曙光油田稠油水平井开发效果对策研究及应用

曙光油田是一个以稠油开发为主的老油田,经过多年的开发,采出程度高、吞吐轮次高、地层压力低,已进入吞吐开发中后期。为改善老区开发效果,曙光油田加强了水平井部署力度,利用井间加密水平井、叠置水平井等方式进行二次开发。但随着水平井吞吐周期增加,产量递减快、水平段动用不均、井间汽窜干扰,严重制约着水平井正常吞吐开发。本文通过运用数字化处理、数值模拟、物理模拟等技术,揭示了影响曙光稠油水平井生产效果的根本因素,提出适宜稠油水平井开发及配套技术。     

单家寺稠油老区层间剩余油挖潜工艺配套与应用

单家寺油田是滨南采油厂增储上产的主力油区。随着蒸汽吞吐轮次的增加，开发效果逐渐变差。主要表现为层间动用不均衡、油气比逐周降低、含水逐渐升高、井间干扰越来越严重等问题。自2009年以来，为解决稠油开发中暴露出的这些问题，实现稠油老区的高效开发，引进多种新型工艺如：高温封窜、分层注汽、氮气泡沫调剖等，取得良好效果。针对在单家寺油田剩余油挖潜上所做工作，进行查找和分析原因，寻找治理对策，进一步提高单家寺稠油老区开发效果。     

开发技术与管理并重 提高稠油热采效果

孤岛油田为大型整装稠油油藏,经过强化开采,孤岛油田稠油热采老区已进人中高含水、多轮次吞吐阶段,稠油产量由上升态势转换为下滑趋势。为减缓水侵影响,提高热采开发效果,运用精细地质管理和精细地面管理,延长热采井的生产周期,提高经济效益,达到了较好的蒸汽吞吐效果。     

关于影响油田稳产因素的对策分析

油田稳产的主要条件是由油田的地质情况决定的。一个油田在相同的井网条件下，产油量高，稳产期就短；产油量低，稳产期就长。由此表明，合理确定油田的产油量，则是合理开发油田的一个重要因素。埕东油田自二十世纪七十年代投入开发，目前已进入高含水开发后期，采出程度39．87％，综合含水95．7％，由于面临出砂严重、注采矛盾突出、边底水较为活跃，稠油区块递减大等问题，     

稠油油藏地质特征与热采配套技术研究

经过强化开采，目前稠油热采老区已进入中高含水、多轮次吞吐阶段，稠油产量由上升态势转换为下滑趋势。为减缓水侵影响，提高热采开发效果，运用精细地质管理和精细地面管理，延长热采井的生产周期，提高经济效益，达到了较好的蒸汽吞吐效果。     

海上油田高效开发技术探索与实践

在我国渤海湾相继发现40多亿t地质储量的原油,但这些原油多为稠油和重油,难以开发,在陆上油田开发经验不能用于海上,又无国际先例可借鉴的情况下,基于海上稠油开发历程及现状,深入分析了海上稠油油田开发面临的主要问题与挑战,有针对性地集成、创新了适合于海上稠油开采的先进技术,逐步建立完善了海上稠油高效开发思路和技术体系.该技术有效降低了油田开发成本,并成功地开发了被国际石油公司称为"21世纪挑战"的海上最大稠油油田.成功研发了开发海上边际油田的"三一模式"和"蜜蜂模式",应用于渤海边际油田开发实践,并探索出一套适用于海上油田开发的优快钻完井技术.在此基础上,为了实现渤海油田产量进一步增长和大幅度提高采收率,经过长期技术探索与矿场实践,大胆提出了海上稠油高效开发新模式,即模糊一、二、三次采油界限,通过技术创新和创新技术集成,使油田在投产初期迅速达到高峰产量并高速开采,始终保持旺盛生产能力;采取多枝导流、控制适度出砂、早期注水、注水即注聚、注水注聚相结合等技术;通过以聚合物驱为主的提高采收率技术、多枝导流技术、电潜螺杆泵举升技术和地面除砂工艺等技术体系,在最短的时间内采出更多的原油,达到最大采收率.基于高效开发新模式思想,成功开发了迄今为止世界海上最稠的渤海南堡35-2油田,并已在多个油田进行应用.这一创新的认识与实践,不仅为我国海上油田开发探索出一条新路,也为世界海上油田,特别是稠油油田的开发提供了新思路的思考.     

北二区东部水驱钻关恢复方案研究与应用

＋＋开发区经过四十多年的开发，目前已进入特高含水期开采阶段，水驱控递减、控含水难度逐年加大，增加井网密度是持续油田高产稳产的重要方法之一，为此2013年在北二区东部西块实施层系重组和二类油层三元复合驱钻打新井。如何做好钻关恢复工作，减少钻关对产量的影响，控制钻关恢复后含水上升速度，是油藏动态分析的一项重要内容。     

兴采油区提高单井产能评价研究

单井日产量是油气田开发的重要指标,是油田开发水平的综合体现。通过对近年兴采油区单井日产量进行分析,利用勘探开发一体化、水平井规模应用、老油田综合治理等重大举措,有效降低油田产量递减速度,稳定提高单井产量,为油田减低原油生产成本,提供新思路。     

曙光油田稠油老区二次开发技术初探

曙光油田稠油老区目前采出程度高、蒸汽吞吐轮次高、地层压力低、低效井多,已进入开发中后期。结合稠油老区已进行的二次开发技术试验,通过对水平井开采、热水驱、蒸汽驱、火烧油层二次开发技术油藏适应性分析以及参数优化研究,科学合理地预测采收率状况,为下步二次开发提供方向。     

升26-18井同位素资料分析

升平油田是大庆油田13个精细挖潜示范区之一，示范区建立的宗旨是控制产量递减和含水上升，确保持续稳产。随着示范区工作的逐渐开展，对区块内油、水井测试资料的对比分析对于示范区水驱开发效果评价工作的顺利进行显得尤为关键。     

加强注水工艺应用 改善开发效果

目前油田开发已进入后期,油层水淹状况复杂,井况恶化,注采问题日益突出,开采难度加大。通过强化注水管理、完善注水工艺技术配套措施,实现减缓老油田产量递减、控制含水上升的目的。     

锦16（兴）一层系调驱研究与应用

锦16兴隆台油层是欢西油田最大的稀油开发区块,断块于1979年投产,1998年进人特高含水开发阶段。平面、层问和层内矛盾日益突出,产量下降、递减加大和措施有效率低。通过开展调驱可行性分析,在二层系开辟化学驱同时,提出了在一层系开展整体调驱研究,2010年共计实施5个井组,锦16一层系通过开展格体调驱取得了良好的增油效果．     

有效提高钻井工程造价管理的探讨

现河采油厂整体油田已进入勘探开发中后期，采油厂的产量很大程度上需要依靠新建产能、综合调整来减缓老区的综合递减。致使钻井投入不断增加，钻井工程投资占有固定资产投资的比例逐年上升，由2000年的54％上升至2008年的70．4％，由此可以看出石油工程造价在油田生产中所起到的重要性。本文以《石油专业工程定额》实施为依据，通过对钻井工程造价情况的调研分析，提出了有效提高钻井工程造价管理工作水平，降低投入节约成本的具体建议。     

浅谈高含水期油田注水配套技术与实践

东辛油田开发进入高含水期，油层水淹状况复杂，井况恶化，注采问题日益突出，开采难度加大。通过强化注水管理、完善注水工艺技术、配套工艺措施，实现减缓老油田产量递减、控制含水上升的目的。     

稠油开采现状与相关技术研究

我国的稠油储量大、分布广,产量占总产油量的比例较大,如何降低稠油的生产成本,提高经济效益,是油田走向国际市场的重要研究课题之一。我国对稠油油藏的研究、开发和加工已日趋成熟,并形成相当大的开采规模,而且产量也占全国石油总产量的1/10。各大稠油开采油田针对其自身特点,通过引进、消化、吸收和技术创新,形成了各具特色的开采技术,取得新的进展和突破。     

油田自然递减影响因素分析与控制对策

胜坨油田已到开发后期，注采结构矛质突出，产量递减快，老井稳产难度大，控制老井递减已成为实现油田稳产的重要工作，自然递减率的高低是衡量油田开发管理水平的主要指标，也是完成全年原油生产任务的关键。本文从注水、油藏、采油工程、矿场管理环节人手，对自然递减进行全过程全方位的有效控制。     

CO2复合吞吐工艺在新滩油田的应用及效果分析

新滩稠油油藏属于普通二类边底水稠油油藏,热采基本以吞吐转周为主,目前多轮次蒸汽吞吐开采己处于中后期,含水大幅上升、单井产量低、周期油汽比低、吞吐周期短、总采出程度低。本文结合新滩油田油藏的发育特点、开发特征,针对CO2驱油机理,对CO2复合吞吐工艺进行了理论研究,得出CO2复合吞吐具有降粘增能,延长吞吐周期的良好效果,并逐步在现场试验和应用了43井次,累计增产原油3．0662万吨,增油效果显著,延缓了稠油产能的递减,区块整体开发效果得到改善,工艺改善后在新滩油田有着良好的推广前景。     

实现边底水稠油井稳产的技术研究与应用

针对埕东油田西区馆陶4砂组边底水稠油油藏特点，分析油藏的开采特征，对比水平井开发与直井开发的差异，针对蒸汽热采后转变开发开发形势稳产难度大的问题，摸索该块稳产的主要做法，实现了老区内部的“二次找油”，夯实了埕东老油田的稳产基础。     

投球选注技术在欢17兴的应用

欢17（兴）分注效果差,层间矛盾日益突出,递减逐年加大,稳产难度大,本文着重研究了投球选注技术的原理,技术设计与研究,通过近几年来在欢17兴的应用,总结出该技术在欢17兴应用效果,实现了区块稳产。其做法可指导类似稠油区块的开发。     

浅谈孤岛油田稠油油藏特征与技术对策

孤岛稠油开发了20年,目前面临的矛盾十分突出。Ng5和Ng6稠油环整体一次加密调整已基本完成,进入高轮次吞吐阶段,产量呈下降趋势,加上老区逐步进入高轮次吞吐期,产量继续上升的空间有限。本文针对孤岛稠油的现状提出了以油藏特征分析为基础,稠油热采配套开发技术为手段的一系列具有孤岛特点的开发技术,并在矿场实践中取得较好效果。