杜229块长停井潜力分析研究

杜229块处于蒸汽吞吐开发后期,虽然目前水平井产量比例逐年增大,蒸汽驱规模进一步扩大,但由于处于蒸汽吞吐末期开发,综合递减率高、综合含水上升、区块稳产、上产仍有一定的难度,通过研究发现长停井油井利用率低、井数多等因素,因此对长停井潜力进行分析,优选出20口可恢复长停井。     

二氧化碳泡沫辅助蒸汽驱技术的应用——以辽河油田杜229块为例

辽河油田杜229块为超稠油区块,油层埋藏深,原油粘度大,目前采用蒸汽驱开采方式,该区块历经多轮蒸汽吞吐,地层压力下降大且油藏压力场分布不均,剩余油分布复杂,油井综合含水高、汽油比低。在采用蒸汽驱开采方式后,面监着蒸汽突破早,含水上升快,井口温度高等开发难题。为解决上述难题,采用高温暂堵剂、高温发泡调剖剂、液态二氧化碳同蒸汽段塞注入的方式,封堵大孔隙、高渗透油层、降低水相流度,抑制蒸汽突破,降低综合含水,提高油井的产油量取得较好效果。统计区块利用该技术的4个井组,14口生产井,日产油量平均单井提高0.6t/d,综合含水下降4个百分点,有效期均在4个月以上,增产效果显著。     

杜229块薄互层油藏部署研究与应用

曙一区杜229块属于超稠油油藏,自开发以来,取得了较好的开发效果,但随着开发的深入,稳产难度逐年增大。因此在薄互层油层中寻找潜力,针对该区块西南部互层油藏,通过重构地下认识体系,完善互层状油层开发部署界限,进行井型对比分析,制定出薄互层状油藏开发方案,达到充分动用油藏的目的。该研究对超稠油薄互层状油藏开发具有一定的理论和实际意义。     

高18块二次开发潜力分析

“高18块二次开发潜力分析”针对高18块油层平面上直井注水水窜严重,纵向上储量动用程度低及动用不均的问题,2011年确定进行二次开发。在精细地质研究,重新构建地下认识体系的基础上,结合生产动态的资料,最终对油藏进行综合评价,加强二次开发潜力分析,为二次开发部署研究与试验提供依据。     

杜255块稠油油藏利用水平井二次开发实践

利用水平井在低压油藏中的开发优势,以进入蒸汽吞吐开发后期的薄互层稠油油藏杜255块为研究对象,通过部署方案优化、水平井地质设计优化及完井工艺优选等手段降低实施风险,实施8口水平井取得较好效果,为曙一区同类油藏整体二次开发的实施奠定了基础。     

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。     

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84块兴隆台油层新井改善开发效果研究

针对杜84兴隆台区块新井中存在的开发矛盾,开发适合的高效配套油层的蒸汽吞吐添加剂,通过注入蒸汽吞吐添加剂体系辅助蒸汽吞吐降低地层流体的渗流阻力,进一步改善新井吞吐效果,提高渗流条件下流体流动性能从而达到改善新井开发效果。改善油藏整体开发效果,为超稠油油藏的经济开发提供技术保障。     

稠油油藏辅助蒸汽吞吐方式优化设计研究

本文主要研究的开采技术是蒸汽吞吐中的辅助蒸汽吞吐方式优化设计,根据普通稠油油藏的特点建立体现普通稠油油藏特征的地质模型,利用数值模拟技术研究不同蒸汽吞吐助排技术对提高原油采收率的影响程度。为稠油油藏蒸汽辅助吞吐提高采收率提供依据。     

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.     

内蒙地区超稠油油藏蒸汽吞吐开发分析

本文针对研究区块浅层常温常压薄互层油藏特点,建立研究区块储层三维地质模型,借助油藏数值模拟软件模拟蒸汽吞吐井组开发过程,分析不同注采周期内油藏温度、压力波动情况,同时结合超稠油油藏产能计算公式说明加热半径对超稠油油藏产能的影响,指导内蒙地区X区块超稠油油藏蒸汽吞吐开发。     

薄层稠油油藏蒸汽吞吐后剩余油分布规律

薄层稠油油藏利用蒸汽吞吐开发较长时间后,井底的油水分布情况发生改变,此时开展剩余油分布规律的研究,可以明确油藏挖潜方向。通过油藏数值模拟方法,分别研究了油层渗透率、孔隙度、厚度、注汽干度对剩余油分布的影响,得出了薄层稠油油藏蒸汽吞吐后的剩余油分布规律。     

氮气泡沫辅助蒸汽吞吐在稠油油藏的新进展

目前国内80％的稠油油藏开采手段是蒸汽吞吐,但随着吞吐次数增加,周期采油量逐渐减小、气油比上升并出现蒸汽超覆和气窜等现象,因此相关学者提出气体泡沫辅助蒸汽吞吐方式.通过文献调研详细介绍氮气泡沫辅助吞吐的驱油机理,阐述泡沫辅助驱油技术面临的挑战,同时指出研发多气体泡沫共同辅助吞吐为下阶段发展目标.     

水平井蒸汽吞吐技术在东胜稠油油藏中的应用

东胜稠油油藏剩余可采储量大,采出程度低,自然递减率高,水平井蒸汽吞吐技术是稠油油藏开发的主要开发方式之一。通过前期地质研究和区块优选,四个稠油油藏区块实施的水平井蒸汽吞吐措施初期效果良好,采油速度和采出程度显著提高,表明水平井蒸汽吞吐技术在是有效动用该稠油油藏的开发方式。     

气体辅助蒸汽吞吐在稠油油藏应用效果分析

针对稠油油藏在开采过程中存在加热半径小、汽窜、底水锥进等特点,造成开采难度大的实际情况,为了加大开发效果,将N2辅助蒸汽吞吐、二氧化碳辅助蒸汽吞吐等开发方式运用到稠油油藏。并取得非常明显的开发效果,同时,为超稠油提高蒸汽吞吐阶段采收率扩展了新的途径。     

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。     

辽河油田杜229块、锦45块稠油油藏开发分析

辽河油田是国内最大的中深层稠油生产基地,主要采用的是热力采油方式,稠油年产油量占全油区总产量的60%以上。经过多年来的攻关与试验,在埋藏浅,储层条件较好的I类稠油油藏,辽河油田已基本配套了适合于浅层稠油油藏的蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD开采技术,但仍然不能完全适用于中深层稠油油藏的开发。     

开发后期稠油油藏水平井二次开发实践

稠油油藏开发后期普遍存在井况变差、三大矛盾(平面、层间、层内)突出的问题,往往达不到开发方案设计时的采收率。近年来水平井技术的应用,分层二次开发使处于开发中后期的老油藏,有效缓解了平面矛盾、弱化了层内矛盾、解决了层间矛盾;与直井一次开发相比,综合含水大幅下隆,采油速度、原油采收率大幅提高。辽河油田杜99块大凌河历经近30年的开发,目前处于开发的中后期,在对油藏精细描述的基础上,利用二次开发水平井技术,整体部署,规模实施,取得了很好的开发效果和经济效益。     

应用组合式蒸汽吞吐提高热采稠油油藏采收率

组合式吞吐是指在蒸汽吞吐开发单元中,多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐或单井在吞吐注汽过程中通过添加其它辅助注剂来达到改善开发效果的方式。室内试验及油田开发实践证明：组合式蒸汽吞吐技术可以有效抑制和利用汽窜,提高蒸汽热能利用率,改善油层动用状况,使油井的周期产油量和油汽比均得到提高,是提高热采稠油油藏吞吐阶段采收率的有效途径。组合式吞吐的现场应用表明：不同类型的稠油油藏适宜的组合式吞吐方式不同;对某种方式而言,采取的时机不同,效果也不尽相同。     

杜84块超稠油吞吐生产特点及对策研究

互层状超稠油开发是油田开发领域的重大难题,不同开发阶段,都有新的矛盾出现。结合油井存在的具体问题,采取配套工艺技术可有效解决油层堵塞和污染、采注比低、汽窜、出砂、高轮次地层压力低等问题,最大限度发挥油井潜能。