氮气隔热助排技术提高稠油热采效果分析

稠油蒸汽吞吐热采是一种压降开采方式,随着蒸汽吞吐周期的增加,地层压力大幅下降,因而造成油井产量下降,油气比降低,油藏开采效果变差。2009年6月份,氮气隔热助排作为双管注汽工艺的配套技术在陈家庄稠油油田进行现场应用,此项技术通过注汽过程同时注入氮气,在向地层注入热量的同时向地层补充压力,从而提高吞吐开采效果。     

塔河油田电泵防气工艺研究

高含气对电泵会产生气锁、气蚀等影响,本文介绍了国内外电泵防气技术工艺,体针对塔河油田油稠的特点提出了修正工艺。     

海上常规稠油水驱油相对渗透率曲线特征研究

针时海上常规稠油油藏,通过室内一维物理模拟实验,结合现场实际生产资料,开展不同条件下的海上常规稠油一维恒压水驱实验,对比不同粘度、不同压差下的油水相对渗透率曲线、特征点等,分析相对渗透率曲线特征、束缚水饱和度、残余油饱和度及水相端点值的变化规律,以用于指导海上常规稠油油藏开发．研究结果表明：①虽然不同粘度、不同压差下的相渗曲线形态略有不同,但整体表现为油相渗透率高,水相渗透率非常低的特点（水相相对渗透率端点值多数低于0.1）。②随着原油粘度增加,束缚水饱和度降低。（③原油粘度越大,残余油饱和度越大;驱替压差越大,残余油饱和度越大。④水相渗透率端点值非常低。驱替压差越大,水相渗透率端点值越大.     

稠油油藏砾石充填水平井产能预测研究

砾石层渗透率损害会对稠油油藏砾石充填水平井产能产生影响。通过实验研究了不同条件下砾石层渗透率的损害情况,采用灰色关联法研究了各因素的影响关联度,并回归建立了渗透率动态模型。结合动态模型,采用拟三维思想,建立了考虑砾石层渗透率损害的产能预测模型。实例计算结果表明,该模型计算的油井产能与现场数据基本相符,误差较小。     

复杂结构井开发厚层块状稠油油藏技术应用

针对单家寺油田单2块沙一段油藏油层厚度大,原油粘度高,蒸汽吞吐地层压降大,油藏采收率低的问题,积极开展稠油复杂结构井开采方式的适应性研究,在对该油藏地质基础、开发状况等因素综合分析的基础上,整体部署,优化实施,稠油油藏复杂结构井开采方式在单2块取得成功。     

HG油田伴生气的回收与利用

HG油田所产产垛一段稠油,黏度大,集输困难,且伴生大量可燃套管气.目前该油田5口油井共用一条集输流程,长达2km,全程电保温伴热,日耗电量达890千瓦时,耗电量巨大.因此充分科学利用天然气燃烧伴热,不但可以对集输系统进行热量供给,而且也可以解决排放污染的问题,同时也大大降低了流程保温的电耗成本.     

一种重力式油井井下连续加药装置

油井降粘、结蜡、腐蚀、结垢和原油乳化等因素对采油生产的影响很大,向井内加化学药剂是稠油降粘和油井维护的重要方法。介绍了一种重力式油井井下连续加药装置,该装置通过重力式动力泵、移动密封装置对药剂施加压力,并将压力传递至药剂管下端的微量泵,从而达到均匀漏失;利用平衡弹簧可以有效地平衡掉有杆泵抽吸时造成的管柱伸缩对加药装置的影响。该结构简单可靠、安装使用方便,适合在各种加药油井中安装使用。     

提高陈家庄油田北区稠油油藏采收率

陈家庄油田北区属于岩性-构造层状稠油油藏,处于可常规开发油藏的边缘。该区按反九点法面积注采井网常规注水开发,初期取得了良好的开发效果。近年来,由于套管损坏井增多,导致水井带病注水;水井出砂严重,层间差异大、层间矛盾突出,导致分层合格率低。针对以上问题,通过对北区进行水驱效果评价,根据研究结果采取防砂或者补孔,从而提高水驱采收率。同时在北区对两口井实施水溶性自扩散剂实验,对应10口油井,日增油11吨,增油效果显著。     

勘探开发工程一体化 提高油田开发“两率”

孤东采油厂所辖主力油田—孤东油田于1986年按照"储量一次动用、密井网、细分层系、高速开发"的原则投入开发,随着开发的不断深入,开发调整潜力愈来愈小,储采矛盾日益突出,产量形势日趋严峻。特别是"十一五"以来,勘探上面对探区面积小、探明程度高、勘探对象日趋隐蔽和复杂的地表条件对勘探的制约,难度和风险不断加大。开发上面对整体进入特高含水期、高采出程度阶段,自然保护区对开发生产影响比较大;资源有效接替矛盾突出,产量接替难度大;老区调整挖潜难度增大,开发矛盾比较突出;化学驱单元接替阵地不足等诸多不利因素影响。通过勘探开发工程一体化,提高储量动用率和油田采收率,改善油田开发效果,实现了油田的持续发展。