海上稠油油藏蒸汽吞吐中后期增效技术

海上稠油储量丰富,热采是开发稠油的主要技术,但海上受限于应用条件和经济性,亟需攻关海上稠油热采复合提效技术,推进海上稠油高效开发。D2油田A3H井为海上稠油蒸汽吞吐试验井,多轮次蒸汽吞吐后开发效果变差。针对A3H井蒸汽吞吐中后期面临的问题,提出近井有机解堵和“热+气体+化学增效体系”的多介质协同增效技术方案,最终建立以解堵分散体系CYJ-1、氮气、起泡剂、降黏驱油剂、蒸汽多介质协同提效工艺方案,提高采收率达20.1%,改善吞吐井中后期开发效果,延长热采周期。     

一种适用于海上油田的井下蒸汽发生器技术指标研究

注蒸汽开采是稠油强化开采的主要开发方式,传统的地面注蒸汽开采综合热效率低,锅炉出口的蒸汽干度低,有效气体大量浪费,开采成本高。将传统的地面蒸汽发生器移置到井下,这种新兴的井下蒸汽发生器技术可大大减少蒸汽在井筒内的热量损失,不受井深变化的影响,尤其适合海上油田深层稠油的开采。在对国内外井下蒸汽发生器研究资料整理的基础上,提出适用于海上稠油热采井下蒸汽发生器设计的基本原则及技术指标,形成渤海油田稠油注蒸汽开发的新思路。     

二元吞吐工艺技术在八面河面138区块的应用

在稠油油藏注蒸汽开发中,地层能量不足、高含水已成为影响开发效果的主要因素,而常规采油技术难以有效改善稠油油藏开发效果.面138区块是以热采开发为主的稠油油藏,经多轮次注汽开发后,热采效果整体呈下降趋势.通过对该区块二元吞吐工艺实施井的现场施工和措施效果情况分析,总结二元吞吐工艺技术在辅助稠油注蒸汽开发的适用性与可行性....     

桩斜139深层底水稠油油藏开发技术对策

桩斜139区块为埋深1.6km以上的深层稠油,注蒸汽吞吐时开发效果差。通过动态分析和剩余油研究表明：制约开发的关键因素为活跃边底水的指进造成油井暴性水淹,井间富集大量剩余油;同时深层稠油热损失大也是导致开发效果差的原因。为此制定了井间加密水平井抑制水锥,同时加入降黏剂、CO2辅助蒸汽降黏,即应用HDCS技术来动用剩余油...     

普通稠油油藏水驱转热采的必要性和可行性

胜利油田普通稠油储量10．5亿t,以注水开发为主,针对该类油藏在水驱过程中出现的含水率上升快、水驱增油能力有限,水驱波及系数小、动用储量低、原油变稠、水驱后期增油困难以及水驱采收率低等问题进行系统分析,阐述转换开发方式的必要性;通过对稠油油藏热采筛选标准、水驱后剩余油分布及现场开展的试验分析,证明普通稠油水驱转热采的可行性。     

稠油油田蒸汽吞吐热采参数的正交设计

蒸汽吞吐热采是稠油热力开采的主要方式.由于稠油油田地质情况的差异,注汽参数必然不可能一样,本文根据某稠油油田提供的有关资料,对其注汽参数进行正交设计,并通过方差分析,获得最佳施工方案.     

一种新的Sw计算方法在水淹层测井评价中的应用研究

水淹层测井解释评价的关键在于储层含水饱和度计算及储层原始含油饱和度计算的可靠性，二者结合所计算的驱油效率或含水率是划分储层水淹级别，对水淹层进行定量评价的根本依据。目前水淹层测井评价精度不高，容易导致解释失误，采用新的含水饱和度计算方法势在必行。通过对新提出的使用径向电阻率比值计算储层含水饱和度公式在西北某油田开展应用，取得了较好效果。结果表明，使用新的含水饱和度计算公式，能够解决油田水淹层的评价问题，根据建立的标准，可直接使用所计算含水饱和度资料对水淹层进行分级评价，不需要计算驱油效率等。水淹层解释符合率提高到85%以上，提升了常规测井资料在水淹层评价中的重要性，值得进一步推广使用。     

水淹层判别分析方法及其应用

随着油田开发目标的转移,地下油水分布越来越复杂,储层参数发生变化,非均质性进一步加强,以往的水淹层解释方法的不适应性越来越突出,解释符合率低于70%,远远不能满足油田开发要求.利用多元统计分析中的逐步判别法,建立了水淹层的判别方程,使水淹层判别的符合率达到了82%,为进一步提高解释精度具有重要的意义.     

志丹长6油藏剩余油评价

通过储层岩石学特征研究、储层展布特征研究、夹层分布特征、圈闭及油藏特征、开采特征进行志丹长6油藏开发效果评价,解决目前产量下降快、自然递减大、储量动用程度低等问题.在注水区存在着开发井网距不合理,注采系统不完善,高含水关停井逐年增加等问题.     

胜利油田西部稠油热采井预应力固井配套技术

针对胜利油田西部稠油热采井容易出现井口上移、冒汽等问题,提出降低应力集中、保护完井管柱的预应力固井工艺技术,优选配套热采双级套管预应力地锚、热采套管头、专用套管等固井配套工具。现场应用表明,该技术可以减少甚至避免稠油区块热采井发生套管变形、错断、井口上移、井口冒汽等现象的出现,效果良好。     

测井评价水淹层

油田开发的后期水淹层解释是一大难题。简要介绍了水淹层的类型、水淹层的定性、定量解释方法及水淹层在测井曲线上的显示特征．提出了在水淹层评价过程中应综合各种相关资料对水淹层进行合理解释。     

稠油井低成本修井作业技术

稠油开采以蒸汽吞吐为主,即在井筒内注入高温高压水蒸汽,降低原油粘度,进而达到采出的目的。由于稠油储集层具有油层疏松、孔隙度高、渗透性好等特点,加之经过多轮注汽后,很容易出现油层砂堵、渗流孔道堵塞、含水上升、管柱及配套工具断、脱、卡、吸汽剖面不均、套管损坏等问题,造成稠油井作业频率加大。经过多年的研究实践,现已形成了稠油修井作业系列技术,为辽河油田稠油开发生产提供了技术保证。     

乐安油田草33稠油油藏水平井井网蒸汽驱技术研究

在乐安油田稠油油藏利用水平井技术规模化动用了薄层储量。随着热采吞吐周期的增加,周期产量明显递减。为合理开发,有效提高采收率,利用数值模拟技术,开展水平井井网蒸汽驱技术研究。结果表明,在合理的井网方式、适时的转驱条件、适合的注采参数下,区块采收率可提高13．02％。     

稠油高压吞吐模拟实验装置开发与应用

自主研制了一种稠油高压吞吐室内模拟实验装置,并将其应用于实验教学。该装置采用流体暂存储能器和加热恒温层及保温管线,解决了稠油吞吐模拟实验中填砂模型的"吞"与"吐"的能力和热量保持问题。利用该装置开展了稠油冷采、加热激励和蒸汽吞吐实验。结果表明,温度和压力对稠油的采油指数影响明显,56℃时,为28.0 mL/(min·MPa)(10 MPa)和26.9 mL/(min·MPa)(6 MPa);80℃,平均采油指数增至80.4 mL/(min·MPa)(10 MPa)和56.0 mL/(min·MPa)(6 MPa)。蒸汽吞吐激励后稠油的采油指数较冷采有明显提高,且随着蒸汽温度提高而增大。蒸汽温度从120℃提高至240℃时,平均采油指数增加了0.85倍。注蒸汽吞吐激励后采油指数可达冷采的1.3～2.5倍。     

筛管顶部注水泥技术在稠油开发中的应用

水平井整体开发已成为胜利油田稠油油藏开发的趋势,利用筛管顶部注水泥的完井方法占水平井完井方法的77%.筛管顶部注水泥完井方法适用于天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩储层、单一厚储层或不要求层段分隔的储层、岩性较为硫松的中(粗)砂粒储层等,其工艺既解决了常规田井工艺水泥污染油气层的问题,又能有效封固产层以上地层,保证产层与上部...     

新海27块水平井套损防控研究

基于新海27块注蒸汽开采水平井受力状况,根据热力学、渗流力学、固体力学相关理论建立热一流一固耦合方程,计算、分析、研究水平井蒸汽吞吐过程中井眼附近渗流场、应力场和温度场动态变化规律,分析套管温度、地质构造等因素对套管应力的影响,得出热采水平井的套损防控建议。     

氮气泡沫调剖技术现场应用

目前稠油热采老区已经进入中高周期开发,蒸汽吞吐油藏类型增多,采出程度高、汽窜问题日益复杂,且随着机械防砂汽窜井的增多,汽窜井治理类型增多。热采区块汽窜治理形成系列配套技术,可满足不同油藏、不同汽窜类型油井汽窜治理技术要求。针对发生汽窜的机械防砂井无法实施堵调措施这一现状进行攻关,试验应用了氮气泡沫调剖技术,本文主要对氮气泡沫调剖技术的现场应用情况进行了分析、总结,提出了下步攻关方向。     

稠油热采侧钻井完井新技术及应用

侧钻井作为一种投资少、见效快的剩余油开发方式,已在国内油田大量应用.针对稠油热采区块老井侧钻存在的窗口密封效果差、小尺寸完井工具功能单一等问题,开展稠油热采侧钻井固井完井新工具、新工艺的研究与应用.研发出Φ177.8 mm套管内用金属-橡胶双密封膨胀悬挂器,兼顾施工时的膨胀力和密封要求,地面试验显示该压力对悬挂筒产生推...     

新疆排601区块HDNS技术研究

新疆排601区块浅薄层稠油油藏在油藏条件下不具有流动性,常规试油无产能,不具有开采价值。采用HDNS技术（水平井＋降黏剂＋氮气＋注蒸汽）可有效解决区块开发中存在的天然能量低、油层热损失大、周期产油量少的问题。通过对其作用机制展开深入研究,并在机制的基础上对工艺方案进一步优化,确定新疆排601区块最佳的HDNS技术参数是蒸汽注入强度9~10.5 m3/m、氮气注入强度140~160 Nm3/m、降黏剂最佳用量0.10 t/m。     

辽河油田锦45蒸汽驱试验区地下汽驱展布研究

稠油热注吞吐开发随着开采轮次的增加．其吞吐效果随之下降。蒸汽驱作为接替技术逐渐进入稠油的后期开发中,但对于汽驱的地下监控仍处于起步阶段。通过油藏数值模拟、动态数据整合、地面温度监控等技术手段．对蒸汽驱地下原油的驱替范围和效果进行分析研究。找出汽驱影响的主要区域和目前还处于热效盲点的区域．为进一步蒸汽驱开发提出合理建议。