二次开发实现杜229块重新上产稳产

杜229块是辽河油田2008年二次开发试验区块之一,属典型的中厚互层状超稠油油藏,二次开发前可采储量采出程度已经达到90.13%,进入蒸汽吞吐后期,周期产油量与油汽比递减加大,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以水平井加密、蒸汽驱、SAGD等二次开发技术为主体,不仅实现了区块重新上产,而且有望实现区块采收率大幅度提高。     

厚层块状底水稠油油藏热采水平井合理注采参数研究

XH27块是一个厚层块状底水稠油油藏,直井-水平井组合重建井网二次开发后,由于底水快速锥进,导致区块含水快速上升、产量快速递减。通过综合分析水平井注汽后生产动态特征,运用数值模拟法、统计归纳法研究优化水平井注采参数,并配套应用先进的注汽工艺技术,进一步改善厚层块状底水稠油油藏注汽效果,实现辽河油田二次开发示范区块持续稳产。     

加密水平井提高老区采收率

在对杜229块蒸汽吞吐开发后期存在吞吐效果日益变差、剩余储量难动用等主要问题分析的基础上,运用油藏工程方法,开展提高剩余油动用程度研究与试验,运用老区二次开发方法,利用加密水平井挖潜手段,达到提高井间剩余油动用程度、实现区块稳产的目的。通过对杜229块加密水平井效果分析认为:加密水平井适用于老区挖潜,对提高区块采收率具有重大指导意义。     

高18块注水注汽阶段后水平井二次发试验研究

高18块为高升油田稠油区块,经历了天然能量、蒸汽吞吐和注水开发三大阶段,目前处于低速开采阶段,2008年以来,在开展精细油藏地质特征研究及水平井优化设计基础上,部署水平井1口,进行该块二次开发试验,并根据油藏自身特点,设计水平井长度、方位等技术参数,有效提高油藏动用程度,最终促使高18块最终采收率有所提高。     

杜48块杜零组二次开发技术研究

杜48块是曙光油田薄互层普通稠油油藏典型区块之一,地质储量1689×104t。主力油层吞吐开发后期采出程度高,挖潜余地小,而部分非主力油层由于各种因素一直未得到有效利用,在开发后期对这些油层进行二次开发,通过精细地质研究,采取有效的挖潜手段,从而能够提高区块采收率,为区块后期开发提供有利的稳产保障。     

高246块水平井侧向重力水驱试验认识

高246块莲花油层属于厚层块状砂砾岩底水稠油油藏。1977年投入开发,先后经历天然能量、蒸汽吞吐、常规注水及水平井二次开发四个阶段,开发效果逐渐变差,为了提高区块储量动用程度,改善水驱效果,实现高效开发,决定水平井二次开发阶段实施水平井先期生产,后期注水与直井生产相结合的生产方式合理开发。2008年7月采用100～150m类反九点注采井网,开展水平井侧向重力水驱试验,试验区开发效果取得明显改善。     

高246块改善开发效果研究

高246块莲花油层属于厚层块状砂砾岩底水稠油油藏,1977年投入开发,先后经历天然能量、蒸汽吞吐、常规注水及水平井二次开发四个阶段,目前已进入开发后期,可采储量采出程度达到75.2%,开发效果逐年变差。研究人员针对区块开发中暴露出的突出问题,2010年开展了改善开发效果研究,通过有效组织实施配套技术措施,实现年累增油1.2×10^4t,取得显著成效,为该油藏持续稳产及提高最终采收率指明了方向。     

超稠油开发技术研究与应用

杜229块属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。     

超稠油开发技术研究与应用

杜229块属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。     

超稠油开发技术研究与应用

杜229块属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。     

强1块低渗油藏注水开发效果评价

低渗油藏物性相对较差,压力传导慢或天然能量不足,如何补充地层能量一直是制约该类油藏开发的难点。本文以强1块为例,介绍低渗油藏的生产特点,重点评价以注水方式补充地层能量实现区块有效开发的可行性,同时指明了区块下步工作方向,为同类油藏有效开发提供可借鉴经验。     

复合吞吐技术辅助组合式注汽技术在超稠油开发中的研究与应用

杜229块是辽河油田"九五"期间重点产能建设区块之一,属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。     

提高杜229块北部低效区储量动用程度

杜229 块1998年投入开发,到2009年底区块采出程度达到23.50%,可采储量采出程度达到82%,经历了上产、穗产、递减三个阶段,目前进入二次开发阶段.杜229块西部兴,采出程度21.3%,采出程度相对较低,是挖潜的重要区域之一.杜32-兴H335井是杜229块西部兴,组的一口薄层试采水平井,针对该井首轮生产效果不理想,实施三元复合吞吐措施改善了杜32-兴H335井的试采效果,取得成功,为同类型油藏的二次开发提供了依据.     

低渗透油藏CO_2驱最小混相压力实验研究

本文利用细管法研究了J区块原油与CO2最小混相压力,为J区块低渗透油藏CO2驱注入压力选择提供依据,应用Anton Paar MCR301旋转流变仪测定了该区块脱气原油粘温性。研究结果表明,原油的粘度对温度非常敏感,随温度升高而大幅度降低。该油藏原油与CO2最小混相压力是22.39MPa,结合该区块地面、地下实际情况,J区块油藏注CO2驱替可以实现混相。     

杜229块南部兴ⅡⅢ组油层再认识

杜229块目前采出程度高,地层压力低,吞吐效果变差,但储量纵向动用不均,其典型区域是区块南部的兴ⅡⅢ组油层。本课题通过细化开发层系,加强油藏地质研究,重新评价油藏、进行老井试采、通过整体部署,实现了杜229块南部兴ⅡⅢ组薄层油藏的有效动用。     

新海27块厚层底水油藏注采参数优化研究

新海27块是一个厚层底水普通稠油油藏,水平井注热提液二次开发后,由于底水锥进,水平井含水上升快、产量递减快。通过综合分析水平井注汽后的生产动态特征,运用各种方法优化水平井注采参数,提高厚层底水稠油油藏水平井生产效果,实现了二次开发示范工程持续稳产。     

底水油藏合理注采参数研究

新海27块是一个厚层块状底水普通稠油油藏,水平井注热提液二次开发后,由于底水锥进,水平井含水上升快、产量递减快。通过综合分析水平井注汽后的生产动态特征,运用各种方法优化水平井注采参数,有效发挥厚层底水稠油油藏水平井生产效果,实现了二次开发示范工程持续稳产。     

X油田A区块剩余油分布数值模拟研究

X油田A区块属高含水复杂断块油藏,经过几十年的开发含水率逐年上升,目前已进入特高含水期。经过研究发现,该区块储层非均质性严重,原采油井网对油层内部单元控制程度较低,注水开发效果较差,剩余油饱和度较高,采出程度较低。需要针对本区块剩余油分布和潜力进行数值模拟分析研究,以便修改二次开发方案获得良好开发效果。     

樊29块初期注氮气开发及其配套工艺技术浅析

针对纯梁特低渗透薄互层油藏的特征,对其注氮气先导试验开发现状、区块开发难点的分析,并结合区块实际,对樊29块注氮气技术,从施工参数优化,工艺技术配套,水气交替驱技术改进和优化,实现了低渗透薄互层油藏的有效开发。     

精细油藏描述在二次开发试验研究的应用

高18块为高升油田稠油区块,经历了天然能量、蒸汽吞吐和注水开发三大阶段,目前处于低速开采阶段,2011年以来,以沉积学、油藏工程、数值模拟等学科和技术为指导,综合运用岩心、测井、化验分析、生产动态等资料开展研究工作。通过对静态的地质研究结果与动态生产资料相结合,开展储层特征研究,进一步明确剩余油分布特征。为二次开发方案的设计提供坚实的技术基础,并最终达到提高油藏动用程度,提高采收率的目的。