~65%,达到国际浅层蒸汽驱开发水平;未来应针对中深层蒸汽驱面临的难点及重点不断研究和突破。该研究为辽河油田千万吨稳产提供了重要支撑。     

稠油乳化降粘剂S-5的研制及应用

针对注蒸汽开采稠油油藏过程中存在的问题，研制出耐高温高效稠油乳化降粘剂S-5，并对其提高注汽采油效果进行了研究。结果表明，伴蒸汽注入S-5可明显降低开发初期注汽压力，提高蒸汽驱替效率，降低产出液中含水量，提高注汽周期的产油量及油汽比。将降粘剂S-5用于井筒降粘，可有效提高稠油井产量，解决井筒举升困难的问题。该项技术在胜利油田和大港油田推广应用后，取得了良好的经济效益。     

中深层稠油油藏化学辅助蒸汽驱三维物理模拟与应用

胜利油田稠油油藏由于埋深和边底水的影响,油藏压力无法降低到5 MPa以下再进行蒸汽驱,一般转驱压力为7 MPa。为进一步提高蒸汽驱的实施效果,利用室内实验研究了化学辅助驱方式进一步提高采收率。以胜利油田孤岛油田Ng5层位直井反九点井网为原型开展物理模拟研究。通过对比单纯蒸汽驱、化学辅助蒸汽驱等不同方式提高采收率的幅度,对泡沫剂、驱油剂不同注入方式进行对比分析,并确定现场实施方式。室内实验研究结果表明：采用“先调后驱”的化学辅助蒸汽驱方式,可以在蒸汽驱的基础上进一步提高采收率;高温驱油剂的主要作用是提高蒸汽前沿热水带洗油效率,高温泡沫的主要作用是调整蒸汽剖面,增加波及体积,提高热利用率。现场实际应用表明,化学辅助蒸汽驱是高压稠油油藏转蒸汽驱可行的开发方式。