塔河强底水砂岩油藏注CO2+N2混合气提高采收率室内试验研究

塔河油田A区三叠系下油组油藏是典型的断块强底水砂岩油藏,具有底水能量强、高温高盐、水淹后治理难度大的特点,继续注水开发或化学驱开采效果不佳。针对这一问题,结合塔河强底水砂岩油藏的实际情况,开展了室内注CO₂+N₂混合气驱替抑制水锥以及混相作用的三维物理模型试验研究：先底水驱替至产液含水率为88%,再考察不同注气方式、不同注气速度、不同注采部位注CO₂+N₂混合气的增产效果及对采出程度的影响。研究结果表明,采用注CO₂+N₂混合气驱替原油可以有效提高原油的采收率,当产液含水率达到88%时,原油的采收率为32.8%;段塞体积比1∶1水气交替注入提高采收率为14.38%,比连续气驱提高采收率(13.37%)高1.01个百分点;注气速度为1、2、4mL/min的提高采收率依次为11.65%、15.28%、13.40%;顶部注气底部采油的提高采收率为15.54%,比底部注气顶部采油提高采收率(13.4%)高2.14个百分点。该研究为CO₂+N<...     

分层注汽管柱的研究与应用

河南油田浅层稠油油藏普遍存在严重的非均质性以及蒸汽吞吐开采过程中油层吸汽不均的现象,导致高渗透层动用程度高,中低渗透层动用程度低,影响油田的开发效果。为此研究了分层注汽管柱。该管柱可以实现不动管柱分层注汽,生产管柱与分层注汽管柱合二为一,减免了注汽管柱起下作业,减少了作业工作量,消除了作业过程中热能浪费。该技术的应用,可以限制高渗透层、动用程度高的油层的注汽量,增加低渗透层、动用程度低的油层的注汽量,增加油藏的动用程度,提高油藏的最终采收率。     

普通稠油油藏水驱转热采影响因素分析及解决对策

针对普通稠油油藏长期注水开发后的原油物性变差、剩余油分布零散、水驱采收率低（小于20％）等问题，对水驱后转热采的必要性和可行性进行了深入探讨。以实际油藏参数为基础，利用数值模拟方法，建立了普通稠油油藏水驱后转热采的概念模型，并分析了不同的转驱时机、转驱压力和注汽干度对最终采收率的影响。数值模拟结果表明，在低含水期、低压力条件下转驱，采收率提高的幅度较大；较高的注汽干度可以提高蒸汽带在油层剖面上的扩展体积，从而提高采收率。此外，还针对转驱后如何避免水驱优势通道的影响、如何有效降低油藏压力、注汽过程中如何保证注汽干度等问题提出了相应的技术对策，从而为普通稠油油藏开发提供参考。     

汽窜通道对注蒸汽开采后期转火驱生产的影响

注蒸汽开发后期稠油油藏转火驱生产过程中,汽窜通道是制约火驱开发效果的重要因素。通过研究汽窜通道分布、开采特征、火驱储层物性变化,结合火驱油墙构建和运移规律,全面分析汽窜通道对火驱生产效果的影响。汽窜通道影响火驱油墙的构建和运移、火驱见效时间、稳产时间以及累计采油量,在火驱生命周期内单井累计采油量小于600t,最终采收率低于10%,大部分的储量驱到更远的井和运移过程中被烧掉,将会降低火驱试验的最终采收率。研究结论应用到红浅1井区火驱工业化方案中,将推进火驱工业化高效开发,也将对同类型油藏的火驱开发提供借鉴。     

八面河油田薄层稠油油藏热采实践与认识

介绍了八面河油田薄层稠油油藏热采实践。通过不断的技术攻关,现场探索试验,完善配套工艺,逐步发展形成了适合八面河油田薄层稠油油藏的热采工艺技术。该技术以优化注汽参数和选井选层为核心,以热采防砂、油层保护等为关键,突破了稠油油藏热采开发的筛选极限,提高了开发效果,对提高其他稠油油藏采收率具有借鉴意义。     

山156区水平井高含水区轮注、轮采试验实践与应用

山156区长6油层组油藏裂缝发育,开发过程中区内51口水平井均已见水且方向复杂多变,目前采出程度仅为0.6%,含水率已达70.0%,整体表现出低采出程度高含水特征。为了有效扩大注水波及体积,使注入水进入基质系统较深的孔喉中,在该区开展轮注、轮采矿场试验,优化采油、注水周期及生产参数。结果表明,轮注、轮采能改善该区吸水状况,平均水驱动用程度增加3.1%,综合含水率由78.9%下降至61.3%,周期增油率为10.1%,降水率为17.6%,预计年提高采收率1.0%。     

电脉冲增注技术在低渗透油藏的研究与试验

电脉冲增注技术是一种物理法增注新技术,它以脉冲冲击压力和点作业方式为最主要特点而有别于传统的增注措施。从电脉冲增注技术原理入手,针对低渗透油藏的特点将电脉冲装置改进成小电容高电压电脉冲装置,结合前期试验总结,初步提出低渗透油藏的选井选层条件,采用电脉冲、电脉冲+酸洗两种不同工艺及作业参数,在长庆油田低渗透油藏长X、长Y油层组开展现场试验;通过试验效果跟踪及分析,形成了低渗透油藏长X、长Y油层组的一种电脉冲增注工艺技术。     

单元流线认识及影响因素分析——以胜坨油田二区沙河街组二段9砂组为例

流线分布直观反映了油藏流体在注入井与生产井之间的运动轨迹,油藏在确定井网后,如何使注采流线均匀的分布,是扩大水驱波及体积、提高油藏采收率的关键。胜坨油田二区沙河街组二段9砂组在实施矢量化调整后,注采井网完善,注采对应率和水驱控制程度均达到100%,但是由于平面非均质性,导致油井地层能量恢复和水线推进不均衡。通过对单井的流线认识及验证,探索判断主流线的方法,并对影响流线的因素进行分析,为单元下一步的注采调整提供借鉴。     

红岗高台子区块低渗裂缝性油藏复合调驱工艺室内试验研究

针对红岗高台子区块低渗裂缝性油藏特征,优选出了适合于封堵优势通道的"预交联颗粒+聚合物凝胶+孔喉尺度微球"复合深部调驱体系,其中凝胶最佳配方为聚合物HPAM浓度1000mg/L+交联剂C浓度100mg/L+调节剂TJ浓度100mg/L+除氧剂LN浓度100mg/L,预交联颗粒选用粒径0.5~1mm和1~3mm按1∶1组合使用,微球浓度为2000mg/L。通过室内试验对深部调驱体系进行了较为系统的性能评价,体系耐冲刷和抗剪切性能良好,提高采收率15.01%,对于改善高台子油藏注水开发效果和大幅度提高采收率具有重要的意义。     

整体微生物驱油技术在宝力格油田规模化应用研究

根据宝力格油田巴19断块地质条件、水驱开发特点及目前稳产存在的问题,华北油田公司通过在该断块建立稳定微生物场来实现整体微生物循环驱。实验首先从目标油藏筛选出4株高效采油菌,室内研究表明这四种菌不但能够很好地适应油藏环境,而且对原油具有很好的降黏乳化效果。气相色谱分析表明所筛选菌种能够以原油为碳源,有效降解长链烃,尤其将这4株菌按等比例复配后效果更佳,降黏率达52.8%,在水驱(采收率49.5%)的基础上,物模驱油提高采收率为9.1%。33口注水井进行两轮次的微生物驱后地层中的菌液浓度普遍在105~106个/mL之间,注入的目标菌得到有效生长和繁殖,并且能够维持8个月以上。微生物驱后含水率被控制在85%以下,采收率明显提高,12个月累计增油15000 t,投入产出比达到1: 2.5。该研究为微生物采油技术现场应用提供宝贵经验。     

聚驱后油藏内源微生物激活体系评价研究

针对聚驱后油藏如何进一步提高石油采收率的技术难题,开发了一种用于促进油藏内源微生物生长代谢的高效激活体系。室内通过物理模拟驱油试验、产气试验、岩心电镜观察试验对该激活体系激活聚驱后油藏内源微生物生长以提高采收率的有效性进行了评价,并将其应用于大庆油田萨南开发区的一个试验井组。结果表明,该激活体系能够激活聚驱油层注入污水中的内源微生物,使其在岩心中大量生长繁殖,原油采收率在聚合物驱后基础上可以再提高3%以上;产气试验中激活体系能够激活注入水中的内源微生物代谢产生大量的生物气,使密闭容器压力呈阶段性升高;现场注入激活体系后,聚合物驱后油藏中有明显的产气增压效果,实现阶段累计增油3068.1t,含水率下降2.2%,为化学驱后油藏进一步提高石油采收率提供了一条有效途径。     

陵76区块开发效果评价

基于陵76井区的生产资料,通过分油砂体法计算和注采对应关系来确定水驱储量控制程度;利用水驱特征曲线及吸水厚度统计分析来评价水驱储量动用程度;然后利用采收率经验公式计算最终采收率,并研究含水上升规律、注入水利用率。研究表明,陵76区块为中低渗油藏,目前已经处于中高含水期,但剩余可采储量比较丰富,开发比较稳定,水驱效果较好,只需维持稳定生产。研究构成的开发效果评价体系对注水油田开发效果分析具有重要的指导作用,并为同类油藏的开发效果评价提供借鉴。     

稠油热采无机硅酸凝胶封窜剂的研究与应用

在稠油油藏热采过程中容易发生蒸汽地下窜流和地表汽窜,严重影响矿区产能,同时造成地面污染。以水玻璃与尿素为交联剂主体,通过与表面活性剂甘油三乙酸酯进行复配,研制了一种新型耐高温封窜剂。通过正交试验确定了最优封窜剂配方：60%水玻璃+4%尿素+0.2%甘油三乙酸酯+水;红外光谱(FTIR)及扫描电镜(SEM)分析发现,该体系中水玻璃通过一段时间的交联,形成单硅酸,后缩聚形成线性多聚硅酸,硅酸分子间相互作用发生缠结,形成的网状结构使得其稳定性较高,结构更稳定,有更好的耐温能力;实验室内填砂管性能评价结果表明,封窜剂段塞注入量为0.2 PV及候凝时间为5 d时,封堵率98.8%、突破压力梯度1.4 MPa/m、残余阻力系数83.32,经过21 PV 260℃的高温蒸汽冲刷后封堵率稳定在94%以上;现场试验结果表明,井F-109日产油从0.9 t增至5.5 t,含水率由89%降至50%,施工244 d,累计增油1 122.4 t, F井区地面不再发生蒸汽窜漏,受地面窜漏影响的14口井恢复了正常注汽吞吐生产,累计增油15 713.6 t,平均单井日注汽量100 m³,注汽压力...     

稠油油层注汽后物性变化及剩余油分布研究

河南油田稠油油藏具有"浅、薄、稠、散、小"的特点,注蒸汽热采后期,储层油水在纵向及平面上分布更加复杂化,热采效率低,开发效果差。依据大量的开发取心资料、动态监测资料、岩心实验分析资料和测井资料,对稠油油藏在开发中后期油层物性变化规律及剩余油在纵向上及横向上的分布规律进行了研究。这些研究为油田后期开发指明了方向,并为油田开发方案的设计、增产挖潜,提高采收率提供可靠的保证。     

薄层稠油油藏多组分SAGD物理模拟试验研究

针对S块薄层超稠油油藏原油黏度大、蒸汽吞吐产能低的难题,室内开展了高压二维比例物理模拟试验,研究了SAGD及多组分SAGD蒸汽腔发育规律、生产动态特征及开发效果。试验结果表明,该油藏双水平井SAGD蒸汽腔上升速度快、横向扩展及下降速度慢。生产特点是:产量上升速度快,稳产期短,生产时间短。添加烟道气和降黏剂后,扩大了蒸汽波及体积,延长生产时间1.4a,提高采收率4.3%,最终达60%。     

钟市油田复杂断块油藏开发调整实践与认识

钟市油田是一个超覆沉积在荆沙组剥蚀面上的多层叠瓦状砂岩油藏,具有岩性复杂、含油层组多、油砂体多、油藏类型多、断层多、油水关系复杂等诸多难点。通过油藏精细构造和地质研究,在细分层系的基础上,重新归位重组井网。采用老区补缺、扩边等方式,完善注采井网,提高储量动用和水驱动用程度,有效改善了油藏水驱开发效果。2011~2013年年均含水上升率均为负值,注采对应率由50.6%上升为62.4%。累计年产油量增加3.49×104t。     

透镜状油藏差异化调整对策研究——以现河庄油田河146块为例

透镜状油藏沉积特征明显,高渗条带显著,核翼物性差异大,采用常规注采井网开发导致高渗条带水淹水窜严重、砂体边缘注不进采不出问题严重。为了提高该类油藏的采收率,以典型透镜状油藏河146块为例,在层系划分、井网方向、井距大小和工艺措施等方面均进行了差异化对策研究。结果表明,砂体叠置区域剩余储量丰度高,可采用局部层系细分的方式开发;含水突进方向受沉积相方向影响大,沿沉积展布方向部署井网较好;井距计算以主力砂体物性为主考虑,对于局部注采井距离偏大、井组内水淹不均衡等问题,采用径向水力射流井网适配。差异化调整的对策思路对同类型油藏的合理开发具有借鉴意义。     

扶余油田开发中后期油田井网调整试验

扶余油田已经进入含水中后期,注采井网不适应地下的地质特点,尤其是"两夹四"、"两夹五"注采井网,平面矛盾较突出,注采井网的不适应,年产油量下降,但部分区块剩余油仍然很高。通过对井网存在问题及剩余油研究认识,提出了注采井网的重新调整——线性注采井网。通过钻少量新井,对老井的封、补、转及低效井综合治理,强化注采关系,提高油井多向受效方向,达到增加注入水波及体积,强化补充潜力层驱替能量,改善开发效果,提高采收率的目的。扶余油田经过井网的重新调整后,注采井数比由0.2~0.3提高到0.5,采收率由27.5%提高到33.5%。     

油藏数值模拟技术在低渗碳酸盐岩稠油油藏中的应用

中东D油田S油藏为典型的低渗碳酸盐岩稠油油藏,因"低渗、油稠"等突出特点,在现行井网和开采方式下油藏开发效果差,油藏储量动用状况分析成为开发决策的关键。为定量分析S油藏储量动用状况,以油藏地质模型为基础,结合油藏开发动态,利用油藏数值模拟技术开展了储量动用状况分析及提高储量动用率对策研究。结果表明,由于油层较厚,井网不完善,油藏层间和平面动用状况差异大,采用"立体井网加密"开发对策可有效提高油藏储量动用程度和采收率。     

姬塬油田长8油藏注聚井高压欠注机理及处理对策分析

针对姬塬油田长8油藏注水井注水压力高压欠注的问题,开展了注水井注水压力升高原因的探究,并进行了注聚井降压增注配方和工艺的探索。通过对注聚井井底返排物成分检测和地层水的分析,明确了引起注聚井高压欠注的因素,一方面是原油中的蜡质、沥青质析出,并与注聚物互相裹夹形成难溶性油垢沉积在油藏的孔道中,导致地层孔隙减小;另一方面则是地层水的不配伍性生成沉淀性钡盐、钙盐等与聚合物在高温高压下相互裹夹形成难溶性污垢,堵塞油藏孔隙使得注水压力增大。针对长8油藏注聚井高压欠注现状,通过对解堵配方的岩心溶解性能、铁离子稳定性、黏土稳定性和解堵性能的室内评价,确定了解堵配方：4%有机复合酸+2%表面活性剂+1.5%聚合物解堵剂+2%黏土稳定剂+1.5%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。通过施工工艺的优化,开发出了适合姬塬油田长8油藏注聚井的解堵体系和工艺,有效解决了有机大分子聚合物和无机垢复合堵塞引起的注水压力升高欠注的问题,为姬塬油田长8层注水井降压增注提供了技术支持。