二氧化碳和氮气及烟道气吞吐采油物理模拟实验——以辽河油田曙一区杜84块为例

针对辽河油田曙一区杜84块超稠油主力含油区块在开采过程中普遍存在的吞吐周期高、开发效果逐渐变差等问题,通过室内实验,分析了二氧化碳和氮气在杜84块超稠油中的溶解性及其对原油粘度的影响;通过物理模拟实验,模拟了在注蒸汽辅助的条件下,单纯注CO2、单纯注N2及模拟烟道气等多种吞吐方式的采油规律及增产机理;研究了CO2与N2的注入次序、注入量、注入比例及注入压力与放喷压力等参数对吞吐效果的影响。结果表明,在杜84块超稠油主力含油区块开采过程中,CO2和N2的注入次序为先注N2后注CO2,CO2与N2的体积比为2:1,注入压力为15MPa,生产时放喷压力以地层压力7.35MPa为最佳。

曙光油田杜84块馆陶超稠油油藏SAGP开发研究

为改善曙光油田杜84块馆陶油藏SAGD开发效果,避免蒸汽腔快速上升造成的顶水下泄风险,达到降低开采成本、合理高效开发的目的,开展了SAGP(注N2辅助SAGD开发)技术攻关与研究。应用数值模拟以及物理模拟方法对SAGP开发过程中N2的注入方式、注入位置、段塞尺寸、以及N2/蒸汽比等重要参数进行优化设计研究。现场实施后,蒸汽腔上升减缓,井组生产效果显著提高。进一步证明SAGP开采方式能够提高顶水油藏的开采效果及经济效益,对于SAGD试验的成功以及高效开发馆陶组油藏具有现实价值和长远意义。

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。

辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组高分辨率层序地层

为阐明辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组高分辨率层序地层特征,应用岩心和测井资料,通过层序界面的识别、取心井单井和两条连井(垂直物源和平行物源)剖面层序分析、不同级次基准面旋回类型及特征剖析,建立了全区高分辨率层序等时地层格架。按照从大到小的原则,兴Ⅰ组通过不整合面、冲刷面和洪泛面识别出1个长期旋回(LSC1)、2个中期旋回(MSC1—MSC2),通过沉积环境转换面和韵律转换面细分为4个短期旋回(SSC1—SSC4)。按照不同级次旋回的叠加样式、沉积相平面及空间展布特征,短期基准面旋回细分为向上变深非对称型(A型)、向上变浅非对称型(B型)和对称型(C型)3个基本类型及7个亚类型,中期旋回发育以A型为主,C型在SSC2处发育,长期旋回为A型。全区地层发育体现湖盆扩张期退积型沉积序列的特点,具有多期旋回性、大多数仅发育上升半旋回、短期基准面旋回在平面上分布具有分带性的特征。在上升半旋回的下部(SSC1—SSC2)储集砂体最为发育,由不同期次水下分流河道砂体叠置而成,储层物性较好,为今后剩余油挖潜的主要目的层段。

辽河西部凹陷杜84块兴隆台Ⅰ油层隔夹层识别、成因及分布特征

隔夹层是储层非均质性的主要控制因素之一,探讨隔夹层为油藏精细描述和剩余油研究奠定基础。以岩心、生产动态数据为基础,综合辽河西部凹陷曙一区1735口测井资料,利用电性及物性测试分析,按照岩心标定测井曲线,编制5种参数(声波时差、深侧向电阻率、感应电导率、孔隙度和渗透率)交会图。将研究区的隔夹层分为泥质隔夹层和物性隔夹层两类,并建立两类隔夹层定量划分标准和识别模板。研究区隔夹层发育主要受控于洪泛期沉积、局部区域水动力减弱、多期河道切割侵蚀、前积(侧积)和河床滞留沉积的综合作用。泥质隔夹层主要集中分布在滨浅湖和分流间湾处,物性隔夹层主要分布在水下分流河道分支处及分流间湾的局部;在靠近物源区,隔夹层分布较少且较孤立,仅在两期河道叠置间发育,而在远离物源区分布明显增多且厚度增大;隔夹层在垂向上的分布与所处的基准面旋回关系密切,在中期旋回上升半旋回的3个阶段,隔夹层自下而上数量增多、厚度增大。最后提出隔夹层的岩性、物性、厚度及展布特征影响蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术对辽河油田稠油的生产。

曙一区杜84块兴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。

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。

辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组油层分布特征及成藏控制因素

为明确辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组油层成藏规律及下一步剩余油挖潜方向,综合运用岩心、测井资料系统分析了研究区的油层分布特征及控藏因素。结果表明:兴Ⅰ组油层主要分布于XⅠ1—2及XⅠ2—1小层内,为典型的边水油藏;兴Ⅰ组空间上受构造高部位、断层及不整合面的综合控制,平面上受沉积微相及储层岩性差异的双重制约。

水平井开发杜84块馆陶超稠油藏方案优化及应用

在油藏地质研究的基础上,对杜84块馆陶油层开发方案进行优选及经济评价研究,分析开采方式、布井方式、注采井距、水平段长度等因素对超稠油油藏水平井开发试验效果的影响规律,并拟和出适合方案实施的S形水平井剖面及井身结构,优化设计了注采工艺参数。4口井的实践表明,所优选的方案是可行的。

杜84块超稠油油藏蒸汽+CO_2+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7．35MPa．注汽压力18MPa。注汽温度260℃．蒸汽干度75％），以孔隙度27．6％～29．1％、渗透率1．3μm^2、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＋磺酸盐助排荆EOR-CL／LH-Ⅻ（1：1）。列表给出了各周期注汽量、采油量、采出程度、回采水率、采注比厦油气比数据。三种吞吐方式的生产规律相同，增注CO2和CO2＋助剩使周期注汽量、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。

杜84块馆陶组油层砾岩层识别与分布特征研究

针对杜84块馆陶油层中所夹的砾岩层,从岩石结构、测井识别、成因机理等方面进行了分析研究,描述砾岩层的分布规律,在油藏开发过程中充分认识砾岩层的作用,以减轻砾岩层对开发效果的不利影响。

杜84块馆陶组超稠油油藏SAGD高产井培育关键技术

曙一区杜84块馆陶油藏自2005年转入SAGD开发,仍存在制约因素：受油藏中的低物性段影响,蒸汽腔纵向扩展受到制约,需增加上部油层动用厚度,提高井组泄油能力,为高产井、百吨井提供物质基础;随着蒸汽腔的扩展,注汽量增加,油汽比逐渐降低;同时,受地层非均质性影响,蒸汽腔在平面上波及不均,热利用率低。SAGD开发机理研究认为,高产井产量主要取决于泄油井点数及蒸汽腔高度,要达到培育高产井乃至百吨井,单个泄油井点贡献值必须达到30~40t/d。可通过科学生产调控,提高井组的泄油能力,针对平面上稳定的泄油井点,通过连续注汽,不断强化注采连通;井间汽窜井点,通过轮换注汽,逐步培养蒸汽腔发育;边部潜力区域,增加新的注汽井点,促进蒸汽腔扩展速度。针对隔夹层制约蒸汽腔纵向扩展问题,对隔夹层进行射孔改造,有效解决低物性段对蒸汽腔的抑制作用,实现蒸汽腔纵向扩展;开展注氮气辅助SAGD开发研究,促进蒸汽腔横向扩展,提高热利用率和油汽比。

杜84块氮气辅助SAGD开采技术现场试验分析

为解决超稠油在SAGD(蒸汽辅助重力驱)生产过程中存在的蒸汽腔发育不均、蒸汽热利用率低的问题,开展了氮气辅助SAGD技术研究。在完成物理及数值模拟的基础上,在辽河油田曙一区杜84块馆陶组油藏进行了超稠油SAGD注氮气现场试验,结果表明,超稠油SAGD注氮气(即SAGP)过程中,通过对注入氮气方式、氮气与蒸汽体积比、氮气注入量、氮气注入位置等参数进行优化,能够有效解决蒸汽腔突进,油汽比低等问题。

辽河油田曙一区杜84块馆陶组稠油油藏特征及资源潜力

文章利用钻井、测井以及生产资料,通过油藏剖面图和油层厚度图的编制,确定了研究区油水边界,明确了研究区油层富集状态,并重新核算了研究区油气资源量。研究认为馆陶油层是块状边顶水油藏,部分区域发育底水。馆陶组油藏整体呈近似不规则的椭圆形和圆形,油层中部较厚,四周逐渐变薄,地层岩性对其分布影响较小,缺少明显的盖层,并且没有统一的油水界面。由岩石组分及其结构的变化导致的地层物性降低是油藏被封阻的主要原因。根据实际吞吐生产井、SAGD生产井和井温监测资料,提出井位部署的安全界限为距边水150 m。

辽河油田杜84块稠油油藏水平井开发技术研究及应用

辽河油田杜84块超稠油蒸汽吞吐开发中后期,伴随水平井实施规模不断扩大,开发矛盾日益突出,水平段动用不均一直是普遍存在的主要矛盾。分析认为水平段储层非均质性强、水平段蒸汽超覆、周边直井采出程度差异和注汽管柱工艺存在弊端是造成水平段动用不均的主要影响因素,为此,采取直平井组合吞吐、注化学药剂辅助回采和完善注汽管柱工艺技术,达到调整水平段动用不均、提高动用程度、改善开发效果的目的。

杜84块馆陶组沉积微相特征及沉积模式

以沉积学和高分辨率层序地层学理论为指导,在岩心、测井等多项资料的基础上,遵循从点—线—面的沉积微相分析原则,对辽河坳陷杜84块构造区馆陶组的沉积微相类型及特征进行了详细研究。研究表明:杜84块馆陶组属冲积扇,主要发育扇根和扇中两种亚相,共包含7种典型沉积微相。扇根亚相主要发育扇根泥石流、主河道和漫洪微相等3种沉积微相,扇中亚相主要包含扇中泥石流、辫状河道、辫流砂坝和漫流微相等4种沉积微相;物源主要以西部物源为主,从扇根到扇中,河道弯曲度和河道分叉程度增高;地层纵向上,从下部小层到上部小层具有扇根面积变小、漫流沉积变多的沉积特点。

辽河油田杜84块洪水潮水预报研究应用

对辽河油田受潮水影响严重的杜84块地区潮水特性、潮位预报进行研究,并结合盘山河段洪水预报方案研究盘山站感潮河段的洪水预报,在此基础上,建立辽河绕阳河下游油田区洪水潮水预报系统,为辽河油田的防潮防洪提供科学依据。

杜84块兴Ⅵ组油水界面认识研究

杜84块兴Ⅵ组油层以蒸汽吞吐开发为主,后期将转入直平组合SAGD开发。该油层埋深范围-710^-840m,以厚层块状为主,厚度一般在30~80m,油水关系复杂,为底水油藏,已进入中后期开发阶段。兴Ⅵ组共有直井382口,水平井54口。目前已转入SAGD生产的直井有143口,水平井有21口,累计注汽480.4×104t,累计产油76.1×104t,累计产水403.3×104t,油汽比为0.16,日产液为4118.9t/d,日产油为545.8t/d,含水达到86.7%。兴Ⅵ组油层油水关系复杂,个别直井和水平井长期高含水生产,影响整体开发动用效果。通过测井资料,从电性和物性上深入研究兴Ⅵ组底部油水界面,建立统一的油水识别标准,并借助钻井取心、生产动态资料进一步验证,确定全区油水界面。运用新技术对油水发育进行三维地质建模,为后期兴Ⅵ组整体开发及转入SAGD开发后提供可靠依据。

杜84块兴Ⅲ组底水锥进特点分析及治理对策

杜84块兴隆台油层自投产开发以来,一直受到边底水的威胁与干扰,针对杜84块南部兴Ⅲ组出水问题,深化地质研究,结合油井生产数据、油层剖面、固井质量、水性监测、汽窜关系等资料,分析出水特点,确定出水原因,根据油藏特点制定堵水治水方案,通过远调近堵、提前封堵等手段对出水区域油井实施堵水,减少底水锥进对油井的影响。

杜84块调整产量结构推进效益开发研究

面对油藏油品劣势和低油价挑战,转变观念、创新理念,以“提高开发效果是最大的提质增效”理念为指导,深入分析成本构成,认真分析,找准提质增效的切入点,通过对区块不同开发方式,不同生产层位SAGD井组,及不同油汽比吞吐油井的成本进行深度剖析,提出了“分方式产量结构、方式转换产量贡献结构、吞吐老井动用结构”三大产量结构优化调整,着力提升高效益产量,降低负效益产量。