牛心坨油田开发后期开采工艺研究与应用

牛心坨油田属于高凝稠油,主要采用闭式热水循环工艺和电加热工艺开采,随着油田开发进入中后期,这两项工艺暴露出的能耗大、维护费用高等问题,为此通过对油井原油黏度分析、含水分析以及化学降黏、配套工艺等方面实验研究,制定了一套新的开采工艺,成功实现了油田开采工艺的转换,实现了牛心坨油田的高效开发。     

牛心坨潜山油藏二次开发实践

针对牛心坨潜山油藏在直井注采开发方式下存在水窜严重、采收率低的问题,在储层分布研究基础上,开展储层分类综合评价,综合运用油藏工程、数值模拟等技术手段,确定利用水平井重新构建油藏注采系统的二次开发思路,纵向上分段部署水平井,实现油藏立体开发。目前先导试验取得较好效果,油井产量是周围直井的2.5倍,水平注水井吸水指数是直井的4.3倍。     

空心杆电加热举升工艺在牛心坨油田的应用

牛心坨油田属于高凝稠油油田,原油含蜡量高、凝固点高、粘度高,主体采油工艺为闭式热水循环,随着开发时间的延长,逐渐暴露出一系列问题,有必要开展举升工艺转换研究,以保证油田有效开发和产量稳定.通过研究对比各种不同降粘工艺的优缺点,最终确定空心杆电加热举升工艺替代热水循环井的主体生产工艺,并优化了电缆的下入深度及油井动态参数...     

牛心坨油田潜山油藏储层裂缝研究

以辽河盆地西部凹陷牛心坨潜山构造裂缝型变质岩储层为研究对象，首先在实际岩心观察描述的基础上，给出了表征储层裂缝的八个定量表征参数；然后利用单井测井资料进行特殊处理，给出了单井裂缝方位及纵向上裂缝分布规律；最后应用三维有限元技术，在储层裂缝形成期（沙四期）构造应力场数值模拟的基础上．进行构造裂缝的三维定量预测，给出了裂缝的方位．以及裂缝密度的三维分布状况，为该油藏勘探开发提供了地质依据，也为类似油藏的研究，提供了新的思路和方法。     

牛心坨油田储层特征及其定量模拟

在等时层序地层格架的基础上 ,对辽河盆地牛心坨油田牛心坨油层的 8个层序进行了储层特征分析及地质统计学定量模拟 ,并结合沉积相展布特征对其中的层序 进行详细分析 ,建立了 0°,4 5°和 1 3 5°三个方向上的变差函数模型。模拟结果表明 ,层序 的储层砂体在 1 3 5°方向最为连续 ,其次为 0°方向 ,4 5°方向的砂体连续性最差。这与沉积相分析结果完全一致。     

牛心坨油田牛心坨油层沉积相分析

在岩心观察基础上，在辽河牛心坨油田牛心坨油层组中识别出１８种岩石相，结合测井资料对该区沉积相特征进行了详细研究。总结了其沉积相平面演化规律。结合物性资料统计分析，认为扇三角有缘的砂质分流河道和砾－砂质分流河道砂体产有利的储集相带。     

牛心坨油田节能改造项目效益评价探讨

牛心坨油田节能改造项目的效益评价方法遵循"有无对比"的原则,通过增量分析,在增量财务盈利能力评价的基础上,综合评价项目的经济效益、社会效益和环境效益,以及对油田稳产和可持续发展的影响。建立了一套综合性评价指标体系,并实际应用到牛心坨油田节能改造项目评价中,从而验证了效益评价方法的适用性和可行性。     

应用测井技术识别牛心坨油田坨33块火山岩储层

以岩心分析、测试资料、火山岩岩石化学分析结果为基础，对各种火山岩的岩性测井响应进行综合分析。确定了牛心坨油田坨33块中生界火山岩储层的岩性判别标准；以试油、试采资料为基础，建立了储层划分的测井标准，为储层分类评价提供了依据，从而有效地指导了该区的勘探开发。     

牛心坨油田综合治理对策及效果评价

牛心坨油田为典型的低渗透、高凝稠油油田,先后经历天然能量开采和注水开发2个阶段.针对油藏治理前存在的开发矛盾和制约因素,有针对性地加强动态分析及水淹规律、剩余油分布研究,及时采取注采结构调整、针对性措施挖潜及实施分层系调整等措施,提高了油藏的开发水平.     

牛心坨油田调驱现场效果评价技术研究

牛心坨油田经过二十多年注水开发,存在油井含水上升快、水窜严重等问题,在该区块开展了弱凝胶调驱技术,取得一定的稳油控水效果,但在调驱现场效果评价方面经验较少,无法实现精细评价。为此,开展了调驱现场效果评价技术研究,包括液流方向监测技术研究、调驱剂各组分对胶体影响、成胶体系性能评价及调驱剂驱油效果评价等。这些评价技术在调驱现场施工过程中,有效指导了调驱配方及施工参数动态调整,提高了牛心坨油田调驱效果。     

高升油田开发调整及稳产措施研究

通过高升油田近三年来开展的油藏精细描述、油藏工程、油田开发、调整及措施挖潜等方面的成果研究，阐述了油田实现稳产、减缓油藏产量递减的一些好做法，改善了开发效果。同时，也为“九五”期间确定合理的开采方式，盘活资源存量及进一步稳产，明确了开发工作的重点。     

辽河油区稠油及高凝油勘探开发技术综述

辽河坳陷油气资源丰富,地质条件复杂,油品类型多样,其中稠油、高凝油开发在辽河油区勘探开发中占有重要的地位。在勘探开发过程中,辽河油田对稠油、高凝油的形成机制和分布特点进行了系统研究,针对稠油、高凝油油气藏的特性,开展了室内实验研究,充分利用各种技术手段,形成了具有辽河油区特色的稠油和高凝油开发主导技术,在辽河油区稠油、高凝油开发中取得了明显效果。论述了稠油和高凝油勘探开发历程,对辽河油区稠油、高凝油多年勘探开发进行了系统总结,并对存在的难点进行了分析,为辽河坳陷及类似地区稠油和高凝油的勘探开发提供了一定的参考价值。     

河南油田稠油油藏高温高压下储层敏感性试验研究

方法针对河南油田稠油油城回来水率低、提高排液量难度大等问题，选择有代表性的小层，开展了高温高压条件下的储层敏感性室内试验研究。目的保护油气层，充分发挥其潜力。结果提出了注蒸汽吞吐各生产环节中相应的油层保护措施，改善了稠油注蒸汽的吞吐效果。结论通过对80取口井32块样品的速敏性、水敏性、碱敏性以及正反向流动试验，取得了对储层粘土敏感性的定量认识。认为注入、采出液强度应限制在速敏极限值以下；周期采油过程中，高温期排液量不宜过大，中低温期配合降粘助排措施，适时强化排液；严格标定入井液的pH值，禁止不合格的化学剂溶液入井，避免碱敏作用对储层的伤害。     

深层高凝油油藏注水研究

潜山高凝油油藏埋藏深，其裂缝分布规律需要综合应用岩心观察、测井识别与解释、地震属性与相干体分析、有限元分析、构造应力分析等方法进行研究。而且该类油藏温度高，储层润湿性为中一强亲水，对水、酸、碱不敏感，具有较好的注水可行性。沈625—229块边底水不活跃，天然能量不充足，需要注水进行开发。目前，该块全面注水已经初见成效，预示了良好的组合注水开发前景。     

渤海湾裂缝性稠油油藏合理开发方式

渤海湾潜山裂缝性稠油油藏为具有储集层裂缝发育、流体黏度大、埋藏较深等特点的海上油藏。如果常规热采开发,注入蒸汽的热损失大;如果冷采开发,较大的原油黏度会导致驱油效率和波及效率较低,合理开发难度很大。针对此类油藏特点,采用室内物理实验和油藏工程相结合的方法,应用大尺度物理模型,对目标油田冷水驱、热水驱以及热水加表面活性剂驱等开发方式的开发机理和适应性进行研究,并应用实际地质模型对合理开发方式进行验证。结果表明,采用热水加表面活性剂的开发方式,开发效果最好,其余依次为热水驱、冷水驱、蒸汽驱和蒸汽吞吐。综合对比开发效果和经济效益,最终推荐目标区采用热水驱开发方式。     

低渗裂缝性高凝稠油油藏油井选择性堵水技术

针对牛心坨油田的储层特性、原油物性、出水特点,从堵水剂的选择、堵水剂成胶前与原油的流度比差异、成胶后强度、施工工艺、施工参数等多方面进行深入研究。研究认为,牛心坨油田因油水黏度差大、地层非均质性,导致裂缝诱导、注入水窜流,并研制出了适合该油田的选择性堵水工艺,现场应用2口井,取得了较好的增油降水效果。研究内容填补了国内外低渗裂缝性高凝稠油选择性堵水领域的空白,为同类油田的选择性堵水找到了切实可行的突破口。     

冷家堡油田稠油油藏储层岩性识别模式

方法以冷家堡油田的岩心资料为基础,通过岩—电对比,建立了稠油油藏储层岩性识别图版;依据粒度分析资料,运用统计学方法建立了砾石含量定量划分储层岩性的测井解释模型。目的定量解释稠油油藏复杂的储层岩性。结果该模式可将冷家堡油田稠油储层岩性划分为砂岩、砂砾岩、中—细砾岩和泥质岩四类,与岩心描述划分的岩性类别相吻合。结论该模式的建立不仅为冷家堡油田储层的综合评价奠定了基础,同时也为储层参数及沉积相的深入研究创造了条件     

高凝稠油降凝(粘)驱油技术研究应用

井楼油田三区H3IV53层原油凝固点48~56℃,含蜡量26%~38%,地下原油粘度901~1052mPa·s,属高凝稠油油藏,采用蒸汽吞吐开采无法正常生产。针对这一开发技术难题,通过室内实验评价研制了高凝稠油驱油剂,在现场4口井应用取得成功,生产周期延长,周期产油量大幅度提高,实现了高凝稠油开采的技术突破。建议应用该技术动用井楼油田30×104t高凝稠油储量。