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5～8 m、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.对区块下部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借鉴意义.     

块状边水油藏二次高效开发

欢喜岭油田锦612块为高孔高渗型块状边水油藏。采用天然能量开发方式,压力下降快,油层脱气严重,原油黏度增大;运用直井注水开发,油水黏度比较大,平面、纵向注入水锥进现象严重。根据水平井开发可行性研究论证认为,块状边水油藏部署水平井,油井压降速度慢,控锥效果好,产量高,无水采油期长。根据锦612块地质特点,进一步落实构造、油层、隔层及空间展布情况,分析油层厚度、隔层厚度与开发效果的关系,提出“局部细分开发单元,水平井整体开发,直井与水平井组合注水”的“新”二次采油思路。水平井投产后,单井平均产油量30.4t·d-1,区块综合含水率下降12个百分点,达到了改善开发效果的目的,为同类型油藏的高效开发提供了借鉴和指导。     

浅层特超稠油油藏高周期吞吐挖潜技术研究与应用

河南井楼油田一、二区为浅层特超稠油油藏 ,高周期吞吐开发呈现周期产量低、汽窜频繁、水淹油层严重、储量动用程度低等生产特点。通过精细油藏研究 ,配套高周期吞吐后剩余油分布监测技术 ,实施堵水、优化注采参数、化学增效、区块调剖等工艺技术 ,二次开发动用弱水淹和中低渗透层 ,提高油层剖面动用程度 ,改善油藏整体开发效果 ,使浅层特超稠油油藏得到高效开发。     

利用精细油藏研究技术进行水平井部署

超稠油蒸汽吞吐开发中后期,效果逐渐变差.为扩大驱油面积,提高储量动用程度,充分挖掘油藏潜力,应用精细油藏研究技术,以油藏属性参数为基础,以地质统计学为基本方法,对杜229块超稠油区块进行层系划分、构造特征及油层分布精细研究,提出目标区和水平井部署井位方案,为区块增储开发奠定基础.     

浅层特超稠油油藏高周期吞吐挖潜技术研究与应用

河南井楼油田一、二区为浅层特超稠油油藏，高周期吞吐开发呈现周期产量低、汽窜频繁、水淹油层严重、储量动用程度低等生产特点。通过精细油藏研究，配套高周期吞吐后剩余油分布监测技术，实施堵水、优化注采参数、化学增效、区块调剖等工艺技术，二次开发动用弱水淹和中低渗透层，提高油层剖面动用程度，改善油藏整体开发效果，使浅层特超稠油油藏得到高效开发。     

ND火山岩油藏水平井开发调整技术

针对ND火山岩油藏2007、2008两年快速建产后出现的产量递减快、目前单井产量低、处于低速开采的现状及直井泄油范围小、储量动用程度低的问题。为了提高储量动用程度,实现经济有效开发,提高区块产量,2013年试验水平井大型体积压裂获得成功,揭开了ND火山岩油藏水平井开发的序幕。水平井开发中通过井震结合精细刻画储层、优化水平井井网部署、分层系开发挖潜剩余油、优化压裂工艺等,取得了很好的效果,目前完钻99口水平井油层钻遇率达75%,已投产井初期平均单井日产油11.3 t/d,是直井的2.7倍,区块产量止跌回升。ND火山岩油藏开发实践表明对于储层为缝洞体的火山岩油藏可以通过水平井大型体积压裂提高单井产量、储量动用程度和开发效益,为其他同类型油藏的有效开发提供很好的借鉴。     

杜229块超稠油油藏二次开发潜力研究及认识

针对杜229块蒸汽吞吐开发后期暴露出的采油速度低、吞吐效果差、北部低效区储量有效动用难、产量递减快、采收率低等一系列开发矛盾，运用精细油藏管理理念，进行了精细油藏地质研究、区块剩余油分布规律研究和二次开发部署研究；并利用井间加密水平井、SAGD、蒸汽驱等二次开发技术进行了二次开发先导试验井组的试采，达到提高最终采收率、增加可采储量、延缓递减、实现区块稳产的目的。对区块下步转换开发方式及稳产起到了保障作用．对同类型油藏的二次开发具有重要的指导意义。     

水平井技术在欢喜岭油田开发中的实践效果

为了实现欢喜岭油田可持续发展,近年来以水平井技术为核心,广泛运用于区块扩边部署、底水油藏挖潜、薄层油藏动用、老区二次开发、多点注汽提高水平段动用程度、稠油油藏废气压力试验等方面,在欢2-17-10块等12个不同类型的老区块实施水平井72口,投产后均取得较好效果,极大地改善了欢喜岭油田开发效果,达到了老油田稳产的目的,为老油田持续高效开发探索了一条新路。     

高升油田水平井采油技术研究与应用

针对高升油田各区块开发过程中存在纵向上动用不均、注水区块油井水窜严重和油井出砂问题,以油藏精细研究为出发点,进行了水平井采油技术适应性研究与应用.开展了油藏精细描述、水平井优化部署、水平井水力喷射压裂、水平井均匀酸化解堵、水平井均匀注汽及采油工艺配套等技术研究,通过实施水平井开发综合配套工艺技采体系,高升油田明显提高了...     

加密水平井在老区二次开发中的应用

杜229块超稠油油藏采用蒸汽吞吐方式开发,目前已进入开发中后期,存在蒸汽吞吐效果日益变差、剩余储量难动用等问题.通过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,结合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块加密水平井的效果分析可知,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.     

稠油油藏水平井生产特点及效果影响因素分析

针对辽河油田稠油油藏水平井的应用状况,为进一步改善水平井开发效果,在对普通稠油、特稠油、超稠油3种油品稠油油藏水平井生产数据进行统计的基础上,对其开采特点及原因进行分析得出,其开采特点既有与直井相似之处,又有自身的生产特点;投产条件及吞吐周期内加热长度和加热半径的不同是造成水平井自身开采特点的主要原因。通过对具有不同水平段长度和目的层厚度水平井的开发数据进行统计分析得出,在目前的注汽和工艺技术条件下,目的层厚度对生产效果的影响程度较水平段长度明显一些,提高水平段的动用程度将是改善现有水平井开发效果的主要方向之一。     

利用水平井技术开发低幅度底水稠油油藏

G104-5断块Ng6油藏为底水稠油油藏,构造幅度低,采用定向井开发,含水上升快、产量低,效果差。水平井具有生产压差小、泄油面积大的优点,可有效延缓底水锥进,提高单井产能,是开发低幅度底水稠油油藏的有效手段。根据油藏特点建立概念模型,对水平井生产的油水运动规律进行模拟。结果表明,储层的非均质性、水平段长度、水平段位置、隔夹层发育状况、油层厚度等因素决定着底水上侵的特点。在此基础上,进行水平井整体开发优化设计,实施后取得较好效果。     

超深层稠油HDCS开发技术研究与应用

胜利油田埕东断裂带超深层特稠油油藏采用常规注蒸汽开发时,存在注汽压力高、井筒热损失大、井底干度低的问题,有效储量动用程度较低。室内实验和数模研究表明:伴蒸汽注入油溶性降黏剂可降低超深层稠油注汽压力;二氧化碳和油溶性降黏剂驱可大幅度提高超深层稠油驱替效率;水平井可提高油层吸汽能力、降低注汽压力,开采效果优于直井。因此,由水平井、油溶性降黏剂、二氧化碳和蒸汽组合形成的HDCS强化采油技术,是开发埕东断裂段超深层稠油的有效方式。     

低效稠油油藏开发效果影响因素分析及水平井优化

为了进一步改善边底水稠油油藏的开发效果,达到最终提高该类油藏采收率的目的,以营13-35断块东一段油藏为基础,分析边水油藏和底水油藏的开发效果。边水油藏和底水油藏的开发效果差异较大,底水稠油油藏采用直井开发,由于其初期含水率高、累计产油量低、含水上升速度快,开发效果较差。利用油藏数值模拟方法,分别建立边水、底水油藏的概念模型,研究水平井技术政策界限。结果表明,边水油藏在有效厚度大于3 m、距内油水边界120 m以上区域适于采用水平井热采开发;底水油藏在有夹层区域水平井油层有效厚度达到3.8 m时,热采效果明显优于常规开发效果,而无夹层区域考虑到注蒸汽过程中易造成与底水的沟通,油层有效厚度达到5.6 m时,适于采用常规水平井开发。     

普通稠油油藏转换开发方式研究与实践

欢喜岭油田锦612块大凌河油层为高孔、高渗、块状边底水普通稠油油藏。该油藏投产以来,主要依靠天然能量开采,边部油井全部水淹关井,内部地层压力大幅度下降(仅5 MPa左右),原油黏度升高,油井水窜严重,开发效果不理想,寻求有效开发方式迫在眉睫。通过对水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱及非混相驱开发方式的研究与实践,确定锦612块大凌河油层应主要立足于常规注水开发,采用水平井与直井多种组合的注水方式,辅以蒸汽吞吐开发,在注水后期转入非混相驱。非混相驱阶段提高采收率9.77%,区块最终采收率为41.17%。     

水平井技术在洼70块超稠油薄层油藏的应用

洼70断块是冷家油田2006年采用水平井技术进行薄层储量整体开发的稠油区块之一,该区块主力油层有效厚度平均8 m。针对油层埋藏浅、邻井资料少、水平段中靶精度要求高、油层薄、储层孔隙度和渗透率高等情况,实施过程中,采用复合式二开井身结构设计,对油层位置不确定水平井段,实施导眼井确定油层深度;针对上部钻经地层胶结疏松,成岩性差的特点,优化钻具组合;在水平段采用LWD地质导向过程中,采用LWD防卡技术,有效保证了全井的安全钻进;在油层构造与分布特征逐渐清晰的情况下,采用了鱼钩型井眼轨迹,既确保了设计效果,又减少了导眼井及无效进尺;使用的生物聚合物混油钻井液体系满足该区块薄层水平井开发需要,为减少事故和复杂情况的发生提供了保障。截至2008年12月,已完成的16口薄油层水平井,油层钻遇率平均达92.6%,投产后增产效果明显,水平井开发取得了良好效果。     

微生物复合降黏技术在底水稠油油藏开发中的应用

文中首次提出在底水稠油油藏水平井开发中采用微生物复合降黏技术。该技术是一项针对采取水平井开发但采出程度仍然较低的稠油油藏提出了的综合技术,解决了单一微生物采油效率较低的问题。在BQ油田B64断块馆三3油组底水稠油油藏水平井B28KH井运用该技术后,油井原油黏度有效降低,综合含水下降,单井产量明显上升。该技术先导实验的成功,为提高同类稠油油藏,特别是采用水平井生产、底水活跃、隔夹层不发育的稠油油藏的开发,找到了一种新方法。     

普通稠油化学驱油技术现状及发展趋势

对于普通稠油,一次采油后常采用注水开发和热采方法。据中石化2007年底统计,采用注水开发动用的普通稠油储量占稠油总储量的30.1%,但由于水油流度比高,使得普通稠油油藏水驱采收率低。当油层太薄或埋藏太深时,热量损失严重,经济上不适合采用热采方法。化学驱方法是一个重要的接替手段。因此,文中重点综述了聚合物驱、碱驱、碱/表面活性剂驱、碱/聚合物驱技术在普通稠油油藏中应用的国内外研究现状和机理研究进展,指出了稠油化学驱中出现的问题和未来的发展趋势。     

深井薄层稠油油藏水平井注采参数优化设计

针对深井薄层稠油油藏注蒸汽散热效应较厚油层大的特点,在蒸汽吞吐增产机理分析的基础上,运用经济概算、数值模拟、分析类比方法,计算了热采水平井经济布井界限,重点对初期注汽强度、注汽强度周期递增量、初期排液量主要注采参数进行优化设计。研究结果为:水平井极限布井厚度为3 m,水平段长度200 m,位于油层中下部,初期注汽强度为12 t/m,将多个吞吐周期分为3个阶段,每个阶段的注汽强度周期递增量分别为20%,10%,0%,合理的注汽速度为10 t/h,初期采液量应控制在35 t/d。矿场应用取得很好的开发效果,该项研究成果为该类油藏的高效开发热采水平井提供了现场实施依据。     

坨82特稠油区块出砂原因及防砂措施

坨82特稠油区块位于王庄油田,为高孔、中高渗储层,是构造、岩性控制的层状强水敏特稠油油藏,普遍存在油井地层出砂问题,给生产带来了一系列危害。文中通过对坨82特稠区块油井出砂规律及原因的研究,优选改进了两步法预充填绕丝筛管防砂方法对该区块油井出砂进行治理。结果表明:防砂方式不优化、稠油蒸汽吞吐开发是造成油井出砂的重要原因;采用改进的两步法预充填绕丝筛管防砂工艺,可以有效提高井筒近井地带挡砂墙的挡砂效果,防止环空出砂,从而改善特稠油区块的开发效果。