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中国石油勘探 2018年第6期23卷 107-112页

作者：秦军张宗斌崔志松巴忠臣于岐中国石油新疆油田公司勘探开发研究院克拉玛依华信能源技术服务有限公司

为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相... 详细信息

为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相对渗透率实验。实验结果表明:(1)在50～200℃之间,束缚水饱和度随温度升高而增大,残余油饱和度随温度升高而减小;(2)在同一含水饱和度条件下,油相相对渗透率随温度升高而明显增大,随着含水饱和度增加,油相相对渗透率增加的幅度逐渐减小;(3)当渗透率在50～200mD之间时,岩心渗透率的改变对温度与束缚水饱和度、温度与残余油饱和度以及温度与稠油/水相对渗透率之间的相对关系没有影响。

关键词：相对渗透率昌吉油田稠油实验热采

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CO_2在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油中的溶解性研究

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中国石油勘探 2018年第5期23卷 65-72页

作者：高敬善但顺华杨涛张小红岳红星于岐中国石油新疆油田公司准东采油厂克拉玛依华信能源技术服务有限公司

为论证CO_2驱油技术在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油开发中的可行性,开展了原油注CO_2膨胀实验及细管驱替实验,以研究CO_2在研究区稠油中的溶解特性。实验结果表明:(1)在目前16.41MPa地层压力的条件下,当CO_2注入比例达到50mol/mol时... 详细信息

为论证CO_2驱油技术在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油开发中的可行性,开展了原油注CO_2膨胀实验及细管驱替实验,以研究CO_2在研究区稠油中的溶解特性。实验结果表明:(1)在目前16.41MPa地层压力的条件下,当CO_2注入比例达到50mol/mol时可使原油黏度降低42.3%~66.7%,原油密度由0.9011g/cm3降低至0.8428g/cm3,体积系数增大20%,原油膨胀系数增加至1.13~1.24,气油比增加6.3~8倍,饱和压力增大140%~306%;(2)随注入压力提高,地层原油采收率不断增加,气体突破较晚,当注入压力为45MPa时,地层原油采收率为46.68%,表现为非混相驱特征;(3)实验结果表明CO_2对研究区稠油具有很好的降黏和膨胀作用,表明CO_2非混相驱油技术适用于研究区特深层稠油油藏开发。

关键词：昌吉油田稠油 CO2驱油细管驱替实验

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稠油油藏常温水驱自乳化效果评价——以准噶尔盆地昌吉油田吉7井区为例

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长江大学学报（自然科学版） 2021年第6期18卷 69-75页

作者：梁成钢赵坤褚艳杰魏庆婷王炜龙甄贵男赵雪洁秦嘉敏张荣中国石油新疆油田分公司吉庆油田作业区新疆吉木萨尔831700 长江大学石油工程学院湖北武汉430100

地层原油黏度超过300mPa·s进行注常温水成功开发的稠油油藏鲜有报道。准噶尔盆地昌吉油田吉7井区中深层稠油油藏突破技术瓶颈成功实现常温水驱,已建成52万吨产能,预测最终采收率可达30.0%。从原油自乳化能力和稳定性及乳化液流体特性入... 详细信息

地层原油黏度超过300mPa·s进行注常温水成功开发的稠油油藏鲜有报道。准噶尔盆地昌吉油田吉7井区中深层稠油油藏突破技术瓶颈成功实现常温水驱,已建成52万吨产能,预测最终采收率可达30.0%。从原油自乳化能力和稳定性及乳化液流体特性入手,通过室内试验深入分析了吉7井区原油的自乳化机理,结果表明,吉7井区稠油与水在地层条件下易自乳化,乳化液呈亚微米稳定结构,形成的W/O乳化液呈高黏度特征。该认识突破了原油只有添加乳化剂才能乳化的常规认识,揭示了特定稠油遇水自乳化规律。为了进一步研究乳化液微观驱油效率,开展了吉7井区水驱油室内试验。乳化液体现出良好的流度控制能力,水驱前缘乳化原油高黏度带形成“水乳化液油”三段式驱替条带,起到了扩大波及体积的作用。在吉008试验区稠油常温注水开发成功的基础上,对吉7井区其他稠油油藏进一步开展了推广应用。每个区块均表现出注水见效后递减率小,预测采收率高等特点,突破了注水开发传统原油黏度界限,为同类油藏注常温水开发的可能性提供了技术借鉴。

关键词：稠油油藏常温水驱自乳化驱油效率波及体积

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超稠油直井辅助双水平井SAGD井距界限研究

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中外能源 2020年第10期25卷 31-37页

作者：陈新宇屈悠潇新疆油田公司勘探开发研究院新疆克拉玛依834000 新疆石油管理局有限公司工程技术公司新疆克拉玛依834000

超稠油油藏SAGD开发受储层非均质性影响,出现水平段汽腔发育不均、横向扩展迟缓、开发效果不佳等问题,利用SAGD井组间原有直井上返补孔等措施对已投产的SAGD井组进行直井辅助,能够改善SAGD的开发效果。为了明确直井与SAGD井组间的井距界... 详细信息

超稠油油藏SAGD开发受储层非均质性影响,出现水平段汽腔发育不均、横向扩展迟缓、开发效果不佳等问题,利用SAGD井组间原有直井上返补孔等措施对已投产的SAGD井组进行直井辅助,能够改善SAGD的开发效果。为了明确直井与SAGD井组间的井距界限,实现对辅助直井的科学选井,运用数值模拟方法,考虑非均质油层中水平段渗透率级差对沿程热损失以及传热效率的影响,解释了水平段沿程渗透率级差与汽腔发育程度之间的关系,并提出了以实现有效井间热连通为原则,依据SAGD井组水平段汽腔不同发育程度确定直井辅助SAGD井距界限的技术思路。数值模拟结果表明,不同类型汽腔的辅助半径存在不同的极限值,井距超出有效辅助半径时井间无法建立有效热连通,合理的井距能够显著提高油汽比及产油水平。

关键词：数值模拟直井辅助SAGD 渗透率级差汽腔发育程度井距界限

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