曙光油田杜255断块稠油油藏出砂机理及防砂效果分析

通过杜255断块油藏储层物性，原油性质，开发方式等进行研究，分析了该块杜家台油层出砂机理及历年汉砂效果。该块出砂主要与储层性质，流体性质及开发方式有关，化学防砂比较适用该块的出砂治理。

曙光油田超稠油蒸汽添加剂的研制与应用

开发了用于辽河曙光油田超稠油蒸汽吞吐开采的一种蒸汽添加剂。该剂以烷基芳基磺酸盐为主剂,与有机、无机辅剂复配而成。该剂洗油能力强,3g/L和5g/L水溶液90℃动态洗油率(岩心驱油率)分别为54.8%和57.1%(自来水为20.7%)。该剂对稠油乳化能力强,粘度为9.74和7.86Pa·s的原油与3g/L该剂水溶液(体积比7∶3)在80℃形成的乳状液,粘度仅为56.3和55.9mPa·s。该剂耐温性优良,0.1g/L和1g/L的该剂水溶液在280℃下处理96小时后,表面张力分别由33.4和32.8mN/m升至35.7和34.6mN/m。该剂不影响现用破乳剂的脱水性能。在辽河杜80区块兴隆台和馆陶层超稠油油藏37井次蒸汽吞吐中使用该剂,平均单井周期产油量增加579.5t,油汽比提高0.32,生产时间延长41.1天,回采水率提高31.6%。表5参4。

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。

曙光油田稠油老区二次开发技术研究与探讨

曙光油田稠油老区目前采出程度高、吞吐轮次高、地层压力低、、低效井多,已进入吞吐开发中后期。本文结合稠油老区已进行的二次开发技术试验,通过对水平井开采、热水驱、蒸汽驱、火烧油层二次开发技术油藏适应性分析,参数优化研究,科学合理预测采收率状况,为下步二次开发提供方向,为稳定"十一五"曙采稠油产量进行了技术贮备。

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。

多功能一次管柱配套工艺在曙光油田超稠油生产中的应用

针对超稠油生产周期短，注汽频繁所造成的生产成本高的问题，通过对隔热管，杆式泵和注氮设备的配套研究，采用多功能一次管柱工艺，以达到节省作业费用，缩短作用时间，大幅度降低超稠油生产成本的目的。从1999年到2001年上半年，该工艺在现场实施100多井次，成功率达到95％。

曙光油田勘探开发现状及展望

曙光油田地质条件十分复杂，以生产稠油为主。投入开发27年来，依靠科技进步，探索出一条相对成熟，高效的开发之路，配套工艺日趋完善，取得了连续12a稳产250×10^4t以上的开发效果。本文从曙光油田的开发历程出发，对其生产过程进行分析，并提出今后的设想。

远传技术在曙光油田注汽锅炉上的应用

介绍了曙采锅炉远传通讯系统及其在曙光油田注汽锅炉上的应用,并指出参数远传技术将在热注系统的现代化管理和数字化油田建设中发挥重要作用。

曙光油田普通稠油二次开发技术实践探讨

曙光油田稠油老区目前采出程度高、吞吐轮次高、地层压力低、低效井多,已进入吞吐开发中后期,为此,结合稠油老区已进行的二次开发技术试验,通过对不同地质特征的油藏开展二次开发技术的适应性分析和参数优化研究,然后对取得的效果进行总结分析,二次开发技术进行了探讨。

曙光油田停关低效水平井原因分析及治理对策研究

曙光油田自2003年开始逐步实施水平井部署,有效减缓了由老井递减加大和产能规模的下降所导致的产量下降趋势,截至目前,曙光油田共有水平井278口,其中采油井270口,产能规模已达到整个油田的1/4。随着水平井开发规模的不断扩大,套坏、出水、低产等的矛盾日益突出,严重影响水平井的开发,进而影响全厂产量的完成。现阶段要实现水平井相对稳产,有必要针对其主要矛盾的影响因素进行系统分析,并制定相应的治理技术研究,以期达到恢复低效井产能,实现水平井稳产。

油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向研究

就我国现阶段的油田情况来说,很多都已经进入了特高含水期。在这个阶段,油田的开采面临了许多棘手的问题,例如除两部均有,采出程度过高等等。笔者在本文中主要研究了特高含水期采油工程中存在的问题,在特高含水期开采企业的优势以及面临的挑战,并且对采油工程的发展方向进行了简单的探讨。

曙光油田杜48块火驱井组现场工艺技术研究

随着曙光油田杜48块火驱规模的扩大,高尾气、油管腐蚀、出砂、汽窜等问题突出,通过分析各类问题的成因机制,提出应对等措施和解决方法。

套变井机械找堵水技术在曙光油田的应用

曙光油田稠油、超稠油区块在多轮蒸汽吞吐后,套变、套管损井出水逐年增加,常规堵水封隔器由于外径较大不能满足套变井堵水的要求,严重影响了油井产能。针对该问题,经过多年研究,形成了具有曙光油田特色的套变井机械找堵水技术,有效的治理套变井出水问题,并取得了较好的经济效益。

辽河盆地西部凹陷曙二区大凌河油层湖底扇沉积特征与沉积模式探讨

利用成熟探区翔实的岩芯、录井和测井等资料,研究了辽河盆地西部凹陷曙二区大凌河油层湖底扇沉积特征与沉积模式。研究表明,大凌河油层湖底扇具有较为发育的水道体系(主沟道或辫状沟道),平面上相带展布、扇体的分布面积、砂体延伸方向和分布模式受水道及古地貌变化的控制。水道体系及其控制的沉积体呈顺源、带状展布。主沟道向前延伸逐渐变为规模较大的辫状沟道沉积,两侧发育辫状沟道侧缘,呈条带—舌形展布,向湖方向逐渐演变为多支小型末端辫状沟道沉积。湖底扇内部平面微相序列表现为"主沟道→主沟道堤→深湖泥"或"辫状沟道→辫状沟道侧缘→辫状沟道间(或末梢)→深湖泥"的变化特征。每支辫状沟道控制形成的带状沉积体间均为明显深湖—半深湖泥岩沉积分割,呈带状—舌状沉积体向湖盆中心延伸较远。

组合式柱塞气举采油工艺设计方法

针对组合式柱塞气举的工作特点 ,用降压设计方法确定气举阀的分布及参数 ;通过动力学分析 ,建立柱塞运动方程 ,并求解确定出循环周期 ;用Fosst Gaul公式计算每一循环周期所需的注气量。

牛心坨油田开发后期开采工艺研究与应用

牛心坨油田属于高凝稠油,主要采用闭式热水循环工艺和电加热工艺开采,随着油田开发进入中后期,这两项工艺暴露出的能耗大、维护费用高等问题,为此通过对油井原油黏度分析、含水分析以及化学降黏、配套工艺等方面实验研究,制定了一套新的开采工艺,成功实现了油田开采工艺的转换,实现了牛心坨油田的高效开发。

高精度C/O测井技术在油田措施挖潜中的应用

介绍高精度C/O测井技术在曙光油田稠油开发中的应用情况。应用该技术重新认识油层,确定剩余油饱和度,有效地促进了油田普通稠油剩余油挖潜及超稠油油藏射孔层位优化。

火驱采油尾气在线监测仪的试验与应用

在火驱采油开发过程中,火驱生产井尾气量会随着生产时间的延长逐渐上升,并且尾气成分复杂。监测掌握尾气中各组分的含量可有效判断油层燃烧状态,确保尾气进入站内气系统的安全性,对保障火驱采油安全高效开发意义深远。针对油田生产过程中采出气监测的现状,开发设计了油井采出气组分在线监测报警系统,选用多气体检测传感器,实时监测尾气中氮气、氧气、二氧化碳、甲烷四种气体浓度值。由安装在监测点的有害气体监测仪输出信号传送至报警器,报警器通过内部控制器的运算和逻辑判断,发出声光报警信号,把采集的气体浓度值通过无线传输系统远传到值班室,实现对油井产出气在线实时监测。

空气辅助蒸汽吞吐采油机理

采用填砂模型驱替、吞吐实验及油藏数值模拟，研究蒸汽（热水）-空气驱替和空气辅助蒸汽吞吐规律，分析空气辅助蒸汽吞吐的采油机理．结果表明：100℃温度时，注入空气使热水驱的驱油效率降低，热水-空气驱采出稠油的黏度较热水驱采出稠油的升高20．43％；200℃温度时，蒸汽-空气驱与蒸汽驱的开采效果差别不明显，蒸汽一空气驱采出稠油的黏度较蒸汽驱采出稠油的升高10．80％．蒸汽（热水）-空气驱采出稠油的沥青质质量分数高于蒸汽（或热水）驱采出稠油的．蒸汽-空气驱采出气的02体积分数低于3％，CO2体积分数为3％～5％．在蒸汽吞吐过程中，注入空气与稠油反应而被消耗。利用未反应的Nz及生成的CO2等烟气的增压助排、气体降黏、生热、提高热效率和固砂等作用，能够改善蒸汽吞吐开采的效果，与N2辅助蒸汽吞吐增产效果相当，较蒸汽吞吐周期采油量提高20％～30％，吞吐开采轮次越高，增产效果越明显．

牛心坨油田分层注水配套工艺改进与完善

牛心坨油田油藏埋藏深,油品为高凝稠油,目前主要分注工艺为油套分注和双管分注,存在封隔器稳定性差、双管无法实施洗井、高压井管柱弯曲及出砂结垢井管柱堵塞等问题,影响了注水开发效果。针对上述问题,加强了分层注水工艺的改进和完善,研制了更为稳定的可洗井封隔器,研发了可洗井双管分注管柱和高压井平衡注水管柱,设计了出砂井防堵注水管柱。通过上述配套工艺的形成,牛心坨油田分层注水稳定性得到明显提高,为区块的高效注水开发提供了技术支持。