【摘 要】
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2014年下半年以来,由于国际油价大幅下降,导致油田油气业务处于亏损境地,工程技术服务和矿区服务发展受到严重影响.此外,中国石油新增探明低品位储量比例已从"十五"期间的不到50％上升到目前的90％以上,尤其是超稠油资源占比较大,胜利油田超稠油的储量达到1.3亿吨,油气勘探中的地位日益显著,且河口采油厂为典型的深层超稠油油藏.面对油田各类投资纷纷被压缩,油田自然递减和综合递减居高不下,开发矛盾更加突
【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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2014年下半年以来,由于国际油价大幅下降,导致油田油气业务处于亏损境地,工程技术服务和矿区服务发展受到严重影响.此外,中国石油新增探明低品位储量比例已从"十五"期间的不到50％上升到目前的90％以上,尤其是超稠油资源占比较大,胜利油田超稠油的储量达到1.3亿吨,油气勘探中的地位日益显著,且河口采油厂为典型的深层超稠油油藏.面对油田各类投资纷纷被压缩,油田自然递减和综合递减居高不下,开发矛盾更加突出的双重困难,油田开发工作只有更加更加突出精细管理,更加突出理论基础创新,更加突出解放思想,才能实现新常态下新作为、低油价下大作为.本文立足油田实际,对目前制约深层超稠油开发的问题进行深入研究,并以存在的主要问题为切入点,明确对下步改善超稠油开发效果,提高采收率的对策.
其他文献
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
针对草13块沙四段泥质含量高,储层水敏严重,渗透率低,注汽困难等问题,首先进行了油层保护工艺技术研究,在做好油层保护的基础上,开展了中低渗稠油化学辅助热采工艺技术研究,掌握了中低渗稠油驱替动态变化规律,开展了热化学辅助提高驱替效率工艺研究并利用数值模拟进行注入工艺参数优化.通过研究,筛选了SLAS防膨剂,注入浓度2～4％,注入方式为伴注;油藏条件下原油流动存在启动压力梯度,平均为0.03MPa/c
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
针对王152深层低渗稠油区块冷采产能低、热采注汽困难等问题,开展王152低渗稠油渗流规律研究.实验结果表明,稠油渗流呈现非线性.温度、渗透率对稠油渗流影响较大.温度低时,流速-压差关系表现出较高的启动压力和非线性渗流特点.岩心渗透率越低,启动压力越大.稠油渗流的最小启动压力梯度随流度的减小而增加.油溶性降粘剂能有效降低稠油粘度,相同温度、渗透率条件下,加入降粘剂的浓度越高,降粘效果越好,相同注入速
现河采油厂乐安油田广9、草27、草20东部、草33等区块地层供液能力差、液面下降快,井斜大、斜井泵下深受限,导致油井生产周期短,周期产量低,开发效益差的现状.针对上述问题,推广应用了三柱塞机械阀式斜井抽油泵,该泵能有效加深泵挂,提高沉没度,延长油井生产周期,提升油井周期产量,提高油汽比,改善区块开发效果,提升经济效益.
本文基于大量室内实验研究,开展了稠油井筒降粘时机的研究,明确了稠油高粘的内因及多因素影响下稠油乳化增粘规律,并建立四定三分技术配套模式,具有较强适应性,为现场稠油举升优化提供了理论依据与指导.
我厂有热采水平井三百多口,水平段大于100米的水平井占总井数的60％以上,含水大于90％的水平井占总井数的70％以上,根据近两年的温压剖面测试和相关的数模显示,水平井段动用程度不均,水平井热采效果还具有较大的提升空间.因此结合地质、工艺对高含水油井进行筛选,优选出具有挖潜潜力的水平井,采用稠油水平井段增效技术,通过温压剖面测试,了解水平井段的动用情况,从而调整优化出汽口位置和各点的配汽量,改善吸汽
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
陈家庄油田陈25块,作为胜利油田注水开发的边际稠油油藏,于1992年开始按反九点法面积注采井网常规注水开发,取得了良好的开发效果.但近年来,由于套管损坏井增多,导致水井带病注水,甚至直接造成停注;层间差异大、层间矛盾突出,水井出砂严重,分层合格率低.上述因素直接导致油田注采对应关系被破坏,致使平面上注采井网二次不完善,注水波及体积减小,水驱储量、可采储量损失大.本文通过系统地研究陈25块油藏的开发
近年来,面对低油价、新常态和热采稠油油藏高投入、高风险的状况,加大油藏监测力度,深化油藏潜力认识变得异常重要.精细稠油开发离不开精细准确的监测技术,只有在动态监测技术提供第一手资料的基础上,通过工艺技术集成配套和过程管理,保证稠油油藏的开发质量和效益提升.本文以注汽井吸汽剖面测试、水平井温压剖面测试、流温流压测试和蒸汽干度取样四项监测技术为切入点,介绍滨南采油厂利用各项监测技术在稠油开发提质提效方