鲁克沁超深稠油冷采技术对策研究

鲁克沁超深稠油油田发现于1996年,由于油层埋藏深(2500~3200m),原油粘度大(50℃地面原油粘度可达9569~20150mPa.s,地下原油粘度为154~526mPa.s),开发难度大,初期只有部分单井投入试采,2000年正式投入开发。先后采用电加热、泵下掺稀、泵上掺稀、注水保持能量、注天然气吞吐开发等试验,逐步形成了泵上掺稀、油井提液、注冷水保持能量及注天然气吞吐提高采收率等鲁克沁深层稠油配套开发技术。深层稠油开发效果逐步显现,为规模开发鲁克沁深层稠油提供了技术保障。     

春10块中深薄层稠油油藏效益开发实践与认识

春10块稠油油藏具有埋藏较深、油层厚度薄、地下原油粘度大、隔夹层厚度小的特点。通过开发方案优化,配套CO_2强化采油、注采一体化、井筒掺稀油降粘、N_2抑制边底水等工艺技术的应用,实现了效益开发。春10块中深薄层稠油油藏效益开发的成功经验,丰富了稠油油藏效益开发领域,进一步拓展了稠油油藏开发空间,为同类油藏效益开发提供了借鉴。     

重质稠油层综合解释

随着塔河油田勘探开发的进展及掺稀测试工艺的普及运用,该油田重质稠油的勘探开发早已成为勘探开发生产的重中之重.经近几年来,对142层重质稠油层的综合解释,发现传统常规的综合解释方法已不适应重质稠油层的解释.为此,探索、研究适应重质稠油层新解释方法势在必行.     

玉东区块注水开发及稳产技术对策研究

LKQ油田属于超深稠油油藏。玉东区块是LKQ油田的主力区块之一,该区块于1997年试采,2000年正式投入开发。在实验和评价了常温水、热水、天然气、CO2、化学剂等介质驱替和吞吐开发的效果后,最终确定了技术较为成熟成本较低的常温注水开发作为玉东区块的主要开发方式。2006年7月试注,2007年9月开始进行全面注水开发。2008年4月区块部分井表现出受效特征,地层压力逐步恢复、单井产量明显上升、区块动液面止降回升、底水上升受到压制部分单井含水下降、老井产量趋于平稳。截至2008年10月通过将近一年的注水开发后,玉东区块产量运行平稳,结束了多年来衰竭式开发的逐年下降趋势。随着注水开发矛盾的逐步暴露,下步将分批次实施分层注水和分层系开发、调整注采结构,开展压裂、补层、提液等针对性较强、效果好的稳产措施,改善区块注水开发效果,提高玉东稠油采油速度和采收率。     

文中油田CO2吞吐矿场试验研究

文中油田是复杂的断块油田，渗透率低，区块小，目前有1／3的油井依靠天然能量开发，这次通过6口的CO2单井吞吐，使原来的低停产井重新生产，增油919t，换油率达到0．65t／m^3。提出了文中油田CO2吞吐的一些做法和经验，同时也提出了需要进一步研究的内容。     

基于PCA-DEA方法和Malmquist指数的单井措施费投入产出效率评价

单井措施费投入产出效率评价有助于油田公司把握单井开发现状，进行精准高效的财务支配，使油田管理实现业务财务的双向融合。目前，油田公司评价方式不够细化，尚未与单井措施费投入产出进行有机结合。通过构建单井措施费投入产出效率评价指标，使用PCA-DEA组合方法和Malmquist指数，对单井措施费投入产出效率进行静态评价和动态评价，并提出改善建议。研究结果表明：当前各区块单井措施费投入产出效率整体向好，但存在两极分化的问题，个别区块的措施费投入产出效率有待提升；动态评价的分析结果表明大多数区块实现生产效率的提升，技术变化水平是制约措施费投入产出效率的主要因素；PCA-DEA方法可解决区块少、指标多而导致的评价结果不精确的问题，且Super-SBM模型评价结果更为精确。本文研究对单井措施费投入产出效率评价具有借鉴意义，能够为油田公司进一步实现高质量发展提供参考和指引。     

重质稠油区油层综合解释探讨

塔河油田随着掺稀测试和开采工艺的成熟,过去难以开采的重质稠油区--10、12区成为现在及今后相当长时期勘探、开发的重点区块.由于重质稠油的烷烃组份及物理性质与常规、轻质原油差异很大,所以过去常规的油层解释方法已经不适应重质稠油层的综合解释.为此,探索新的油层综合解释方法,是当前录井科技工作者一项光荣而艰巨的历史任务.同时,也是当前录井生产急需解决的技术难题.     

冻胶阀全过程欠平衡钻井技术在马207井的应用

西峡沟区块属于典型的稠油油藏,常规钻井储层伤害大,单井产量低,氮气钻井较常规钻井有着无可比拟的优势。西峡沟油田马207井首次采用氮气欠平衡钻井,应用井身结构优化技术、注入参数优化技术及“冻胶阀”完井等技术,在钻井过程中成功发现了西峡沟三叠系储层,完井后获高产油流,氮气欠平衡技术在该井的成功应用,为西峡沟稠油油藏开发探索了一条有效的途径。     

古城油田某区表面活性剂驱矿场先导试验

稠油油田普通稠油注水开发进入高含水期，面临着采出程度高、平剖面矛盾突出、开发效果变差的问题，穗产难度日益增大。为了进一步提高普通稠油注水区块原油的采出程度，在B125区开展了表面活性剂驱矿场先导试验，以评价表面活性剂驱对普通稠油的适应性，为以后的扩大试验提供基础。     

三塘湖盆地马56区块致密油压裂效果分析

为了进一步提高马56区块致密油勘探开发经济效益,本文针对区块致密油开展压裂效果分析。通过分析表明:长水平段和大规模体积改造有利于提高单井产量,水平段长度和施工规模增加1倍,平均单井累计产油量增加近4倍,并且能延长自喷期;通过及时补充地层能量不仅能提高地层压力和单井产量,而且也有利于邻井增产;段间距在80~100m之间时取得的增油效果最佳,过长和过短的段间距均会影响压裂效果;通过液体优化和支撑剂优选,在保证改造效果的前提下使得液体成本下降19%,支撑剂成本下降54%,进一步提升了单井经济效益。该研究成果对区块致密油藏今后高产、稳产具有十分重要的意义。     

低渗透油藏分层区块注采井网优化研究

中低渗透油藏在我国分布广泛,具有很好的开发潜力,但由于其渗透率较低,储物性差别较大和油层非均质性严重,所以给开发开采带来很大难度。因此,有必要对此类油藏进行深入的研究。对NH油田为中低渗透油田进行研究,对其资料进行分析可以发现其在开发过程中存在的不足:如在开采初期,区块内一半以上的生产井为天然能量的产油井,天然能消耗较快,地层能量递减很快,采收率偏低,为12.13%;注采井距很大,普遍在350 m以上,井网不适合不完善,注水效果不好,这些都严重制约了该油田的发展。根据实际研究数据,得出该区块的最佳井距为200 m。在对NH油田地质特征和历史生产数据的分析基础上,进一步对其先期的开发效果进行了评价,通过对4种不同的井网形式的注采单元的注水模型进行模拟计算。结果表明,菱形注采井网和九点法注采井网对该油藏的驱替效果相对最好。根据NH油田的地质特征建立相应的H8区块模型,并设计了4套不同布井方式的注采方案,利用油藏数值模拟软件对其进行模拟预测。     

加密调整水平井轨迹控制技术

随着渤海油田部分稠油区块已经进入开发中后期,加密调整水平井将在油田稳产、增产方面占据越来越重要的地位。但此类井井眼碰撞风险高、轨迹复杂、井下摩阻大,出于安全与时效考虑,海上油田通常使用国外先进的旋转导向工具进行钻井作业,不但成本高且无法大面积实施。为此,渤海油田开展了一系列轨迹控制技术研究,实现了全井段使用常规螺杆钻具完成此类井的目的。以一口难度较大的S形加密调整水平井为例,总结了加密调整水平井轨迹控制技术,为后续此类井的推广提供了经验。     

大庆油田齐家区块致密油水平井钻井提速技术

水平井技术是实现致密油开发的重要途径。自2013年开始,大庆油田在齐家、长垣等3个致密油区块开展了水平井井组开发先导性试验,其中齐家区块施工难度最大,针对该区块水平井水平段长、位移大的特点,及钻遇地层岩石可钻性差、三维扭方位难度大、机械钻速低、钻井周期长等主要技术难点,在分析地层特征的基础上,通过优化井身结构,井眼轨迹控制,优化三维井眼轨迹,开展个性化钻头、降摩减扭措施和配套工具的技术攻关及现场应用,初步形成了一套大庆油田齐家区块致密油水平井钻井提速技术,并取得了较好的应用效果,为大庆油田致密油长水平段水平井进一步提速及规模应用奠定了基础。     

胜坨油田老区加密井钻井技术及其应用

胜坨油田属于胜利采油厂老油区,油田开发进入中后期,由于经过长时间的注水开采,地层压力紊乱,且部署井网密集。为保持产量稳定,在原有老井场进行加密钻井。加密井存在着防碰绕障、井眼轨迹控制和钻井井控等技术难点,需要根据实际钻井情况制定有针对性的技术方案和应急预案。以胜坨油田三区1个井组(5口井)和1口单井为例,从钻井工程设计、井眼轨迹控制、底部钻具组合优化和井控技术等方面进行了分析,进而提出了防碰段采用"牙轮钻头+单弯螺杆",注水井提前关井停注泄压等解决施工难点的对策。实践证明所采取的措施科学可行,为油田老区相同类井钻井提供了技术经验。     

王龙庄断块精细化三维地质建模

随着油田投入生产,许多油田基本上已进入中后期阶段,特点是高含水率、高采出率,开发难度变大,但大量剩余油依然存在于地下,并且分布更加零碎和繁琐,现在油田勘探的主要目的便是为了精确地呈现出剩余油的分布,进而提高采收率。为了实现这个目标,需要开展精细油藏描述,为勘探开发决策提供有力支持。根据王龙庄断块已有的井位、井斜、测井、录井等资料,以储层综合评价为基础,建立了王龙庄断块的三维地质模型,运用了比传统方法更先进的细分层方法进行建模,形成了精细油藏描述的三维可视化,最后对模型中5个主要的含油小层进行储量计算,再与原始测量得到的储量对比。王龙庄断块原始储量为116×10⁴ t,拟合储量为121.11×10⁴ t,拟合相对误差4.2%。计算结果表明,王龙庄断块储量拟合误差在允许范围之内。     

新120-侧平80井侧钻钻井实践

为探索裂缝型低渗透油田有效开发调整方式,减缓产量递减,提高最终采收率,采油九厂利用长关油水井,开展侧钻水平井试验,提高油田采油速度和剩余油动用程度,为低丰度低渗透裂缝型油田的后续调整提供技术依据。     

油田不同开发阶段经济产量确定方法研究

油田在各个开发阶段以经济产量生产,是保证油田经营效益最大化、实现储量资源最经济开发的关键。为了更好的做好低油价时期的油田开发投资与产量规模决策,更快更有效的应对油价波动,根据边际决策理论和经济评价理论方法,分别论述了决策阶段投资性经济产量、生产阶段经济产量、开发后期经济产量内涵及其的差别,分析了不同阶段经济产量类型的关系,并系统研究了投资决策、生产阶段和开发后期盈亏平衡经济产量与效益最大化经济产量的确定原理与方法,最后提出了深化研究经济产量测算结果的应用方法、单井成本的分配方法、及在油田各层级普及经济产量内涵与应用的三点意见建议。以期为油田产量的科学决策以及更高效快速的应对油价波动提供理论与方法参考。     

三相混输下原油流动凝点变化规律研究

经油田现场实践发现三相混输流体的凝固温度通常稍低于原油凝点,为明确三相混输条件下管网的真实流动情况,以节省集输系统能耗并保障集输过程安全。选取三相混输条件下影响流动凝点的4个因素,包括原油凝点、气油比、含水率和原油流速,在已有流动凝点模型的基础上,提出新的原油流动凝点关系式。基于玛湖油田现场生产数据,确定了单井的原油流动凝点计算公式。探究了各影响因素与流动凝点之间的量化关系和关联度,发现4个影响因素对流动凝点的排序为：原油凝点>含水率>原油流速>气油比,为进一步在三相混输集输管网开展不加热集输工艺提供理论支撑。     

渤海边际油田不动管柱检泵设计创新与实践

目前渤海新发现的油田中边际油田比例逐年增大，这类油田因采用无人、无修井机平台的开发模式，检换泵作业往往采用钻井船实施，存在作业费用高、躺井时间长、滑移威胁平台安全等问题。为此，提出边际油田应用不动管柱检泵技术理念，并结合边际油田特点，创新形成一套具有边际油田特色的不动管柱检泵工艺方案。以B3油田为例，与传统的钻井船检泵方案相比，单井次检泵作业费节省85%，并实现了边际油田“2井1修”到“1井1修”修井模式的转变，大幅提高了油井生产时率。不动管柱检泵技术开启了边际油田采油、修井新模式，为后续边际油田的高效开发提供了很好的借鉴。     

稠油油藏蒸汽吞吐注入能力影响因素研究

蒸汽吞吐作稠油油藏开发的主力技术,为稠油开发作出了巨大的贡献,但是目前对于蒸汽吞吐稠油油藏注汽能力影响因素以及各个因素影响程度的研究还不充分。为防止汽窜、 超覆等,提高蒸汽的热利用率,通过室内实验,在考虑油藏渗透率、注汽速度、注汽温度以及原油黏度的情况下,研究了蒸汽吞吐稠油油藏的吸汽规律,基于均一化研究,分析了上述影响因素对吸汽能力的影响程度,明确了不同注采参数的影响规律,为油田稠油油藏蒸汽吞吐开发方案制定提供指导。