水平井技术在老区剩余油挖潜中的应用

为改善老区开发效果,近年曙光油田加强了老区水平井开发技术的研究与应用,通过精细前期地质研究,结合水平井开发技术优势,共优选处于开发中后期的4类油藏(稀油薄层油藏、稠油薄互层油藏、块状油藏、边底水油藏),部署水平井和侧钻水平井11口,投产后均取得了较好效果,充分显示了水平井技术在老区剩余油挖潜中的重要作用,为油田实施水平井二次开发提供了有利依据和技术积累。

辽河油田稠油污油泥调剖技术

辽河油田已进入中后期开采阶段,随着含水率升高,集输系统中污油泥大量囤积。针对该问题,在分析污油泥组分和粒径的基础上,以不同种类污油泥做为调剖剂的主要原料,添加适当的化学药剂和固相颗粒等添加剂,研制出污油泥超细颗粒调剖剂、污油泥高分子聚合物调剖剂和污油泥高温改性封口剂3种污油泥调剖剂,通过段塞组合,用于稠油蒸汽吞吐井的调剖封堵。实际应用表明,该技术可有效动用中、低渗透层,节约调剖成本,并解决了污油泥处理难题,值得大力推广应用。

投球选注技术研究及应用

夹层薄、无夹层或高渗层和低渗层交错存在的稠油井进入热采注汽中后期 ,由于层间矛盾突出 ,注汽效果较差 ,而常规封隔器选注技术对上述 3类井无法实施选注 ,为解决这一问题 ,进行了投球选注技术的研究与现场试验。该技术利用托盘式护栏将耐高温高压弹性堵球下至需封堵的层位 ,注汽时 ,堵球随流体流向井壁 ,封堵射孔孔眼 ,在护栏作用下 ,堵球只能封堵目的层 ,使其吸汽量降低 ,迫使节余的蒸汽注入其它层 ,从而达到选注目的。该技术在辽河油田试验 9井次 ,累计增油 2 2 12t,成功率 10 0 %。

桩89井区沙二段沉积微相与油气关系

通过岩石相分析,综合电性特征及砂体的空间分布,对桩西油田桩89井区沙二段沉积微相特征及其空间展布进行了分析,查明了沉积微相类型与含油性的关系。认为桩89井区沙二段地层为一套湖泊沉积体系,包括滨湖砂坝、湖坪、生物滩、浅湖砂坝、浅湖泥等微相,其中滨湖砂坝与生物滩微相的储集层含油性最好。

测井技术在曙光低潜山带碳酸盐岩裂缝型储层评价中的应用

方法 利用测井技术结合岩心、试油等资料 ,对曙光低潜山带碳酸盐岩储层岩性、裂缝、地层产状等进行了研究。目的 为该区潜山储层评价提供依据。结果 利用自然伽马和三孔隙度测井资料 ,建立了潜山地层的岩性判别标准 ;利用变角度地层倾角处理和单点人工计算法 ,初步确定了潜山内幕地层的产状 ;利用电导率异常检测、井周超声成像等技术 ,识别出了潜山地层的裂缝发育段及裂缝产状 ;利用自然伽马双侧向等技术建立了孔隙度等储层参数的解释模型。结论 采用本文方法对曙光低潜山储层开展的研究是可行的 ,为储量计算和开发方案的确定提供了依据 。

曙一区馆陶组沉积特征分析

在岩心观察的基础上 ,从单井沉积相的分析入手 ,并通过连井对比剖面扩大到全区范围 ,总结了曙一区馆陶组岩石类型和组分、重矿物组成、粒度参数、沉积类型以及沉积构造等方面的特征 ,认为研究区内馆陶组粗碎屑岩属半干旱潮湿环境或是以潮湿气候为主的冲积扇沉积 。

曙光油田曙一区馆陶组油藏分布特征研究

曙一区馆陶组油藏为发育于馆陶组砂砾岩储层中的超稠油油藏,该油藏呈顶凸底凹的椭圆形偏长透镜体状,无统一的油水界面,无明显的盖层;在顶部与地层水接触区域原油粘度高、密度大、凝固点低,而油藏内原油粘度和密度相对较小、凝固点相对较高;分布于断层两侧和兴隆台油层剥蚀天窗正上方,与兴油源位置确定了油藏分布位置隆台油层直接接触。通过油藏空间分布特征和原油物性分析认为,控制油藏分布的主要因素为油源位置、原油的高密度特征、原油的高粘度特征和高凝固点特征。原油高密度、高粘度和高凝固点特征控制了原油的运移和聚集,使原油不利于运移的同时,由于自凝固圈闭而利于聚集成藏。

监测技术在曙光油田开发中的应用

针对曙光油田油层平面、层间均存在较为明显的渗透率差异,非均质相对较为严重等油藏特点,通过压力、注入剖面、产出剖面、示踪剂等各种生产监测技术在曙光油田的应用效果分析评价,充分认识到生产监测技术在揭示油藏平面、纵向开发矛盾及油藏剩余油研究和挖潜中具有重要的作用。生产监测技术应用表明,由注入剖面、产出剖面反映了主力油层动用较好,其余油层动用相对较差,其挖掘潜力在非主力油层;通过定点压力测试井连续监测地层压力,及时调整注采井网,保持地层能量;通过应用环空产液剖面资料确定出水层位,实施堵水措施11井次,有效9井次;应用同位素注水剖面测井,有针对性地与以前所测注水剖面资料进行对比,及时进行分调注措施,年均应用同位素注水剖面技术实施分调注井约60井次,效果明显。生产监测技术在一定程度上改善了油藏开发效果,为油藏稳产和持续发展奠定了基础。

液压扩径整形技术在套管变形井杜813-42-63中的应用

针对常规套管整形技术在套管变形井应用中存在的技术缺欠,研究并应用了液压扩径整形技术。该技术利用小修设备及高效液压整形工具对油水井套管变形部位进行液压整形,达到缩短修井周期、提高修井效率、最大限度恢复套管通径以及提高套管变形井产能的目的,为套管变形井的修复提供了强有力的技术支持,并在曙光油田杜813-42-63井得到成功应用。现场应用结果表明,该技术施工简便,使用安全,整形效果显著,在套损井治理工作中具有较好的推广应用前景。

曙光油田超稠油井套管损坏的机理和防治

超稠油特殊的油藏特点决定了其生产周期短、注汽频繁、出砂、汽窜、超覆现象严重 ,以及套管质量等因素的影响 ,套管损坏较为严重。对曙光油田超稠油井套管损坏的规律和机理进行了研究 ,并从钻井和完井工艺的完善、套管钢级和射孔工艺的选择、采油生产参数的确定、注汽管柱隔热效果的提高、防治砂工艺等方面 ,对套管损坏提出了预防措施和对策。

陇东地区曙光油田长6~3特低渗砂岩储层沉积特征及含油性

以录井和实验分析资料为依据,以综合研究为手段,以曙光油田长63储层为对象,对陇东地区中生界延长组长6储层沉积特征及其含油性进行了分析.认为曙光油田长63储层属于低孔特低渗砂岩储层,为进积型三角洲前缘亚相沉积,储层特征及含油性向上部变好;河口砂坝砂体是其主要和良好的储层类型.三角洲前缘主体区为良好储层的主要发育场所,也是油气的主要富集区.垂向沉积层序及其横向进积配置控制了长63储层在剖面上的组合发育及其综合特征的演变;平面沉积相带控制了长63储层沉积类型、叠合程度及岩性和物性的综合展布,进而控制了油气的分布范围.

曙光油田应用化学技术的现状与展望

曙光油田2009年超稠油产量达到120×104t以上,应用化学技术在油田生产的各个环节得到应用和发展。油层解堵技术中,酸化解堵技术年实施100井次左右,年增油1.2×104t以上;解堵预处理技术年实施30井次,年增油0.9×104t左右;复合解堵技术年实施50井次,年增油8000t。驱油助排技术中,化学助排技术年实施150井次,年增油3.2×104t;CO2三元复合吞吐技术年实施200井次,年增油5×104t。在堵水调剖技术中,高温化学堵水实现了潜山油藏连续4a综合负递减;高温暂堵技术年实施120井次,降低汽窜影响1.2×104t,年增油2.2×104t。防砂技术中,压裂技术年实施20井次左右,年增油8000t以上;井壁防砂技术年实施30井次左右,年增油1.5×104t;高温固砂技术年实施50井次,年增油1.1×104t。原油脱水和水质净化选用了新的化学药剂,效率得以提高。

水力冲击压裂及强负压解堵技术在曙光油田的应用

在油井的钻完井、修井及生产过程中,产生的任何阻碍油、气流入井底的附加原因均称之为油气层的污染或损害。曙光油田开发已近四十年,油层在开采过程中受到越来越严重的伤害。水力冲击压裂及强负压解堵技术通过将强负压解堵与水力冲击解堵有机组合,可更加经济有效地解决油层污染问题,提高油井生产效果。

稠油热采井含油污泥调剖技术研究与应用

以稠油开发为主的曙光油田进入中后期开采阶段后,随着含水率升高,集输和水处理系统中含油污泥产出量增大,稠油含油污泥处理困难、成本高。针对该问题,结合稠油蒸汽吞吐中动用不均、汽窜等开发矛盾,在含油污泥组分分析的基础上,深入封堵机理研究,以含油污泥为主要原料研制含油污泥调剖系列堵剂,配套设计段塞组合、施工工艺、地面流程及专用设备,用于稠油热采井的调剖封窜。实际应用表明,该技术可有效动用中低渗透层、缓解汽窜,在改善开发效果的同时实现含油污泥的绿色资源化利用,节约含油污泥处理成本,具有广阔的应用前景。

杜239块稠油油藏吞吐后期转蒸汽驱开发可行性研究

曙光油田杜239块油藏投入开发二十余年,油井平均吞吐已达12个周期,处于"两高两低"的开发阶段,现开发方式难以进一步改善开发效果。结合油藏地质特点,从开发特点、剩余油分布规律研究入手,提出了适合油藏自身特点的蒸汽驱开发方案,可有效提高区块最终采收率。

曙光油田化学堵水技术研究与应用

曙光油田目前大多数区块处于开发后期,油井高含水问题突出,其主要原因包括稠油蒸汽吞吐开发后期边底水侵、稀油注入水高渗透层段突进以及管外窜槽,对此,有针对性地采取了稠油高温化学封堵,稀油封堵高渗透层、挤灰堵水等化学堵水工艺,这些措施有效降低了油井含水,明显提高了油井产能。

蒸汽驱井下温度压力连续监测采油技术研究与试验——以曙光油田杜229区块为例

针对辽河曙光油田杜229区块蒸汽驱开发先期转驱区域观察井少,指导调驱依据的温度压力监测资料不足等问题,开展井下温度压力连续监测采油技术研究。采用集热电偶测试温度和毛细管测试压力于一体的温度压力监测技术,对井下油层实现多点温度压力连续动态实时监测。现场优选试验井杜32–53–33井,进行施工方案及相关参数设计,对井下油层分两层进行两点监测温度和压力,以此监测资料作为依据,及时调整井组注采参数,取得了较好的应用效果,达到了指导蒸汽驱开发动态调控的目的。

暂堵酸化处理技术在曙光油田的应用

介绍了高渗透油层屏蔽暂堵机理和低渗透油层酸化解堵机理及屏蔽暂堵剂和酸液解堵剂组成。测定了屏蔽暂堵剂暂堵和自解除性能,酸液解堵剂对岩心溶蚀率,对N80钢片腐蚀率及与原油形成的酸渣量。结果表明,暂堵剂具有良好的暂堵与自解除性能;酸液含量10%～15%时既满足溶解岩石能力,又保证岩石骨架;对N80钢片的缓蚀率达97.5%以上;与原油形成酸渣量少。现场暂堵酸化处理结果表明,渗透率差异及纵向动用程度得到改善,措施成功率达100%,实现了高渗层暂堵、低渗层酸化复合处理工艺的目的。

油层解堵剂的性能改进与应用

针对曙光油田超稠油的特点,在原有解堵工艺基础上改进油层解堵剂体系。通过室内实验确定了超稠油油层解堵处理剂的最佳配方:酸液为5%HF+10%HCl,添加5%的粘土稳定剂以及三元表面活性剂、助排剂、乳化剂、互溶剂和渗透剂,并对其进行性能评价。结果表明,该配方体系能够较好地解除油井的无机物堵塞、有机物堵塞以及稳定粘土矿物。现场应用表明,与未实施同类井对比,注汽压力平均降低1.4 MPa,油汽比提高0.09,有效改善了油井的生产效果。

泡沫酸酸化技术在曙光油田的应用

针对曙光油田超稠油油藏原油物性差、储层非均质性强、单层厚度薄、黏土矿物含量高、油层伤害类型复杂、采用常规酸化工艺效果有限等问题,使用泡沫酸化技术,可实现油层均匀处理,解除油层伤害。室内试验筛选出石油磺酸盐（AAS）作起泡剂,六磷酸钠作稳泡剂,确定了泡沫酸体系配方为：6%-15%HCl＋0.5%-3%HF＋2%-3%缓蚀剂＋0.5%AAS＋0.3%-0.5%六磷酸钠＋1%-3%黏土稳定剂,酸化体系对地层的配伍性好,缓蚀效果好。现场应用泡沫酸酸化技术,得出周期对比平均注汽压力降低了1.5 MPa,平均油汽比提高了0.2,采注平均比提高了0.606。