提高锦45块蒸汽吞吐阶段储量动用程度的做法

锦45块采用蒸汽吞吐方式开发.通过不断深化油藏地质特征再认识,开展剩余油分布规律研究,利用蒸汽吞吐高产稳产配套技术,实施井网加密、井间换层、侧钻以及细分层系开采技术,提高了储量动用程度.该块以超过1.0%的采油速度高产稳产20 a,蒸汽吞吐阶段采收率由17.2%提高至36.5%,增加可采储量1 099.5×104t,断块开发水平达到Ⅰ类油藏标准.     

确定稠油油藏吞吐阶段合理井网密度的优化方法

文中提出了一种确定稠油油藏吞吐阶段合理井网密度的优化方法。该方法运用最优控制理论，全面综合地考虑了稠油油藏吞吐开发阶段的开发指标和经济指标因素。应用该方法得到了辽河油田锦４５块合理井网密度和经济井网密度。     

边底水稠油油藏蒸汽驱注采系统优化研究

在对锦91块蒸汽吞吐开发效果及边底水侵入规律进行分析的基础上，应用数值模拟方法对边底水稠油油藏蒸汽驱效果、合理井网形式、合理注采参数进行了研究，并预测了蒸汽驱阶段的指标。本研究为锦91块下步转蒸汽驱开发提供了有利的技术支持，同时也为类似油藏提供了可借鉴的经验。     

一种计算蒸汽吞吐阶段可采储量的统计方法

根据辽河油田蒸汽吞吐开发稠油的实际生产资料，通过数理统计分析，发现处于蒸汽吞吐阶段的稠油油藏，其累积注汽量和累积产油量之比与累积注汽量在直角坐标系上，具有较好的线性关系。利用这一线性关系，以油藏的油汽比确定注汽量，可解决稠油蒸汽吞吐阶段的配产问题；又可根据蒸汽吞吐阶段的极限油汽比，计算该阶段的可采储量。通过实例验证表明：该方法在蒸汽吞吐两周期以上使用是行之有效的     

薄层稠油蒸汽吞吐配套技术

河南油田稠油油藏具有“浅、薄、稠、散”的特点。经过河南油田稠油开发战线“七五”和“八五”初期艰难的探索和技术攻关,取得了这类低品位的薄层特超稠油蒸汽吞吐技术上和经济上的成功,大大降低了稠油油藏注蒸汽开采界限参数。进入“八五中后期以来,河南油田蒸汽吞吐开发单元普遍进入商周期吞吐阶段。如何搞好高周期开发,又成为摆在稠油开发战线广大科研人员面前的一个新课题、他们紧密结合稠油油藏地质特点和开采特征,研究配套了薄层特一超稠油油藏高同期蒸汽吞［对优化技术,研制了商周期吞吐最佳往采工艺参数配套实用图版。高周期…     

应用粘温模型计算超稠油油藏蒸汽吞吐阶段技术可采储量

根据美国材料试验学会制定的标准粘温关系曲线，建立蒸汽吞吐阶段累计注汽量与累计产油量之间的粘温模型。采用迭代法，通过数学推导，得到已开发超稠油油藏的技术可采储量。该模型为同类型油藏的合理开发提供理论依据，并完善了辽河油区稠油油藏技术可采储量计算方法系列。     

锦45块延缓递减速度及综合配套技术研究

"十五"期间锦45块已经进入蒸汽吞吐开发后期,年产油呈逐年递减的趋势.为了有效地控制区块的递减,提高区块的开发效果,开展了延缓递减速度的研究工作,取得了几个方面的突破:锦45块于楼油层蒸汽吞吐合理极限井距研究;锦45块南部台阶断层的走向及延伸的重新界定;锦91块与锦92块分界断层的重新认识;复杂断块内部微构造特征的精细研究;规模实施分层注汽缓解层间矛盾;应用动态监测资料建立重水淹区剩余油分布模型;实施组合式吞吐配套技术治理汽窜.在油田进入蒸汽吞吐开发后期阶段通过开展延缓递减速度研究并实施综合配套技术,有效地控制了区块的综合递减,提高了区块的开发水平.     

杜229块超稠油油藏二次开发潜力研究及认识

针对杜229块蒸汽吞吐开发后期暴露出的采油速度低、吞吐效果差、北部低效区储量有效动用难、产量递减快、采收率低等一系列开发矛盾，运用精细油藏管理理念，进行了精细油藏地质研究、区块剩余油分布规律研究和二次开发部署研究；并利用井间加密水平井、SAGD、蒸汽驱等二次开发技术进行了二次开发先导试验井组的试采，达到提高最终采收率、增加可采储量、延缓递减、实现区块稳产的目的。对区块下步转换开发方式及稳产起到了保障作用．对同类型油藏的二次开发具有重要的指导意义。     

中深层稠油油藏蒸汽吞吐开发的合理井距探讨

方法应用客积法、产量特征法和数值模拟法，对辽河油区杜66块、齐40块、高3块三种典型的稠油油藏蒸汽吞吐开发合理井距及经济极限井距进行了计算研究。目的有效地提高储量动用程度，提高蒸汽吞吐阶段采收率；为同类油藏的合理开发提供依据。结果利用容积法计算杜66块、齐40块、高3块的合理开距分别是123．3、125．0、105．4m；利用产量特征法计算三个区块的合理井距分别是111.6、109．5、113．0m；利用数值模拟法计算三个区块的合理井距分别是100、100、1051。结论三种计算方法适用可行；综合确定三个区的经济极限井距分别为86．7、89．9、67．7m；在目前正方形井网格局已定的情况下，杜66块、齐40块、高3块的合理井距分别是100、100、105m。     

一种计算蒸汽吞吐阶段可采储量的统计方法

根据辽河油田蒸汽吞吐开发稠油的实际生产资料，通过数理统计分析，发现处于蒸汽吞吐阶段的稠油油藏，其积累注注汽量和累积产油量之比与累积注汽量的在直角坐标系，具有较好的线性关系，利用这一线性关系，以油藏的油汽比确定注汽量，可解决稠油蒸汽吞吐阶段的配产问题，又可根据蒸汽吞吐阶段的极限油汽比，计算该阶段的可采储量，通过实例测验表明：该方法在蒸汽吞吐两周期以上使用是行之有效的。     

天然气藏可采储量标定新思路及增加可采储量的技术途径

通过对中原油田复杂断块气藏可采储量的研究，提出了气藏可采储量标定的新思路，即以井控地质储量为基础标定可采储量，在对复杂断块气藏开发地质特征总结研究的基础上，进一步探讨了提高可采储量的思路及技术途径。     

法哈牛油田法21断块剩余油分布规律研究

在注水开发油藏中,当油藏达到高含水期时,确定剩余可采储量是油藏经营管理决策的重要依据.本文针对法21断块10多年生产过程中暴露出的开采矛盾,在分析其地质特征和开发特点的基础上,建立了该断块的地质模型,应用CMG油藏数值模拟软件的IMEX模拟器对该断块进行水驱历史拟合,从定性认识到定量分析,对各小层剩余油分布状况进行准确描述,对剩余油的影响因素进行了分析,对该断块开发调整提出了指导性建议.     

热采油藏注采特征曲线的校正及简便处理方法

利用稠油油藏注蒸汽开发的实际注采资料，对计算稠油油藏注蒸汽开发原油可采储量与采收率的注采特征曲线，进行有效的校正。目的确定稠油藏注汽开发的原油采收率和可采储量。结论该方法知用于稠油油藏注蒸汽开发的全过程，是一种有效的方法。     

欢喜岭油田欢17块兴隆台油层精细油藏研究

欢喜岭油田欢17区块下第三系沙河街组沙一下～沙二段兴隆台油层是主要目的层，为稠油油藏，投入开发20年，经历了4个开发阶段，部分地区采出程度达到36．67％。为了认清该区的开发潜力，通过对该区三维地震资料进行高分辨率处理、全三维解释，进一步落实兴隆台油层顶面构造。结合构造、储层及油气水分布特征对油藏进行综合评价，重新划分四级断块含油面积，计算地质储量、可采储量。认为采出程度计算偏高是由于石油地质储量计算偏低造成的，其主要原因是油层有效厚度解释问题。指出在采用蒸汽吞吐 蒸汽驱开发方式时，总采收率预计可达到50％，应有较大的开发潜力。根据综合研究成果编制开发调整方案，提出下一步井位部署意见。     

纯47断块注入水锥进油藏特征研究

以油藏水锥理论为依据，分析研究厚油层中不同沉积韵律层水锥的基本模式与特征，通过研究分析确定，该断块油水界面是波状起伏的倾斜曲面，其特高含水期同样蕴藏着可观的剩余油潜力，有效地控制该断块注入水锥进是提高剩余油动用程度、改善开发效果的关键。通过实施综合措施，提高了该断块的采收率，对同类油藏进一步改善开发效果、提高采收率与经济效益具有现实的参考作用。     

永安镇油田永12断块开发后期水平井整体调整方案优化设计

永安镇油田12断块属边底水活跃的层状断块“屋脊”油藏，目前已进入高含水、高可采储量采出程度、高剩余可采储量采油速度开发阶段。其数值模拟结果和新井及侧钻井生产动态均表明，油藏构造各部位仍有剩余油分布。为进一步提高采收率，开展了水平井整体挖潜方案优化研究，借助数值模拟技术对水平井距油层顶距离、井段长度、液量保持水平、轨迹等进行了优化设计，确定了最佳方案。     

高升油田强穿透活性解堵技术

高升油田难采储量区块和注水区块开发过程中,由于油藏埋藏深、储层物性差、粘土含量高、储层受伤害等原因,注汽和注水困难,蒸汽吞吐和水驱油效果差。针对高升油田长期以来存在的主要问题,进行了强穿透活性解堵技术的研究。应用表明强穿透活性解堵剂可有效解除油层污染,提高近井地带储层渗透率,降低注汽和注水压力,增加注汽和注水量,提高区块开发效果。     

港中油田南一断块高含水后期提高开发效果研究

港中油田南一断块为受构造和岩性控制的复杂断块油气藏,已进入高含水开发期,其纵向上合采合注,层间干扰严重,砂体动用程度不均,又因井况及地面原因,主力砂体大多已停采,断块处于低速低效开发阶段。2012年以来,结合油藏精细描述成果,对构造精细研究,并通过储层建模对单砂体剩余油分布进行研究,利用井网重建及精细注采调控措施挖潜剩余油。研究结果表明,断块日产油量由29.40 t上升至126.40 t,年产油量由1.19×10~4 t上升至4.53×10~4 t,提高采收率12%,增加可采储量82.00×104 t。     

特稠油油藏注氮气可行性分析

蒸汽吞吐是特稠油油藏开采的主要方法，但随着吞吐轮次增加，地层能量下降，周期产油减少，开采效果变差。结合新疆九7+8 区地质特征，建立理论模型，通过数值模拟对蒸汽吞吐后期采取注氮气改善吞吐效果进行可行性分析，对混氮比、注入时机、注入方式、注入速度等注氮参数进行优选。模拟结果表明，注氮气后单井周期产油量平均提高6146.9 t，含水率平均降低15%。注汽过程中注氮气的方法可在很大程度上改善超稠油的开发效果，为有效开发此类难动用储量提供借鉴。     

乐安油田南区蒸汽吞吐后期开采方式研究

采用油藏数值模拟的方法．对乐安油田南区稠油油藏蒸汽吞吐末期拟采用的继续蒸汽吞吐、转蒸汽驱、热化学驱、火烧油层及加密井网开采等提高可采储量与采收率的开采方式方案进行了可行性研究．在此基础上筛选出了合适的开采方案，为有效开发该区的剩余储量提供了指导，同时也为其他同类油藏的开发提供了借鉴。