薄层稠油油藏水平井开采技术

单家寺油田单2块属于多层薄层稠油油藏,为有效提高采收率,开展了水平井开发试验.通过水平并开发工艺研究,在完井工艺、油层预处理工艺和均匀注汽工艺等环节进行了工艺优选和改进,在54-平1井上成功应用.并取得单家寺稠油水平井开发的历史性突破.取得了可观的经济效益和综合效益,为薄层油藏采收率的提高和水平井工艺技术的进一步完善奠定了良好基础.     

单家寺油田稠油热采边底水侵入的综合治理

单家寺稠油油藏属构造地层稠油油藏,经过高轮次吞吐以后,由于受储层非均质性、开采方式、油藏边底水等因素影响,开采效果逐年变差.在研究活跃边底水稠油油藏高轮次吞吐阶段剩余油分布规律的基础上,通过钻新井、扶停产井完善井网,运用调剖、大修防砂技术挖潜油藏剩余油潜力,采用注氮气加化学剂控制水锥、注采参数优化等技术综合治理稠油热采边底水侵入,各项措施实施取得了显著的开发效果.     

孤岛中二南稠油热采水平井开发适应性研究

孤岛油田中二南部Ng63层稠油油层经历了常规冷采到蒸汽吞吐开发阶段,针对稠油油藏非均质性较强,直井生产效果差,开展了稠油热采水平井开发技术。从地质条件、水平井井区地下存水分析、数值模拟剩余油分布研究等方面进行了水平井适应性研究,提出了目标区三口不同长度热采水平井的具体位置。     

高压注汽锅炉的升级改造

针对石油开发中心稠油热采实际情况,在结合常规注汽锅炉特点的基础上,升级改造成为亚临界注汽锅炉.现场应用表明,该次改造能够满足油井注汽需要,同时施工简便、成本较低,提高了注汽锅炉的利用率.     

王庄稠油油藏水敏性机理研究与应用

王庄油田属强水敏性稠油油藏,水敏指数0．7-0．9,强水敏是制约谊油藏能否热采开发的关键。针对储层中的膨胀性粘土,应用红外光谱、扫描电镜、激光拉曼等测试技术,开展了粘土膨胀特性研究;利用高温物理模拟开展了热采过程中储层矿物溶解、粘土矿物转化规律研究。研究表明,粘土含量高、储层微孔隙发育是储层强水敏的主要因素,热采过程中提高蒸汽干度有利于降低水敏对储层的影响,油藏采用注蒸汽热采方式开发是可行的。     

潭口稠油热吞吐工艺参数优化探讨

潭口稠油由于粘度大、流动性差,常规开采不能正常生产.自2006年4月底采用热蒸汽吞吐方式生产,效果比较好.通过对潭口稠油热吞吐效果的分析,了解目前稠油开发的工艺特点,研究在不同的注汽强度、干度、压力、注汽速度、焖井时同等工艺参数下,对稠油开发效果的影响,通过筛选,找出适合潭口稠油生产的工艺参数,用于指导今后的稠油生产.     

桩西地区馆陶组稠油油藏开发潜力评价

桩西地区馆陶组稠油油藏勘探程度低,开发动用状况差,油藏地质条件优越。文中根据桩西馆陶组稠油油藏开发现状及油藏特点,分析开发的潜力所在,提出应用水平井和蒸汽吞吐方式,分类开发的设想及初步设计方案,为下步提高开发水平提供了技术支持。     

单二块稠油油藏特高含水期挖潜途径探讨

从精细油藏描述入手,利用油藏数值模拟、钻密闭取心井、常规油藏工程分析等手段,认识单二块特高含水期剩余油分布规律,通过新钻井、老井侧钻、调整注采剖面、识别低阻油层、应用水动力学方法挖潜微构造高点等技术进行剩余油挖潜,油藏开发效果得到明显改善。单二块剩余油研究和挖潜措施开拓了稠油油藏特高含水期挖潜思路,对同类油藏改善开发效果和提高采收率具有指导意义。     

注蒸汽过程中的油层热损失

运用工程热力学、传热学、渗流力学等学科知识,从能量转换与守恒定律出发,针对注蒸汽过程中油层热损失的特点,建立了数学模型,给出了较详尽的求解过程和分析解,提出了合理控制加热时间和加热带面积以减少油层热损失的技术方向,为稠油油藏热采方案的编制和动态分析提供了依据。     

胜坨11断块油藏综合治理效果分析

胜坨11块为高孔、高渗断块油藏,投入开发后,断块含水上升快、产量递减大,针对开发矛盾,分析研究断块存在的问题和潜力,分别采取了注水试验、注氮调剖、热采吞吐、大泵提液等综合治理措施,取得了显著效果,有效地扭转了开发趋势.     

营13区块东一段稠油出砂油藏挖潜效果评价

老区稠油出砂油藏开发成本高、难度大.分析了利用测井资料再评价、细分层段、重力分异规律、水平井优化射孔等技术.借鉴其他区块开发实际,提高油层认知度,对于深挖底水油藏潜力、延长单井寿命十分有益,最终实现增加可采储量的目的.     

孤岛油田聚合物驱后剩余油挖潜技术研究

针对孤岛油田聚合物驱单元转后续水驱后,含水上升快,剩余油分布零散的特点,应用动态分析、油藏工程以及油藏数值模拟等方法对聚合物驱后剩余油分布规律及影响因素进行了研究,指出厚油层顶部和压力平衡滞留区是剩余油的主要富集区,聚合物驱受剩余油静态因素和注聚因素影响,储层变异系数、地层原油粘度、夹层分布位置、注聚用量是主要影响因素;在此基础上系统开展聚合物驱后变形井网方式开采及水平井与直井组合井网方式开采研究,以期得到聚合物驱后进一步改善后续水驱开发效果的技术思路,为今后三采产量的稳定发展提供了理论依据.     

高含水阶段一种产量变化规律研究

目前,我国大部分油田处于高和特高含水期,研究该阶段的内在变化规律,对油田的开发具有指导意义。本文推导出了产量与含水的关系,揭示了高含水期产量变化规律,该规律在高含水期具有普遍的适用性。该规律的提出为控水稳油提供了依据,对开发后期产量的预测具有指导意义。对注蒸汽开发的稠油油藏,通过该规律确定极限含水,从而使水驱曲线法预测可采储量的方法在注蒸汽油田得到运用。     

桩西油田桩斜139块稠油油藏开发方式研究

采取数值模拟技术,对桩西油田桩斜139块稠油油藏Ng7~1小层的开发方式、井网井距和注采参数等进行了优化论证,确定了适合该块的开发方式。     

注汽设备技术改造及应用

滨南油区稠油于1984年投入注汽开发,在用湿蒸汽发生器投产时间长,配套完善程度差,能源消耗大。并且由于注汽工程技术的限制,特、超稠油资源尽管十分丰富,但多年来一直没有建成产能。为增加稠油动用储量,节能降耗,提出了一套注汽设备技术改造的综合技术,详细地阐述了亚临界注汽技术、变频改造技术、烟气余热回收技术、自动吹灰技术、硅酸铝针刺毡整体喷涂保温技术的工艺原理,并对技术应用的成果进行了分析。     

五号桩油田桩39区油藏地质建模与剩余油研究

针对五号桩油田桩39井区油藏非均质性强、注采井网不完善、开发矛盾严重的问题,对该区三角洲砂体进行了精细的油藏地质研究,建立了精细的储层三维模型。将间接的、定性的、静态的地质研究与油藏数值模拟直接的、定量的、动态的研究方法紧密结合进行剩余油分布研究。研究区有利储集部位主要为河口坝微相,剩余油分布主要受储层的层内非均质性、沉积微相、注采井网及井网密度的综合控制,形成剩余油的主要原因是注采井网不完善、有采无注、压力不足。     

水平井技术提高砂岩底水油藏采收率研究

临盘油田大芦家馆二段、馆三段为块状底水油藏,在用直井井网开采了20多年后已进入高含水开发期,由于直井底水锥进严重,导致油井含水高,开发状况恶化,最终采收率低,大量的剩余油滞留地下无法采出。针对该油藏的地质特点和开发状况,在应用精细油藏描述技术和油藏工程研究的基础上,优选水平井技术进行开发调整,共钻了15口水平井。调整后不但明显提高了采油速度,改善了开发状况,而且采收率由46.7%提高到55.0%,提高8.3个百分点,增加可采储量49×104t,平均单井增加量是直井的三倍。该油藏利用水平井技术成功的提高了砂岩底水油藏的采收率,为同类型油藏的高效开发提供了经验和借鉴。     

飞雁滩油田聚合物驱后采油技术研究

胜利油田自20世纪90年代初开展聚合物驱先导实验获得成功以来,先后在孤岛、孤东、胜利、河口采油厂进行推广应用,飞雁滩注聚区2000年11月投入注聚,是胜利油田第一个含水低于90%实施注聚的开发单元,注聚时增油效果明显,属于注聚一类开发油藏,转后续水驱后通过注采完善、提液等工作,其开发效果也明显好于其它同类型注聚油藏,通过对其效果分析,对今后较低含水注聚转后续水驱开发油藏有一定的借鉴意义.     

胜坨油田水平井开发效果分析

在对投产的水平井开发效果进行分析的基础上,找出了影响水平井开发的主要沉积因素分类,同时借鉴其他类似油藏的先进经验,指出了胜坨油田水平井挖潜的主要方向.     

高温高压热采井口结构设计

热采技术近年采得到了很大发展,从普通热采发展到今天的亚临界热采,所注蒸汽已接近临界点,温度是370℃,压力是24．7MPa。注蒸汽所用的井口,必须具有承受该温度和压力的能力,为此,研制了高温高压井口。该井口常温下,耐压35MPa;在370℃下,耐压24．7MPa,它与普通的热采井口相比,在选材和结构上都有改进,连接强度高,密封可靠,并且符合API 6A的要求,完全能够满足亚临界注汽的工艺要求。