沈84-安12块高凝油注水开发后期原油变化特征

沈84-安12块为辽河油区典型的高凝油注水开发区块,为了系统掌握长期注水开发对高凝油性质变化的影响,采用流变仪、差示扫描量热仪(DSC)、气相色谱仪等分析技术对该区块高凝油开展了析蜡点、熔蜡点、流变性、含蜡量及族组成等方面的系统分析,并利用沈检5井的岩心抽提物进行原油流变性及析蜡点研究。结果表明:该区块高凝油含蜡量为31.73%~39.59%,凝固点为46~50℃,析蜡点为51.60~68.60℃(平均为65.65℃),比开发初期高6.60℃以上;结合取心井中原油析蜡点可知,该区块地层原油析蜡点为70.00℃,已逐渐接近油藏温度,建议采取注热源或其他降低析蜡温度的措施来避免油层的冷伤害。该项研究为高凝油油藏后期注水开发方式调整提供了技术指导。

沈84-安12块调剖剂与驱油剂配伍性实验研究

针对辽河油区沈84块储层非均质性特征、储层物性和流体性质特点,运用室内实验方法与物理模拟手段,考察了Cr3+对二元复合体系粘度、界面张力和阻力系数等特性的影响,其目的是评价Cr3+聚合物凝胶与二元复合体系配伍性以及Cr3+在改善二元复合体系性能方面作用。结果表明,Cr3+的加入对二元复合体系粘度和界面张力影响不大,但阻力系数和残余阻力系数却明显增加。这不仅显示出Cr3+聚合物凝胶与二元复合体系间良好的配伍性,还表明Cr3+可以使聚合物溶液在沈84块油田地质条件下形成"分子内"交联体系。该体系注入油藏后可达到增大流动阻力、增加注入压力的目的,对改善二元复合体系增油效果具有重要意义。

沈84-安12块高含水期综合调整技术研究与应用

沈 8 4 安 12块为高凝油油藏 ,特殊的油品性质和复杂的地质特点 ,致使油藏开采难度大。自 1987年全面投入开发以来 ,针对油藏开发过程中所遇到的矛盾 ,多次进行了研究和调整 ,并取得了突破性进展。目前 ,该油藏已进入高含水开发期 ,影响油藏开发效果的因素错综复杂。本文在总结历年开发经验的基础上 ,着重分析了构造、储层及原油物性等因素对高凝油油藏开发的影响 ,提出以层系调整、注采系统完善、多级分注为主的综合调整方案 。

大民屯凹陷沈84-安12区块Es_3层序地层格架及砂体分布规律

辽河油田沈84-安12区块为一复杂断块油田,目前已进入开发中后期的高含水阶段。在经典层序地层学理论以及成因地层学分析方法指导下,依据高分辨率层序地层学原理,利用沈84-安12断块内钻井、测井、地震等资料,准确识别出研究区钻井、地震层序界面、湖泛面和基准面升降旋回等层序标志特征,并研究了基准面升降与砂岩分布规律的关系。研究认为:在A/S<1的情况下,砂体往往呈现出接触紧密的带状;而当A/S>1的情况下,沉积区往往呈现砂体不太发育,规模不大,砂体接触面积小,尤其是当A/S很大时,常会出现孤立式的砂体。进一步证实了高分辨率层序地层学在油田开发中的广泛应用前景。

控水增油技术在沈84-安12块的应用

沈84-安12块目前油井高产液、高含水,区块采收率相对较低,油井开采井段长,层多且层薄,大多数油井处于多油层合采状态,油层动用程度差,层间矛盾大,致使油井中的"高渗透、高流压、高产液、高含水"("四高")油层占了主导作用,相对低渗透低含水潜力油层由于长期受其干扰,未能够充分发挥其应有的作用。本文通过对区块内油井的生产状况进行分析,选择注采动态关系明显,层间矛盾大、高产液、高含水的油井,根据油井动态分析和产液剖面测试资料等,对油井各个出油层的生产状况进行分析,确定高压、高产液、高含水的目标控水层段,进行控水生产,减少层间干扰,充分发挥中低含水油层的出油潜力。

水驱砂岩油藏高含水期单井动态分析及提液时机研究——以沈84-安12块为例

以辽河油田沈84-安12块为实例,研究了水驱砂岩油藏高含水期单井动态分析方法及提液时机的确定方法,通过对油井状态确认、单井潜力分析、注采关系研究以及三者之间联系,得出单井目前动态状况及最佳提液时机,为区块下步开发提供了指导。

沈84-安12块高含水期合理注采比的确定

本文通过分析辽河油田沈84-安12块特高含水期,不同注入速度下,不同注采比与油田最终采收率的关系,最终确定了目前区块开发的合理注采比。在宏观油藏管理上,该方法对于指导高含水期开发阶段注水砂岩油藏的注水调整有一定的指导意义和实用价值。

沈84-安12块沙三段高凝油油藏储层特征研究

沈84-安12块沙三段高凝油油藏具有储层认识不清、油藏开发动用难度大的问题,开展储层特征研究,对于该类油藏转驱开发、提高效益化具有重要意义。针对该类油藏的储层特点,从储层岩石学特征、储层储集空间类型、储层物性等方面,系统分析了该区块的储层发育特征,并对其进行分类评价分析储层主控因素,为下一步区块转换开发方式,提高油藏采收率奠定基础。

沈84-安12块特高含水期提液技术研究与应用

辽河油田沈84-安12块进入特高含水开发期,油藏剩余可采储量丰富,地层能量充足,储层物性较好,而区块常规措施措施效果差。在对提液可行性充分论证的基础上,通过对剩余油潜力分析,实施了以提液为主的水动力调整,区块开发效果得到了明显改善。区块日产油水平增加189t,含水上升率由3.7%下降为0,自然递减率由15.66%下降为4.81%,实现了区块特高含水期的高效开发。

高凝油油藏微生物驱提高采收率实验研究

高凝油具有凝固点高、含蜡量高、析蜡温度高的特点,可能对近井地带产生冷伤害,降低油藏渗透率,影响渗流规律,并且制约了水驱转化学驱等提高采收率技术的试验效果。针对该问题,通过室内实验对辽河油田沈84-安12块地层流体中内源微生物进行分离与鉴别,提取了2种耐高温优势微生物菌种,优化了菌种地下激活体系,探究高凝油油藏微生物驱机理。实验结果表明:微生物驱油体系具有降解高凝油蜡质组分作用,有效降低C 20以上长链饱和烃,降解率达到19%~33%,改善后原油凝固点降低2~6℃,较水驱可提高采收率9.0个百分点。该研究为解决高凝油油藏冷伤害、改善油田开发效果提供了借鉴。

微生物+化学复合驱提高高凝油油藏采收率室内实验

针对高凝油油藏析蜡冷伤害、水驱采收率低的问题,运用微生物高通量测序分析、化学驱实验评价方法,利用岩心物理模拟与CT扫描等手段,提出了微生物+化学复合驱组合提高高凝油采收率技术,研制了微生物化学复合驱配方,该体系兼有化学驱大幅度提高驱油效率及微生物降低原油蜡质组分双重优点,最后通过物模实验优化了微生物与化学驱配方段塞组合。实验结果表明:微生物+化学复合驱较水驱提高驱油效率35.19个百分点,较单一化学复合驱可提高驱油效率7.27个百分点,单位质量聚合物增油量提高了1.16 t/t。该研究为高凝油油藏开发后期方式转换、提高采收率提供有效接替技术。

应用多级分注技术提高高凝油油藏注水开发效果

为改善注水井吸水剖面 ,在注水井上应用多个封隔器和配水器 ,对不同的油层层段进行定量注水。该技术在沈 84-安 12块的应用表明 ,启动了新的吸水层 ,控制了高渗层吸水 ,提高了注水开发效果。对储层非均质性严重的注水砂岩油藏 ,多级分注工艺是改善注水井吸水剖面 ,提高油藏注水开发效果的重要手段之一。

Ф177.8mm套管井多级分注工艺的应用

沈 8 4 安 12块是沈阳油田的主力生产区块 ,其特点是井段长 ,层数多 ,层间矛盾突出。原有的分注工艺大多是二级三层 ,且投捞、测试成功率低。沈 84 安 12块的井 95 %以上为 177 8mm套管井 ,为控制注水井中高渗层的吸水量 ,启动中、低渗透层 ,提高水驱效率 ,进行了 177 8mm套管井多级注水工具及注水工艺的研制与开发。经现场应用 ,效果较好 。

高凝油砂岩油藏注水开发技术

沈阳油田是全国最大的高凝油砂岩开发基地。目前,水驱砂岩油藏地质条件复杂、油藏类型多,注水开发后表现情况各异,在充分开展油藏研究的基础上,通过推广多级分注技术、调整了注水结构、配套完善注水工艺,逐渐摸索并形成了一套高凝油砂岩油藏注水开发技术,在提高凝油区砂岩油藏水驱动用程度,降低区块综合递减率、自然递减率及含水上升率上取得显著成效,为沈阳油田老区相对稳产打下良好基础。

聚合物驱前断块整体调剖在高凝油砂岩油藏的应用

为了控制聚驱过程中聚合物窜流,辽河油田沈84-安12块静67-59断块实施了聚驱前整体深部调剖。选择聚合物酚醛树脂凝胶调剖剂,分三个段塞注入。聚驱前对10口井进行深部调剖,调剖厚度3.2-19.8m,调剖半径35～50m,调剖剂单井注入量在1980～7749m3,总调剖剂量为38166m3。调剖后10口井注入压力、启动压力上升,视吸水指数下降,平均改变量分别为+2.57MPa、+2.25MPa、-0.75m3/(d.MPa);10口井的测试数据表明调剖后吸水剖面大幅改善。

碳氧比能谱测井在高凝油砂岩油藏的应用

高凝油砂岩油藏———沈84-安12块进行碳氧比能谱测井,能较好的识别水淹层,确定水淹层的含油饱和度,尤其对于中、高孔隙度和渗透率地区的水淹层识别应用效果良好,是油藏确定水淹层位,进行堵水补层作业的一种行之有效的测井方法,对老井的堵水、补层作业以及寻找潜力油层等方面也能发挥重要作用。