高凝油油藏动态监测技术及应用

沈阳油田经历近20 a的不断探索,目前已形成了一套适合高凝油开发特点的动态监测系统.介绍了双源距C/O、中子寿命、脉冲中子、相关氧活化以及高精度环空浮子测井方法的发展历程和近几年动态监测新技术的应用效果.     

沈阳油田高凝油油藏含水上升规律研究

通过对实际矿场资料进行拟合,并与前人提出的有关理论相比较,阐述了高凝油油藏含水上升规律;初步分析了其影响因素,并进行了含水的短期预测,为高凝油油藏的进一步开发提供了依据.     

高凝油砂岩油藏水淹特征分析

高凝油油藏由于油品性质的特殊,注水开发后有着与其它普通稀油油藏不同的水淹规律。以沈84块为研究对象,通过分析区块内不同开发时期取心井的试验资料及动态生产数据,研究其储层的水淹特征,建立了水淹层综合分析方法,提高了现场水淹层挖潜成功率。     

高凝油油藏注水开发效果评价方法探讨

油藏注水开发效果评价是油藏开发的一项重要工作,一般包括注水方式和注采井网适应性生评价、综合含水率及耗水量评价、注水利用率、注入水波及体积和注水开发效果综合评价等几方面内容.介绍了相渗曲线法、经验公式法、类比法等3大类注水评价方法,结合沈阳油田高凝油油藏开发实际,应用水驱曲线建立存水率、含水率、含水上升率、水驱指数等评价模型,对注水开发效果进行评价,并采用矿场统计法、实验资料统计法和水驱曲线法等3种方法对沈阳油田注水体积波及系数进行评价.     

静安堡高凝油油藏采油技术

原油凝固点是原油失去流动性时的温度,一般原油的凝固点在20℃左右。静安堡油藏的原油凝固点很高,其凝固点为45-54℃。高凝油油藏与其它油藏相比在储层岩性、物性、储集空间等方面有相同特性;但同时在高含蜡、高凝固点、低气油比等方面又有其流体特性,在采油过程中也有其特殊性。本文介绍静安堡高凝油油藏采油技术,水力活塞泵采油技术,同凡管闭式热水循环采油技术和井下电伴热采油技术,对我国其它高凝油油藏的开发模式确定,改善采油效果,提高原油采收率,提高经济效益具有一定意义。     

沈阳油田高凝油油藏溶解气产量变化规律研究

沈阳油田经过多年开发,综合含水已达到80%.目前地层压力不足原始地层压力的50%,生产气油比逐年下降,天然气产量大幅下滑.对沈阳油区主要油田溶解气的生产现状、生产能力及生产水平进行了全面综合分析,利用曲线回归、经验公式、现场调查等方法研究了溶解气的变化规律,总结出生产气油比与时间、地层压力、油田含水率及生产方式之间的变化关系,提出了实施保压开采溶解气技术的方向路线.     

高凝油捞油技术

为降低运行成本,提高"三低"油井开发效益,通过对影响高凝油捞油因素进行分析,解决了高凝油井化学降粘、抽子能满足在复合套管内捞油的需要、弹性泄油技术、捞油车适合沈一区高凝油(67℃)大负荷捞油需要等四大难题,使高凝油井可顺利实现捞油作业.     

微地震监测技术在油藏实时特征描述中的应用

本文就油田开发的不同时期,对利用微地震监测技术,进行压裂裂缝监测、水驱前缘动态成像、套损检测、流体注入情况、油藏结构描述等在油藏实时特征描述中的应用进行了系统的介绍和研究。同时,对微地震监测技术应用的相对局限性、存在的相应技术问题进行了初步的探讨。本文结合大庆油田微地震监测施工实例,重点对压裂裂缝和水驱前缘监测技术进行了说明和论述。     

高凝油及其开采技术

高凝油即高含蜡、高凝固点原油，在我国辽河沈阳油田、河南魏岗油田、大港枣园油田等地都有分布。而沈阳油田具有丰富的高凝油储量，是我国目前最大的高凝油生产基地，在探明的含油面积103．7km^2。     

魏岗油田高凝油油藏开发实践

河南魏岗油田原油的主要特点是高含蜡（45．1％～48．0％）、高凝固点（46．0～47．0℃）和低含硫。油藏埋藏深,地层条件下原油粘度低,属于高凝油油藏。通常把含蜡量在8％以上的原油称为高蜡油。在开发过程中,通过矿场试验、数值模拟及实际温度监测,探索出一套高效开发这类油藏的方法,认为对这类高凝油油藏应采用常规注水开发,井筒防蜡降凝就可以了。     

针对高凝油油藏的自生热压裂技术

为了提高高凝油油藏的压裂施工效果,必须避免注入地层的冷流体引起井底周围的原油冷却,导致原油析蜡或凝固,从而降低裂缝的导流能力。为解决这一问题,研究采用自生热压裂技术,利用生热剂发生化学反应放出的热量,以加热压裂液和油层的近井地带,保证压裂液在进入裂缝后不会对油层速成“冷伤害”,达到提高裂缝渗流能力,增加油井产能的目的。文中探讨了自生热压裂的压裂、生热机理,生热剂的反应动力学特征,影响自生热速度的因食,自生热压裂液的配方研究,压裂施工工艺等。     

低渗透高凝油油藏储层伤害综合研究

沈95块属低渗透高凝油油藏,储层非均质严重,开发过程中表现出注不进、采不出的生产特点.从储层特征研究入手,通过岩心驱油效果、敏感性研究实验,评价温度及流体对岩心的伤害程度.     

沈95块低渗高凝油藏压裂工艺技术研究及应用

针对沈95块油藏储层渗透率低、原油凝固点高的特点,开展了油藏精细描述、压裂层段优选、压裂液配方研究、支撑剂优选、优化压裂施工设计和压裂工艺研究,研究出适合沈95块高凝油特点的压裂增产工艺技术.该工艺现场应用10口井,施工成功率100%,有效率100%,平均单井初期日增油5.3 t,平均有效期186 d,累计增油7 228t.     

高凝油油藏气水交替驱提高采收率参数优化

通过开展室内物理模拟实验,验证了高凝油油藏气水交替驱提高采收率的可行性,得到了岩心尺度下的最优化参数,采出程度较纯水驱时提高19.83%。在物模研究的基础上,利用实验岩心和流体参数、含气活油相渗曲线建立数值模型,分别研究注采井网、注采井距、段塞尺寸、气水体积比、注入时机、注入周期各参数对采收率的影响。研究结果表明:当采用五点系统、300 m井距、0.2PV段塞尺寸、1∶2气水体积比、含水率60%时转注、连续注入9个周期为最佳方案,可以保证在较低的注气成本下获得较高的采收率,对以后该类油藏的气水交替驱开发具有理论指导意义。     

高凝油捞油技术

为降低运行成本,提高"三低"油井开发效益,沈阳采油厂采用捞油车的开采方式进行捞油,但由于高凝油的特殊性质,使得常规捞油方法无法完成捞油作业.该技术针对影响高凝油捞油的主要因素和次要因素,分析解决了井筒处理、捞油抽子下井、维持高凝油的温度和罐车泄油等4大难题,开发了井筒处理技术、捞油工艺技术、地面保温技术和罐车泄油技术,从而使高凝油井顺利实现捞油作业.     

沈阳油田深部调剖工艺技术应用

对于注水开发的油田,化学调剖是提高注水开发效果及区块水驱动用程度的行之有效的工艺措施之一.在对深部调剖作用机理进行研究的基础上,对相应的调剖剂性能进行评价,对深部调剖施工工艺进行了改进,并对高凝油油藏进行了现场施工.2000年全年施工9井次,累计注入各类调剖剂12 730 m3,油井累计增油14 227.7 t,经济效益十分显著.     

高凝油藏注CO2开采方式优选室内实验研究

高凝油具有高凝固点和高含蜡的特点,若开发方式不当,极易发生储层伤害,降低采收率.为针对研究区块确定合理的开采方式,进行了连续注CO2驱、水气交替注入、CO2吞吐等实验研究,结果表明对于该油藏条件,CO2吞吐的驱油效率可达到甚至超过水气交替注入.为进一步研究驱替机理并证明宏观实验的结论,进行了微观可视驱油实验,研究发现随着压力增加,CO2对原油性质的改变以及良好的储层物性是驱油效率明显增加的主要原因.结合该油田的实际条件和注CO2吞吐经济高效的特点,研究认为注CO2适合于该高凝油藏的开发.     

高凝油长输管线计算机远程监控系统应用

沈阳采油厂至抚顺炼油厂的输油管线(以下简称沈-抚输油管线)中,综合应用了多项高新技术,在各站点应用计算机DCS(集散控制系统)技术进行实时数据采集及监控,在总调度中心服务器安装PlMS(网络集成)生产综合集成网络系统软件,通过高速无线通讯网络,对全线各站点DCS系统实现远程监控功能,并达到全厂网络环境下的数据和资源共享.计算机无线实时监控及调度自动化网络系统的综合应用,达到了节能、高效、稳定的目的,代表了长距离输油管线计算机监控及调度自动化发展的方向.     

沈阳油田高凝油油藏注水开发合理注采比的确定

针对目前沈阳油田一些主力油藏地层压力与注采比不匹配的现象,根据矿场经验统计和理论分析,在水驱油动态方程基础上,推算出沈67块、沈84-安12块、沈24块等砂岩油藏的合理注采比,同时结合动态分析方法和物质平衡方程确定了潜山油藏的注采比.与区块实际注采比进行比较,分析其影响因素,并提出下步注水方向.该研究对于沈阳油田精细注水、有效注水具有一定的指导意义和实用价值.