Ⅱ类稠油油藏蒸汽驱先导试验研究

优选辽河油田锦45块构造发育较为完整的9个井组,将其作为Ⅱ类稠油油藏进行蒸汽驱先导试验。严格保证注汽质量,并强化提高采注比。经过1年多的汽驱生产,大多数油井明显收效。蒸汽腔正逐步延伸扩展,试验进入蒸汽有效驱替阶段,试验区日产液、日产油明显上升。同时,地层压力保持稳定,油层温度普遍上升,采注比、油汽比不断提高。试验初步证明:在锦45块Ⅱ类稠油藏实施蒸汽驱开发,在技术及经济上均是可行的。将为辽河油区1.8亿吨Ⅱ类稠油储量的汽驱开发起到重要指导和借鉴作用。

Ⅱ类稠油油藏蒸汽驱先导试验研究

锦45块是辽河油田最大稠油区块，2008年优选该块构造发育较为完整的9个井组，将其作为Ⅱ类稠油油藏进行蒸汽驱先导试验，通过借鉴齐40块Ⅰ类稠油油藏成功汽驱经验和做法，并充分结合区块本身的实际特点，通过严格保证注汽质量及强化提高采注比等措施手段，经过1年多的汽驱生产，大多数油井明显受效，蒸汽腔正逐步延伸扩展，试验进入蒸汽有效驱替阶段，试验区日产液、日产油明显上升的同时，地层压力保持稳定，油层温度普遍上升，采注比、油汽比不断提高，试验初步证明在锦45块Ⅱ类稠油藏实施蒸汽驱开发，在技术及经济上均是可行的，将会为辽河油区1．8亿吨Ⅱ类稠油储量的汽驱开发起到重要指导和借鉴作用。

萨北开发区二类油层三元复合驱开发方式优化研究

针对萨北开发区二类油层的地质特点,为探索适合二类油层三元复合驱的井网井距、层系组合方法,优化二类油层进行三元复合驱的开发方式,从开发效果、经济效益等方面进行了详细的论证,总结出以聚驱控制程度为中心,对二类油层采取限定对象、缩小井距、细分层系的开发方式。

三类油层三元复合驱提高采收率可行性研究

通过室内实验评价了三类油层三元复合驱注入能力、提高采收率幅度及化学剂吸附损失程度。结果表明:三类油层三元复合驱可比水驱提高采收率16.93%;在有效渗透率30×10^(-3)μm^2以上的油层三元复合体系能够实现正常注入,三类油层的碱敏性不会对油层产生严重的伤害;与一、二类油层相比,三类油层聚合物的吸附量相近,表面活性剂的吸附量增加约20%,三元复合驱时需要考虑表面活性剂吸附损失的影响。根据实验结果及驱油机理分析,认为三元复合驱应用于三类油层是可行的。

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果

孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大、含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列。针对二类油藏油层发育差、原油粘度高的特点,通过深化储层认识、优化注聚合物参数、强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果。针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集、水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密、低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%。同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%。

三元复合体系启动水驱后剩余油微观机理

为了提高水驱后原油采收率,三元复合驱技术被广泛应用到大庆油区萨尔图油田二类油层中。为明确三元复合体系启动水驱后剩余油机理,根据研究区二类油层天然岩心铸体薄片的真实孔喉制作微观仿真模型,并进行微观模型驱油实验。结果表明:水驱后剩余油主要以簇团状、膜状和孤岛状分布为主,少部分以喉道状和盲端/角隅状分布;三元复合体系的超低界面张力和高粘弹特性,能够乳化油滴,将油珠拉成油丝,并能剥离油膜,驱替出盲端油,进而大幅度降低水驱后簇团状、膜状剩余油,增加孤岛状油滴的数量,从而提高驱油效率。驱油效果定量分析结果表明:水驱驱油效率为50%,复合驱驱油效率最高可达38.68%;2种微观模型的最终驱油效率最高可达88.68%,4种三元复合体系的最终驱油效率均在77%以上。

大庆油田二类油层聚合物驱实践与认识

针对大庆油田二类油层的地质特点和聚驱开采特点，围绕进一步提高二类油层聚合物驱效果，逐步形成了以提高聚驱控制程度为核心的“缩小注采井距，严格注聚对象，细化开发层系，逐次上返”的二类油层聚驱开发模式，同时形成了符合二类油层特点的聚合物驱方案优化技术及改善聚合物驱效果的方法，确保了大庆油田二类油层聚合物驱提高采收率8个百分点以上的开发效果。

大庆油田三类油层聚合物驱数值模拟研究

大庆油田萨北开发区三类油层动用状况较差,采出程度低,是进一步增储上产的潜力所在。通过开展三类油层聚合物驱分阶段开采对象潜力及界限研究,在分析大庆油田三类油层地质特征的基础上,以及对大庆油田正在开展的三类油层注聚合物试验区开发状况分析,应用数值模拟方法,分析萨北开发区北二东研究区三类油层剩余油分布规律和注聚合物最佳组合开发模式等。结果表明:三类油层注聚合物开发,采用一期射开有效厚度小于0.5 m油层聚合物驱,二期补开有效厚度大于0.5 m油层聚合物驱,提高采收率幅度及含水率下降幅度最大,能有效地挖潜油藏剩余油,提高采收率。

二类油层不同注采类型井组聚驱最佳调整时机

大庆油田二类油层与主力油层相比,油层非均质性更加严重,决定了其聚驱动态特征与主力油层有较大差别,二类油层笼统注聚过程中,层间开采矛盾依然较突出,薄差层动用程度低,厚层突进现象严重,聚驱整体技术经济效果不理想。为明确大庆油田二类油层不同注采类型井组的聚驱调整时机,达到最佳的聚驱效果,针对大庆油田二类油层4种典型的矿场注采类型,建立厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4种注采类型井组,通过开展4种注采类型模型等压聚合物驱油实验,得到厚注厚采、厚注薄采、薄注厚采、薄注薄采最佳调整时机聚合物用量分别为740 PV.mg/L、780 PV.mg/L、810 PV.mg/L和860 PV.mg/L。各井组在最佳调整时机时吨聚增油量最大,提高采收率值最高,应在最佳调整时机停止注聚合物,同时应在注聚过程中及时采取跟踪调整措施,最大限度地达到不同注采类型井组技术经济界限注入量,提高聚合物驱效率和效果。通过对比厚注薄采与薄注厚采聚合物驱效果,得到了平面非均质地层开采时,高渗带注入、低渗带采出的注采模式驱替效果更好,更有利于开采。

优化二类油层聚驱注采关系的做法及认识

针对北二西二类油层聚驱方案编制过程中遇到的二类油层聚驱与三次加密水驱注采关系优化问题,通过明确分单元驱替方式,进行水聚区域的划分,研究得出相带接触方式和两驱注采关系优化的8种模式、6种调整方法,总结出优化两驱注采关系的射孔原则,使断层发育的北二西二类油层聚驱控制程度达到了81．7％,为提高二类油层聚驱效果提供了保证。

大庆油田萨北开发区二类油层储层沉积模式

为分析二类油层储层的沉积特征并有效地开发利用,以高分辨率层序地层学及河流精细沉积学理论为依据,按照"旋回对比、分级控制、不同相带区别对待"兼顾"遵原保单"的原则,采用井井对比、平面井网对比、成因移界对比方法,搭建单期河流短期层序的高分辨率层序地层格架,识别2种亚相和11种微相,精细刻划萨Ⅱ、萨Ⅲ组28个沉积单元单砂体,建立4种类型河道砂沉积模式.研究储层非均质性,建立储层平面及垂向储层非均质模式,级次为复合河道—单砂体—侧积体.在微相级单砂体精细研究的基础上可较好地预测、分析剩余油类型、富集部位,识别7种剩余油类型,并预测时间单元、单砂体、部位等.

喇嘛甸油田南中东二区二类油层上(下)返层系开发方式

"十三五"期间,大庆油田二类油层一次上返开发将全面结束,二次上(下)返开发存在着层序及方式选择的问题。为确定二类油层上(下)返开发方式,以喇嘛甸油田南中东二区为例开展研究。技术上从区块静动态资料入手,利用统计方法分析,落实上(下)返层系潜力,确定葡Ⅱ1—高Ⅰ5为下步开发层段;经济上利用大数据理论,建立系统模型,创建钻新井与利用一套井网开发方式选择图版,确定了南中东二区上(下)返开发方式。研究结果表明,油价50美元/桶及以上时,南中东二区葡Ⅱ1—高Ⅰ5层系应采用新钻井方式开发。该方法为二类油层区块有效开发提供了技术支持,对层状砂岩油藏开发具有一定的指导意义。

全球5个深水盆地带油气地质特征

深水油气是当今世界勘探的三大热点之一。基于板块构造理论,全球海洋深水油气盆地沿“三竖两横”5个巨型带分布,“三竖”是近南北走向的大西洋陆缘深水盆地带、东非陆缘深水盆地带、西太平洋陆缘深水盆地带;“两横”是近东西走向的新特提斯构造域陆缘深水盆地带与环北冰洋陆缘深水盆地带。在以上5个盆地带均有巨型—大型油气区发现,共15个。研究发现,巨型—大型油气区形成受三大因素控制。首要因素是发育世界级烃源岩,包括大型湖相、海陆过渡相和海相3类烃源岩,其中湖相烃源岩主要发育于南大西洋陆缘盆地,海相烃源岩分布在北大西洋陆缘盆地、东非陆缘盆地等海湾环境,海陆过渡相烃源岩主要分布在西太平洋陆缘盆地和新特提斯构造域陆缘盆地大型煤系河流三角洲。第二个因素是发育世界级优质储层,包括碎屑岩和碳酸盐岩两类:碎屑岩储层主要是受大型河流—三角洲控制发育的浊积扇,碳酸盐岩主要与介壳灰岩等有关。第三个因素是世界级圈闭群发育,包括盐构造圈闭、重力滑脱构造圈闭、巨型逆冲退覆构造圈闭、大型浊积体岩性圈闭等。全球海洋深水盆地勘探具有不平衡、不充分特征,存在战略拓展、战略突破、战略发现和战略准备4个战略领域。战略拓展方向包括已证实巨型—大型油气区已证实的富油气成藏组合,是目前获取储量的主要领域,是投资风险小、见效快的投资方向。战略突破方向主要包括已证实巨型—大型油气区的新成藏组合,是烃源岩条件已证实的领域,实现商业性发现的风险小。战略发现方向是已有油气显示或潜在商业发现的潜在油气区,存在规模性发现的潜力。战略准备方向是目前还没有发现、但存在大发现可能的区域。总体看,全球深水油气勘探潜力巨大。

二连盆地巴音都兰凹陷岩性油藏勘探

针对巴音都兰凹陷典型的反转型凹陷,构造与有利储集相带不匹配,地震资料品质差等不利因素,通过对构造、层序、沉积、储层等多种控油因素综合地质分析认为,由于构造反转作用,在所形成的大型鼻状或反转背斜构造背景下,阿四段高位体系域进积型扇三角洲沉积于构造的翼部,其前缘砂体夹于湖相暗色泥岩之间,在正向构造的中低部位易形成岩性圈闭。巴Ⅱ号、巴Ⅰ号和包楞构造等翼部为有利靶区,经过多期沉降、多期反转的构造演化,有利于多种类型岩性圈闭的形成,扇三角洲前缘相分流河道砂和次生孔隙发育带控制油气富集。

大庆油田二类油层三次采油开发次序研究

针对大庆油田二类油层三次采油潜力层系的接替次序和投产时机影响因素复杂的问题,利用数理统计和油藏工程原理建立了油层综合评价模型和含水界限模型,给出了层系纵向接替次序和投产时机确定方法。结果表明:对于潜力层系,考虑三大类12项评价参数,通过权重和综合评价模型计算,可以定量分析各套层系的优劣,以此作为层系间接替的依据;对于已开发层系,根据盈亏平衡原理,结合开发指标预测结果,可以确定区块到达含水界限的时间,以此作为区块间衔接的顺序。应用结果表明,"十三五"期间,确定接替层系31套,增加可采储量180×10^4t。该方法系统全面考虑油层状况,兼顾开发效益最大化,减少人为因素干扰,为开发规划方案编制和现场产量接替运行提供有力的技术支撑。

大庆油田三类油层聚合物驱现场试验

大庆油田聚合物驱工业化推广应用历经12年，聚合物驱技术得到快速发展，形成了系统完善的油藏工程配套技术。聚合物驱对象逐步由主力油层转向二类油层，为了积极探索三类油层的提高采收率方法，大庆油田分别在萨南、萨中、萨北开发区，对葡萄花、萨尔图、高台子油层开展了三类油层聚合物驱现场试验。研究分析结果表明，在一定井距条件下，三类油层可以实现低分子量聚合物的连续注入；聚合物驱在三类油层中的应用，见到了一定的增油降水效果，中心井区综合含水平均下降幅度为5—7个百分点；聚合物驱过程中，表外储层没有得到有效动用，表内储层动用厚度没有明显增加；通过对比分析不同注聚参数条件下的储层动用状况认为，三类油层聚合物驱更适合采取低分子量、相对高浓度的注入方式；从各试验区的总体效果来看，大庆油田三类油层应用聚合物驱技术，预计可提高采收率5个百分点以上。

萨尔图油田三类油层弱碱三元复合体系性质参数在不同注入阶段的变化规律

用相对分子质量为620×10~4、700×10~4(抗盐)、1400×10~4的聚合物(P_(620)、P_(700)、P_(1400))和石油磺酸盐表面活性剂、Na_2CO_3配制弱碱三元复合体系。通过分析萨尔图油田三类油层弱碱三元复合体系在岩心中流动时,不同注入阶段采出液黏度、界面张力、注入压力及阻力系数等参数,得到三元复合体系驱油性质在岩心中的变化规律。结果表明:随着复合体系注入量的增加,表观黏度不断增大;注入后续水时,随着注入量的增加表观黏度升高到最大值后降低,P_(620)、P_(700)和P_(1400)三元复合体系的最高黏度保留率分别为81.53%、17.22%和12.05%。随着驱替过程的进行,采出液界面张力先降低后升高,P_(700)、P_(620)界面张力最低值分别为6.59×10^(-2)和2.38×10^(-2)mN/m。随P_(700)、P_(620)、P_(1400)三元复合体系注入量的增加,注入压力先增大并分别达到最大值2.88、0.60、0.87MPa;注入后续水时,注入压力降低。P_(620)、P_(700)、P_(1400)弱碱三元复合体系的阻力系数分别为75.00、360.00、109.25,残余阻力系数分别为22.25、155.00、28.25。P_(620)弱碱三元复合体系在岩心中流动达到稳定时的注入量最小。

大庆油田二类油层注聚后期合理转后续水驱注入时机研究

大庆油田二类油层已经进入聚合物后期阶段,为了对提高区块采收率,确保油田可持续发展,通过设计后续水驱不同含水阶段开展聚合物溶液驱油的注入参数,与数值模拟对二类油层注聚后期转后续水驱最佳时机研究的成果相互验证,结果表明了当含水为94.7%时,为转后续水驱最佳时机的含水界限。该结论对现场为二类油层注聚后期转后续水驱方案编制具有指导意义。

萨南二类油层深度调剖配方筛选

根据室内物理模拟实验,通过对不同质量分数调剖体系黏度、封堵性能的测定,筛选出适合萨南二类油层的调剖体系配方。该配方由分子量大于2 500×104的聚合物与铬交联剂组成。在优选调剖剂基础上,进行注入时机、注入段塞的优化实验。实验结果表明,配制调剖体系时推荐1 200 mg/L聚合物+40 mg/L铬交联剂。调剖剂最佳注入方式是前置调剖,段塞大小为0.05 PV。

二类油层聚合物驱注入能力数值模拟研究

随主力油层可采储量的日益减少,二类油层聚合物驱作为石油产量的重要接替,其合理高效的开发具有重要意义。与主力油层聚驱相比,二类油层聚驱过程中注入压力明显较高,压力升幅受平均渗透率、聚合物溶液黏度、残余阻力系数、段塞大小、聚合物注入速度、井距的影响较大,随平均渗透率增加,压力升幅降低;随聚合物溶液黏度、残余阻力系数、段塞大小、聚合物注入速度和井距增加,压力升幅升高。在其他各因素不变的情况下,压力升幅与井距和渗透率呈乘幂关系,与注入速度、黏度和残余阻力系数呈直线关系,与段塞大小呈二次多相式关系,通过单因素回归得到的压力升幅公式与数值模拟结果拟合优度较高,可用于各因素对压力升幅的影响趋势分析与预测。借助正交实验方法和多元回归分析建立二类油层聚合物注入能力模型,并通过现场实例应用验证该模型计算结果的可靠性。结果表明:该模型计算结果满足工程要求,可以为聚合物驱注入能力分析与注入方案设计提供理论支持。