杜84块组合式吞吐效果评价

超稠油蒸汽吞吐开发存在生产周期短、周期产油量低、油汽比低、产量递减快的矛盾.通过分析超稠油油品特点、杜84块兴Ⅵ组油层的油藏特点及生产动态,发现蒸汽吞吐的直井已进入高轮次.生产效果差,吨油成本高,且直井井下技术状况差,可动用井数很少,直井蒸汽吞吐加热半径有限.利用数值模拟技术,发现直井井间地带仍有大量剩余油存在,在井间部署加密水平井,采用直井与水平井组合式注汽,动用直井无法动用的储量,增加了区块可采储量,降低了区域综合递减速度,加速了直井与水平井形成热连通,为下步转入SAGD试验做好了准备.     

地化技术在杜84块超稠油油藏的应用

辽河油区杜84块馆陶组、沙一+二段油藏均为超稠油油藏,开发与评价难度大,油水关系评价也存在一定难度.针对该问题,应用岩石热解及气相色谱等地化技术,建立了杜84块超稠油解释评价方法,现场应用解决了油水关系不清的问题,重新认识了杜84块油水界面.     

组合式蒸汽吞吐技术在杜84块的应用研究

杜84块油井随开发深入逐渐暴露出一系列问题,如地层压力下降快、平面及纵向动用差异大、油井加热半径小、高轮次油井吞吐效果差等.为解决以上问题采取了组合式注汽方式,有效提高了蒸汽热利用率,扩大了蒸汽波及体积,改善了油井平面及纵向的动用状况,使油井吞吐效果变好.本文进行了组合式蒸汽吞吐技术机理及应用效果研究,为区块产量稳定奠定基础.     

辽河油田杜84块稠油油藏水平井开发技术研究及应用

辽河油田杜84块超稠油蒸汽吞吐开发中后期,伴随水平井实施规模不断扩大,开发矛盾日益突出,水平段动用不均一直是普遍存在的主要矛盾。分析认为水平段储层非均质性强、水平段蒸汽超覆、周边直井采出程度差异和注汽管柱工艺存在弊端是造成水平段动用不均的主要影响因素,为此,采取直平井组合吞吐、注化学药剂辅助回采和完善注汽管柱工艺技术,达到调整水平段动用不均、提高动用程度、改善开发效果的目的。     

以单井效益评价、措施效益评价助推气田精雕细刻

青海油田天然气开发公司涩北一号气区以单井效益评价结果为依据,对边际效益井和无效益井实施连续追踪,开展措施效益评价,以单井效益评价带动措施效益评价,以措施效益评价推动单井效益评价进步,单井效益评价和措施效益评价良性循环推进气田低成本战略确保气田开发增产增效,实现气田开发管理精雕细刻。     

杜84断块水平井蒸汽吞吐效益分析

水平井具有生产成本低、周期生产时间长、产量高、油汽比高等优势,在油田开发中应用越来越广泛,因此提高水平井蒸汽吞吐效益至关重要.从水平井成本的变化趋势、不同开发部署方式与不同层系、敏感性等方面分析水平井生产运行成本变化规律,对影响水平井蒸汽吞吐效益因素及技术对策进行简要阐述,建议不断优化水平井注采参数、完善水平井配套工艺技术,以降低周期运行成本,提高水平井蒸汽吞吐效益.     

杜84块SAGD先导试验成本发生规律研究

统计分析杜84块SAGD先导试验3a的生产经营数据,对超稠油SAGD生产成本发生规律和特征进行研究,结合超稠油开发矛盾和SAGD工艺技术特点,找出超稠油生产成本控制方向和重点.分析表明,超稠油SAGD开发应以降低成本为主线,通过掌握各成本项目及其影响因素变化规律科学制订控制对策,通过加强油藏经营管理合理制订开发方案,提高油汽比和采收率;通过对生产能力优化配置,加强注汽管理、调整燃料结构降低超稠油操作成本,最终实现SAGD生产降本、增效.     

连续控制钻井技术在杜84块的应用

介绍了连续控制钻井技术在曙光油田曙一区杜８４块定向井施工中的应用情况。探讨了应用该技术时所采用的钻具组合、钻井参数及井眼轨迹控制方法。在４５口井中的应用表明，该技术能有效地提高钻井速度，并能确保井身质量，为浅定向井加快钻井速度、提高井眼轨迹控制能力提供了切实可行的途径。     

采油三厂2004年油田及单井效益评价

对于油田的开发不仅要考虑整个油田的开发效果，还要考虑单井是否有效益。为了适应油田发展的形势，谋求效益的最大化，进行单井效益评价工作极其重要，它可以及时掌握各油田的投入与产出情况，通过评价分出效益类别，对边际效益井、无效井进行评价，找到问题根源，制定出相应的增效措施，对提高油田整体开发和管理水平有重要作用。     

杜84块氮气辅助SAGD开采技术现场试验分析

为解决超稠油在SAGD(蒸汽辅助重力驱)生产过程中存在的蒸汽腔发育不均、蒸汽热利用率低的问题,开展了氮气辅助SAGD技术研究。在完成物理及数值模拟的基础上,在辽河油田曙一区杜84块馆陶组油藏进行了超稠油SAGD注氮气现场试验,结果表明,超稠油SAGD注氮气(即SAGP)过程中,通过对注入氮气方式、氮气与蒸汽体积比、氮气注入量、氮气注入位置等参数进行优化,能够有效解决蒸汽腔突进,油汽比低等问题。     

单井效益评价在小洼油田的应用

伴随稠油生产过程中各种矛盾的日益加剧,通过建立投入产出分析关系数学模型,对小洼油田单井进行"产量-成本-注汽量"分析,从而得到小洼油田最佳原油产量规模.该分析对油田生产经营决策具有借鉴作用.     

侧钻水平井技术在杜84断块超稠油油藏开发中的应用

针对杜84块水平井高轮低效、井下事故多等的现状,结合该块的地质特征,实施了侧钻技术.其结果使"死井"变"活井",不仅完善了开发井网,而且充分挖掘了剩余油潜力,提高了储量动用程度.     

水平井在杜84断块超稠油开发中的优势研究

运用油藏开发动态分析手段。结合矿场试验，并与直井在完全投资，操作成本，完井方式，生产效果等方面进行对比表明，水平井在杜84块的应用具有一定的优势，应用水平井蒸汽吞吐开采技术，可以优选超稠油的开发方式，为超稠油开发方式的转换提供了理论依据。同时在条件具备的区域选用该项技术，对提高超稠油储量动用程度，提高最终采收率也有着积极的意义。     

辽河油田杜84块H2S成因探讨

辽河油田杜84块超稠油由蒸汽吞吐转为蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发后,产生了较高浓度的H₂S,导致脱硫设施投入和油气处理成本增加。通过原油、伴生气、地层水和储层矿物地球化学测试分析,H₂S产量与原油含硫量、地层水SO₄^2-浓度无明显相关性,而与储层中黄铁矿含量一致性强,黄铁矿中的硫属于生物来源,同位素范围与原油基本一致,起源于原油稠化阶段,大量形成于稠油热采阶段。高温高压热模拟实验表明,注蒸汽热力采油过程中,除含硫有机质热裂解（TDS）和硫酸盐热化学还原反应（TSR）外,黄铁矿氧化分解也是H₂S形成途径之一,当注入低矿化度蒸汽对地层水稀释后,SO₄^2-浓度下降,黄铁矿分解是H₂S的主要生成途径,H₂S的生成和分布受控于油藏地质条件、开发方式、开发时间和受热温度。     

杜84块馆陶组油层砾岩层识别与分布特征研究

针对杜84块馆陶油层中所夹的砾岩层，从岩石结构、测井识别、成因机理等方面进行了分析研究，描述砾岩层的分布规律，在油藏开发过程中充分认识砾岩层的作用，以减轻砾岩层对开发效果的不利影响，提高该类型油藏的最终采收率。     

杜84断块区超稠油蒸汽吞吐生产特征研究

方法　根据杜 84块的地质条件、油品性质和实际生产情况 ,应用干扰剔除和归纳统计方法 ,进行超稠油单井蒸汽吞吐生产特征研究。目的　通过对超稠油单井蒸汽吞吐生产特征研究 ,认识该区块生产规律 ,进一步指导油田下一步开发。结果　超稠油井生产具有周期生产时间短、产油量低、油汽比低、产量递减快等特点 ,开发过程具有明显的阶段性。影响生产效果的主要因素有地质条件、注汽参数等。结论　超稠油油井生产对温度敏感性强 ,后续开采方式不适合转为蒸汽驱 ,应从提高油藏平面和纵向动用程度的角度 ,开展分注、选注、井组蒸汽吞吐、调剖、层间调整、层系调整和层系互换等措施。     

杜84块超稠油储量动用程度研究

杜84块兴隆台油层油藏类型为超稠油油藏,纵向发育薄互层状油层和块状油层,油藏非均质性较强,纵向动用程度不均.利用各种监测资料进行统计分析,综合研究和评价蒸汽呑吐生产方式下的油藏纵向动用程度,分析制约油藏储量动用的因素,并制订了提高储量动用程度的对策,为杜84块兴隆台油藏及同类型油藏开发中后期继续提高油藏采出程度提供了一定的参考.     

杜84块北部新井开发矛盾及对策研究

通过分析杜84块构造边部的新井生产特点,发现储层物性差、原油粘度高和井间汽窜干扰等矛盾严重制约了新井的生产效果.针对出现的矛盾有针对性地采用了XYG-Ⅰ、三元复合吞吐、调剖配合整体注汽及分注等措施,明显改善了生产效果,实现了稳产高效,为今后新井投产指明了措施方向.     

曙一区杜84块SAGD开发三维建模和数值模拟研究

2005年辽河油田曙一区杜84块馆陶油层开展了四个井组的直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验。为确保SAGD生产效果,在室内采用Petrel建立4个水平井组的60×38×38=86640网格节点地质模型,应用该地质模型与CMG公司的Stars热采数值模拟软件相结合,对SAGD生产及时跟踪分析并进行动态优化调整,为SAGD先导试验的成功提供了有力的技术支持,同时也为辽河油田大规模转入SAGD提供了可借鉴的经验。