A区块注聚初期调剖效果分析

A区块油层从注聚前动、静态资料来看,油层各沉积单元平、层间、层内动用差异较突出,采出井含水级别较高,低效无效循环严重,部分注入压力低,存在严重的单层突进现象。为保证A区块聚驱开发效果,在注聚初期对18口注入井实施深度调剖。深度调剖可以有效地解决厚油层的垂向和平面矛盾,改善聚合物驱开发效果。     

基于洛伦兹曲线的杜A区块调剖效果分析

为了定量描述杜A区块注水井调剖吸水剖面是否变得均匀,定量评价调剖效果,为后续调剖措施提供指导,本文通过分析调剖井的变异系数及均值系数,采用洛伦兹曲线来对杜A区块的调剖改善吸水剖面均匀程度效果进行定量评价,使用方便,可操作性强,为现场调剖决策提供了有效的参考指标。     

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。     

冷41块水平井注采工艺试验

针对冷家堡油田冷41块中深层特超稠油水平井在注采工艺实施过程中遇到的诸多难题,本文在油藏地质特征研究的基础上,对冷41-平1井进行了水平井注采工艺试验,在注汽工艺方面,优化注汽参数、注汽管柱结构、隔热方式获得了较好的注汽效果;在举升工艺方面,优化了中深层特超稠油大排量举升的机、杆、泵组合并配套了相应的设备机具。通过研究,形成了有效、实用的中深层特超稠油水平井注采工艺技术,并可在冷41块推广使用。     

杜229块H304井组效果分析

杜229块进入吞吐末期,进入二次开发,通过二次开发规模实施,重新实现区块上产。杜229块目前共有水平井44口,已投产40口,占年产量比重逐年增加。其中加密水平井25口,占投产井的62.5%,因此水平井生产效果主要由加密水平井体现。但目前加密水平井效果有好有差,因此以H304井组为例,对加密水平井效果进行分析,得出结论,指导加密水平井的正常生产、解决效果差水平井产生的问题,并为以后部署加密水平井提供参考。     

杜84块超稠油蒸汽驱优化注采参数研究

杜84块超稠油蒸汽驱先导试验2016年8月实施,转驱后液量上升、含水上升、温度上升,注采井显示出良好的连通特征,但由于含水、温度一直居高不下,同时由于受注汽条件限制,该先导试验井组2016年11月停止。2019年在完善地面注采井网后,再次对该井组实施蒸汽驱试验,优化注采参数后,井组取得较好效果。     

齐40块热水驱井组挖潜效果分析

稠油油藏注蒸汽开发中后期,蒸汽窜流及超覆现象严重,针对这一问题,齐40块对实验区进行了转热水驱实验,在热水驱中期面对开发中的矛盾,经过综合分析,采取了一系列的挖潜措施并取得了良好的效果。     

A块聚合物驱注聚末期特点分析

A块聚驱区块,于2015年6月开始注聚,截至2020年7月,已连续注聚61个月,目前已进行注聚末期,在注入方面呈现出注入困难、注入剖面变差等特点,采出方面呈现出高含水、高见聚、低存聚率等特点,通过量化注聚末期的开发特点,加深对注聚末期区块开发规律的认识,对其他注聚初期或中期区块提供借鉴意义。     

齐40块水平井蒸汽驱合理注采参数优化

结合齐40块开发的实际情况,通过数值模拟方法,对水平井进行研究,对汽驱合理注采参数进行优化,指导蒸汽驱开发。汽驱水平井产液量越大,相应产油量越高,同时含水率相应上升。水平井最佳产液量为100m3/d至150m3/d,推荐注汽速度为80～90m3/d。     

杜84块超稠油互层状油层水平井部署研究与应用

特油公司两个主力区块从1997年开始先后采用两套开发层系、70米正方形井网直井蒸汽吞吐开发,通过多年大规模产能建设,直井井网已覆盖全区.2008年之前,10米以上的厚层和巨厚块状油层水平井已实施完,取得显著效果,针对互层状油层井间、层间潜力,开展水平井部署研究与应用-为超稠油持续高效开发奠定基础.     

杜84块兴Ⅵ组SAGD吞吐预热效果分析

辽河油田特种油开发公司为满足"十一五"稳产要求,同时有效提高最终采收率,于2006年在曙一区杜84块兴Ⅵ组开展SAGD试验,已经取得了先导实验的成功,预计可提高采收率24%左右。先导试验前转入前温度场、压力场及热连通均没达到转入要求,技术人员通过对水平井及直井共同吞吐预热4-5周期后,地层温场达到100℃,压力场降到3-4MPa之间,同时形成有效热连通,达到转入SAGD要求。     

茂A区块水平井井位部署建议

目前,随着油田的不断开发,剩余未动用区块储层更加薄差,含油性变差,直井采油方法效益不高,所以需要加大水平井应用力度。2013年在敖包塔油田茂A所属区块提交了探明地质储量167.68×10~4t,含油面积15.4km~2,该区块储层发育薄差,但主力油层发育稳定,这类油藏储层预测难度大、识别困难,布井风险高。为进一步搞清区块的构造、储层,为该区块开发利用提供依据,本文在已完钻井资料的基础上,应用三维地震资料联合解释、地质统计学反演等技术完成了区块的构造解释、储层预测等地质特征研究,在此基础上讨论本区块水平井部署原则,给出水平井布井建议。     

综合调控改善杜229块蒸汽驱开发效果

稠油将是21世纪的重要资源。动用稠油资源是缓解未来原油短缺的重要手段。经济高效的开发稠油对我国具有重要的现实和战略意义。蒸汽吞吐和蒸汽驱等热采模型的研究也因而显得格外重要。     

改善杜84兴隆台加密水平井蒸汽吞吐效果研究

分析辽河油田曙一区杜84兴隆台区加密水平井蒸汽吞吐规律及生产特点发现,剩余油分布不均、油层非均质性、井间干扰、注采参数是影响水平井生产效果的主要因素。针对这些影响因素采用优选水平井注采参数、合理采用配套工艺措施,优化运行方式采用水平井区域多井组整体蒸汽吞吐方式改善加密水平井的蒸汽吞吐效果,进而提高超稠油油藏采收率。     

应用分支水平井动用杜229块兴Ⅵ组薄层超稠油储量

杜229块兴Ⅵ组为薄层超稠油油藏,通过对油层的精细对比分析,运用了薄层分支水平井地质设计方法,利用LWD、MWD随钻测量和电子多点测量相结合的手段,在油层单层厚度相对较大、有效厚度为5-8m、油层发育较好、平面上连片分布区域部署分支水平井。通过薄层水平井的精心设计与实施,使常规方式无法进行有效开发的薄油层实现高产,有效动用了兴Ⅵ组薄油层储量,达到了增加可采储量、提高最终采收率、延缓区块递减的目的。对区块下步转换开发方式提供了技术储备,对同类油藏的开发也具有一定的指导和借鉴意义。     

亚临界锅炉改善杜84块高压区吞吐效果分析

亚临界锅炉注汽过程与普通注汽锅炉流程一致,都存在从注汽出口到井口的地面热损失、井口到油层井筒热损失及油层顶底之间隔夹层的热损失。而亚临界锅炉主要有两方面优势：一是锅炉承受压力高,能保证更多的蒸汽注入地层,保证注入油层的热能总量,二是注入速度快,在同样的注汽量下,注汽时间短热损失少。当储层条件一定时,储层的吸汽能力主要取决于注汽参数,包括注汽压力、注汽速度、注汽干度和注汽时间。为了实现连续、高效注汽,必须保证注汽速度和注汽干度。通过连续实施亚临界锅炉注汽,取得了明显效果,12口井经过几轮的连续吞吐效果得到明显改善,平均单井产油在千吨以上,对提高同类油藏开发起了一定指导作用。     

A区块无效注水循环的综合治理

本文从A区块目前的能耗情况出发,针对影响能耗的主要因素,制定了切实可行的调整作法,并取得了较好的效果,为继续做好节能降耗工作奠定了基础,也为其它同类区块提供了技术支持。     

肇261区块注水井调剖效果分析

本文通过对区块08至09年注水井实施调剖及其连通油井受效情况分析。得出水井调剖可有效控制油井含水上升速度,减缓注水井层间矛盾,扩大水驱波及体积,提高油田最终采收率,是油田注水开发过程中稳油控水的一项关键技术;同时在进行调剖时,优选调剖剂类型,可取得更好的调剖效果。     

文79块水平井开发管理效果评价

文中对文南油田文79块水平井采油现场技术管理情况进行了分析,对参数选择、维护措施选择、动态调整等现场管理经验进行了分析评价,给文南油田水平井开发管理指明了技术方向.     

A区块三元复合驱效果分析

A区块位于xx,含油面积Bkm~2,油层发育为纯油区,划分为4座注入站,2018年5月开始前置段塞阶段,2018年11月进入主段塞阶段,目前正处于全区见效阶段。针对见效效果把见效井分为三类(A类井:累积增油量≥4000t;B类井:累积增油量2000-4000t;C类井:累积增油量2000t),研究见效井沉积环境、井网完善程度、注聚前油井含油饱和度、油层砂体沉积特征和连通情况等多个静态因素以及注聚过程中流压控制、采聚浓度变化等多个动态因素来分析见效形成差异的原因,以及下步提质增效做法,为以后注三元区块提供借鉴经验。