杜84断块馆陶油藏双水平SAGD优化设计

辽河油田曙一区杜84块馆陶油层为一顶部和四周被水包围的特殊油藏．开发初期按70m井距正方形井网部署直井蒸汽吞吐开发,在油井蒸汽吞吐过程中,射孔井段下部油层动用差,蒸汽超覆现象随周期延长而加剧．带来顶水突破的隐患,同时油藏递减逐渐加大,油藏开发效果逐渐变差。为提高杜84块馆陶超稠油油藏剩余油动用程度．决定采用SAGD开发技术。本文以油藏特点和开发现状为基础,应用STARTS数值模拟软件,采用变深度、不均匀网格进行油藏数值模拟,对双水平井组合的SAGD技术布井方式、水平段长度、水平段在油层中的位置、注采参数等进行了优化设计。实施效果表明,采用双水平井组合SAGD技术,提高超稠油原油采收率是经济可行的。     

水平井水驱开发的经济技术界限及敏感性分析

应用渗流力学、地质学以及技术经济等理论,计算水平井泄油面积、控制储量、水平井开发所需的经济极限总产油量及单井经济极限日产油量,分别对影响水平井产能和开发利润的主要因素（油井特性因素、油藏类型因素、地层损害程度因素）和经济指标进行了敏感性分析。并制定了敏感性分析图版。利用图版,可以确定适合水平井的地质条件及要求,并指导水平井注采井网系统的优化设计,同时对水平井开发的经济效益作出合理的评价。由研究结果可知,经济极限日产量随原油售价的增大而减小;水平段长度和封轴方向渗透率对产能指数最为敏感,而对于低渗透油藏,泄油半径对产能指数非常敏感,甚至最敏感,因此要尽量减小泄油半径。原油售价和产量对经济效益最敏感,其次是钻井投资（包括地面设施等）,因此要努力提高原油产量,降低水平井的钻井投资。     

海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发实践

南海东部海域具有一定规模的海相强水驱疏松砂岩稠油储量,该类稠油油藏开发过程中存在构造认识变化大、油井含水上升快、产量递减快、易出砂等问题。以该地区典型P油田为例,介绍海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏在开发实践中为应对以上问题所采取的技术对策。通过油田内部滚动开发评价,采用先"肥"后"瘦"、以大带小的方式进行开发,油田开发后通过滚动扩边逐步落实构造并实施调整;通过针对边底水油藏制定不同水平井布井策略,底水油藏采用高顶避水、寻夹避水并保持合理井距,边水油藏"批钻批投"抑制边水局部舌进的方式控制单井的含水上升速度;利用先进钻井技术实现井轨迹的精细控制,采用优质筛管防砂完井。现场实践表明,该技术对策使P油田稠油油藏高峰年产量达157×10~4m~3,大规模开发5年后采出程度达到15.5%,开辟了南海东部海域海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发的先例,对同类油藏的开发具有借鉴意义。     

提高超稠油水平井段均匀动用技术探索与实践

曙光油田超稠油水平井蒸汽吞吐开发过程中存在水平段动用不均问题,影响水平井开发效果。123口超稠油水平井动用好井段平均长度118m,占总井段长度的31.4%;动用中井段平均长度186m,占总井段长度的49.6%;动用差井段平均长度75m,占总井段长度的19.8%。动用不均的原因在于油层发育不均、完井方式的差异及井间汽窜干扰。根据水平段温度变化趋势,将水平段井温曲线分为均衡型、渐变型、阶梯型、波浪型、突变型五种。采用选段注汽、分段注汽、复合注汽三种均匀注汽技术以提高水平段动用,选段注汽主要适用于渐变型和阶梯型井温水平井,分段注汽主要适用于突变型井温水平井,复合注汽主要适用于波浪型井温水平井。现场应用后,水平井段动用程度由31.4%提高到56.3%,增油效果显著,为提高同类型油藏水平井开发效果提供借鉴。     

稠油热采水平井分段完井技术研究

作为中国最大的稠油生产基地,截至2012年底,辽河油田水平井已超过1200口,形成了年产油250×104t以上的生产能力,为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持。其中,热采稠油水平井有800余口,这部分水平井大多采用筛管完井,且没有管外封隔器,筛管与地层之间无法实现有效分隔,注汽时只能采用笼统注汽或筛管内分段注汽,由于油藏在平面及纵向上的非均质作用,使水平井段存在动用不均现象。经统计,水平井动用不均井数占全部热采水平井数的80%,水平井段动用较好的井段仅占水平段长度的1/2～1/3,严重影响了油井产能。为此,在管内分段注汽基础上,研发了稠油热采水平井分段完井、分段注汽工艺技术,通过水平井分段完井工艺研究,以及高温管外封隔器和套管热力扶正器等关键工具的研制,形成了稠油热采水平井分段完井、分段注汽技术。该技术已累计应用6井次,平均周期汽油比提高0.1以上,水平段均匀动用程度明显改善,油田开发效果显著提升。     

杜84块馆陶油藏SAGD高产水平井部署研究

曙一区杜84块馆陶油藏类型为块状巨厚边、顶底水超稠油油藏,油藏早期采用吞吐开发方式生产。为提高油藏采收率,油藏主体部分已经在2009年全部转入蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式。为进一步提高油藏动用程度,决定在油藏边部区域部署水平井进行SAGD开发。通过精细油藏地质研究,确定水平井部署位置;通过数值模拟研究,确定安全避水界限至少要100m;通过优化设计水平段长度,水平段位置,优化布井方式及钻完井工艺的设计,保证SAGD油井高产。最终在馆陶边部部署一个直平组合SAGD井组和一个双水平井SAGD。杜84-馆H62直平组合井组于2014年10月率先完钻,经过吞吐预热6个月转SAGD方式生产,吞吐预热及SAGD期间均保持较好的生产效果,SAGD生产期间日产液达到500t/d,日产油120t/d,瞬时油汽比0.27。     

CO2混相压裂液提高采收率作用机理实验研究

柳1断块为低渗透油藏,呈现出采出程度低、采油速度低、水驱动用程度低的“三低”开发特征。为改善柳1断块的开发效果,开展CO₂混相压裂吞吐提高采收率矿场试验。为了明确CO₂混相压裂液提高采收率作用机理及主控因素,以室内实验为手段,开展高温高压条件下CO₂混相压裂液岩心驱替实验。利用高温高压长岩心驱替装置,进行储层渗透率、储层非均质性、原油黏度和不同压裂液添加剂等条件下的CO₂混相压裂液驱油效率实验,分析对比不同影响因素下的驱油效率规律,明确CO₂混相压裂液提高采收率的作用机制并分析主控因素。实验结果表明,储层渗透率、储层非均质性和不同压裂液添加剂等条件对储层提高采收率具有不同程度的影响,提高采收率的主控因素为添加剂的种类和渗透率,其中CO₂+增溶剂的驱油效率最好,提高储层渗透率可以有效提高CO₂+添加剂的驱油效率。在柳1断块稠油油藏开展CO₂混相压裂技术矿场试验,措施有效率100%,阶段增油10140t。     

重力泄水辅助蒸汽驱采油工艺技术研究与试验

洼59块为深层中厚层状特超稠油油藏。区块已进入高轮次吞吐阶段,吞吐效果逐轮变差,采油速度急剧递减。采用重力泄水辅助蒸汽驱技术,探索深层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发后期开发方式的转换。该技术采用直井、水平井组合开发模式,上叠置水平井注汽,下叠置水平井辅助排液,周围直井产油。针对工艺技术难点,通过汽水分离器、高效隔热管柱和环空注氮隔热的综合应用,实现了深层稠油油藏井底干度大于45%的目标;采用双管注汽技术使水平段得到高效动用;通过电加热降黏和防偏磨技术的成功应用,解决了试验初期黏度大、水平井杆管偏磨的问题;利用越层深抽和高温大排量举升解决了提液降压、深层高温大排量举升的难题。井组整体效果明显,产液量由179t/d增大到最高值526.9t/d,产油量由31.0t/d增大到最高值96.5t/d,含水由91.1%下降到平均值84.69%。     

应用水平井提高特高含水量的河道砂岩油藏采收率

大庆喇萨杏油田开采了40年，已经进入高含水开采后期，属于典型的河流一三角洲沉积砂岩油田，非均质性严重，油藏水侵程度不均匀，剩余油分布复杂，但是它的开发潜能很大。为了开采厚油藏中的剩余油，目前采取了选择性射孔，定位压裂，填充钻井，聚合物驱等方法，然而在垂直井上使用的这些方法并不能将厚油藏内的剩余油完全开采出来。本文介绍了在水平井650m处的水平段产量到达100t／d的成功例子，并运用了侧向加积夹层预测技术，避免水平段水侵以及优化的水平井射孔技术，这些都表明在喇萨杏油田应用水平井能够提高这种特高含水率的河道砂岩性油藏的石油产量。     

蒸汽热力采油中抗高温调剖堵剂的应用与展望

稠油油藏开发过程中,受油藏层间非均质性、渗透率变化、原油性质差异、不利的流度比、重力分离、井距和油藏倾斜,以及原油黏度大、密度大、流动性差等因素的影响和制约,降低了蒸汽利用率和体积波及系数,导致油井吸汽剖面不均匀,含水率高、采出程度低,影响稠油油藏的高效开发.为解决这一问题,目前主要采取调剖堵水的方法来控制油井含水上升,进而提高原油采收率.稠油油藏主要采用热力采油方式,要求所使用的堵剂必须同时具备长期耐蒸汽温度和蒸汽冲刷的特性,以实现深度调剖和封堵汽窜通道的作用.本文所指的抗高温调剖剂,主要针对油藏温度高达250℃以上的稠油油田.分析固体颗粒型调剖剂、抗高温凝胶类调剖剂、高温泡沫调剖剂的原理及其在国内外的发展和应用状况,并对抗高温堵剂的发展方向进行展望.     

中心管技术能有效改善底水油藏的开发效果

底水锥进是底水油藏普遍存在的问题,是伴随油田开发全过程的主要开发矛盾,一般采用水平井这一开发方式。由于水平井段井筒流动摩阻的存在,使得水平井段各处的压力剖面和供液剖面不均衡,造成水平井根部过早见水。而中心管技术,将油管的吸入口由水平段根部延伸到水平井段中部,较好平衡水平井段的压力分布和供液剖面,从而延缓底水锥进,改善底水油藏的开发效果,对疏松砂岩效果更为明显。本文在珠江口盆地A油田群、B油田、C油田开发过程中,先后使用中心管技术进行开发,取得了一定成效。以C油田底水油藏为例,13口生产井中,采用中心管生产的6口井开发效果好的比例达到70%,而未采用中心管的7口生产井开发效果好的比例仅为30%。中心管技术改善底水油藏开发效果明显,在一定程度上扭转了被动的开发局面,获得了较好的经济效益,具有重大的借鉴意义。     

胜坨油田坨28断块东一段油藏地质特征及开发状况分析

坨28断块位于东营凹陷北部,是一被断层切割的复杂化的穹窿背斜,分东一段、东二段两套开发层系。经过20多年的开发后,该断块已经进入高含水期开发阶段,开发矛盾日益突出,亟待解决。油藏地质特征、构造特征、沉积相、温压系统和流体特征分析认为,该区块属于高孔高渗、常温常压、受岩性控制的常规稠油油藏。该区块单井产量低,东一段目前平均单井日产油2.3t/d,且日产油量在1~3t/d的井占到总井数的51.6%。采油强度随原油黏度升高而降低,东一段全区平均原油黏度为4338m Pa·s,采油强度维持在0.55t/d·m左右。东一段综合含水达90.1%,含水超过60%的井占总井数的93.4%,含水超过80%的井占总井数的73.8%,进入高含水阶段。对比注水开发前后井组动态生成数据发现,注水初期井组液、油产量略有上升,但很快下降,含水上升,动液面稳中有升,表明常规水驱开发效果不明显。因此,需要探索新的油藏开发模式和开发工艺技术,提高普通稠油油藏采收率。     

国外中高渗透率高含水油田开发技术新进展

中高渗透率高含水油田一般位于成熟油区,具有地质认识清楚、配套设施完善、勘探成功率高、最小经济门槛低等优势。近年来,针对中高渗透率高含水油田采出程度高、产量递减速度快、井况问题严重、吨油生产碳排放量大等难题,国际石油公司着力技术创新和成本控制,在油藏模拟、油气工程、改善水驱、提高采收率等方面持续发力,不断取得新进展。如俄罗斯RFD公司开发的tNavigator油藏模拟平台实现了千万至十亿节点的模拟。水平井多级水力压裂、新型鱼骨刺井、超短半径水平井等油气工程技术促进了老油田增产稳产。智能水驱技术因其特有的经济性、环境友好性及高效性,引起广泛关注。纳米智能驱油技术有望解决聚驱提高采收率技术难以解决的波及效率低、费用高、储层伤害等问题。这些技术对国内中高渗透率高含水油田的持续开发具有积极的借鉴作用。     

构成法评估经济可采储量的方法探究

增加经济可采储量是油田开发的核心,是油田生产经营水平的集中体现,针对目前的经济可采储量评估方法不能真实反映油藏真实的价值状况,通过开展储量评估单元的合理划分与归集,在研究评估单元开发及成本变化规律的基础上,打破以往以油田为评估对象的模式,探索以油藏类型、产量构成为评估对象的经济可采储量评估方法。按照油井分类构成法,分为新井和老井,根据各自分类油井的变化规律分别进行可采储量标定,消除关井、新投井等因素对标定结果产生的影响,提高了储量评价结果的准确性,实现对油藏真实开发经营状况的真实反映。同时以分单元剩余经济可采储量测算模型为基础,开展开发因素和经济因素的敏感性分析,开展初产、递减率、成本和油价四个关键因素对剩余经济可采储量的影响规律研究,分析主控因素,进一步明确提高油藏经济可采储量的主要方向。     

地热采油新技术

针对油田稠油热采及注水开发中存在的一些问题，提出了利用地热采油的构想。通过加热降低粘度增强流动性是开发稠油的有效途径，但蒸汽吞吐法、注汽、薄层、边水驱稠油油藏、电加热井等热采油法存在着能耗大、效率低等问题。而注入水温度低造成油层温度持续下降，增大了原油粘度。长期剧烈的温差导致储层孔喉胶结物及骨架矿物破碎，加剧了大孔道窜流。为此提出利用油田的地热资源，加热浅油层。本文在统计分析孤东油田温度场变化特征基础上，进行了地热采油流程概念设计，推荐在地热源井同井场钻打稠油层多分支井作为注入井，单体增压泵直接将从地热源井采出热流体注入目的油层，在周围油井采油。建议在全油田范围内普查地热资源，在有利区块率先开展地热桑油试验．     

辽河油田水平井防砂工艺技术研究

截至2013年12月底,辽河油田水平井总数已超过1300口,其中大部分为部署在砂岩油藏的稠油热采水平井。由于稠油油藏胶结疏松,经过蒸汽的反复冲刷,加之稠油携砂能力较强,油井出砂问题十分普遍。对此,辽河油田钻采工艺研究院通过科研攻关,形成了针对不同区块、不同出砂情况的水平井系列防砂技术,主要包括:水平井筛管防砂技术、水平井反向砾石充填防砂技术、水平井化学固砂加固井壁防砂技术等,并成功应用于现场。实践表明,水平井割缝筛管技术适用于出砂粒径较粗(大于0.15mm)的出砂区块,水平井反向砾石充填工艺适用于细粉砂区块(小于0.07mm)的出砂治理,而水平井化学固砂加固井壁防砂技术适用于套变井的防砂治理。以上防砂技术的应用,有效解决了出砂造成的水平井套损、检泵频繁等问题,提高了水平井开发效果,逐渐成为油田开发的核心技术。     

黄沙坨油田火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田为裂缝型边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝-孔隙型双重介质。黄沙坨油田注水开发后,油藏能量虽然得以补充,但水驱控制程度、波及范围和注水效果却难以控制,增产效果不明显。为黄沙坨油田下步调整提供依据,分析了裂缝发育程度、注采井相对位置、油井生产状况、驱油效率、注水时间、注水强度等因素对注水开发的影响。分析结果表明:影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向,裂缝发育区油井产能高,见水见效快、含水上升快,裂缝欠发育区油井产量低、见水见效慢;同一井组内井距及注水高差小的井注水见效快,反之则见效慢;平均日产液量大于10t/d、平均日产水量大于2t/d的油井注水效果好;油水两相区区域较窄,油藏可动油饱和度较低,油藏采收率不高;注水时间越长,注水强度越高,井组注水见效的反应越明显。     

低渗透油藏开发效果综合评价方法及应用

大庆油田低渗透油藏开发水平差异较大,尤其是老区块存在着可采储量不足、剩余油分布零散、含水高等制约油田发展的症结。为此,在分析低渗透油藏开发特征的基础上,开展低渗透油藏开发效果综合评价方法及应用,优选反映低渗透油藏开发水平特点的5类14项参数。以朝阳沟油田扶余油层为目标储层,复核储集层实际开发水平,落实开发潜力,解决开采中出现的问题。通过校正区块井数和有效厚度,沿用套改其他参数,选用容积法复算区块的地质储量;应用模糊综合评判方法,建立不同类型区块开发效果评价标准,分析影响评价指标的主控因素,依据井网形式、开发现状,找差距、找问题、找潜力,制定一类区块水驱调整对策。结果显示,一类区块水驱效率提高,年均含水下降0.36个百分点,两年时间老井综合递减率下降0.6个百分点。目前已在朝阳沟油田扶余油层31个区块应用开发效果综合评价方法,实践表明,其适应性和可操作性较好,取得了良好的增效成果,具有推广应用前景。     

水平气井靶点高差对排液的影响

随着川西低渗透致密气藏不断加大水平井开发力度,水平井气井逐渐增多,水平井井筒积液成为气藏水平井开发普遍存在的难题.如果井筒内产生积液,井底回压增大,井口压力下降,产量递减较快,气井携液能力减弱,将导致井筒附近储层的含水饱和度升高,气相渗透率下降,气井难以开采,甚至最终水淹停产.应用水平井筒内流体由分层流向非分层流转变判别式,对影响水平段井筒携液的因素进行分析表明:水平段井筒倾角越大、积液高度越高,水平井筒中气液两相流型更易从层流转向非层流,水平段中的液体也就更易被气流带出.虽然井筒倾角对气体临界流速的影响较小,但井筒倾角越大,井筒内A靶点附近的积液高度越高,液体就更易被气流携带出水平段.通过实例分析也证明,水平井A、B靶点高差对气井排液有影响,B靶点比A靶点越高,越有利于井底积液从水平段排出.     

川口油田长6油层注水解堵开采研究

川口油田属特低渗透油田,平均空气渗透率为0.79×10-3～0.96×10-3μm2,储层物性差,油藏压力低,渗透率特低,基本无自然产能,水力压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水,随着注水时间的延长,油田开发矛盾也在逐渐暴露,主要表现为水淹井多、吸水剖面不均匀、部分油井见效缓慢。为最大限度地发挥油层潜力,根据油藏地质特征和油水运动规律,进一步完善注采井网,完善注采对应关系,以反九点法井网为主的川口油田注水开采,取得了突破性的发展;严格控制注水参数,解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题。油井增产明显,取得了一定的经济效益和社会效益,逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技术。为特低渗透油田提高资源利用率,提高原油采收率闯出了一条新的路子。