洼38块主力油蒸汽吞吐开发效果及其吞吐后期深化挖潜研究

方法 在实际动、静态资料及效果分析的基础上,利用油藏工程及数值模拟计算结果,对洼３８块剩余油分布及吞旰最终采收率进行预测,提出了下一步调整挖潜的方向。目的 在蒸驱开发尚未取得工业化应用之前,提高蒸吞叶阶段采经。结果 通过沙三段油层纵向调剖,东三段油层完善井网,充分动用纵向上与现面上油层,周期产油量可提高７００￣２６００ｔ。从数模结果看：实施深化挖潜措施后,吞叶阶段最终采收率可害２８．８％。结论 通     

洼38块注空气辅助蒸汽吞吐先导试验

针对进入开发中后期的小洼油田特稠油油藏存在的问题,在总结氮气助排成功应用和借鉴其他油田注空气采油试验的基础上,通过工艺技术优化,开展了2井次注空气辅助蒸汽吞吐先导试验,结果表明,洼10~(-3)井注空气后,注气压力提高了4.5 MPa,注汽生产周期延长了1.5倍,为稠油油藏中后期提高采收率开发提供了技术支持。     

齐108块蒸汽吞吐后期提高开发效果研究

齐108块为薄互层稠油油藏,已采用蒸汽吞吐方式开采15 a,随着蒸汽吞吐周期的增加,开发效果逐渐变差.在生产动、静态资料及开发效果分析基础上,对齐108块剩余油分布及后备储量进行预测,并通过各种技术手段,充分动用纵向与平面剩余油,深化挖潜,取得较好的开发效果,提高了蒸汽吞吐阶段采收率.     

洼38块蒸汽吞吐后期二次开发探索与实践

小洼油田洼38块自2003年8月始，先后建立了6个蒸汽驱试验井组，取得了良好的实施效果。实践证明，小洼油田进入高采出程度、高轮次吞吐期后，适时进行开发方式转换、实施油藏二次开发、开展蒸汽驱试验是改善区块开发效果、减缓递减、提高最终采收率的有效途径。研究结果对同类油田开发具有十分重要的借鉴和指导意义。     

杜66块杜家台油藏蒸汽吞吐后期挖潜研究

曙光油田杜66块杜家台油藏蒸汽吞吐开发后期,地层压力低,储层平面及纵向动用不均,蒸汽吞吐效果随周期增加逐渐变差,区块产量逐年下降.在该区油层特征及油层吸汽状况精细研究基础上,开展了常规选配注、三级配注、投球选配注、氮气助排和复合助排等挖潜措施研究.挖潜措施的实施有效延缓了区块递减,对于其他同类油藏蒸汽吞吐后期开发具有重要的指导意义.     

洼38块沙三段油层开发方式优选数值模拟研究

运用数值模拟方法，根据经济优化原则，了不同油价下蒸汽吞吐、蒸汽驱及热水驱等开发方式的筛选标准。依照此筛选标准，对洼38块沙三段油层的开发方式适应性进行了判断，并对蒸汽吞吐后4种可转换开发方式进行了数值模拟研究。最终确定沙三段油层的最优开发方式是以原井网转间歇蒸汽驱开采，为该区块的合理开发提供了科学依据。     

高升油田高3块蒸汽吞吐开发后期管理策略

高升油田高3块是典型的中深层巨厚块状气顶底水稠油油藏,历经20余年的蒸汽吞吐开采,目前处于低压、低产、低效益的蒸汽吞吐后期采油阶段,呈现地层压力低、蒸汽吞吐效果差、油层严重脱气、油品性质变差等开发特征.针对稠油油田蒸汽吞吐后期生产特点,研究并实施了一系列行之有效的解决办法,取得了明显的成效.     

乐安油田南区蒸汽吞吐后期开采方式研究

采用油藏数值模拟的方法．对乐安油田南区稠油油藏蒸汽吞吐末期拟采用的继续蒸汽吞吐、转蒸汽驱、热化学驱、火烧油层及加密井网开采等提高可采储量与采收率的开采方式方案进行了可行性研究．在此基础上筛选出了合适的开采方案，为有效开发该区的剩余储量提供了指导，同时也为其他同类油藏的开发提供了借鉴。     

小洼油田洼38断块试验区蒸汽驱参数优化

小洼油田洼38断块试验区经历12a的蒸汽吞吐开发后,已进入蒸汽驱试验阶段,在目前注采条件下,出现油层压力水平较低、油井产油量小、油汽比低等矛盾.在分析洼38断块东三段油层蒸汽驱先导性试验效果的基础上,利用数值模拟方法优化主要注采参数,最大限度地改善其蒸汽驱开发效果.结果表明,注汽速度以100～120t/d为宜;采注比为1.2～1.3,井底蒸汽干度要求在50%以上;合理的注汽压力为7MPa左右,不宜超过9MPa,油井合理井底流压应为1MPa左右.与目前注采参数生产效果相比,应用优化的注采参数进行蒸汽驱生产20a,采出程度将增加5.46%,累积增油量为3.6×104t,能取得较好的开发效果.     

洼38块稠油油藏主导开采工艺研究

从地质及开发特点入手,研究了适应油田的主导工艺技术,包括化学降粘助排及解堵技术、防砂技术、油层保护技术及其他工艺技术等.形成了洼38块配套采油工艺技术,保证了油田的开发水平t累积产油533.927×104t,采油速度达0.78%,采出程度达17.37%,累积注汽851.207×104m3,累积油汽比0.63,自然递减虽高达38.41%,但由于采用了综合配套的工艺,油田的综合递减控制在19.19%.     

疏松砂岩稠油油藏水驱后期转蒸汽吞吐及其防砂措施研究

方法 利用蒸汽吞吐开采技术及配套的防砂措施,开发水驱后的疏松砂岩稠油油藏。目的 探索疏松砂岩稠油油藏水驱开发后期进一步提高采收率的途径。结果 在采取相应防砂措施基础上,将高温高压蒸汽注入油层后,使原油粘度下降,原油在地层中的流动性大大增强,油井采出液中含水下降,油量上升,油层动用程度得到改善。结论 蒸汽吞吐开采与相应的防砂措施结合是提高疏松砂岩笛油油藏采收率的有效途径。     

小洼油田洼38块东二段低含油饱和度油藏成因研究

洼38块东二段油层采取直井热采方式开发,投产初期即进入中含水期开发阶段。为进一步改善油藏开发效果,探索提高采收率新途径,综合运用动态分析、核磁共振以及数值模拟等技术手段,详细分析了东二段油层低含油饱和度油藏特征,并根据油气运移机理及油藏工程理论等进行系统分析。结果表明,该块含油饱和度偏低主要受油气供给程度、沉积环境、构造幅度、边水入侵、微观孔隙结构、矿物润湿性以及构造运动等多种因素影响。此次研究结果为研究区的高效开发提供部分依据。     

杜239块稠油油藏吞吐后期转蒸汽驱开发可行性研究

曙光油田杜239块油藏投入开发二十余年,油井平均吞吐已达12个周期,处于"两高两低"的开发阶段,现开发方式难以进一步改善开发效果。结合油藏地质特点,从开发特点、剩余油分布规律研究入手,提出了适合油藏自身特点的蒸汽驱开发方案,可有效提高区块最终采收率。     

杜32断块区兴隆台油层蒸汽吞吐参数优化数值模拟研究

方法　利用数值模拟方法研究杜 32块兴隆台油层蒸汽吞吐的主要注采参数及射孔参数。目的　选择合理的注采参数 ,最大限度地改善其蒸汽吞吐开发效果。结果　数值模拟结果表明 :注汽强度以 70～ 80 t/ m为宜 ;注汽速度为 16 0～ 2 0 0t/ d;井底蒸汽干度为 40 % ;焖井时间为 3～ 5 d,可使注入热量得到最大限度的热利用率。为避免出砂 ,采液速度应控制在 40～5 0 t/ d,射孔厚度为 2 0 m,可有效提高热利用率 ;为防止底水锥进 ,渗透层避射底水厚度应大于 15 m,而低渗物性隔层应大于 5m。结论　数值模拟研究得出的注采参数及射孔原则 ,在杜 32块兴隆台油层实施后 ,取得了很好的效果。     

小洼油田洼38块东三Ⅰ段油藏开采技术研究与应用

结合油藏开发特点和油井生产特点，运用油藏工程方法对洼38块东三I薄到层油藏进行研究，以改善其高轮次吞吐开发水平，通过绘制综合解释图版，从开发和工艺技术相结合的角度优化适合该类型油藏特点的开采技术，单注单采，复合防砂和优化射孔技术的综合应用使出砂严重的薄互层油藏取得了很好的生产效果，为实现薄互层有效开发，提高剩余储量动用程度开辟了一条有效途径。     

锦25块特稠油蒸汽吞吐开发后期水淹特征及配套技术实践

经过20多年降压开采,辽河油田锦25块特稠油油藏目前已进入蒸汽吞吐开发后期,各项开发指标逐年变差。为减缓锦25块产量递减,综合运用井震联合技术、测井二次解释技术、数模与现场试验和动态分析相结合等技术方法,落实了油藏蒸汽吞吐开发后期剩余油分布规律,制定并实施完善井网、大修侧钻、分支水平井、调补层、优化注汽等配套技术手段,取得了良好的经济效益和社会效益。     

安丰油田开发后期挖潜技术

安丰油田 1987年投产以来 ,由于高含水及套损影响 ,油田长期处于低产、低效、高成本、半停产状态。 2 0 0 1年年产油量仅 0 .87× 10 4t,油、水井利用率仅 38.1%。近年来 ,通过深化地质认识及油藏工程研究 ,以老井开窗侧钻技术为导向 ,进一步落实了构造及储量 ,挖掘井间及构造高部位剩余油 ,同时应用水平井技术进一步提高了油藏最终采收率 ,新增原油生产能力 2× 10 4t。     

多层合采稠油油藏蒸汽吞吐后期油藏物性特征——以孤岛油田中二中Ng5砂层组为例

孤岛油田中二中Ng5砂层组为多层稠油油藏.该油藏经过多轮次蒸汽吞吐开发后,由于其主力层Ng53和Ng54层的合注合采及蒸汽超覆的影响,导致层间动用差异程度大及油藏物性分布不均衡.利用数值模拟技术,研究多层合采稠油油藏蒸汽吞吐后期的油藏物性特征,主要包括油藏压力和油藏温度、剩余油饱和度、剩余油储量丰度.研究结果表明:截至2011年9月,经多轮次蒸汽吞吐生产后,研究区Ng5砂层组的压力保持水平仅为42.93％,平均地层温度上升约2℃;Ng5砂层组中吞吐井数少的区域控制程度低,是高剩余油饱和度分布的区域;剩余油储量丰度不仅与剩余油饱和度有关,还与油层的有效厚度密切相关;高剩余油储量丰度区域主要位于构造高部位及距离边水较远的部位.     

坨7断块薄层稠油油藏开发调整对策研究

针对坨7东一段薄层稠油油藏天然能量不均衡、水淹程度差别大的地质及开发特点,在潜力分析的基础上,应用油藏工程、数值模拟等方法,提出了该油田开发调整对策.研究结果表明,该油藏可采取两套层系开发,上层系采用蒸汽吞吐,下层系采用天然能量开采,边底水能量强的油层可适时提液,利用水平井改善薄油层开发效果,可有效提高采出程度,为同类...     

浅薄层特、超稠油注蒸汽吞吐后剩余油分布研究

河南油田的浅薄层特、超稠油油藏注蒸汽吞吐后,,采收率只有15％～18％,要进一步提高资源利用程度,关键是查明蒸汽吞吐后浅薄层稠油剩余油分布规律。蒸汽吞吐后水淹层岩心和电性特征变化明显,根据岩电关系的研究,建立了一套快速、直观的声液时差深侧向电阻率图版水淹层测井解释方法,有效结合矿场测试、动态分析、油藏数值模拟技术和地质综合分析方法,揭示了剩余油分布特征。超稠油油层纵向有3种水淹模式：中厚层均匀韵律油层顶部水淹,薄互层复合韵律油层中部水淹,薄互层正韵律油层底部水淹;平面上剩余油富集区有4种类型：低井网控制程度的剩余油富集区,低采出程度的剩余油富集区,不同微相控制的剩余油富集区,地层倾角影响造成的剩余油富集区。图3表1参6