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。

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。

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。

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。

浅层超稠油热采杜84-平28井设计与实钻技术

曙一区杜84块是辽河油田超稠油难采储量中规模较大的具有代表性的区块,开发中存在注汽困难、生产周期短、油井作业频繁热损失大、地层普遍出砂、综合成本高、开采难度大等一系列问题。根据油藏生产动态和综合分析油藏地质参数,结合油藏特征及原井网开发状况,通过对杜84-平28井优化设计和精心组织施工,重点对施工中产生的主要问题进行分析,采取科学合理的技术措施,取得显著的开发效果。

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。

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。

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。

连续控制钻井技术在杜84块的应用

介绍了连续控制钻井技术在曙光油田曙一区杜８４块定向井施工中的应用情况。探讨了应用该技术时所采用的钻具组合、钻井参数及井眼轨迹控制方法。在４５口井中的应用表明，该技术能有效地提高钻井速度，并能确保井身质量，为浅定向井加快钻井速度、提高井眼轨迹控制能力提供了切实可行的途径。

应用试井方法确定蒸汽吞吐最佳焖井时间

方法 以蒸汽吞吐二区复合数学模型及推导出的该模型的解为基础 ,结合 TPS90 0 0型动态监测仪测得的压力、温度数据 ,提出一套确定最佳焖井时间的分析技术。目的 通过确定最佳焖井时间 ,提高蒸汽吞吐的开发效果。结果 通过建立二区模型的数学模型 ,在试井温度、压力数据的基础上 ,利用霍纳法和 MDH法进行分析 ,确定二区模型中蒸汽已在加热带消失 ,全冷凝成水 ,并且压力已稳定的时间即为最佳焖井时间。结论 应用该方法对曙 1- 35 A- 844井进行试井资料解释 ,解释结果与实际情况吻合较好 ,说明该方法切实可行。

"一注多采"技术在辽河油田超稠油油藏中的应用

"一注多采"技术在杜84断块的应用,改善了生产效果,提高了经济效益。"一注多采"方式的提出对于解决超稠油中、后期开发矛盾具有重要的现实意义。

馆陶SAGD底部油藏挖潜研究与应用

杜84块馆陶油藏自2005年转入SAGD开发以来,采用直井与水平井组合方式开发。早期受馆陶油层底部低物性夹层发育影响,SAGD水平井底部剩余油层厚度在10 m左右,经过十年SAGD开发,底部油层温度在其"烘烤"效应下,逐年升温至160℃以上,超稠油具有了一定的流动性。通过高温脱水试验,当温度大于110℃时,超稠油密度大于水的密度,油水密度差随温度的升高逐渐增大,超稠油剩余油主要聚集在油层底部。利用直井调层不注汽试采底部油层,取得了较好的挖潜效果。因此,在底部油层厚度大于8 m的区域,优选长停井上返调层挖潜底部油层,可有效盘活馆陶SAGD底部剩余储量,该研究的成功应用对提高馆陶组油藏采收率具有现实意义。

超稠油燃煤介质炉地面保温伴热工艺技术研究

方法 针对杜 84块既无套管气又无外供天然气的情况 ,借鉴杜 32块地面导热油油循环伴热工艺 ,进行燃煤介质炉地面伴热工艺试验研究。目的 解决曙一区超稠油区块开发前期采用电加热方法进行地面原油加热保温吨油成本高、技术难度大的问题。结果 该技术在杜 84块 42 #平台试验成功后 ,在杜 32块新井平台和杜 84块平台进行了推广应用 ,截止 2 0 0 0年 5月 ,已推广使用 5 5个平台 ,吨油成本下降了 15 .5元。结论 该技术加热效果和效率已受到 1999年两次寒流的考验 ,生产运行状况良好 ,具有推广应用价值。

直平组合SAGD高产井动态调控研究

曙一区杜84-馆H62是2014年部署于馆陶油藏边部的直平组合SAGD井组,自2015年转入SAGD开发后产量一直未达预期。为改善井组开发效果、尽快达到高产目标,从直平组合SAGD产量公式着手,明确制约井组高产的主要因素是泄油井点数少和蒸汽腔高度低,通过完善注汽井网、优化射孔井段,有效促进了蒸汽腔扩展,加之综合应用强化注汽、间歇轮换注汽、合理控制subcool值等动态调控手段,使该井生产效果持续提升,日产油达到180 t,距成为国内首口日产200 t的SAGD高产井仅一步之遥。

边顶水超稠油油藏SAGD蒸汽腔描述及调控对策

受油藏非均质性影响,无隔夹层边顶水的巨厚块状超稠油油藏SAGD蒸汽腔纵向发育不均衡,存在边顶水下泄风险。针对该问题,通过对辽河油田杜84块SAGD蒸汽腔的精细描述,立体刻画了蒸汽腔空间展布特征,并通过数值模拟对SAGD井组停止注汽、降低注汽量、间歇注汽、注非凝析气4种调控方式进行优化对比,论证不同开发方式对蒸汽腔扩展的影响,提出了SAGD蒸汽腔均衡调控对策。结果表明:4种调控方式均可抑制汽腔继续向上扩展,其中,间歇注汽更易于均衡汽腔,节约蒸汽用量,延长开发期,且具有油汽比高,净产油量高的生产特点。该研究对SAGD汽腔描述及控制技术具有技术指导意义。

馆陶油藏中后期开发探索与实践

杜84块馆陶油藏自2005年转入SAGD开发以来,采用直井与水平井组合方式开发。早期受馆陶油层底部低物性夹层发育影响,SAGD水平井底部剩余油层厚度在10 m左右,经过十年SAGD开发,底部油层温度在其"烘烤"效应下,逐年升温至160℃以上,超稠油具有了一定的流动性。通过高温脱水试验,当温度大于110℃时,超稠油密度大于水的密度,油水密度差随温度的升高逐渐增大,超稠油剩余油主要聚集在油层底部。利用直井调层不注汽试采底部油层,取得了较好的挖潜效果。因此,在底部油层厚度大于8 m的区域,优选长停井上返调层挖潜底部油层,可有效盘活馆陶SAGD底部剩余储量,该研究的成功应用对提高馆陶组油藏采收率具有现实意义。

适用于超稠油开发的钻井技术

方法 针对辽河油区超稠油原油物性、埋藏特点及对钻井工艺的技术要求 ,通过相关研究 ,探索适合超稠油开发的井身轨迹设计方法、轨迹控制技术、防碰扫描方法和提高固井质量、延长油井寿命的途径。目的 为采用丛式井组开发小井距、多靶心、浅层超稠油油藏提供有价值的钻井模式。结果 现场实施后 ,井身轨迹控制精度、钻井速度、固井质量等大幅度提高 ;井身质量合格率达 10 0 % ,优质率高于 40 % ;稠密井网中套管防碰效果好。结论 多靶点轨迹设计方法、井身质量监控技术、防碰扫描技术、导向钻井技术、提高固井质量、延长套管使用寿命措施的综合应用 ,可有效提高井身轨迹控制精度、钻井速度、固井质量 ,预防稠密井网中套管碰撞 ,延长套管使用寿命。

大修井筛管完井防砂技术

针对油井大修侧钻后井眼尺寸变小,严重影响油井正常生产和防砂作业的情况,提出了大修井筛管完井防砂技术。2002年,针对辽河油田杜84特稠油区块出砂严重的难题,进行现场调研,开展相关的技术攻关,研制开发出问GQΦ146 mm筛管。经现场试验,该防砂技术满足了现场需求,为油井大修完井和防砂开辟了一条新路。

浅层侧钻水平井钻井注意事项

目前侧钻水平井钻井技术已相对成熟,但浅层侧钻也有其一定特点,以辽河杜84块施工的浅层侧钻水平井为分析基础,提出了在套管开窗、轨迹控制、遇阻划眼等方面的技术注意事项,为今后同区块安全快速钻井提供指导建议。