杜84块馆陶组油层SAGD高产井影响因素和调整对策研究

综合分析曙一区杜84块馆陶组沉积相、储集层特征及隔夹层分布情况后认为,馆陶组油层具备大幅提高单井产能的静态地质条件。利用油藏工程计算和数值模拟手段,综合分析确定影响蒸汽吞吐转蒸汽辅助重力泄油(SAGD)后单井产能的主控因素,并研究相应的技术对策,包括物性夹层上下驱泄复合开发、优化注汽井点、合理控制汽腔操作压力、以泄定采等。     

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.     

曙一区杜84块兴Ⅵ组块状超稠油油藏水平井蒸汽吞吐试验

方法　应用油藏工程技术 ,结合矿场试验 ,进行超稠油水平井蒸汽吞吐研究。目的　优选该块油藏开发方式 ,为经济高效地开发超稠油油藏创造条件。结果　块状超稠油油藏水平井按照目前注采参数实施蒸汽吞吐开采 ,除遵循一般的蒸汽吞吐开采规律以外 ,还表现出单周期产油量高、周期长、回采水率低的特点 ;注汽强度、注汽速度均较低 ,注汽压力随周期增加而降低。结论　水平井蒸汽吞吐开采在技术和经济上均是可行的 ;选择合理的注汽参数是提高蒸汽吞吐效果的关键 ;采取配套合理的采油工艺技术是提高产量的保证。     

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。     

载热体加热系统在曙一区杜84块超稠油开发中的应用

载热体具有耐热性好、闪点高、低粘度等特点,被广泛地应用于石油、化工等生产领域.介绍了载热体概况、载热体加热系统的组成、设备选择的要点及在曙一区杜84块超稠油开发中的应用情况,并简要分析了其在油田生产上的应用前景和发展趋势.     

辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组油层分布特征及成藏控制因素

为明确辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组油层成藏规律及下一步剩余油挖潜方向,综合运用岩心、测井资料系统分析了研究区的油层分布特征及控藏因素。结果表明:兴Ⅰ组油层主要分布于XⅠ1—2及XⅠ2—1小层内,为典型的边水油藏;兴Ⅰ组空间上受构造高部位、断层及不整合面的综合控制,平面上受沉积微相及储层岩性差异的双重制约。     

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.     

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。     

辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组高分辨率层序地层

为阐明辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组高分辨率层序地层特征,应用岩心和测井资料,通过层序界面的识别、取心井单井和两条连井（垂直物源和平行物源）剖面层序分析、不同级次基准面旋回类型及特征剖析,建立了全区高分辨率层序等时地层格架。按照从大到小的原则,兴Ⅰ组通过不整合面、冲刷面和洪泛面识别出1个长期旋回（LSC1）、2个中期旋回（MSC1-MSC2）,通过沉积环境转换面和韵律转换面细分为4个短期旋回（SSC1-SSC4）。按照不同级次旋回的叠加样式、沉积相平面及空间展布特征,短期基准面旋回细分为向上变深非对称型（A型）、向上变浅非对称型（B型）和对称型（C型）3个基本类型及7个亚类型,中期旋回发育以A型为主,C型在SSC2处发育,长期旋回为A型。全区地层发育体现湖盆扩张期退积型沉积序列的特点,具有多期旋回性、大多数仅发育上升半旋回、短期基准面旋回在平面上分布具有分带性的特征。在上升半旋回的下部（SSC1-SSC2）储集砂体最为发育,由不同期次水下分流河道砂体叠置而成,储层物性较好,为今后剩余油挖潜的主要目的层段。     

辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层储层非均质性

兴隆台油层储层微观非均质性以上、下层系的成分与结构差异明显为特点,上层系岩石相组合以不含砾砂岩为主,主要为长石岩屑砂岩;下层系岩石相组合以含砾砂岩为主,主要为岩屑砂岩,较上层系分选性差、颗粒粗。宏观非均质性以储层砂体发育不均及物性变化大为特点。垂向上,上层系单砂层厚度小、砂层频率高、砂岩密度小;下层系单砂层厚度大、砂层频率低、砂岩密度大。平面上,上层系分东、西两个砂体,且东砂体相对发育,向上逐渐连为一体;下层系砂体分布开阔,但向上面积逐渐缩小,且东厚西薄。上层系的储层物性较下层系好。层间、层内及平面非均质性明显,且层间非均质性较层内非均质性强,层内非均质性自下而上逐渐增强。引起储层非均质性的主要原因是沉积环境和构造环境。     

辽河油田曙一区杜84 块超稠油油藏水平井热采开发技术研究

辽河油田曙一区杜84 块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期 产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。通过开展超稠油水平井热采技术研 究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD 技术进行了分析论证,明确了水平井开采技 术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。水平井吞吐 及SAGD 技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。水平井 技术已成为提高区块采收率的有效手段。     

二氧化碳和氮气及烟道气吞吐采油物理模拟实验——以辽河油田曙一区杜84块为例

针对辽河油田曙一区杜84块超稠油主力含油区块在开采过程中普遍存在的吞吐周期高、开发效果逐渐变差等问题,通过室内实验,分析了二氧化碳和氮气在杜84块超稠油中的溶解性及其对原油粘度的影响;通过物理模拟实验,模拟了在注蒸汽辅助的条件下,单纯注CO2、单纯注N2及模拟烟道气等多种吞吐方式的采油规律及增产机理;研究了CO2与N2的注入次序、注入量、注入比例及注入压力与放喷压力等参数对吞吐效果的影响。结果表明,在杜84块超稠油主力含油区块开采过程中,CO2和N2的注入次序为先注N2后注CO2,CO2与N2的体积比为2:1,注入压力为15MPa,生产时放喷压力以地层压力7.35MPa为最佳。     

杜84断块超稠油蒸汽吞吐汽窜机理分析及防窜措施初探

通过对超稠油蒸汽吞吐汽窜的实质及汽窜造成危害的研究，对杜84断块汽窜的油藏因素，开发因素等进行了分析。并对该块防治汽窜的实践进行了初步探讨，提出了适合超稠油藏汽吞吐开发的汽窜防治措施。     

凝析气藏循环注气三元开发机理与提高凝析油采收率新技术

塔里木盆地牙哈凝析气藏2000年开始采用循环注气开发技术提高凝析油采收率。但随着注气时间的延长,气油比受气窜的影响呈快速上升趋势。气藏历年的动态监测显示,注入的干气与地下凝析气并不能完全混相。室内多相流体PVT实验证实,干气与凝析气存在明显的界面,明确了驱替作用下干气和凝析气的非混相特征。基于瞬时平衡假设的相态和渗流理论无法准确描述其运动规律。熵增数学模型确定了不同储层物性特征对不同性质流体达到相平衡的影响;微元数学模型确定了重力作用对干气和凝析气渗流规律的显著作用;二维机理模型明确了3种作用力在注气井和采气井之间的作用范围。现场试验数据反映了气藏尺度的干气—凝析气运动规律,室内实验数据与数学模型分析反映了孔隙尺度和岩心尺度的开发机理,从而揭示了凝析气藏循环注气"扩散—驱替—重力分异"三元开发机理,明确了重力分异作用是影响循环注气效果的主要因素。基于循环注气三元开发机理,建立考虑扩散、重力分异与储层结构等多因素耦合的非平衡渗流数学模型,提高了循环注气开发过程中的流体分布预测精度,并建立了凝析气藏注气重力辅助立体驱替提高采收率新方法。该技术在塔里木盆地牙哈凝析气田得到了成功应用。     

稠油热采条件下沥青质沉积热模拟实验研究及影响因素分析——以辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层稠油油藏为例

该文以辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层超稠油油藏为例,进行了12次热模拟实验.结果分析表明,引起地层伤害最本质的因素是沥青质沉积.沥青质在孔隙中的沉积现象非常普遍,主要呈星点状、薄膜状、斑块状甚至网状等.沥青质沉积对孔渗的伤害程度随温度的增高呈增大的趋势,而随压力增大的变化在小于11. MPa时呈增大的趋势,在大于11. MPa时则呈减小的趋势.其对孔隙度的伤害程度不及对渗透率的那么明显,后者的伤害率平均在80%以上,属强度伤害,而前者的伤害率只有1.3%～6.5%.影响沥青质沉积的因素主要是稠油的组成、温度、压力以及溶剂等.      

鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组8段致密砂岩储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区延长组长8油层组是典型的致密砂岩储层,具有低孔低渗的特点。通过对其20余口井的岩心观测、测井和录井分析,结合显微镜、铸体薄片及电子显微镜观察等手段,配合储层岩石学、沉积学的分析,认为镇泾地区D工区砂岩以岩屑长石砂岩为主,并且含有少量的长石岩屑砂岩。沉积相以辫状河三角洲亚相为主,其中以水下分流河道微相储层物性最好,可提供最有利的油气聚集空间,河口坝微相物性次之,亦可作为储层的有利区域。通过分析储集物性与砂岩粒度之间的关系,认为中砂岩具有最好的储集物性。通过对研究区成岩机理的研究,认为影响砂岩储层的主要成岩作用为压实作用、胶结作用以及溶蚀作用。压实作用为破坏性的成岩作用,使该区砂岩储层的孔隙度和渗透率减少,埋深2 400 m以上孔隙度小于10%;胶结作用具有正反两个方面的成岩作用,既可通过胶结物的生成减少岩石的孔隙,又可通过抑制压实作用的进一步进行从而保持颗粒间的距离;溶蚀作用为建设性的成岩作用,尤其是深部储层中两期溶蚀作用的发生,使孔隙度得以改善,从而使油气的储集和运移变得更加有利。     

松辽盆地昌德东CO2气藏形成机制及成藏模式

通过对松辽盆地北部昌德东地区CO2气藏中天然气组分、天然气成因、气藏特征、断裂及火山岩相等研究,探讨昌德东地区CO2气藏的形成机制及成藏模式.研究表明,昌德东地区CO2为幔源成因,烃类气为油型气与无机烃类气混合成因;芳深9井-芳深701井区为CO2气藏,芳深6井-芳深7井区属高含CO2气藏,二者是两个互不连通的气藏系统.松辽盆地深层CO2气藏的形成机制可概括为:深部热流底辟体的顶部是CO2的储集库.基底大断裂向下收敛于拆离带并沟通CO2气源,CO2通过基底大断裂和古火山通道向上输导并在适当圈闭中聚集成藏.运聚通道组合类型的差异以及运移过程中天然气的重力分异作用是导致芳深9井-芳深701井区和芳深6井-芳深7井区气藏中CO2含量差异的根本原因.图5表3参32     

薄互层状普通稠油油藏注热水开发可行性研究——以辽河曙光油田杜66块下层系为例

杜66块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段,为一典型的薄互层状普通稠油油藏。经过近20年的蒸汽吞吐开发,杜66块下层系目前已进入吞吐开发后期,地层压力低,吞吐开发效果差。根据杜66块下层系油藏条件及地层流体性质,从注热水开发油藏适应性、吞吐后期剩余油分布规律和注热水开发潜力等3个方面,利用数值模拟技术对杜66块下层系注热水开发可行性进行了系统研究。结果表明,注热水开发可在蒸汽吞吐开发基础上提高采出程度15.69%。这些研究成果对于同类油藏今后进一步改善开发效果具有一定的指导意义。     

低含油饱和度油藏油水渗流特征——以准噶尔盆地中部1区块为例

现场开发动态资料表明，低含油饱和度油藏有着与常规油藏明显不同的渗流特点，但由于目前缺乏对该类油藏渗流规律的系统认识，给油田开发带来许多困难。采用岩心水驱油试验及物理模型模拟试验等方法系统研究了低含油饱和度油藏的渗流特征及水驱油机制。结果显示，该类油藏在油水相对渗透率曲线上主要表现为油水共渗区间变窄，水驱过程含水率的变化规律则表现为迅速上升阶段、稳定阶段和缓慢上升阶段。     

川中广安须家河气藏气、水分布

川中广安须家河气藏为孔隙-岩性型致密气藏。根据78口试采井数据分析,认为储层的孔喉构成了成藏过程中主要的疏导体系,储层物性及非均质性控制气、水的运聚和分布;构造在气藏后期改造中影响天然气的聚集,较低的构造幅度致使气、水分异差,气井普遍产水。气藏内可划分出富气区、次富气区及气、水同产区3类气水分布区,相应地提出高渗透带、单砂体及微构造控制的3种气、水分布模式。