0 引 言
渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3]。然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7]。国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11]。但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14]。随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑。为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验。
1 先导试验区油藏地质特征
LD油田位于渤海东部海域,先导试验区目的层为古近系明化镇组Ⅲ油层组,埋深1 300 m左右。储集层岩性较为疏松,孔隙发育,连通性好,储集类型以原生粒间孔为主。孔隙度主要分布在24.8%~38.8%之间,平均34.4%,渗透率主要集中在330.0~11 116.9 mD,平均3 786.5 mD。储集层属于典型的河道型浅水三角洲沉积,河道平面、垂向叠置现象明显,且砂体厚度平面分布不均,最厚18.2 m,最薄2.9 m,砂体平均厚度10.1 m。由于受岩性、构造多重因素制约,油藏类型主要为构造-岩性油藏。地面原油密度0.971~0.984 g/cm3,地面原油粘度1 748.9~4 749.2 mPa·s,地层原油粘度400.0~2 336.7 mPa·s,饱和压力为1.37 MPa,溶解气油比为3.0 m3/m3。
LD油田明化镇组共有39个砂体,储量类型丰富,包括边水油藏、底水油藏和岩性油藏。油藏类型以底水油藏为主(66.2%砂体为底水油藏),砂体规模小(64.1%砂体的储量小于50×104 m3),油柱高度低(64.1%砂体的油柱高度小于10 m),其中岩性砂体储量均小于50×104 m3,且纵向叠合程度差,均暂未动用。
2 不同类型稠油蒸汽吞吐界限研究
为实现经济有效地动用海上非常规稠油,依据实际地质油藏参数,建立边水油藏和底水油藏机理模型进行布井界限研究。
2.1 机理模型的建立
根据LD油田明化镇组油藏类型特点,建立了孔隙度30%、渗透率1 500 mD、平面网格步长1 m的边水油藏和底水油藏2种均质机理模型,机理模型三维图见图1。其中边水油藏网格数48 000=40×80×15,垂向与水平渗透率比值0.1,采用1口水平井进行蒸汽吞吐;底水油藏网格数33 920=40×53×16,垂向与水平渗透率比值0.1、0.3 ,采用3口水平井进行蒸汽吞吐。
2.2 方案设计
为研究边水油藏与底水油藏中不同因素对蒸汽吞吐热采效果的影响,分别设计了44和48个方案,分析因素及水平如表1所示。
2.3 布井界限
机理模型的指标结果显示:边水油藏累产油最低3.4×104 m3,最高14.6×104 m3。底水油藏单井累产油最低0.1×104 m3,最高4.1×104 m3。不同地质油藏条件下,蒸汽吞吐生产指标均差异很大,因此有必要开展布井界限研究。
边水油藏开发界限的主控因素分析以地层原油粘度500 mPa·s、水体倍数1倍、油柱高度6 m和距边水距离100 m的方案为基础方案;底水油藏开发界限的主控因素分析以地层原油粘度1000 mPa·s、垂向与水平渗透率比值0.1、水体倍数0.5倍、油柱高度10 m的方案为基础方案,因素水平变化倍数,即以(水平n-水平1)/水平1为变量,以累产油变化幅度为因变量,计算因素影响程度。结果显示,边水油藏主控因素排序为油柱高度>距边水距离>地层原油粘度>水体倍数;底水油藏主控因素排序为油柱高度>水体倍数>地层原油粘度>垂向与水平渗透率比值。通过对关键因素的敏感性分析,得到边水、底水油藏蒸汽吞吐的开发界限(表2)。通过布井界限研究,制定LD油田明化镇组稠油储量动用原则和布井原则。
储量动用原则:明化镇组油藏类型多样,边水油藏、底水油藏、岩性油藏并存,且同类型油藏纵向上叠合性差、净总厚度比小(仅0.2),多层合采热损失较大,经济效益差,因此采用水平井分层系开发方式,优先动用厚度大的主力砂体。
布井原则:(1)采用不规则井网以兼顾后期开发方式的转换;(2)底水油藏油柱高度大于15 m,水平井段部署在距离储集层顶部2 m的位置;(3)边水油藏生产井距内含油边界距离至少大于100 m,水平井段在油层中的纵向位置距离油顶占油藏厚度的3/8处最佳;(4)从注入井到地层压力12 MPa作用范围距离为80~90 m,为防止注入的蒸汽沿断层窜流,注汽井距离断层90m以上。
根据制定的储量动用原油和布井原则对明化镇组39个砂体进行摸排,筛选出3个优质砂体进行规模化热采方案研究。
3 整体热采方案研究及实施进展
3.1 规模化热采方案
明化镇组2口冷采试采井生产情况表明,LD油田稠油冷采开发效果差,初期日产油30 m3,单井累产油仅3×104 m3左右。根据LD油田2口冷采试采井及渤海其他稠油冷采油田的实际生产情况,冷采比采油指数与流度成正相关关系,综合考虑LD油田地质油藏特征,预测明化镇组冷采产能为20 m3/d。
针对3个砂体的地质油藏特征,设计不同的布井方案,为保证经济性,推荐单井累产油均高于5×104 m3的方案为最终规模化热采方案。
该方案共应用12口水平井,井位部署如图2所示。规模化热采方案预测累产油83.0×104 m3、累增油31.5×104 m3;其中边水油藏热采可提高采收率近10%,底水油藏热采可提高采收率约3%(表3)。
3.2 先导试验井实施进展
LD油田以动用优质储量为基础,开辟热采先导试验区,在整体部署热采方案的基础上,利用现有平台剩余井槽,先期实施2口先导试验井部署在NmⅢ1-1308砂体,2013年12月投产。其中A 23H井先期冷采进行PVT取样。A 23H井初期平均冷采产能22 m3/d,实钻渗透率3 850 mD,实测地层原油粘度2 336.7 mPa·s,流度1.63 mD/(mPa·s),比采油指数0.63 m3/(MPa·d·m)。钻后地层流体性质变差,但水平段渗透率变好,流度和比采油指数变化不大。
A 22H井于2014年、2016年、2018年依次实施了第一、二、三轮蒸汽吞吐;A 23H井分别于2015年、2017年实施了第一、二轮蒸汽吞吐,实际注汽参数见表4。2口先导试验井生产4年多,取得了良好的效果。截至2018年4月,A 22H井累产油3.04×104 m3,热采累增油1.09×104 m3,井控储量采出程度6.8%;A 23H井累产油3.53×104 m3,热采累增油0.90×104 m3,井控储量采出程度7.8%。
4 效果评价及规律认识
4.1 吞吐效果评价
由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标[15,16,17]。热采有效期是蒸汽吞吐效果评价的重要参数,是确定周期累产油、周期增油量等指标的基础。LD油田通过比采油指数来判断热采有效期。
利用上述评价方法,对2口先导试验井热采指标进行评价,评价结果如表5所示。周期油汽比逐轮降低,热采效果呈逐轮变差的趋势,其中:A 22H井第一轮由于注汽效果差导致周期平均产能和产能倍数较低,A 22H井第二轮由于泵故障导致提前关井(预测热采有效期为370 d)直接转入第三轮吞吐,使得周期油汽比、累产油较低;A 23H井第二轮由于乳化导致热采效果差,较第一轮生产指标大幅降低。
4.2 吞吐生产规律
蒸汽吞吐周期内产量递减率是随产量变化的一个变量,大致可划分为3个阶段:快速递减阶段、稳定递减阶段和平稳生产阶段。第一轮快速递减阶段月递减率约20%,稳定递减阶段月递减率约6%,平稳生产阶段基本无递减,见图3a。
周期间生产规律对于多轮次蒸汽吞吐指标预测、效果评价具有重要指导意义。A 22H井高峰日产油周期间递减率10%~20%,且周期内递减速度逐轮减缓(图3b),分析其原因是通过优化周期注汽量,每轮周期注汽量较上一轮增加10%~20%,使得井筒周围地层温度较上一轮提高5~10℃,并扩大加热半径10%~20%。
4.3 稠油乳化对生产的影响
A 23H井第二轮高峰日产油低,较第一轮递减37%,与A 22H井周期间递减规律差异大,且初期迅速递减,与A 22H井第二轮递减规律不同,见图4a。通过对2口试验井不同含水率下的地面原油取样进行分析,结果显示地面原油粘度有随含水率上升而增加的趋势,证实乳化现象的存在,见图4a。进一步对比分析2口井第二轮含水率与地下存水量变化规律,发现当地下存水剩余约5 000 m3时,含水率开始稳定在12%,见图4b,当A 23H井第二轮含水率下降至12%以后,日产油上升一个台阶,之后递减规律与A 22H井第二轮基本一致,也进一步证实A 23H井第二轮早期存在乳化。
由于原油中存在胶质、沥青质和蜡等天然的乳化剂,当油水在储集层中流动时就会形成油水乳化液[18]。对于稠油,由于其富含胶质、沥青质等,且原油粘度高,形成的W/O型乳化液粘度一般远高于纯稠油粘度且相当稳定[19,20,21],使得稠油的流动性变得更差。因此,若近井地带的冷凝水不能及时排出,稠油在热采的高温作用下乳化的风险很大,严重影响热采开发效果。
A 23H井注汽量基数大,第一轮注入4 500 m3水当量蒸汽,地下存水3 166 m3,较A 22H井第一轮地下存水多44.6%,第二轮继续注入5 250 m3水当量蒸汽后,近井地带含水饱和度进一步大幅提高,而LD油田平台受海管高温限制影响,返排速度受限,地层中的冷凝水未能及时排出,导致A 23H井第二轮发生乳化,影响生产效果。在此基础上,提出提高蒸汽吞吐尽量提高初期返排速度,减小乳化风险的策略。通过与工艺相结合,A 22H井第三轮初期排液速度有所提高,热采效果好于预期。同时,类比相似油田排液速度与热采效果之间的关系,证实周期累产油与排液速度存在正相关关系,见图4b。
5 结论与认识
(1)蒸汽吞吐累产油受多个因素影响,研究表明影响边水油藏生产效果的因素从强到弱为油柱高度、距边水距离、地层原油粘度、水体倍数,影响底水油藏生产效果的因素从强到弱为油柱高度、水体倍数、地层原油粘度、垂向与水平渗透率比值。
(2)海上油田由于经济性要求,以累产油5×104 m3为界限。边水稠油油藏蒸汽吞吐井应距内含油边界至少100 m,热采可提高采收率约10%;底水稠油油藏油柱高度应大于15 m,热采可提高采收率约3%。
(3)通过对已实施试验井的生产效果进行评价,结果表明蒸汽吞吐可以显著改善稠油开发效果,平均周期产能是冷采产能的1.5~2.5倍,但随着地下原油持续采出,周期油汽比减小,热采效果逐轮变差,因此应每轮优化周期注汽量以改善热采效果。
(4)热采过程中的胶质、沥青质是良好的乳化剂,在高温条件下原油更易乳化,乳化将导致原油粘度大幅上升、产能大幅降低,实践表明提高排液速度可以降低乳化风险,改善热采效果。
The authors have declared that no competing interests exist.
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2016
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
海上深薄层稠油油田多元热流体吞吐研究
1
2016
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
海上多元热流体吞吐提高采收率机理及油藏适应性研究
1
2014
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
海上多元热流体吞吐提高采收率机理及油藏适应性研究
1
2014
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
南堡35-2海上稠油油田热采初探
1
2011
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
南堡35-2海上稠油油田热采初探
1
2011
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
加拿大稠油开发技术现状及我国渤海稠油开发新技术应用思考
1
2006
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
加拿大稠油开发技术现状及我国渤海稠油开发新技术应用思考
1
2006
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验
1
2011
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验
1
2011
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望
1
2001
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望
1
2001
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
稠油开采技术现状与展望
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2009
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
稠油开采技术现状与展望
1
2009
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
普通稠油化学驱油技术现状及发展趋势
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2012
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
普通稠油化学驱油技术现状及发展趋势
1
2012
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
稠油热/化学驱油技术现状及发展趋势
1
2010
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
稠油热/化学驱油技术现状及发展趋势
1
2010
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
1
2009
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
1
2009
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
海上油田高效开发技术探索与实践
1
2009
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
海上油田高效开发技术探索与实践
1
2009
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
海上稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽量优化研究
1
2014
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
海上稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽量优化研究
1
2014
... 渤海油田稠油资源丰富,其中85%为稠油,而非常规稠油(地层原油粘度大于350 mPa·s)占渤海油田稠油总量的30.2%[1,2,3].然而,非常规稠油冷采开发产能低、采油速度低、采收率低[4,5],受海上油田高成本、高投入、周期短的影响,难以满足海上稠油高效开发的需要[6,7].国内外多年实践表明,热采、化学驱等是稠油开发的有效技术[8,9,10,11].但是由于海上油田的特殊性,埋藏深、井段长、井距大,热采难度大,开发所面临的问题与陆地油田有相当大的差异[12],导致陆地成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术在海上稠油开发中未有效应用[13,14].随着越来越多的稠油油田被发现,稠油的高效开发成为渤海油田稳产的重要支撑.为探索海上规模化热采高效开发技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,渤海油田开辟了我国首个海上蒸汽吞吐先导试验区,进行水平井蒸汽吞吐工艺试验. ...
蒸汽吞吐油藏主要开发指标评价新探
1
2006
... 由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标[15,16,17].热采有效期是蒸汽吞吐效果评价的重要参数,是确定周期累产油、周期增油量等指标的基础.LD油田通过比采油指数来判断热采有效期. ...
蒸汽吞吐油藏主要开发指标评价新探
1
2006
... 由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标[15,16,17].热采有效期是蒸汽吞吐效果评价的重要参数,是确定周期累产油、周期增油量等指标的基础.LD油田通过比采油指数来判断热采有效期. ...
稠油热采开发效果的模糊综合评价模型
1
2012
... 由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标[15,16,17].热采有效期是蒸汽吞吐效果评价的重要参数,是确定周期累产油、周期增油量等指标的基础.LD油田通过比采油指数来判断热采有效期. ...
稠油热采开发效果的模糊综合评价模型
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2012
... 由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标[15,16,17].热采有效期是蒸汽吞吐效果评价的重要参数,是确定周期累产油、周期增油量等指标的基础.LD油田通过比采油指数来判断热采有效期. ...
渤海油田稠油多元热流体热采有效期确定
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2016
... 由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标[15,16,17].热采有效期是蒸汽吞吐效果评价的重要参数,是确定周期累产油、周期增油量等指标的基础.LD油田通过比采油指数来判断热采有效期. ...
渤海油田稠油多元热流体热采有效期确定
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2016
... 由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标[15,16,17].热采有效期是蒸汽吞吐效果评价的重要参数,是确定周期累产油、周期增油量等指标的基础.LD油田通过比采油指数来判断热采有效期. ...
海上埕岛油田原油乳化特性及防治
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2013
... 由于原油中存在胶质、沥青质和蜡等天然的乳化剂,当油水在储集层中流动时就会形成油水乳化液[18].对于稠油,由于其富含胶质、沥青质等,且原油粘度高,形成的W/O型乳化液粘度一般远高于纯稠油粘度且相当稳定[19,20,21],使得稠油的流动性变得更差.因此,若近井地带的冷凝水不能及时排出,稠油在热采的高温作用下乳化的风险很大,严重影响热采开发效果. ...
海上埕岛油田原油乳化特性及防治
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2013
... 由于原油中存在胶质、沥青质和蜡等天然的乳化剂,当油水在储集层中流动时就会形成油水乳化液[18].对于稠油,由于其富含胶质、沥青质等,且原油粘度高,形成的W/O型乳化液粘度一般远高于纯稠油粘度且相当稳定[19,20,21],使得稠油的流动性变得更差.因此,若近井地带的冷凝水不能及时排出,稠油在热采的高温作用下乳化的风险很大,严重影响热采开发效果. ...
Interfacial film properties of asphaltenes and resins
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2002
... 由于原油中存在胶质、沥青质和蜡等天然的乳化剂,当油水在储集层中流动时就会形成油水乳化液[18].对于稠油,由于其富含胶质、沥青质等,且原油粘度高,形成的W/O型乳化液粘度一般远高于纯稠油粘度且相当稳定[19,20,21],使得稠油的流动性变得更差.因此,若近井地带的冷凝水不能及时排出,稠油在热采的高温作用下乳化的风险很大,严重影响热采开发效果. ...
Studies on properties of interfacial active fractions from crude and their effect on Stability of crude emulsions
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2006
... 由于原油中存在胶质、沥青质和蜡等天然的乳化剂,当油水在储集层中流动时就会形成油水乳化液[18].对于稠油,由于其富含胶质、沥青质等,且原油粘度高,形成的W/O型乳化液粘度一般远高于纯稠油粘度且相当稳定[19,20,21],使得稠油的流动性变得更差.因此,若近井地带的冷凝水不能及时排出,稠油在热采的高温作用下乳化的风险很大,严重影响热采开发效果. ...
Stability of water/crude oil emulsions based on interfacial dilatational rheology
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2006
... 由于原油中存在胶质、沥青质和蜡等天然的乳化剂,当油水在储集层中流动时就会形成油水乳化液[18].对于稠油,由于其富含胶质、沥青质等,且原油粘度高,形成的W/O型乳化液粘度一般远高于纯稠油粘度且相当稳定[19,20,21],使得稠油的流动性变得更差.因此,若近井地带的冷凝水不能及时排出,稠油在热采的高温作用下乳化的风险很大,严重影响热采开发效果. ...
, 刘东, 王树涛, 杨志成, 刘喜林
