利用长水平井实现超薄层未动用储量有效开发——以下二门油田梨树凹区块为例

泌阳凹陷下二门油田梨树凹区块受有效厚度薄、含油层位单一、储层物性差、单井产量低等因素限制,探明储量动用程度低,开发效果差。为提高该区储量动用程度,积极推广应用水平井开发技术,通过加强油藏地质综合研究,进一步落实了可动用潜力;地质工程一体化实施过程中,通过多靶点+近钻头方位伽马技术严控水平段轨迹,提高了储层及油层钻遇符合率;通过优化射孔井段,提高了单井产量,逐步形成了一套适合河南油田薄层油藏长水平井开发技术。现场实施结果表明,水平井实钻水平段长达892 m,储层钻遇符合率为100%,油层钻遇符合率为91.4%,初期日产油14.1 t。该区块水平井的成功实施,为超薄层油藏挖潜技术指出方向,对河南油田未动用储量的有效开发具有一定的指导意义。

吐哈油田鲁克沁西区低渗稠油油藏水平井压裂技术

Y108块是吐哈油田鲁克沁西区三叠系油藏的主力区块,油藏非均质性强,物性自上而下逐渐变差,目的层T2k2Ⅱ油组3砂组物性低于10 mD,采出程度仅1.09%,一直以来难以得到有效动用。针对区块储层非均质性强、物性差、地层压力系数低、地层原油黏度大、采出程度低等特点,采用“细分切割+注水蓄能+乳化降黏”技术思路,实施水平井体积压裂改造,且实施过程不断总结、分析、优化蓄能规模和压裂工艺参数。2020—2022年,该技术在鲁克沁西区低渗稠油油藏现场应用6井次,压后初期平均日产油47.70 t,目前日产油25.00 t,累计产油2.15×104t,压后效果显著。应用结果表明,该技术可提高鲁克沁西区低渗稠油油藏储层开发动用程度,对区块提产具有重要意义。

稠油热采湿饱和蒸汽流量计量技术在河南油田的应用研究

注蒸汽吞吐开发稠油油田,油层注入蒸汽为湿饱和蒸汽时,计量误差大,为了解决单井注汽精准计量问题,在锥形孔板流量计基础上,引入“差压噪声”理论,建立了湿蒸汽流量、干度双参数测量模型,通过高频采集分析及数据库动态补偿运算,提高不同干度下的流量精度。单台注汽锅炉对单井注汽时,在注汽管线串连接入锥形孔板流量计,通过锅炉进水用电磁流量计来标定蒸汽流量,然后在组合注汽井进行试验,现场应用46井次,湿饱和蒸汽流量计量误差在5%以内,满足了注汽计量要求。

春光油田稠油热采井抗高温长效固井水泥浆体系研究及应用

针对春光油田稠油热采井采用常规加砂水泥在注汽高温下抗压强度衰退,造成层间封隔失效,出现管外串槽及套损等问题。通过探索水泥石高温强度衰退作用机理,优选高温强度稳定剂HSRK;结合室内固井水泥试样长期强度分析实验,设计出了一种低温性能良好、350℃温度条件下强度不衰退的抗高温长效固井水泥浆体系。实验结果表明:该水泥浆体系具有优良的工程性能,水泥石60℃×24 h抗压强度大于14MPa,350℃×7 d抗压强度仍能达到30 MPa。在春光油田春10Ⅱ2-*-7HJ稠油热采井生产套管固井中进行现场应用,固井质量合格,经7轮高温注汽后仍正常生产,未发生汽窜等异常情况,说明该水泥浆体系可满足稠油热采井工程应用需求。

浅薄层特、超稠油注蒸汽吞吐后剩余油分布研究

河南油田的浅薄层特、超稠油油藏注蒸汽吞吐后,采收率只有15%～18%,要进一步提高资源利用程度,关键是查明蒸汽吞吐后浅薄层稠油剩余油分布规律.蒸汽吞吐后水淹层岩心和电性特征变化明显,根据岩电关系的研究,建立了一套快速、直观的声波时差-深侧向电阻率图版水淹层测井解释方法,有效结合矿场测试、动态分析、油藏数值模拟技术和地质综合分析方法,揭示了剩余油分布特征.超稠油油层纵向有3种水淹模式:中厚层均匀韵律油层顶部水淹,薄互层复合韵律油层中部水淹,薄互层正韵律油层底部水淹;平面上剩余油富集区有4种类型:低井网控制程度的剩余油富集区,低采出程度的剩余油富集区,不同微相控制的剩余油富集区,地层倾角影响造成的剩余油富集区.

河南油田浅薄层稠油开发技术试验研究

河南稠油油藏埋藏浅 ,厚度薄 ,原油粘度高 ,按照当时国内外稠油油藏蒸汽开发筛选标准 ,绝大部分油藏不能投入开发。借鉴国内外稠油开发经验 ,针对本油田的实际情况 ,通过合理划分层系、优化射孔井段、合理有效地动态调配注采参数、实施组合注汽技术及强排等措施 ,使浅薄层特超稠油注蒸汽吞吐开发技术获得了成功 ,并形成了一整套完善的开发技术程序。为了进一步提高稠油资源动用程度和开发效果 ,不断探索新技术和新方法 ,先后开展了水平压裂辅助蒸汽驱、螺杆泵出砂冷采、热水驱、间歇汽驱等新技术的矿场试验和推广应用 ,使河南油田浅薄层稠油资源动用程度由原来的 8 3 %提高到了 75 %,为河南油田近

浅层超稠油双水平井SAGD立体井网开发模式研究

针对连续油层厚度大、夹层较发育的SAGD开发油藏,提出一种双层SAGD井网、立体交错部署的开发模式,通过数值模拟研究进行验证,并对生产操作参数进行优化。研究结果表明:采用双层SAGD立体井网可有效提高储量利用率和采油速度,减轻夹层对生产带来的不利影响;双层SAGD蒸汽腔呈现出"孤立发育—上升扩展—相互接触—聚并融合"的发育模式,同时具有汽驱辅助和重力泄油双重开采机理;生产后期,蒸汽腔聚并融合后,上部井组继续注汽,更有利于提高开发效果。双层SAGD立体井网已在风城油田Z区块投入现场应用,取得初步效果。该研究对于类似油藏SAGD高效开发具有借鉴和指导意义。

超稠油双水平井蒸汽辅助重力泄油不同开采阶段参数优化

以风城油田浅层超稠油油藏双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验为例,结合跟踪数值模拟研究,依据蒸汽腔操作压力、采注比和蒸汽腔发育特征,将双水平井蒸汽辅助重力泄油启动阶段和生产阶段细分为均匀等压循环、均衡增压循环、转SAGD生产初期、高压生产、稳定生产和衰竭生产等6个阶段,并提出各阶段的转换条件。根据风城油田双水平井蒸汽辅助重力泄油生产实践,对各阶段关键参数进行了优化,可作为同类油藏双水平井蒸汽辅助重力泄油生产方式的技术参考。

河南油田江河区油井防垢技术

介绍了油井、油管线结垢产生的原因与防垢机理 ,并针对河南油田江河区油井、油管线结垢的现状 ,进行了 10余种防垢剂配方的筛选试验 ,确定了价廉高效的防垢剂、防垢液配方 ,通过岩心的吸附与解吸附试验、防垢剂各组分与地层水的配伍性试验、地层水配制溶液在 90℃下的钢片腐蚀试验等 ,确定了现场施工工艺。经现场试验 ,取得了防垢增油。

稠油油藏尿素辅助蒸汽驱油数值模拟研究

针对河南油田泌浅10块超稠油油藏蒸汽吞吐开发末期地层压力低、回采水效率低、井间剩余油多等特点,根据尿素辅助蒸汽驱油机理,在蒸汽中添加尿素以改善蒸汽驱的开发效果。利用物理模拟方法,建立了尿素分解模型,求取了分解反应动力学参数;利用数值模拟方法,建立了尿素辅助蒸汽驱数值模型,并进行了驱油机理分析。数值模拟结果表明,尿素辅助蒸汽驱是稠油油藏高轮次吞吐后进一步提高采收率的有效技术,可在蒸汽驱基础上提高采收率6.8个百分点。

辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究

辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。通过开展超稠油水平井热采技术研究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD技术进行了分析论证,明确了水平井开采技术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。水平井吞吐及SAGD技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。水平井技术已成为提高区块采收率的有效手段。

稠油增效注蒸汽开采技术在河南油田的应用

为了改善稠油老油田注蒸汽开采的效果，通过对制约稠油热采中后期热采效果关键因素的分析，应用了通过提高驱动能量、扩大蒸汽波及体积来提高注蒸汽开采效果的增效注蒸汽开采技术，该技术室内物理模拟实验表明，非均质岩心驱油效率可提高16．5％．至目前该技术已在河南稠油油田矿场应用170多口井，有效率84．6％，吞吐井的采收率可提高7％～13％，汽驱井组的采收率可提高12％，稠油增效注蒸汽开采技术为河南稠油油田开发后期改善开发效果，确保稳产上产的关键技术之一。

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果

孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大、含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列。针对二类油藏油层发育差、原油粘度高的特点,通过深化储层认识、优化注聚合物参数、强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果。针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集、水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密、低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%。同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%。

乐安油田草4块Es_4稠油油藏测井解释模型研究

研究区目的层段沙四段(Es4)位处盆地边缘,地层埋藏浅(1000m左右),储层疏松,油稠,岩石结构复杂,非均质性强、层间差异明显,测井资料解释难度较大。以取芯井分析化验、试油、试采和生产动态资料为基础,分别研究含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、含砾泥质砂岩、泥质粉砂岩储层岩石的岩性、物性、电性及含油性之间的关系,分层段建立储层孔隙度、渗透率、含油饱和度测井解释模型。应用解释模型对研究区51口井进行了二次解释,结果表明,该解释模型具有较高的精度,为地质建模和剩余油挖潜研究提供了可靠的储层参数。

水平井技术在太平边底水稠油油藏的应用

为了改善开发效果,提高采收率,针对太平油田边底水稠油油藏直井开发含水上升快、采收率低的问题,在沾18块边底水稠油油藏开展了水平井整体调整技术的研究及应用,取得较好效果。初步形成了边底水油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整技术,对太平油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义。

利用水平井技术实现欢东油田稠油难采储量有效动用

欢东油田稠油油藏经过10多年的开发,主力区块已进入蒸汽吞吐开采后期,后备资源接替不足成为制约油田发展的瓶颈。2006年以来,欢东油田加大了对稠油难采储量研究和动用的工作力度,按照"整体研究、系统解剖、优选目标、滚动发展"的工作思路,对目标区的油藏地质特征进行精细描述,对直井生产特点进行详细分析,采用数值模拟等技术对水平井开发可行性进行综合研究,优选出4个区块进行水平井开发,取得了好的效果,使欢东油田稠油难采储量得到了有效动用。

水平井轨迹偏移对蒸汽辅助重力泄油生产的影响

以克拉玛依风城油田重32井区典型储集层物性和流体参数为基础,分析总结双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)实钻轨迹形态特征,建立表征水平段水平偏移、垂向偏移以及水平与垂向同时偏移不同偏移程度的油藏数值模型,开展SAGD生产动态预测与效果对比。模拟结果表明,井组轨迹水平偏移和垂向偏移均导致峰值产油量、采出程度和累计油汽比下降,其中,垂向偏移对SAGD生产效果的影响较大。水平井轨迹局部垂距减小,易造成水平段局部窜通,钻井过程中应避免水平段"脚跟"及"脚尖"处同时垂距变小。水平段水平与垂向同时偏移时,其生产负面影响远大于水平偏移与垂向偏移简单相加,双向偏移量越大,生产效果越差。

热采水平井整体开发草13块砂砾岩薄层特稠油

热采水平井技术是科学有效开发稠油油藏的重要手段。以胜利油田草 13块为例 ,系统论述了利用热采水平井整体开发具有边底水的砂砾岩薄层特稠油油藏的开发程序和研究方法。在油藏精细描述的基础上 ,通过热采筛选、产能评价、直井和水平井数值模拟、开发方式优化及指标预测等油藏工程研究技术方法 ,综合论证了利用热采水平井整体开发草 13块的必要性和可行性 ,总结了砂砾岩薄层特稠油油藏水平井油藏工程设计中应遵循的原则 ,并在生产实践中见到明显效果 。

昌吉油田吉7井区稠油油藏注水开发原油黏度界限

由于经济和技术上的限制,深层稠油不适宜热采开发。国内一些稠油油藏采取常规注水开发,取得了较好的开发效果。如果原油黏度过大,水驱效果变差,当注水开发采收率低于经济极限时,就不再适合注水开发,因此原油黏度是决定能否进行注水开发的关键。准噶尔盆地昌吉油田吉7井区属于深层大型稠油油藏,埋藏深度大,原油黏度区间大。为确定注水开发稠油油藏原油黏度的界限,开展了现场注水开发试验和室内实验,确定了地层原油黏度小于2 470 m Pa·s的油藏均可实施注水开发,为吉7井区深层稠油油藏较大规模地投入注水开发提供了科学依据。

底水稠油油藏水平井二氧化碳吞吐研究

兴北油田垛一段稠油油藏油层厚度薄,底水活跃,为解决开发过程中底水突进、采收率低的问题,在室内进行降黏剂浓度筛选和水平井CO_2吞吐参数优化的基础上,结合4口水平井的开采现状,开展了CO_2吞吐现场试验。研究表明:提高水平井CO_2吞吐效果的关键是降黏剂筛选、优选CO_2合理的注入量和控制采油强度;在水平井CO_2吞吐试验中先注入降黏剂,后注入CO_2,可降低注CO_2过程中沥青沉淀对油层的伤害;水平井CO_2吞吐转抽后,通过降低抽油泵排量,可控制底水锥进。截至2016年10月,4口井5井次累计注入降黏剂为23 t,累计注入CO_2为5 627.45 t,累计增产原油为2 560.17 t,换油率为0.31~0.85,平均为0.45。该项研究有效降低了CO_2对储层的伤害和CO_2的注入压力,减少了CO_2注入的盲目性,延长了水平井CO_2吞吐的有效期,提高了换油率,对同类薄层稠油底水油藏开展水平井CO_2吞吐具有一定的借鉴意义。