辽河油田二次开发技术探索及实践

二次开发就是应用新技术重新开发老油田,提高油田采油速度,改善开发效果,进一步提高老油田的采收率。其背景是七八十年代发现并开发建设的老油田,油藏地质条件相对较好,原有开发方式与油藏地质特点不适应,开发没有取得预期效果,目前濒临废弃。但按现有技术条件评价,油藏有继续提高采收率的潜力。为此,对在现开发方式下已濒临废弃的老油田,以精细油藏描述为基础,以水平井等新技术为主导,以优化设计为保障,充分利用原地面设备二次开发老油田,有效盘活石油资源,形成较高的产能规模,夯实稳产基础,提高油藏采收率。

RGS在油田勘探研究中多种应用模式探讨

为合理利用客户机服务器工作模式的软硬件资源,实现多平台、多地点的同步成果交流,加强勘探多学科、多人员协同研究效果,借助远程图形图像软件RGS,以高质量、高速度、高安全性的压缩解压缩技术与传输方式真实地还原了远程桌面图形图像的细节,实现了远程同步演示、动态交互设计、软件技术支持,为企业提供了远程协作的便捷,也为从事油田勘探地震解释研究及工程设计的工程师们提供了一个事半功倍的专业助手。

注水开发油田油井产油产液能力的变化规律研究

由于目前一些注水开发油田储层类型丰富,而且油品的性质也比较多样化,可以采用油藏工程分析的方法,对不同类型的注水开发油藏的采出指数和含水关系进行分析,进一步确定不同类型油藏中含水变化对于油田产液量的影响,能够明确采油速度与油藏采液速度之间的关系。根据研究我们发现确保合理的采油速度是中、低含水期油田实现稳定生产和高含水期减慢递减的有效方法。该方法能够为不同类型的开发油厂采油速度优化提供重要的参考。

辽河稠油热采开发技术研究与实践

辽河油田稠油开发走过了近四十年的历程,形成了针对不同油藏类型、不同原油粘度的多种开发方式,涵盖了蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火驱等主流热采开发技术系列,推动了稠油开发新技术的发展,特别是针对稠油开发建成了中国目前最大的稠油生产基地,建成了国家能源稠(重)油开采研发中心,保持了国内稠油生产龙头地位。

注水油田中高含水期开发改善措施研究

在中国特色社会主义市场经济持续发展的今天,我国的工业化进程日益成熟,这有利于市场经济的进一步发展,但是与此同时也强化了我国经济建设对石油资源的依赖性。中国国土面积广大、石油储量相当丰富,但就目前已经发现并进行开采的油田情况来看,其中大多数油田都已经进入了高含水期开发阶段,开发难度比较大,利用传统开发技术已经无法取得应有的效果。在这种情况下,对高含水期油田注水开发存在的问题以及注水油田中高含水期开发改善措施进行分析,显然具有一定的现实意义。

低渗透油藏注气开发室内实验研究

对储层物性较差、敏感性较强的低渗透油藏,注水开发难以建立有效驱替系统,开发效果较差。而注气开发具有注入能力强、储层伤害小等技术优势,可有效改善和提高低渗透油藏开发效果。注气开发实施前需开展相关室内实验研究,明确气驱开发机理,指导注气开发方案编制。

低渗油藏水平井开发部署研究

低渗油藏储量品质差、储层致密、油层分布特征复杂,直井小规模压裂开发油井初期产量低且递减快,现有技术难实现油藏经济有效开发。通过国内外调研,结合各油藏实际情况,多方面多角度对比不同井型优缺点,利用油藏数值模拟方法开展不同井型数值模拟研究,通过数值模拟研究预测各项开发指标和最终采收率,经综合评价,确定最优井型。

同心管注汽技术在超稠油开发中的研究与应用

随着超稠油开发水平井应用规模的不断扩大,水平井生产矛盾日益突出,尤其是水平段动用不均成为水平井普遍存在的问题。通过采用同心管注汽工艺技术,根据水平段井温测试曲线合理设计出汽口位置及排量,在井口实现对配汽量灵活调整,实现对水平段不同部位同时注汽,使水平段动用程度得到较大程度改善,开发效果得到大幅度提高,为水平井扩大生产规模,维持油田稳产奠定了基础。

坨32块火山岩油藏注水开发研究

以地质特征研究为基础,开展注水必要性及可行性论证,借鉴同类型油藏开发实践经验,结合该块地质条件和油藏特点,编制了科学合理的注水开发方案,为该块实现经济有效开发动用奠定了基础。

杜239块吞吐后转蒸汽驱开发油藏工程研究

蒸汽驱开发是稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果、提高采收率的有效手段,并在齐40块中厚互层状油藏成功实施。与齐40块相比,杜239块油层厚度较大且油层组隔层条件较差,井间汽窜严重,因此如何合理划分开发层、设计注采井网,达到经济合理开发的目的是开发设计中的主要问题。本文系统分析了油藏汽驱设计中的主要矛盾,有针对性的优化设计了一套注汽井网二套采井网的注采系统,满足汽驱生产井排液量、采注比要求,预测其阶段采出程度20%,最终采收率61%,开发效果较好。

葵花岛油田储层流体识别方法研究

针对葵花岛油田在盐水泥浆条件下准确识别储层流体存在一定的难度，为了不断提高该油田储层流体识别的符合率，本文充分利用该油田比较丰富的试油投产资料及3700测井资料，开展了该油田储层流体识别方法研究，建立了该油田油气水层及气层识别图版，同时应用模糊逻辑方法建立了葵花岛油田模糊逻辑储层流体识别模型，并应用该模型对该油田内各井进行储层流体识别，最后结合上述图版及模糊逻辑储层流体识别成果，综合划分了该油田各井的有效厚度，重新计算了原油天然气地席储量，圆满完成了蓉花岛油田的储量套改工作．

辽河东部地区中生界沉积特征研究

本文以现有资料为基础,对辽河东部地区中生界沉积特征进行研究,结果表明,该区中生界主要发育上侏罗统的小东沟组、下白垩系统小岭组及梨树沟组地层。小东沟组沉积时期主要发育湖成三角洲相,小岭组沉积时期受火山活动的影响,主要发育一套火山岩建造,梨树沟组沉积时期主要是以深湖—半深湖相为主。

辽河东部凹陷油燕沟潜山带石油地质条件研究

以现有资料为基础,通过对区域构造、储层、烃源岩特征等基础石油地质条件的研究,认为油燕沟潜山发育中、古生界两套储层,中生界岩性以火成岩为主,古生界以碳酸盐岩为主。二界沟洼陷沙三中段暗色泥岩是本区的主要烃源岩,北东向驾掌寺断裂为主要油源断裂。潜山整体油气成藏条件优越,预测石油资源量约5000×104t,具有较好的勘探前景。

稠油油藏吞吐末期转火驱开发技术研究

G块为普通稠油油藏,于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过20多年的降压开采,油藏压力水平低,油井产能低,进入低产低效阶段,迫切需要转变开发方式提高油藏采收率。G块油藏埋深-1510m^-1690m,不适合蒸汽驱、SAGD,适合火驱。运用数值模拟对火驱开发关键参数井网井距、燃烧方式、点火温度、射孔井段进行研究。该研究可为同类型油藏转火驱开发提供借鉴。

潜山油藏注水开发技术研究与应用

针对潜山油藏顶面构造识别难度大、裂缝预测难度大、非均质性强、直井注水开发效果不理想这一开发难点,进行了直平组合注水开发技术研究,对水平井各项参数进行了优化设计。现场实践证明直平组合注水开发潜山油藏能够有效减缓水窜、提高储量动用程度,对类似潜山油藏的开发具有重要指导意义。

互层状普通稠油油藏吞吐末期转换开发方式研究

以辽河油田D区块为研究对象,针对吞吐末期油井产能低,地层能量亏空严重,压力水平低等问题,从火驱机理适用性入手,通过室内研究剖析互层状普通稠油油藏火驱开采机理,应用油藏参数筛选、经验公式计算、先导试验分析、相邻区块对比等方法对互层状油藏吞吐后接替开发方式进行研究。结果表明,火驱是较好的接替开发方式,该研究对老油田提高采收率具有重要意义,同时也为同类油藏接替开发方式的选择提供新的思路。

哈国NB油田水驱水平井低产见水影响因素研究

哈萨克斯坦NB油田为被断层复杂化的背斜构造,油气水分布十分复杂。近两年,在大力加强油藏地质精细研究的基础上,积极推广应用水平井开发新技术,使注采井网中加密水平井技术在油田开发中的应用规模迅速扩大,并取得较好的开发效果,但是水平井含水上升快、产量递减迅速的问题日益突出。通过对油田投产水平井见水特征的分析,结合油藏地质特征,明确水平井低产高含水的主要影响因素有地层压力、储层横向突变、储层非均质性、水驱波及和部署方式等,并针对影响因素提出水平井部署建议,以确保应用水平井高效合理开发油田。

低渗油藏有效开发技术研究

针对低渗稀油油藏依靠天然能量开发,生产效果差的问题,应用数值模拟、室内机理性实验、油藏工程方法对低渗稀油油藏注水开发技术进行研究。研究表明:先期采用面积井网注水开发,后期将角井转为注水井,为了延长角井的采油期,提高无水采收率,确定井排方向与裂缝方向成40°,要达到80%的水驱控制程度井距为173m,目前压力系统下转入注水开发,可以获得较好效果。研究成果对同类油藏实施注水开发具有指导意义。

深层稠油油藏蒸汽驱开发技术研究

针对深层稠油油藏依靠蒸汽吞吐降压开发,生产效果逐渐变差的问题,应用数值模拟研究对吞吐末期转蒸汽驱开发技术进行研究。研究表明:采用70m井距正方形井网有利于保证井底蒸汽干度达到方案设计要求,根据优选,要获得较好的蒸汽驱开发效果,井底蒸汽干度要达到50%,注汽强度为1.8t/d.ha.m。研究成果对同类油藏实施蒸汽驱开发具有指导意义。

水驱开发效果精细化评价研究

注水开发在油田开发储量及产量上仍然处于主体地位,因此,注水开发效果评价尤为重要,通过效果评价可认清油田水驱开发状况及目前存在的主要问题,指导下步开发调整工作。但常规注水开发效果评价方法无法满足当前多种开发方式调整的需要,注水开发效果有必要进行精细评价研究。文章主要论证精细化注水开发效果评价的必要性,并提出精细化评价思路。