普通稠油水驱后转CO2吞吐实验研究

由于普通稠油油藏的原油粘度高、流度比大，加之油藏非均质性的影响，其注水开发效果较差，大部分原油到含水高于90％时仍未开采出来。因此，有必要在水驱末期转换开发方式，进一步提高采出程度。针对以上问题，采用室内实验方法研究了普通稠油油藏水驱开发后期转CO2吞吐的可行性，并根据实验结果，分析了影响CO2吞吐效果的各项因素。分析认为，CO2吞吐的周期注气量、注气速度、焖井时间和生产过程中的井底流压及降压方式都是影响CO2吞吐效果的重要因素。因此，合理控制各注气参数可以得到较好的CO2吞吐效果。该研究可为该类型油藏在接替技术方面提供参考。     

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。结果表明,二元吞吐工艺可以有效补充地层能量,减少蒸汽热量损失,扩大蒸汽的波及体积,提高稠油油藏剩余油的动用程度。     

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。     

王庄油田注活性水开采的可行性研究

滨南采油厂王庄油田沙一段为典型的薄层稠油油藏,采用蒸汽吞吐开采虽有一定效果,但蒸汽吞吐过程中注汽压力大、产量不高、回采温度低。根据油藏性质特点,利用注活性水开发技术对开发该薄层稠油油藏的可行性方整进行了研究,并建立了该类油藏的数值模型。结果表明,活性水驱是提高原油采收率的有效方法,其表面活性荆可降低油水界面张力和残余油饱和度。在提高采收率的同时能降低产水量。加入表面活性荆的关键在于乳状液中的原油比例不能超过74％,否则会使乳状液遭到破坏或变型。对王庄油田2X15等4口井的模拟结果表明,当注入流体温度高于100℃时,采用活性立吞吐生产效果较好,4口井的阶段产油量为32858．3t,阶段采收率为4．73％。     

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。     

低渗透油藏注CO2井井口注气参数计算新模型

为了便于优化注CO2井的注入工艺参数,提高注气驱替效果,在考虑井筒管流和地层渗流两个流动过程相互耦合的基础上,根据垂直管流理论、传热学理论和多孔介质渗流理论,通过计算注CO2井筒压力温度分布和CO2在地层中的渗流规律,建立了注CO2井井口注气参数计算模型。对整个注气系统,选取井底作为求解点,应用节点分析方法对地层渗透率、地层压力、地层启动压力梯度与井口注气参数之间的关系进行了进行敏感性分析。通过研究得到了注气量随井口注气压力的变化规律,以及油藏渗透率、地层压力和启动压力梯度对井口注气参数的影响规律。建立的CO2井注气参数计算模型可为注CO2系统编制配注方案、选择注气设备等工作提供参考。     

中低渗稠油油藏多井型组合开发技术

为有效动用中低渗稠油油藏储量,利用数值模拟和油藏工程方法,开展中低渗稠油油藏多井型组合开发技术研究。针对中低渗稠油油藏直井注汽困难、生产低效、易管外窜的特点,论证水平井和分支水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开发中的的可行性;针对水平井分支的优缺点,提出多井型组合布井方式（整体水平井＋边部单侧分支井）,可以发挥分支在蒸汽吞吐阶段的优势,同时避免分支对蒸汽驱的影响,提高整体储量的动用率和采收率。利用数值模拟技术优化多井型组合技术界限,包括井型组合形式、不同油层厚度下水平段间距离、单侧分支水平井井身参数。在单2块沙一段,利用多井型组合开发技术提高储量动用率,增加动用边部储量54暳104 t,已投产的单侧分支水平井是周围直井初期产能的4倍,实现了中低渗稠油油藏高效动用,该技术也为相似油藏开发开辟了一条新途径。     

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。     

启动压力梯度对稠油油藏开发指标的影响

稠油启动压力梯度的存在加剧了稠油渗流的阻力,为稠油开发造成了一定困难。针对该问题,利用NRSNL非线性渗流模拟软件建立机理模型,研究稠油油藏在不同韵律、渗透率级差和原油黏度条件下启动压力梯度存在与否对剩余油分布、含水率、采出程度等开发指标的影响。结果表明：启动压力梯度的存在会降低油藏采出程度,油井含水率上升较快,开采20年,采出程度降低1.72%～3.09%,含水上升1.31%～2.78%;相同启动压力梯度条件下,反韵律储层采出程度低于正韵律与复合韵律;原油黏度越大、渗透率级差越大,启动压力梯度对采出程度的影响越大。     

陈25块薄层稠油油藏化学驱技术研究与应用

陈家庄油田陈25块属薄层稠油油藏,由于原油黏度高,水驱开发后进行化学驱,但易发生指进现象,造成驱油效率下降。通过室内实验研究,优选了一种水溶性化学降黏体系。该体系与地层水配伍,在50℃时,400 mg/L药剂可使原油降黏率达99.5％,600mg/L药剂可使水的黏度提高6倍,600mg/L水溶液可提高驱替效率20％以上。在室内实验基础上进行了现场驱油试验,对于试验井组,累计注入化学剂溶液1.07×104m3,处理半径50 m,累计增油363 t。现场试验结果表明,优选化学驱体系可降低油井含水,提高波及体积,改善薄层稠油油藏的开发效果。     

氮气辅助吞吐工艺技术在单家寺稠油油藏的应用

单家寺稠油油藏已经进入多轮次吞吐中后期,油井生产效益逐周下滑,综合含水上升,汽窜加剧,油汽比下降。针对这一现状,2013年以来试验实施了氮气辅助吞吐工艺技术措施,通过建立地质模型、历史拟合、注氮方式筛选、确定注氮选井原则以及实际应用中如何编写设计、加强注氮现场管理等,在转周注汽前或注汽过程中向地层注入一定量氮气,实现提高单井吞吐效果的作用。应用表明,氮气辅助吞吐工艺技术措施能够扩大蒸汽及热水带的加热油层体积,调整纵向吸汽剖面,减少蒸汽热损失,从而有效提高稠油井周期吞吐效果,实现稠油油田"精细开发、效益开发"。     

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...     

王庄郑411区块超稠油油藏边底水治理效果分析

郑411区块为带边底水超稠油油藏,伴随着吞吐轮次的增加,其边部油井含水率升高,油气比降低。为此,在现有HDCS开发技术基础上,开展了高温氮气泡沫调剖改善油藏边部超稠油井开发效果的相关调研和矿场试验。现场试验表明,高温泡沫体系可有效改善边水稠油油藏边部中高含水期油井的开发效果。     

海上稠油油藏自扩散降黏增效技术研究

海上N油田7H井为普通稠油I-3类,采用天然能量开采,原油黏度高,地层渗流能力弱,油井产能低。针对7H井低产低效问题,采用室内实验方法,研究水溶性自扩散降黏体系吞吐增效工艺。研究结果表明：水溶性自扩散降黏体系以扩散与渗透作用为主,体系分子吸附于原油表面,有部分原油溶于体系当中,使得体系水溶液与原油具有“互溶特征”,有效降低原油黏度,改善稠油流动性。CYJ-S-03体系降黏效果较好,降黏率达98%以上,且溶液黏度高,可有效扩大波及体积。现场工艺参数推荐使用质量分数为0.1%,注入方式采用段塞注入,注入后进行焖井。     

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。     

东辛断块油藏层系重组政策界限研究

针对东辛油田断块油藏含水率高、层间干扰严重、采收率低等问题,根据东辛营87-1断块油藏特征建立模型,分析渗透率级差、原油黏度、小层厚度等非均质因素对开发效果的影响,确定层系重组的政策界限。并将研究结果应用到实际油层的层系重组优化方案中,取得了较好的开发效果,对指导该类油藏挖潜剩余油,提高油藏采收率具有重要意义。     

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。     

东营凹陷南坡原油物性差异特征与成因

东营凹陷南部斜坡带沙河街组各含油层系原油物性差异大,油性认识不清造成优质储量难以发现。通过开展研究区大量油藏的原油物性(密度、黏度、凝固点及含蜡量)解剖,明确斜坡带油藏的原油物性分布规律,进一步剖析其形成机制。研究表明,东营南坡原油物性可分为3类：分别为沙二—沙三型(高密高黏型)、沙四型(低密低黏型)和孔店型(高凝高蜡型)。剖析成因认为,沙二—沙三型原油主要是由于埋藏较浅造成生物降解严重,形成高密度和高黏度的油性特征;沙四型为优质原油型,并依据黏温拐点、烃源岩埋深及地温梯度确定早期低熟油的运移边界;孔店型原油则来自于深层孔店组烃源岩的贡献,其生烃母质造成其高凝高蜡的油性特征。勘探潜力来看,研究区沙四型油性最好,沙二—沙三型稠油可通过注气热采实现开发,孔店型原油待试采工艺进一步改善后可作为后备储量阵地。     

稠油碱驱提高采收率机理研究

为探讨稠油碱驱提高采收率机理,以55曟黏度为325 mPa·s的胜利油田桩西普通稠油为研究对象,构建了 Na2 CO3与 NaOH 质量比为1暶1的复配碱体系（简称复合碱）,并利用玻璃刻蚀微观模型研究了此类体系的驱油过程和效果。试验表明,油包水乳状液只是碱驱过程中出现的一种表观现象,它的形成要归结于碱剂自发向原油中渗入;复合碱浓度越高,碱液渗入能力越强,波及系数越大。     

海上稠油热采储层黏土稳定技术

渤海稠油L油田属于特超稠油油藏,埋藏深,原油黏度大,初期采用蒸汽吞吐开采,储层具有较强的水敏特征,易发生黏土膨胀,导致注汽困难。针对L油田首轮次注汽问题,开展耐高温黏土稳定剂性能评价、机理研究、机理表征及应用设计。研究结果表明：黏土体系作用后,中和黏土矿物表面负电荷,使得黏土矿物吸附于岩石表面,有效抑制黏土膨胀;PP-1体系防膨效果较好,1.5%浓度降黏率达90%以上;现场采用前置段塞注入,取得较好的应用效果。