【摘 要】
：
春光油田地理位置位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内,构造位置位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起的东部,2012年投入开发,由于油层薄、埋藏深、黏度高等原因,开发难度大.本文针对春光油田白垩系油层埋藏深、原油黏度高、地层水矿化度高和注汽温度高等特点,研制出不同类型的稠油降黏剂,经抗盐和耐温试验评价,优选出CGS-15和CGS-63两个降黏剂单剂,筛选出适合白垩系稠油的渗透剂,找出最佳复配比例和最佳使用
【出 处】
：
第十八届五省(市/区)稠油开采技术研讨会
论文部分内容阅读
春光油田地理位置位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内,构造位置位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起的东部,2012年投入开发,由于油层薄、埋藏深、黏度高等原因,开发难度大.本文针对春光油田白垩系油层埋藏深、原油黏度高、地层水矿化度高和注汽温度高等特点,研制出不同类型的稠油降黏剂,经抗盐和耐温试验评价,优选出CGS-15和CGS-63两个降黏剂单剂,筛选出适合白垩系稠油的渗透剂,找出最佳复配比例和最佳使用浓度.驱替试验表明,与单纯蒸汽驱相比,采用降黏剂和蒸汽复合驱的驱替效率提高了22.7％个百分点.
其他文献
针对新疆双水平井SAGD井间汽窜问题,结合油藏地质条件与开发特征,分析汽窜产生原因,确定油藏非均质性、管柱结构及汽液界面控制是井间汽窜主要影响因素;采用数值模拟分析后认为,井间汽窜井组采用调整注采点位置、合理控制汽液界面的方法,新钻水平井采用改进后循环预热管柱结构,可避免汽窜对生产影响,现场应用后,汽窜井组由原来的45％降低到5％,水平段动用程度由原来的80％提高到90％,产油量提高了2.5t/d
超稠油油藏在蒸汽驱过程中,受驱动力和重力的作用,表现为蒸汽驱油和重力泄油两种状态,即驱泄复合.运用驱泄复合原理,形成了直井小并距蒸汽驱、直井与水平井组合VHSD、水平井原井网HHSD、加密水平井立体HHSD四种吞吐后期接替方式.并分别建立先导试验区,通过跟踪数值模拟研究,优化了注采参数,形成了精细调控技术,开发效果达到预期.并在风城油田重32井区齐古组超稠油油藏得到推广应用,预计油藏采收率增加12
新疆油田稠油油藏经过多年的强化热采,目前大部分油井已进入高轮次吞吐和蒸汽驱中后期开发阶段,蒸汽驱出现的汽窜问题日趋严重,使得热效率低,波及范围小,蒸汽沿窜流通道低效或无效循环,严重影响驱油效率.本文以九6区浅层稠油油藏为研究对象,通过对典型井区非均质性研究的基础上,结合测试资料及生产动态,采用油藏工程方法,综合识别汽窜通道类型及其分布特征,从而明确汽窜通道波及半径、等效渗透率、汽窜通道体积等参数,
鲁克沁东区梧桐沟组稠油油藏由于同时具有埋藏深、粘度大、地层压力高的特点,常规蒸汽锅炉注汽困难,有效开发难度大.针对突出的生产矛盾,提出了深层超稠油超临界蒸汽吞吐增产技术.超临界蒸汽锅炉注汽压力可达35MPa,能确保蒸汽顺利注入.通过理论分析、物理模拟及数值模拟技术认识到超临界蒸汽具有高溶解性、高扩散性及高反应等特性,在其用于深层稠油开发中会产生不同于普通热流体的增强效应,注超临界蒸汽驱油效率可达9
我国海上第一个稠油热采试验区——渤海N油田稠油热采吞吐与常规蒸汽吞吐不同,利用多组分的协同作用机理开采原油,其注入介质为蒸汽、热水、氮气和二氧化碳的混合多元热流体.十二五期间试验区已有10口水平井完成第一轮吞吐,其中6口井进行了第二轮吞吐试验,十三五期间将进行多元热流体吞吐后转驱试验.为研究多元热流体驱的加热腔扩展规律,分析生产动态特征,以及最优注采工艺参数,以渤海N稠油油田典型区块为原型,利用自
本文综述了近年来剪切速率对凝胶调剖剂成胶性能的影响.建立了3种凝胶调剖剂在地层中剪切速率的计算方法,给出了精确解和近似解.取常用施工参数和地层参数,用3种方法对调剖剂在地层中的剪切率进行了分析计算.分析可知影响凝胶调剖剂成胶时剪切速率的主要因素依次为:成胶时间、地层厚度、施工排量、地层渗透率、地层孔隙度.计算分析后认为调剖施工时应根据施工和地层参数计算调剖剂剪切速率,否则一旦剪切速率超过临界剪切速
稠油因其储量大、分布范围广、开采难度大及采收率低等特点,一直是石油行业亟待攻克的难题.常规冷采技术采收率低,采油速度慢,已无法满足稠油油藏的开采需求,热采技术的推广应用势在必行.渤海油田基于国内外稠油开采的成功经验,探索研究了多元热流体与蒸汽吞吐相结合稠油开采技术.实践表明,该技术的成功应用和推广,取得了较好的增产效果,具有重要的战略意义.
本文针对上第三系稠油油藏进入特高含水期后如何进一步提高采收率的难题,通过刻画储层内部强非均质性特征,总结建立了特高含水阶段基于储层内部不同级次构型界面控制的剩余油分布模式.并根据剩余油类型开展了以河道和心滩坝为目标的精细注水治理,创新开展边外底油藏人工增强边底水驱的现场实践,对韵律层内1m的剩余油实施水平井挖潜等措施,实现了老油田增加可采储量的目标,为东部陆上老油田提高采收率积累了重要经验.
在生产稠油油田老井的低产低效主要由堵塞、油稠、地层能量不足等引起,在低油价新形势下,不动管柱作业是降低措施成本的较好方法,如何既降本又增效,这对稠油老井增产引效技术提出了新要求.通过物理模拟、油藏工程方法、数值模拟方法,研究了热-化学-气体中两者或三者的复合协同效应.研究结果表明,通过物理模拟在低温(90℃)注入条件下,模型可提高采油量48％;油藏工程计算结果表明,采用热-化学-气体复合解堵,产能
井楼三区储层发育,纵向上油层多、厚度大,属于大孔隙度、高中渗透的稠油油藏.该区蒸汽吞吐近30年,平均单井吞吐19.4个周期,地层压力下降幅度大,排水期长,汽窜加剧,井下技术状况差,油井产量降幅大.通过数值模拟与油藏工程分析相结合,在剩余油认识基础上,明确超高轮次蒸汽吞吐后提高采收率的三类潜力区域为低能吞吐无效区域、井控储量损失区域、未返层生产低效区域等,分别提出了主力油层转驱延效、井网完善吞吐增效