薄互层稠油油藏蒸汽吞吐后期二次开发方式研究

针对曙一区薄互层稠油油藏蒸汽吞吐开发后期所面临的矛盾和问题,在重构地质模型、充分认识油藏特点和剩余油分布规律的基础上,就该类油藏水平井井位部署、井网井距选择、钻井轨迹及其他参数设计等进行研究和优化。实施后取得较好的开发效果,初步形成了薄互层稠油油藏水平井二次开发的总体思路和关键技术。

准噶尔盆地西北缘稠油油藏蒸汽吞吐后期提高开发效果的方法

准噶尔盆地西北缘浅层稠油油藏自1984年进行蒸汽吞吐试验以来,已陆续动用了六区、九区、红浅区等三个油田18个层块,截止1996年底共动用含油面积41.9Km2,地质储量9086×104t。通过近十年的开采,大部分区块已到了吞吐末期,吞吐阶段累积产油1308×104t,油汽比0.33,采出程度约20%左右,动用程度很低。本文就是利用油藏工程及数模方法,提出了在吞吐后期转换开采方式、加密调整、优化调整注采参数、改善采油工艺技术、层位上返、注添加剂等提高蒸汽吞吐后期开发效果的方法,通过这些方法,使稠油老区产量持续在稳定水平。

蒸汽吞吐中后期低压油层污染解堵增产技术试验

辽河锦州油区稠油区块均已进入蒸汽吞吐开发中后期，油层亏空严重，压力普遍较低．统计各主要区块目前地层压力已经降至原始地层压力的30％～40％。在现场对钻井使用泥浆及普通修井液进行取样，针对其中造成油层污染主要成分进行室内解堵配伍性研究，准确判定每口油层污染井具体组成成分，研制有针对性的酸化解堵处理药剂配方。某采油作业区2007～2012年低压老层系侧钻井、新补孔井共酸化24口，累增油3．6997×10^4t，目前这些侧钻井占区块总开井的7．5％，而日产油量却占22．4％，低压区油层解堵明显提高了开发效果。

齐40块蒸汽吞吐后转蒸汽驱开发研究

齐40块莲花油藏1987年投入蒸汽吞吐开发,截至2005年底,采出程度已经高达30.3%,区块年递减率达到13.3%,转换开发方式势在必行。针对齐40块油藏特点,开展了转蒸汽驱方式开发的可行性研究。研究结果表明,齐40块油藏适合进行蒸汽驱开发,可提高采收率24.58～26.9个百分点(理论值);根据油藏工程研究结果,可以利用现有井网,在主体部位分莲Ⅰ、莲Ⅱ2套层系,边部采取1套层系进行蒸汽驱开发,并对汽驱注采参数进行了优化。共部署汽驱井组139个,预测阶段采出程度22.93%,全块蒸汽吞吐+汽驱采收率51.9%。2006年底在齐40块转蒸汽驱65个井组,已经见到初步效果。

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

从C油藏的地质因素出发探讨该稠油油藏经过若干轮次蒸汽吞吐后,最适宜的转驱方式,通过数值模拟的方法,比较蒸汽吞吐后转接的不同温度的热水驱、蒸汽驱与常规水驱的开发效果,对比得出了320℃的蒸汽驱为最佳转驱方式。利用油藏工程论证及数值模拟法,确立了该区块最佳井网形式为反九点法井网,井距90 m,最优注采参数为:注汽速度50 t/d,采注比1.2,井底蒸汽干度0.5。

火驱采油技术在蒸汽吞吐开发后期的应用

本次研究选择高升采油厂的蒸汽吞吐开发区块,其在长期的开发过程中表现出生产效果变差、油井产能低、地层压力低、吞吐轮次高的特点,针对其开发后期存在的这种现象,积极应用火驱采用技术开展现场试验,取得了较好的应用效果,本文就主要对获取采油技术在蒸汽吞吐开发后期的应用予以简单分析。

河南油田稠油老区开发后期技术路径的思考

系统回顾河南油田老区开发技术路径的基础上,针对进入蒸汽吞吐后期暴露的储量失控、蒸汽波及和热利用率低等内在矛盾,依据剩余油分布特点,提出了沿低采高黏区→中采中黏区→高采低黏区分区推进实施的开发技术策略,为延长河南油田稠油老区开发生命周期提供了一种新思路.

浅薄层特稠油过热蒸汽驱开发研究与试验——以楼资27井区为例

针对楼资27井区浅薄层特稠油油藏特点,开展了转过热蒸汽驱开发方式可行性研究。研究结果表明,楼资27井区浅薄层特稠油油藏适合进行过热蒸汽驱开发,较湿蒸汽驱提高采收率8.24个百分点,油汽比提高0.077。对浅薄层特稠油油藏过热蒸汽驱注采参数进行了优化,筛选出四个井组进行过热蒸汽驱试验,预测汽驱阶段采出程度26.28%,蒸汽吞吐+汽驱采收率49.61%。

超稠油水平井蒸汽驱可行性研究

蒸汽驱开发是改善稠油油藏开发效果,提高原油采收率的有效手段。采用蒸汽驱开采使蒸汽冷凝前缘遗留的残余油饱和度,在蒸汽波及范围内降到很低,从而提高了驱油效率,达到提高采收率的目的。分析研究了杜229块兴Ⅱ组油层吞吐后期地下油藏的地质特征,应用筛选标准进行转驱方式筛选,并通过物模数模等手段分析研究,明确杜229块兴Ⅱ组油层水平井蒸汽吞吐后期进行蒸汽驱试验的可行性,为水平井蒸汽驱现场实施提供了可靠依据。

中一区Ng5稠油环开发规律分析

中一区Ng5稠油单元目前已进入高含水高轮次深度开发阶段,热采老井含水上升加快、产量递减加大,制约着开发效果的进一步提高。利用数值模拟手段,研究蒸汽吞吐后期剩余油分布规律,平面上主要分布在水侵影响较小区域、稠稀油结合部和对角井间;层间上主力层53层的剩余油饱和度较高。根据其分布规律,提出了在中一区Ng5稠油进行二次井网加密、在与中二北Ng5稠油结合部水侵严重区域进行氮气调剖堵水的挖潜措施。

齐108块优化注汽技术的研究与应用

齐108块历经20余年的滚动开发,已进入蒸汽吞吐后期递减阶段,平均单井吞吐轮次为14.7轮,平均地层压力仅为0.89MPa。通过优化注汽技术,齐108区块综合递减率由2010年的2.2%减至目前的0.12%,油气比由0.22上升到0.26,开发效果明显改善。

锦271块改善开发方式研究

为了有效地改善开发效果,提高油藏采收率,挖掘油藏潜力,有必要在精细地质再认识的基础上,综合评价油藏开发效果及剩余油分布规律,进行改善开发方式研究,从而达到提高油藏采收率的目的。

齐108块吞吐中后期提高油层动用程度技术研究

齐108块属于薄互层稠油油藏,开采年限达20年,目前已进入吞吐开发后期,由于吞吐周期高、地层压力低、井况逐年变差等因素,油藏开发效果不断变差,呈现"双高、双低"特点,既采出程度高、区块含水高、采油速度低、油汽比低。在实际动、静态资料及开发效果分析的基础上,进一步认清油水关系,研究齐108块剩余油分布,通过油层纵向调剖,充分动用纵向上油层,深化挖潜,取得较好的开发效果。在开发方式未转变之前,提高吞吐阶段采收率。

氮气控水增能在多轮次吞吐稠油油藏中的应用——以排612区块为例

排612区块为浅薄层特稠油油藏,2015年产能建设以来,随着吞吐轮次增加,地层能量下降,边底水推进,导致产量降低、含水上升、周期油汽比降低,开发效果变差.2018年下半年开展注入氮气控水增能试验,措施前后油井生产效果对比,排水期由34天缩短至28天,综合含水由79.5%降至73.4%,周期累油由314 t增至455 t,日油水平由3.3 t/天提高至4.4 t/天,油汽比由0.40提高至0.45,周期生产天数由94天延长至102天.表明氮气在多轮次吞吐稠油油藏中控水增能的效果明显,可有效改善浅薄层超稠油油藏多轮次吞吐后的开发效果.