采油速度

摘要： 截至2022年5月29日,辽河油田杜80块与杜229块超稠油油藏今年以来已有16个井组转蒸汽驱开发。截至目前,辽河超稠油蒸汽驱已转驱44个井组,日产油627吨,平均单井日产量稳定在3吨至5吨,采油速度2.5%以上,油汽比0.167。“这种模式以前是不敢想的”辽河油田勘探开发研究院稠油开发所所长尚策对记者说。一般来说,蒸汽驱只适用于开发原油黏度低于1万厘泊的普通稠油,而辽河油田超稠油黏度普遍大于10万厘泊,成为蒸汽驱开发的“禁区”。

摘要： 地质条件相同或相似条件下,影响油田作业效率、速度的主要因素在于原油的粘度.文章以均质性油藏为例,对不同粘度条件下(低、中高),不同采油速度对均质油藏水驱油物理特征进行分析.结果表明:随采油速度提升,低粘度均质油藏注水沿油层底部突进减弱,水驱波及变化趋势趋向于更均匀态势,开发速度对低粘度均质油藏无水期采出程度影响为正向影响;随采油速度提升,中高粘度均质油藏注水呈明显指进现象,随采油速度提升油藏水驱流线向更细态势发展,高速开发速度条件下见水时间短,踩出速度与低速开发条件差距明显;整体而言,原油粘度越低越容易实现良好的开发效果.

摘要： 为了研究水驱油田提液特征,采用300 mm×300 mm×45 mm尺度的平板物理模型,借助电极检测含油饱和度方法,采用3块平板模型并联模拟3个储层的实验方式,分别进行笼统注水和提液增速开发方式的水驱油实验;采用0.4、0.8、1.2 mL·min-1的注入速度分别测试1、2、5μm2的储层相渗曲线变化;利用数值模拟软件,分别测试提液1.2、1.5、2.0、3.0倍条件下采油速度变化.结果表明:笼统注水开发条件下产生严重的层间干扰现象,导致各层开发采出程度差异较大,但采用提液增速的开发方式可以有效地提高注入压力,提高了中低渗层的波及程度,增强波及区域内的洗油效果,使得整体采收率有所提高;采用提液增速开发方式,随着注入速度的增加,驱替压力增加,残余油饱和度降低;渗透率越低,残余油条件下油水两相流动能力变化越明显,驱替压力对油水两相相对渗透率的影响越明显;提液增速生产提高了采油速度,缩短了油田生产年限,最终提高了采收率.

摘要： 为了有效防止油气区的原油、天然气相互窜流,以渤海B油田小气顶油藏(气顶指数小于0.5)为例,基于数值模拟和油藏工程方法研究了小气顶油藏的油气界面下移规律.在此基础上,绘制出不同工作制度的油气界面下移规律图版,综合考虑油田的生产压差,筛选合理的工作制度.研究结果表明:采油速度、注采比等是影响油气界面下移的主控因素;小气顶油藏应在投产初期开始注水补充地层能量,并根据图版及时调整注采比、采油速度,以防止油井气侵.研究结果有效地指导了小气顶油藏的开发,改善了油田开发指标,对其他小气顶油藏的开发具有一定的意义.

摘要： 针对海上油田开发受平台寿命、空间狭小等因素的制约,采取少井提产策略,随着生产开发的进行,逐渐暴露出含水上升快、产能下降快等问题,从采油速度入手,通过与陆上油田开发情况对比,海上油田采油速度变化剧烈,明显的特征是产量波动大,而且波动幅度大,无稳产期;产量递减速度快,与其井网密度偏低、对储量控制程度弱有较大的关系;与S油田相比,在相同的油井井网密度下,其采油速度是S油田的3倍;油田油水井数比偏高,按照理论测算合理的油水井数比应该保持在1左右.后期可通过进行生产井转注,使油水井数比降低到一个合理的区间,是提高采收率的一个可行的措施.

摘要： 低渗透油藏是指油储层渗透率低于(10~100)×10-3μm2的油藏,这样的油藏难以用常规的方式开发,需要通过注水的方式来驱油,以保证油藏开采的质量和效率。低渗透油藏在我国已探明的石油储备中占有较大的比例,占比约为四分之一,储量约为40×108t,且有部分低渗透油藏已经开始被逐渐开采。研究合理开发低渗透油藏、应用合理的注水采油速度是我国石油开采领域的重要课题。随着科学技术的不断发展,低渗透油藏的注水开发速度不断加快,采油速度不断加快,石油开采企业的利润空间逐渐扩大。但目前,低渗透油藏的注水开发环节存在一定的问题,注水开发的采油效果难以保障,不利于石油开采企业的发展。本文主要围绕低渗透油藏的注水开发合理采油速度进行分析和探讨,希望可以为提高石油开采质量和效率提供一些思路。

摘要： 稠油油藏单一方式火烧开采后期存在易气窜、燃烧不充分、波及效果差等问题.以辽河油田G3块火驱试验区天然岩心为研究对象,进行稠油油藏一维火烧物理模拟实验,结合产出流体、储层矿物特征,分析火烧蒸汽复合驱热采技术优势,应用数值模拟进行特征验证和生产预测.结果 表明:火烧蒸汽复合驱比单一方式火烧的火线最高温度提高150°C以上、高温区域扩大2倍以上.水蒸汽参与火烧过程产生化学反应,降低开发后期对空气的需求;反应过程中释放大量热能,既加热原油促进流动性,又加热储层岩石提高储层渗流能力.火烧蒸汽复合驱提高阶段采油速度,改善开发效果,数值模拟结果与物理模拟实验特征吻合.该结果为稠油油藏进一步改善火烧油层开发效果提供依据.

摘要： 水驱采油指向地层中注入水,用水驱替出地质储层中的剩余油,从注水井注入水,地层压力会升高,由此会将地层原油驱替到附近的生产井内,注水技术自20世纪50年代以来,被广泛使用.通过对水驱油技术现状进行阐述,通过分层注水,精细化注水比,控制采油速度,保证地层压力等方面进行分析,为水驱油技术未来的发展提供了强有力的支持.

摘要： 稠油油藏单一方式火烧开采后期存在易气窜、燃烧不充分、波及效果差等问题。以辽河油田G3块火驱试验区天然岩心为研究对象,进行稠油油藏一维火烧物理模拟实验,结合产出流体、储层矿物特征,分析火烧—蒸汽复合驱热采技术优势,应用数值模拟进行特征验证和生产预测。结果表明:火烧—蒸汽复合驱比单一方式火烧的火线最高温度提高150°C以上、高温区域扩大2倍以上。水蒸汽参与火烧过程产生化学反应,降低开发后期对空气的需求;反应过程中释放大量热能,既加热原油促进流动性,又加热储层岩石提高储层渗流能力。火烧—蒸汽复合驱提高阶段采油速度,改善开发效果,数值模拟结果与物理模拟实验特征吻合。该结果为稠油油藏进一步改善火烧油层开发效果提供依据。

摘要： 分层采油是合理开发油田,提高采油速度,保证油田具有较高的最终采收率的基本手段之一。具体分析了国内外油田分层采油工艺技术现状以及分层采油工艺发展趋势。

摘要： 吐哈盆地葡北油田是我国第一个实现气水交替混相驱开发的油田,填补了国内油田注气混相驱开发的空白.本文详细介绍了该油田基本情况、混相驱开发方案设计及其实施情况,评价了混相驱开发效果,分析了生产过程中所暴露的问题.葡北油田混相驱开发方案设计过程中依据油藏条件和流体性质,开展了细管实验,确定了最小混相压力,依据岩心驱替实验和数值模拟研究优化开发方案注采参数;现场实施过程中采用西块注气混相开发、东块注水开发的不同开发方式,并建立起一套注气混相驱动态监测技术.开发实践表明:葡北油田实现了注气混相驱开发,大幅度提高了采油速度和采收率,对同类油田注气混相驱开发提供了有益的借鉴.

摘要： 渤中34-1油田为渤海典型的河流相复杂断块油藏,平面分4个井区,纵向上"一砂一藏",单砂体储量小、储量丰度低、"十二五"平均采油速度3.4％,高采油速度下储采比下降快,油田稳产难度大;油田油水关系复杂,油藏类型多样,以边水油藏、气顶油藏为主,油田开采8年逐渐暴露出气顶气窜、注入水向生产井方向舌进和向高渗透层突进的现象,油井含水上升快、递减加大.为了提高水驱油田的开发效果,实现油田的持续稳产,本文提出了基于生产压力史反演油藏动态储量的评价技术、基于不同油藏类型的非稳态注水新方法以及基于不同含水阶段与井型的WI决策技术,总结形成了一套海上中轻质油田高效开发技术方法.生产实践表明,渤中34-1油田连续六年稳产100×104m3,采油速度一直保持在3.0％以上,采出程度接近20.0％,含水率仅40.0％,开发效果达到海上一类油田开发标准,好于陆地同类油田开发效果.该技术在渤中28/34油田群得到推广应用,取得较大的经济、社会效益.

摘要： 胜利油田注聚及后续区开发单元近年来先后出现以老化聚合物为主要堵塞物的新型油层伤害,表现为部分注入井注入困难,部分采出井高压低产,严重的影响了注聚及后续水驱开发单元的开发效果及采油速度.本文通过老化聚合物的成份分析了深入了解了老化聚合物的成因及油层损伤机理,并以此为基础通过研制温和型解聚剂发展注聚区油水井增产增注技术,现场共实施23口井,取得了良好的应用效果.

摘要： 针对石南油田开发存在矛盾进行了分析研究,对比边角井裂缝方向及高渗透层水淹情况,认为是采油速度过快注入水水窜引起的.通过井间电位检测定量描述剩余油分布状况和区域水淹程度并且确定了水窜方向,示踪剂监测水驱前缘平均推进速度,原有方案采油速度过快注入水突进造成水淹,由于储集层非均质性层内层间矛盾、注采不均、储量动用程度低采收率低.综合运用静水柱压力法、低(特低)渗透性油藏确定法、原油黏度确定法、物质平衡法、数值模拟法来确定石南油田合理地层压力取值为21.9～22.1MPa.运用可采储量统计判别法同时结合经验公式确定合理的采油速度为2.76％.在合适时机对实验区开展反九点转五点网结构调整,能量、产量稳定,含水稳定或有降低,调整措施效果良好,可以在全区展开实施,对于其他油田发开也有借鉴意义.

摘要： 低渗透油田分布广泛,油井普遍结蜡,在正常油井洗井清蜡工作或作业压井过程中,由于地层能量低,入井液大量进入地层,造成油井水锁等问题,为解决入井液对低渗透油储层造成的伤害,研制了油层防漏喷工艺管柱,其不仅可以防止入井液或洗井液对地层的伤害,还可防止生产管柱落入井底,降低打捞难度,并且减少管柱上部井筒液柱对地层的回压,放大生产压差,提高地层供液能力,通过现场应用不仅避免了入井液对地层的伤害,还提高了低渗透油藏采油速度,取得了良好的开发效果.

摘要： 针对低渗透油田开发初期油井产量下降快的问题,开展控制抽油技术研究.首先分析了控制抽油的必要性,然后提出控制抽油关键是控制油井流动压力,并采用现场测试与理论计算方法相结合确定合理流压值,最后提出控制抽油具体措施.通过研究认为控制抽油技术对于低渗透油田建立起有效的驱替压力系统、稳定原油产量非常重要.为实现控制抽油生产目的，采取一系列配套措施。现场一是采用控制泵挂方法，在保证抽油泵正常生产沉没压力下，采用较浅泵挂，保证动液面高度，控制流动压力，从而控制采油速度;二是在满足排液需求条件下，尽可能选择小排量泵，不仅可以提高泵效，实现流压控制，而且配套杆组合及载荷下降，达到控制设备投资目的;三是抽油机配套二级减速电机，满足调低工作参数需求。通过举升设备及工作参数的合理设计，达到控制抽油生产目的。

摘要： 沈阳油田静北潜山区块属于高凝油油藏,油层埋深为2450～3000m,具有高凝固点、高析蜡点、高含蜡量的特点，开采难度很大.注水后形成了低渗透带剩余油富集区、弱水驱替区和构造水驱死角.运用高压水射流径向侧钻技术在油层中的不同方向上钻出多个直径达40mm、长达100m左右的小井眼,沟通油层有效裂缝,从而增加原井的泄流半径,扩大泄油面积,来增加原油产量.该技术解决了油藏二次开发井网间死油区剩余油的问题，可以大大提高油藏的采油速度，是1种国内领先的低投入高产出增产增油新技术。建议对该技术在硬度较大岩石(混合花岗岩、石英岩)钻孔的可行性进行研究和试验;对造斜工具进行改进，达到非径向钻孔的要求。

摘要： 靖安油田大路沟二区属特低渗透油藏,裂缝及高渗带发育,储层物性差,非均质性强.注水开发过程中受井网、裂缝、储层非均质性及开发规律认识不足等因素影响,区块递减大,开发效果差.本文剖析了启动压力梯度、储层裂缝高渗带、储层非均质性、油藏开发规律认识不足对大路沟二区注水开发效果造成的影响,针对这些因素,以精细油田注水为中心,以细分注水、周期注水和加密井调整为重点,坚持分区治理及合理开发技术政策,有效的缓解了开发矛盾,油藏连续四年自然递减稳定在8.0％左右,持续保持Ⅰ类开发水平,开发形势稳定.

摘要： 靖安油田大路沟二区属特低渗透油藏,裂缝及高渗带发育,储层物性差,非均质性强.注水开发过程中受井网、裂缝、储层非均质性及开发规律认识不足等因素影响,区块递减大,开发效果差.本文剖析了启动压力梯度、储层裂缝高渗带、储层非均质性、油藏开发规律认识不足对大路沟二区注水开发效果造成的影响,针对这些因素,以精细油田注水为中心,以细分注水、周期注水和加密井调整为重点,坚持分区治理及合理开发技术政策,有效的缓解了开发矛盾,油藏连续四年自然递减稳定在8.0％左右,持续保持Ⅰ类开发水平,开发形势稳定.

摘要： 本发明提供的封隔器，包括封隔管及活塞；沿封隔管的轴线开设通孔，通孔的一端为液面端另一端为泵体连接端，在通孔的液面端设置单向阀。单向阀从液面端向连接端单向导通，沿封隔管的轴向开设环形腔。环形腔的一端与液面端连通，环形腔的另一端与泵体连接端连通，活塞沿环形腔的径向可滑动的设置于环形腔内。将环形腔分隔为第一腔体及第二腔体，第一腔体与液面端连通，环形腔的另一端与待连接泵体的排液腔连通。同时，本发明还提供了采油系统、采油泵及采油方法。当地面供液泵通过油管向井下液力泵供液时，其可通过在封隔器中设置的浮动活塞，使排液缸上下两腔的压力平衡，解决了该泵排液缸上下两腔受力不平衡造成采油效率低的问题。

摘要： 本发明提供一种提高采油率采油法和在采油铅孔中减少原油中沥青沉淀的方法。一方面，原油在钻孔中与至少一种具有8-22碳原子脂肪酸的N，N-二烷基酰胺接触。另一方面，在EOR方法的混相驱动操作过程中，通过加入至少一种具有8-22碳原子脂肪酸的N，N-二烷基酰胺驱动溶剂来减少沥青的沉淀。

摘要： 该发明属油藏增储增产提高采收率。先在注水井普遍进行纳米降压增注技术，在油井普遍进行纳米增储增产技术；然后在注水井用纳米驱油剂NDA长期进行段塞式变成分变用量驱油技术。解除聚合物堵塞和空气泡沫调剖，使注入水在剖面上均匀推进；通过溶解岩石、潜在酸、渗吸、中性润湿剂联合建造、扩大纳米孔缝、微米孔缝，提高解吸速度，降压增注，增储增产。纳米采油技术既可以采出中高渗砂岩、碳酸盐岩油藏的剩余油，又可以提高中高渗砂岩和碳酸盐岩油藏基岩、超致密油藏、页岩油油藏的吸附油解吸速度，获得工业化生产。

摘要： 本发明提供的封隔器，包括封隔管及活塞；沿封隔管的轴线开设通孔，通孔的一端为液面端另一端为泵体连接端，在通孔的液面端设置单向阀。单向阀从液面端向连接端单向导通，沿封隔管的轴向开设环形腔。环形腔的一端与液面端连通，环形腔的另一端与泵体连接端连通，活塞沿环形腔的径向可滑动的设置于环形腔内。将环形腔分隔为第一腔体及第二腔体，第一腔体与液面端连通，环形腔的另一端与待连接泵体的排液腔连通。同时，本发明还提供了采油系统、采油泵及采油方法。当地面供液泵通过油管向井下液力泵供液时，其可通过在封隔器中设置的浮动活塞，使排液缸上下两腔的压力平衡，解决了该泵排液缸上下两腔受力不平衡造成采油效率低的问题。

摘要： 加速度传感器、使用该加速度传感器的加速度的评价方法、以及安装有加速度传感器的货物，在该加速度传感器中，在以正交尼科耳方式配置的两片偏光板之间配置有灵敏色板，而且，在任一所述偏光板与所述灵敏色板之间配置有银纳米线分散液。

摘要： 为了能够判断传输速率的测量结果的有效性，一种速度估计方法向作为传输速率测量目标的被测区间发送数据包和在该数据包之前和之后的探测包，基于作为紧接着数据包之前和之后通过被测区间发送的探测包之间的接收时间间隔的第一接收时间间隔和数据包的数据量，估计该被测区间的传输速率，并通过将作为在被测区间中在探测包之间不存在数据包的状态下连续通过了该被测区间的探测包之间的接收时间间隔的第二接收时间间隔与第一接收时间间隔进行比较，来判断传输速率的有效性。

摘要： 本发明提供了一种利用直井辅助原始油藏SAGD扩容提高采油速度的方法，包括：确定适用直井辅助进行扩容的SAGD原始油藏；在油层内钻两口位置上下正对的水平井，上部的水平井为注汽井，下部的水平井为生产井；钻一口直井；对注汽井和生产井进行带压洗井；向注汽井和生产井同时注入刺激物；调整刺激物的注入量，直至注汽井与生产井之间建立连通；关闭生产井，向注汽井注入刺激物，同时向直井注入刺激物；对水平井进行循环预热，转入SAGD生产；对直井进行吞吐注采，调整直井的吞吐注采参数，直至直井与水平井之间的蒸汽腔连通；直井转为持续注汽，水平井保持持续生产。本发明解决了现有技术中的稠油油藏开采的采油速度低的问题。

摘要： 本发明提供一种低成本提高油水逆向运移开发采油速度方法，该低成本提高油水逆向运移开发采油速度方法包括：步骤1，建立油水逆向运移开发采油速度的描述方法；步骤2，分析油水逆向运移开发采油速度的影响因素；步骤3，明确众多影响因素中的低成本人为可控因素；步骤4，明确为提高采油速度控制该影响因素的方法。该低成本提高油水逆向运移开发采油速度方法分析油水逆向运移开发采油速度的影响因素，明确众多影响因素中的低成本人为可控因素，明确为提高采油速度控制该影响因素的方法。

摘要： 本发明提供了一种利用直井辅助原始油藏SAGD扩容提高采油速度的方法，包括：确定适用直井辅助进行扩容的SAGD原始油藏；在油层内钻两口位置上下正对的水平井，上部的水平井为注汽井，下部的水平井为生产井；钻一口直井；对注汽井和生产井进行带压洗井；向注汽井和生产井同时注入刺激物；调整刺激物的注入量，直至注汽井与生产井之间建立连通；关闭生产井，向注汽井注入刺激物，同时向直井注入刺激物；对水平井进行循环预热，转入SAGD生产；对直井进行吞吐注采，调整直井的吞吐注采参数，直至直井与水平井之间的蒸汽腔连通；直井转为持续注汽，水平井保持持续生产。本发明解决了现有技术中的稠油油藏开采的采油速度低的问题。

摘要： 本实用新型提供了一种提高砂岩油藏采油速度的井网结构，包括第一井组(1)和第二井组(2)；第一井组(1)含有均匀整齐行列排布的多个第一直井(11)，每个第一直井(11)的下端均位于总油层(3)的底部或下方；第二井组(2)含有均匀整齐行列排布的多个第二直井(21)，每个第二直井(21)的下端均位于总油层(3)的中部，第二井组(2)中的第二直井(21)与第一井组(1)中的第一直井(11)交错设置。该提高砂岩油藏采油速度的井网结构适用于含油井段长、层系间储层物性差异大的油藏。该井网结构提高了本层系储量的动用程度和采油速度，该井网结构的采油速度可比原方案提高2.7倍。