【摘 要】
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稠油热采多轮次吞吐后油汽比明显变差,需要采取措施提高开采效果.本文提出以水溶性自扩散降粘体系或氮气、二氧化碳辅助水溶性自扩散降粘体系强化稠油开采.实验结果表明,水溶性自扩散降粘体系对胜利油田不同区块粘度1000-30000mPa s稠油,体系用量600mg/L均可将其粘度降低至300mPa s以下;体系耐温180℃.物模驱油实验结果表明,体系浓度600-1000mg/L驱替效率增幅最大、经济效益最
【机 构】
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中石化胜利油田分公司石油工程技术研究院,山东 东营257000
【出 处】
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第十八届五省(市/区)稠油开采技术研讨会
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稠油热采多轮次吞吐后油汽比明显变差,需要采取措施提高开采效果.本文提出以水溶性自扩散降粘体系或氮气、二氧化碳辅助水溶性自扩散降粘体系强化稠油开采.实验结果表明,水溶性自扩散降粘体系对胜利油田不同区块粘度1000-30000mPa s稠油,体系用量600mg/L均可将其粘度降低至300mPa s以下;体系耐温180℃.物模驱油实验结果表明,体系浓度600-1000mg/L驱替效率增幅最大、经济效益最高;氮气、二氧化碳可进一步提高驱替效率,协同增效.数模注入参数优化结果为注入浓度600mg/L、注入强度为每米油层80m3～100m3.该技术胜利油田不同区块现场应用,其中作为前置液强化多轮次井热采吞吐生产,平均单井用水溶性自扩散降粘体系400kg,平均周期油汽比由0.20提高至0.59;用于低效低液井、长停井等强化冷采生产,平均单井增油385t,取得明显效果.
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蒸汽腔发育规模对SAGD的产量及最终采收率具有重要影响,利用并下温度监测资料对SAGD井蒸汽腔发育进行评价已有较多研究,但多集中于判断生产井与注汽井之间的连通性,对于SAGD关井期间温度下降的研究较少.本文利用数值模拟软件结合光纤测温及热电偶的瞬时监测温度数据,对双水平井SAGD关井期间温度下降进行研究.结果表明温度下降数据可以评价水平段动用程度,并可通过冷却时间判断蒸汽腔是否形成及其相对大小.
蒸汽驱是砂岩稠油油藏吞吐后期的有效接替技术已经被证实,但新疆浅层砂砾岩特稠油油藏汽驱目前尚无成功先例,如何挖掘砂砾岩特稠油油藏潜力,形成砂砾岩特稠油汽驱技术政策,指导注采参数的调控,需要进行细致的油藏工程研究.以新疆H井区清水河组砂砾岩特稠油油藏为基础,选择先导试验区,在动态分析和精细历史拟合的基础上,对剩余油分布、井网井距适应性、转汽驱时机及注采参数优化等方面进行详细研究,采用分层注汽进一步改善
本文从地下燃烧状态和生产效果评价两方面着手,对红浅1井区火驱先导试验区整体试验效果进行分析了与评价.研究中引入GI指数作为燃烧状态判断的主要指标,以原油改质为辅助判断指标,进行了试验区燃烧状态评价;在燃烧与驱油的关系研究中进行了驱动能量贡献研究,明确红浅试验区烟道气驱和热效应驱油的比重分别为26％和74％,而注气速度是决定火驱效果的关键参数,试验区最佳注气速度在8000m3/d左右;试验区多数井已
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水平井具有渗流面积大、油流阻力小的特点,特别适合稠油热采区块的高效开发.稠油热采水平井注汽下泵生产后,一旦需要检泵作业和停井热洗,因为油稠洗井压力高,加之入井液温度低、地层压力低等原因,容易造成入井液进入地层,引发注汽后高温地层冷伤害,从而导致油井产能急剧下降,缩短油井热采后的高产周期,是影响热采措施效果的主要原因.针对以上问题,我们通过研制应用热采水平井油层保护管柱,实现洗井时防止洗井液回灌地层
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