中厚层状稠油油藏水平井动用程度研究及应用

针对区块开发矛盾,通过对地质体特征的再认识,结合数值模拟,实现对目标区块平面和纵向剩余油分布的准确认识,利用水平井对杜99块进行二次开发研究,同时对水平井开发过程中影响水平井横向动用程度的因素进行研究,并有针对性地提出了改善水平井动用程度的系列配套措施,提高了水平井动用程度,并改善了区块开发效果.     

改善加密区水平井蒸汽吞吐效果对策研究

受油藏条件及直井蒸汽吞吐开采方式的制约,辽河油田杜84块超稠油开发已进入高轮递减阶段,为缓解此矛盾,开始了水平井加密井网试验,利用水平井加密原直井井网挖掘井间剩余油,以提高采收率。目前加密水平井开发规模逐渐扩大,如何改善加密水平井的蒸汽吞吐效果成为突出问题。本文以曙一区杜84块超稠油水平井为例,研究认为井间剩余油的分布、水平段流体的流动状态、油层非均质性与汽窜和水平井段长度等因素影响了加密水平井的开采效果,利用合理优化水平井注采参数、调整注汽管柱在水平段下深、高温调剖、三元复合吞吐技术、直井与水平井间的多井整体蒸汽吞吐等方法改善加密水平井的蒸汽吞吐效果,进而提高超稠油油藏采收率。     

二次开发实现杜229块重新上产稳产

杜229块是辽河油田2008年二次开发试验区块之一,属典型的中厚互层状超稠油油藏,二次开发前可采储量采出程度已经达到90.13%,进入蒸汽吞吐后期,周期产油量与油汽比递减加大,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以水平井加密、蒸汽驱、SAGD等二次开发技术为主体,不仅实现了区块重新上产,而且有望实现区块采收率大幅度提高。     

杜229块多元化二次开发进展

杜229块是辽河油田2008年二次开发试验区块之一,属典型的中厚互层状超稠油油藏,二次开发前可采储量采出程度已经达到90.13%,进入蒸汽吞吐后期,周期产油量与油汽比递减加大,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以水平井加密、蒸汽驱、SAGD等二次开发技术为主体,不仅实现了区块重新上产,而且有望实现区块采收率大幅度提高。     

杜229块H304井组效果分析

杜229块进入吞吐末期,进入二次开发,通过二次开发规模实施,重新实现区块上产。杜229块目前共有水平井44口,已投产40口,占年产量比重逐年增加。其中加密水平井25口,占投产井的62.5%,因此水平井生产效果主要由加密水平井体现。但目前加密水平井效果有好有差,因此以H304井组为例,对加密水平井效果进行分析,得出结论,指导加密水平井的正常生产、解决效果差水平井产生的问题,并为以后部署加密水平井提供参考。     

超稠油井间加密水平井开发效果影响因素分析及对策研究

由于直井蒸汽吞吐半径有限,通过监测得出井间虽然得以动用,但仍是剩余油富集区,含油饱和度在65～70%。在直井井间部署水平井,是挖潜剩余油,缓解老区递减,提高采收率的有效手段。杜84块兴隆台油层自2005年部署水平井以来,水平井总井数达到56口,产量占区块产量19%。随着水平井应用规模的不断扩大,水平井生产矛盾日趋突出。产量递减快、动用不均及汽窜问题严重等成为成为普遍的问题。地质参数、地层采出、压裂注汽及储层伤害等是影响水平井的主要因素。通过优化水平井部署,完善工艺配套措施及组合式注汽等各类措施,达到改善水平井开发效果的目的。     

杜229块南部兴ⅡⅢ组油层再认识

杜229块目前采出程度高,地层压力低,吞吐效果变差,但储量纵向动用不均,其典型区域是区块南部的兴ⅡⅢ组油层。本课题通过细化开发层系,加强油藏地质研究,重新评价油藏、进行老井试采、通过整体部署,实现了杜229块南部兴ⅡⅢ组薄层油藏的有效动用。     

锦94块兴隆台油层潜力研究

锦94块目前处于蒸汽吞吐开发中后期,针对区块存在的部分井区加密调整井及侧钻井效果较差问题,通过精细地质研究,确定了锦94块兴隆台油层为剩余油挖潜主要方向,采取侧钻、酸化解堵等综合配套技术措施,提高了兴隆台油层储量动用程度,保持了区块产量稳定,对其它同类油藏开发具有一定借鉴意义。     

锦94块兴隆台油层潜力研究

锦94块目前处于蒸汽吞吐开发中后期,针对区块存在的部分井区加密调整井及侧钻井效果较差问题,通过精细地质研究,确定了锦94块兴隆台油层为剩余油挖潜主要方向,采取侧钻、酸化解堵等综合配套技术措施,提高了兴隆台油层储量动用程度,保持了区块产量稳定,对其它同类油藏开发具有一定借鉴意义。     

杜48块薄互层油藏开发研究及应用

杜48块杜零组油层分布不稳定,对比主力油层组油藏发育较差,基本未动用。区块进入吞吐后期,开发矛盾日益突出,针对杜48块杜家台杜零组油层精细油藏描述研究,依据岩性组合、电测曲线形态、旋回组合等特点,考虑到沉积演变的连续性和地层厚度变化及油水组合的合理性,利用油藏精细地质建模技术,分析杜零组油层发育程度、油层连通对应情况及剩余油分布状况,以层位优化、注汽参数优化、井点选择优化为原则,试采杜零组油层,初期获得较好的效果,并进一步部署水平井,实施挖潜。     

锦90块兴2油层剩余油分布规律研究与挖潜

锦90块经过多年的高效开发,2000年区块产油达到历史最高峰。通过历年的加密挖潜,区块采出程度超过30%,基本无加密挖潜的可能[1]。2005年区块进入蒸汽吞吐的快速递减阶段[2],综合递减率高达19.8%。综合锦州油田各稠油区块进入递减阶段后,年综合递减均在20%-25%之间,所以如何进行区块挖潜,减缓老区递减迫在眉睫。通过对锦90块构造、原油物性和油层物性的对比、分析,确定锦90块东部兴2组为剩余油富集区域。     

提高杜229块北部低效区储量动用程度

杜229 块1998年投入开发,到2009年底区块采出程度达到23.50%,可采储量采出程度达到82%,经历了上产、穗产、递减三个阶段,目前进入二次开发阶段.杜229块西部兴,采出程度21.3%,采出程度相对较低,是挖潜的重要区域之一.杜32-兴H335井是杜229块西部兴,组的一口薄层试采水平井,针对该井首轮生产效果不理想,实施三元复合吞吐措施改善了杜32-兴H335井的试采效果,取得成功,为同类型油藏的二次开发提供了依据.     

超稠油开发技术研究与应用

杜229块属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。     

超稠油开发技术研究与应用

杜229块属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。     

细化开发层系,充分挖掘杜229块南部油藏潜力

曙一区杜229块超稠油油藏1999年投入开发,目前已进入开发中后期[1,2],其中矛盾突出典型区域是该块南部,已动用层位兴Ⅳ、Ⅴ组采出程度高,吞吐效果变差,进入蒸汽吞吐末期,接近经济极限。本课题通过对该区域开展油藏重新评价及潜力分析,坚持老油田二次开发技术路线,重选开发方式,重组井网结构,研究制定了蒸汽驱和吞吐挖潜组合的开发技术对策,充分挖掘油藏潜力[3,4]。     

超稠油开发技术研究与应用

杜229块属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。     

水平并不动管柱开采技术在超稠油开发中的研究与应用

杜229块属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期后,周期产油量与油汽比逐年递减,利用加密水平井技术对区块进行开发,在开发过程中出现注气压力高和放喷有溢流等同题,严重影响开发效果,研究并利用利用水平并不动管柱开采技术有效解决上述问题,提高了开发效果,实现了区块稳产.     

精细地质研究锦7块成功实现扩边部署

锦7块是典型的边底水普通稠油藏,区块经过22年的开发之后通过精细地质研究,综合运用单井小层对比、三维地震等技术重新落实构造,通过静态录井测井资料、动态生产资料分析以及监测资料找水等方法,对本块的资源量及剩余油分布空间和储量重新落实之后,在区块的中北部发现了一个新的四级断块——锦7-33-28块,并对其进行了综合调整。该块的发现,不仅提高了区块的储量动用程度和采收率,并对同类油藏蒸汽吞吐后期提高区块开发效果具有借鉴意义。     

某油田下部油层回采潜力研究

某油田A稠油区块目前处于蒸汽吞吐开发中后期,针对区块存在的部分井区加密调整井及侧钻井效果较差问题,通过精细地质研究,确定了某油田A稠油区块兴隆台油层为剩余油挖潜主要方向,采取侧钻、酸化解堵等综合配套技术措施,提高了兴隆台油层储量动用程度,保持了区块产量稳定,对其它同类油藏开发具有一定借鉴意义。     

改善超稠油水平井生产效果技术研究

杜84块超稠油油藏水平井规模实施后,水平井年产油量比例逐年增加,水平井已经成为油田稳产的关键。但随着水平井蒸汽吞吐轮次升高,水平井开发中存在的水平段油层动用不均、蒸汽外溢导致热利用率下降等问题逐渐突出,蒸汽吞吐效果逐渐变差,为保持稳产,改善水平井蒸汽吞吐效果,对存在问题进行了分析,通过实施配套工艺措施、调整注采参数及改变蒸汽吞吐方式,挖潜水平井潜力,改善了水平井蒸汽吞吐效果。