杜84块组合式吞吐效果评价

超稠油蒸汽吞吐开发存在生产周期短、周期产油量低、油汽比低、产量递减快的矛盾.通过分析超稠油油品特点、杜84块兴Ⅵ组油层的油藏特点及生产动态,发现蒸汽吞吐的直井已进入高轮次.生产效果差,吨油成本高,且直井井下技术状况差,可动用井数很少,直井蒸汽吞吐加热半径有限.利用数值模拟技术,发现直井井间地带仍有大量剩余油存在,在井间部署加密水平井,采用直井与水平井组合式注汽,动用直井无法动用的储量,增加了区块可采储量,降低了区域综合递减速度,加速了直井与水平井形成热连通,为下步转入SAGD试验做好了准备.     

曙一区杜84块兴Ⅵ组块状超稠油油藏水平井蒸汽吞吐试验

方法　应用油藏工程技术 ,结合矿场试验 ,进行超稠油水平井蒸汽吞吐研究。目的　优选该块油藏开发方式 ,为经济高效地开发超稠油油藏创造条件。结果　块状超稠油油藏水平井按照目前注采参数实施蒸汽吞吐开采 ,除遵循一般的蒸汽吞吐开采规律以外 ,还表现出单周期产油量高、周期长、回采水率低的特点 ;注汽强度、注汽速度均较低 ,注汽压力随周期增加而降低。结论　水平井蒸汽吞吐开采在技术和经济上均是可行的 ;选择合理的注汽参数是提高蒸汽吞吐效果的关键 ;采取配套合理的采油工艺技术是提高产量的保证。     

组合式蒸汽吞吐技术在杜84块的应用研究

杜84块油井随开发深入逐渐暴露出一系列问题,如地层压力下降快、平面及纵向动用差异大、油井加热半径小、高轮次油井吞吐效果差等.为解决以上问题采取了组合式注汽方式,有效提高了蒸汽热利用率,扩大了蒸汽波及体积,改善了油井平面及纵向的动用状况,使油井吞吐效果变好.本文进行了组合式蒸汽吞吐技术机理及应用效果研究,为区块产量稳定奠定基础.     

杜84块超稠油油藏蒸汽+CO2+助剂吞吐物理模拟实验研究

在模拟辽河油田杜84块超稠油油藏蒸汽吞吐条件下(原始地温38℃,原始地层压力7.35 MPa,注汽压力18 MPa,注汽温度260℃,蒸汽干度75%),以孔隙度27.6%～29.1%、渗透率1.3 μm2、φ5×100(cm)的油层砂填充管为物理模型,实验考察了九个周期的蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐、蒸汽+CO2+助剂吞吐的驱油效果.后两种吞吐方式的第一周期为蒸汽吞吐,从第二周期开始先注入CO2气或0.0035 PV 0.3%助剂溶液+CO2气再注蒸汽,CO2注入量为前一周期蒸汽注入量的1/5,所用助剂为高温泡沫驱油助排剂WZ-AS+磺酸盐助排剂EOR-CL/LH-ⅩⅢ(1∶1).列表给出了各周期注汽量、采油量、采出程度、回采水率、采注比及油气比数据.三种吞吐方式的生产规律相同,增注CO2和CO2+助剂使周期注汽量、采出程度、回采水率增加,在蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐、蒸汽+CO2+助剂吞吐中,累积采出程度分别为30.23%、35.90%、38.69%,周期平均回采水率分别为63.80%、71.62%、82.07%.简介了杜84块油藏特征.图3表4参4.     

辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层储层非均质性

兴隆台油层储层微观非均质性以上、下层系的成分与结构差异明显为特点,上层系岩石相组合以不含砾砂岩为主,主要为长石岩屑砂岩;下层系岩石相组合以含砾砂岩为主,主要为岩屑砂岩,较上层系分选性差、颗粒粗。宏观非均质性以储层砂体发育不均及物性变化大为特点。垂向上,上层系单砂层厚度小、砂层频率高、砂岩密度小;下层系单砂层厚度大、砂层频率低、砂岩密度大。平面上,上层系分东、西两个砂体,且东砂体相对发育,向上逐渐连为一体;下层系砂体分布开阔,但向上面积逐渐缩小,且东厚西薄。上层系的储层物性较下层系好。层间、层内及平面非均质性明显,且层间非均质性较层内非均质性强,层内非均质性自下而上逐渐增强。引起储层非均质性的主要原因是沉积环境和构造环境。     

曙一区杜229块开发效果评价

杜229块是辽河油田"九五"期间重点产能建设区块之一,是典型的中深层超稠油区块,经10a蒸汽吞吐开发,该块可采储量采出程度已达90.07%.分析该块生产特点,对开发方式、开发层系、井网、井距、开发指标、开发效果进行评价,明确了开发矛盾和潜力,为该块二次开发提供依据.     

杜84断块区超稠油蒸汽吞吐生产特征研究

方法　根据杜 84块的地质条件、油品性质和实际生产情况 ,应用干扰剔除和归纳统计方法 ,进行超稠油单井蒸汽吞吐生产特征研究。目的　通过对超稠油单井蒸汽吞吐生产特征研究 ,认识该区块生产规律 ,进一步指导油田下一步开发。结果　超稠油井生产具有周期生产时间短、产油量低、油汽比低、产量递减快等特点 ,开发过程具有明显的阶段性。影响生产效果的主要因素有地质条件、注汽参数等。结论　超稠油油井生产对温度敏感性强 ,后续开采方式不适合转为蒸汽驱 ,应从提高油藏平面和纵向动用程度的角度 ,开展分注、选注、井组蒸汽吞吐、调剖、层间调整、层系调整和层系互换等措施。     

杜84块南部井区开发效果影响因素分析

辽河油田曙一区杜84块南部井区于2005年投入开发,初期采用常规注汽,注汽压力高、干度低,注汽质量无法保障,生产效果差,吨油成本高.随着油藏研究的深入,超稠油开发技术水平得到提高,通过对该区构造及沉积相、原油粘度等影响因素进行分析研究,找到了提高开发效果的技术措施,进行现场试验及效果评价,提高了蒸汽吞吐阶段采收率.     

杜84块绕阳河巨厚状油层稳产对策研究

通过对绕阳河油层开发效果的分析评价,明确改善吞吐效果的主要手段,提高了巨厚块状超稠油的开发水平.绕阳河油层蒸汽吞吐后期产量递减快,油层纵向动用不均.针对以上问题,利用分步射孔技术提高了油井纵向动用程度,补孔后周期蒸汽吞吐效果明显改善;利用三元复合吞吐能够有效补充地层能量,提高储层纵向动用程度,减缓综合递减;利用井问水平井加密技术提高了储量动用程度,稳定了区块产量;通过开展SAGD试验,转换了开发方式,进一步提高了采收率.     

杜84块超稠油储量动用程度研究

杜84块兴隆台油层油藏类型为超稠油油藏,纵向发育薄互层状油层和块状油层,油藏非均质性较强,纵向动用程度不均.利用各种监测资料进行统计分析,综合研究和评价蒸汽呑吐生产方式下的油藏纵向动用程度,分析制约油藏储量动用的因素,并制订了提高储量动用程度的对策,为杜84块兴隆台油藏及同类型油藏开发中后期继续提高油藏采出程度提供了一定的参考.     

辽河油田杜84块H2S成因探讨

辽河油田杜84块超稠油由蒸汽吞吐转为蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发后,产生了较高浓度的H₂S,导致脱硫设施投入和油气处理成本增加。通过原油、伴生气、地层水和储层矿物地球化学测试分析,H₂S产量与原油含硫量、地层水SO₄^2-浓度无明显相关性,而与储层中黄铁矿含量一致性强,黄铁矿中的硫属于生物来源,同位素范围与原油基本一致,起源于原油稠化阶段,大量形成于稠油热采阶段。高温高压热模拟实验表明,注蒸汽热力采油过程中,除含硫有机质热裂解（TDS）和硫酸盐热化学还原反应（TSR）外,黄铁矿氧化分解也是H₂S形成途径之一,当注入低矿化度蒸汽对地层水稀释后,SO₄^2-浓度下降,黄铁矿分解是H₂S的主要生成途径,H₂S的生成和分布受控于油藏地质条件、开发方式、开发时间和受热温度。     

辽河油田曙一区杜84 块超稠油油藏水平井热采开发技术研究

辽河油田曙一区杜84 块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期 产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。通过开展超稠油水平井热采技术研 究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD 技术进行了分析论证,明确了水平井开采技 术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。水平井吞吐 及SAGD 技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。水平井 技术已成为提高区块采收率的有效手段。     

曙一区杜84块SAGD开发三维建模和数值模拟研究

2005年辽河油田曙一区杜84块馆陶油层开展了四个井组的直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验。为确保SAGD生产效果,在室内采用Petrel建立4个水平井组的60×38×38=86640网格节点地质模型,应用该地质模型与CMG公司的Stars热采数值模拟软件相结合,对SAGD生产及时跟踪分析并进行动态优化调整,为SAGD先导试验的成功提供了有力的技术支持,同时也为辽河油田大规模转入SAGD提供了可借鉴的经验。     

杜84断块超稠油产量递减率影响因素分析

从单井统计资料出发，以油藏地质，油藏工程，数理统计等理论为基础。从理论和现场实际两方面全面分析总结了影响超稠油产量递减率的因素。并提出相应的解决途径。为超稠油油藏的经济开发提供了理论依据。     

辽河油区曙一区杜84块馆陶组超稠油油藏封阻机理及封阻能力

针对辽河油区曙一区杜84块馆陶组油藏周边被水体包围的特殊形式，开展了油藏封阻机理及封阻能力的研究。通过测井综合评价和沉积特征研究对油藏进行了深入的解剖，认为其成藏封阻机理是由于在油藏的顶部存在物性封阻段。对顶部物性封阻段的特点进行了描述，该物性封阻段的封阻能力具有相对性；通过逆向评估封阻层的封阻能力，论证了开发过程中存在顶水突入油藏内部造成暴性水淹的可能性。由杜84块馆陶组油层顶部埋藏深度为530m，静水柱压力为5．3MPa，计算得出物性盖层能够承受的最小压差为0．452MPa。     

Distribution and treatment of harmful gas from heavy oil production in the Liaohe Oilfield,Northeast China

The distribution and treatment of harmful gas (H₂S) in the Liaohe Oilfield, Northeast China, were investigated in this study. It was found that abundant toxic gas (H₂S) is generated in thermal recovery of heavy oil. The H₂S gas is mainly formed during thermochemical sulfate reduction (TSR) occurring in oil reservoirs or the thermal decomposition of sulfocompounds (TDS) in crude oil. H₂S generation is controlled by thermal recovery time, temperature and the injected chemical compounds. The quantity of SO₄²⁻ in the injected compounds is the most influencing factor for the rate of TSR reaction. Therefore, for prevention of H₂S formation, periodic and effective monitoring should be undertaken and adequate H₂S absorbent should also be provided during thermal recovery of heavy oil. The result suggests that great efforts should be made to reduce the SO₄²⁻ source in heavy oil recovery, so as to restrain H₂S generation in reservoirs. In situ burning or desulfurizer adsorption are suggested to reduce H₂S levels. Prediction and prevention of H₂S are important in heavy oil production. This will minimize environmental and human health risks, as well as equipment corrosion.     

杜84断块超稠油开发中后期稳产对策研究

对杜84断块超稠油生产中后期暴露的主要矛盾，即随着轮次升高，周期吞吐效果变差，井下技术状况日益变差。油层动用不均，汽窜加剧等问题进行了分析。并提出了相应的稳产对策-实施多井整体吞吐，大修复产，调剖等措施。现场应用证明，这些措施基本能够确保杜84断块超稠油中后期的稳产。     

利用热电燃煤锅炉烟气生产二氧化碳气和氮气

结合油田生产及本厂实际，论述了利用热电燃煤锅炉烟气生产二氧化碳和氮气的必要性和可行性。结果认为：该项目可行；实施该项目，可提高企业的经济和社会效益。