辽河高升稠油油藏注蒸汽吞吐合理井网密度优选

高升油田为中深层稠油油藏，注蒸汽开采一般井底蒸汽干底较低，目前仍以蒸汽吞吐生产为主，分析了高升油田高三块目前井网密度和生产现状，通过数值模拟方法和油藏热平衡法，以目前井网，井距为基础，系统地对注蒸汽吞吐井网密度进行了研究，其结果表明：合理地钻加密吞吐井，可经济有效地提高采出程度。     

孤岛油田稠油环热采中后期剩余油分布规律

针对孤岛油田馆陶组第五砂层组稠油环蒸汽吞吐中后期的油藏特点，通过水侵方式分析及油藏数值模拟综合研究，指出了平面上剩余油主要富集在受水侵影响较弱的热采区中部及对角井间，纵向上强水侵区域油层上部及水侵区域油层下部剩余油较富集的规律。在此基础上制定的井网加密调整和水侵综合治理等挖潜措施，矿场应用效果较好。     

辽河高升稠油油藏注蒸汽吞吐合理并网密度优选

高升油田为中深层稠油油藏，注蒸汽开采一般井底蒸汽干度较低，目前仍以蒸汽吞吐生产为主。分析了高升油田高三块目前井网密度和生产现状，通过数值模拟方法和油藏热平衡法，以目前井网、井距为基础，系统地对注蒸汽吞吐井网密度进行了研究，其结果表明：合理地钻加密吞吐井，可经济有效地提高采出程度。     

超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布规律研究

针对超稠油油藏,以油藏数值模拟技术为基础,分析了影响蒸汽吞吐效果的主要因素及吞吐末期剩余油分布规律,同时结合动态监测资料、地球物理测井技术和密闭取心等多种方法进行了验证。基于典型超稠油油藏精细地质模型和概念模型,定量分析了原油黏度、蒸汽干度、开发方式和储层非均质性对剩余油分布的影响。结果表明,平面上剩余油分布主要受井间蒸汽波及范围、井网不完善和边底水影响;纵向剩余油主要由层间非均质性及地层倾角控制。     

高升稠油油藏开发后期驱油助排技术研究与应用

高升油田稠油油藏进入蒸汽吞吐开发后期,地层压力下降,原油重质组份增多,原油黏度不断增加,流动性差,不易返排,地层回采水率低。在总结以往驱油增产相关技术措施效果的基础上,筛选出一种耐温性能好的高效驱油剂,该驱油剂与地层液体配伍性良好,能降低油水界面张力至10-5 N/m数量级,极大地增强了原油的流动性。现场试验增油效果明显,平均单井日增油为4.1 t,平均单井累增油297.2 t。该技术应用前景广阔,为稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期高轮次吞吐井驱油助排提供了技术保障。     

单家寺油田单10块稠油油藏剩余油挖潜措施

利用油藏数值模拟、剩余油饱和度监测、钻密闭取心井、常规油藏工程分析等手段，寻找单家寺油田单10块稠油热采油藏剩余油饱和度的相对富集区。通过新钻井、老井侧钻、深度调剖、注氮气等技术进行剩余油挖潜，油藏开发效果得到明显改善。综合递减率下降10．0％，采收率提高2．94％，油汽比上升0．11。对单10块剩余油研究拓展了多轮次吞吐稠油油藏的挖潜方向，对同类油藏改善开发效果和提高采收率具有参考价值。     

高升油田深层稠油油藏蒸汽驱跟踪数值模拟研究

针对辽河油区高升油田蒸汽驱试验区巨厚、块状、深层浊流砂砾岩沉积特点，在对生产历史进行全面动态分析的基础上，利用引进美国ＳＳＩ公司热采数值模型ＴＨＥＲＭ进行了跟踪数值模拟研究。通过历史拟合，搞清了该试验区温度场、压力场和饱和度分布场的三场关系。由此展开了平面井网、井距分析、纵向注采层位调整及注采参数优化设计等研究，提出了改善蒸汽驱效果的技术措施。     

英台油田低幅度构造油藏剩余油分布规律研究

依据生产动态与电性关系的研究,建立了一套快速、直观的水淹层定性和定量测井解释的声波时差-感应电导率图版解释法,即神经网络技术识别法、碳、氧比能谱测井解释法.在平面上,总结出了不同微相、微构造、井网控制程度以及不同非均质和不同性质流体分布地区剩余油分布规律;在纵向上,层间非均质性、韵律、油水界面和射孔完善程度是控制剩余油分布的主要因素.该方法可为类似油藏剩余油研究提供借鉴.     

新疆准噶尔盆地西北缘九区齐古组稠油油藏吞吐后期剩余油分布研究

本文根据大量现场资料,立足于生产实际,针对准噶尔盆地西北缘典型的稠油油藏克拉玛依油田九区齐古组,并重点解剖了九5试验区,运用密闭取心、生产测试、动态分析、开发地震、数值模拟、随机模拟、开发地质分析等方法,总结了稠油水淹层特征,建立了一种稠油水淹层测井解释模型,分析了各种剩余油研究方法的评价效果.由点到面,由定性到定量,进一步认识了井间、平面、纵向的剩余油分布规律.该项研究成果有助于稠油油藏开发中后期油藏的调整、加密及改善注蒸汽热采效果,为同类油藏注蒸汽热采提供了借鉴和依据.     

胡状集油田剩余油分布规律及提高水驱开发效果方法

针对胡状集油田储层严重非均质的特点,将剩余油研究与储层微相研究紧密结合,总结了剩余油的分布特征及水淹层电测特征,通过地质工艺结合,选择与之相适应的工艺配套技术,以提高水驱波及体积,合理调整注水、产液结构,有效地遏制了油田的两大递减,实现了连续5a稳产,对严重非均质油藏的开发具有现实指导意义。     

高升油区十年稳产的基本经验

高升油区主要包括高升、牛心坨两大油田,针对开发过程中热采稠油油藏压力水平降低、吞吐轮次增加、吞吐开发效果日益变差及注水区块综合含水逐步增加等突出问题,以油藏管理为主线,针对不同油藏所处的开发阶段及其特点,抓住制约稳产的关键问题进行开发调整和措施挖潜,主要采取高三区稠油区块整体加密,牛心坨古潜山深层开发,雷家地区"水中找油",牛心坨油层综合治理及高二、三区注汽排液井补层等,增强了油藏稳产基础,抑制了油区产量快速递减的局面,开发效果得到改善,1994年以来连续10 a产油量稳定在70×104t/a以上.     

高升油田厚层稠油油藏吞吐后期火驱开发存在问题探讨

高升油田属于典型厚层块状稠油油藏,至2008年已进入开发后期,平均单井日产油不足1 t,因此于2008年5月开展火驱现场试验,目前已实施高3618和高3两个开发单元共48个井组,5年来通过对火驱开发过程中注采动态跟踪与调控,取得了较好开发效果,但也反应出火线推进不均、掺稀油举升工艺不适应、高温腐蚀等诸多问题,制约着火驱开发效果的进一步提高,为此提出了下步在火驱理论研究和工艺配套方面的攻关研究方向。     

高升油田稠油火驱产气对掺稀油工艺的影响与改进

高升油田稠油火烧油层随着火驱时间的延长,油井产气量大幅度增加,出现油井无法正常掺稀油、抽油泵泵效低等问题,为此开展了相关配套技术研究与试验,提出了适合深层稠油火驱产气治理与控制的技术方法,并取得了良好的应用效果,为下一步深层稠油火驱技术配套提供了依据。     

高升油田高3块蒸汽吞吐开发后期管理策略

高升油田高3块是典型的中深层巨厚块状气顶底水稠油油藏,历经20余年的蒸汽吞吐开采,目前处于低压、低产、低效益的蒸汽吞吐后期采油阶段,呈现地层压力低、蒸汽吞吐效果差、油层严重脱气、油品性质变差等开发特征.针对稠油油田蒸汽吞吐后期生产特点,研究并实施了一系列行之有效的解决办法,取得了明显的成效.     

油藏描述在浅层稠油开发中的应用

准噶尔盆地西北缘浅层稠油油藏以辫状河流相为主，储层物性、流体性质变化剧烈，油藏开发效果差异大。在三维地震精细解释预测、单砂体细分与对比研究的基础上，采用精细油藏描述与数值模拟研究一体化的技术路线，精细描述了储层微幅构造、沉积微相、储层非均质性，完成了相控储层三维定量化研究；建立了反映不同开发阶段储层、流体变化情况的四维地质模型；掌握了油藏动用特征及剩余油分布规律，扩大了找油领域和滚动开发范围。对开发层系、井网、井距、开采方式等进行了优化研究，为开发调整方案部署提供了科学依据。     

蒸汽超覆对块状超稠油油藏剩余油分布影响研究

利用测井资料，结合油藏地质特征，建立了非均质地质模型。通过高温吸汽剖面、井温剖面、产液剖面等测试资料的分析，利用数值模拟手段研究了蒸汽吞吐开采过程中蒸汽的超覆作用，揭示了蒸汽超覆导致独特的油层温度分布特征及井间剩余油分布特征。研究表明，通过改变油井射孔方式、调整注汽参数等措施可以有效地减缓蒸汽超覆，提高油层纵向动用程度，降低油层纵向上的剩余油。在油层下部钻水平井，采取直井与水平井组合重力泄油方式，可以有效地动用井间剩余油，提高原油采收率。     

下二门油田气顶稠油油藏蒸汽驱可行性分析

下二门油田北块浅层系H2I3小层为带气顶、油环及边水的特稠油油藏,先后采用边外注水开采、出砂冷采(用螺杆泵)以及蒸汽吞吐开发,取得了一定的开发效果。为进一步提高储量动用程度,采用数值模拟方法对不同开发方式及效果进行了预测,认为直接蒸汽驱效果优于继续蒸汽吞吐和间歇蒸汽驱,并对该层转蒸汽驱开发的技术可行性及效果进行了分析。