锦州25-1南X井区潜山油气藏精细评价技术与实践

锦州25-1南是渤海首个规模性潜山油气藏开发油田,目前已累计投产36口井,是渤海最大的生产潜山裂缝性油藏。随着勘探区域的不断扩大及勘探井网的多次加密,在精确判定潜山内幕带优势储层发育位置及流体界面等问题上仍存在诸多困扰。依托该区域已钻井及围区新增勘探井为数据体,通过对已钻井的随钻气测、工程参数及地化录井等数据进行深入分析,引入储层评价系数,建立参数模型及评价图版,实现了储层快速评价及潜山流体类型的识别。该方法成功实现了锦州25-1南太古界潜山评价目标,X井区油底加深136 m,同时该方法为后续渤海油田锦州25-3区块及渤中26-6区块太古界潜山综合高效开发评价提供关键技术支持。     

热河台油田测井二次解释方法及应用

热河台油田已开发40多年,对该区的测井二次解释是进行精细油藏描述、剩余油分布研究的基础,在区块内岩心、录井、钻井、试油投产等资料的基础上,重新建立油气层测井识别图版和储层参数解释模型,提高油气层识别精度和储层参数解释精度,为油藏特征研究及开发方案编制提供基础资料。同时丰富的动静态资料也为测井二次解释参数的选取、油水层识别方法的选取提供了有利保障。     

锦2-6-9大凌河气顶油环饱和油藏天然气驱可行性评价

本文针对锦2-6-9区块大凌河气顶油环饱和油藏特征及开发现状,进行注天然气驱适应性评价,并对地层原油注气相态进行实验研究,然后结合区块地质模型开展数值模拟研究,进行生产历史拟合,弄清剩余油分布规律,在此基础上选择剩余油富集带井网进行注气方案设计,预测方案效果并进行注气方案优选.     

潍北油田昌79块低阻油层识别

潍北油田孔一段储层岩性以粉砂岩、细砂岩为主,高、低阻油层共存,测井识别难度大。为了准确识别储层的流体性质,在分析低阻油层成因的基础上,利用生产动态资料、地质资料和测井资料对昌79块低阻油层进行了评价和识别,采用模式识别方法最小二乘支持向量机对研究区储层流体性质进行了识别,用网格搜索法确定参数对（C,δ）=（2000,0.7）,提升油水同层为低阻油层10层22.6米,提升含油水层为低阻油层11层25.6米,为油田下一步的开发提供了一定的依据。     

风城油田M井区稠油蒸汽吞吐影响因素研究

稠油油藏是非常规的油藏类型,蒸汽吞吐是稠油热采开发的有效方法之一,与常规稀油油藏相比,开发难度大、开采成本高,文章以M区块油藏蒸汽吞吐实际开发数据为基础研究分析影响区块蒸汽吞吐的影响因素,并分析得出各个影响因素的合理值。     

浅谈高3618块火驱自产气变化

高3618块位于高升油田高二、三区的东北部,属深层巨厚稠油油藏,为提高区块的整体开发效果,2008年以后转火驱开发,火驱开发过程中逐渐暴露出受效井组自产气量增加、气组分变化大等问题,制约了火驱开发的顺利进行,为此针对性开展了相关措施的探索和实践,形成了动态调整气量为主多种采油工艺并举的应对措施,为火驱的成功提供了保障。     

火箭动力采油新技术“点火”

火箭技术,既可送卫星上天,也可入地用于开发石油。5月8日上午10时,多元热流体火箭动力系统顺利点火,标志着胜利油田在草20区块实施多元热流体采油新技术现场试验正式启动,将为胜利油田稠油油藏的有效开发提供一种新的技术尝试。此项技术将为中国石化油田企业开发此类油藏提供强大技术支撑。     

空心杆掺水工艺在青东5区块的应用

青东5区块构造上位于青东凹陷西斜坡带,是桥东油田开发建设的第一个产能区块,含油层系为沙四上亚段。该区块2014年2月投入开发后,油井陆续出现过载、缓下等载荷异常问题,影响了正常的开发管理工作。本文通过对该区块原油成分、析蜡点、原油粘度等相关油性的研究,认为油稠、井筒结胶、结蜡是导致油井载荷异常的主要原因。提出了空心杆掺水举升工艺方案,有效解决了该区块油井井筒问题,为同类型油藏的高效开发提供了依据。     

底水油藏开发中后期转氮气驱开发效果探析

齐2-15-012块莲花油藏2002年投入开发,目前油井普遍高含水,注水利用率低,2014年在区块油藏开采特征[1-2]分析与N2驱油技术研究的基础上,在该块优选2个井组实施了N2驱,目前已初步见到效果。N2驱油的成功对于同类油藏开发中后期具有较强的借鉴意义。     

稠油油藏开发后期转火驱的可行性研究

G2块自投入开发至今已有30余年,经历了天然能量、蒸汽吞吐、注水等几个开发阶段。本文针对注水后的稠油油藏G2块,存在的纵向动用差异大、水驱方式开发潜力有限、区块开发采收率低等问题,提出转换方式迫在眉睫。通过开发方式粗筛选、相似区块类比（相似区块火驱开发效果较好）、油藏工程计算、物理模拟和数值模拟等多种方法研究,综合分析认为火驱方式是G2块未来较可行的开发方式,达到进一步提高油藏采收率的目的。     

低渗新区整体开发部署研究

W油田为低渗普通稠油油藏,目前没有有效开发,区块试油试采井均取得较好的生产效果,但天然能量产能低、产能递减快,需要补充能量开发。通过对比相似区块及结合本区块的储层特征,科学部署,形成以注水开发为主的生产形式,有效提高区块的生产效果。     

低渗透油藏高含水期稳产模式研究与实践—以王23-27区块为例

王23-27区块属于典型的低渗透油藏,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,在高含水期实施了大修扶躺、压裂引效、封堵换层、卡漏注水等措施,现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透油藏高含水期的增储稳产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。     

特稠油油藏回型井网蒸汽驱研究

目前国内外工业化汽驱的油藏埋深达到中深层,但是对于深度超过1000m的稠油油藏蒸汽驱开发仍然存在诸多技术瓶颈[1]。文章以L块深层特稠油油藏为例,应用数值模拟及油藏工程方法对蒸汽驱井网形式、驱替介质进行深层特稠油油藏蒸汽驱关键参数优化研究。研究结果表明,回形井网开展高干度蒸汽驱是区块有效的方式转换技术,预计可提高采收率18%以上。该项研究可为同类油藏蒸汽驱开发提供借鉴。     

玉北6区块钻井事故复杂分析

鲁克沁玉北6区块是油田重要的上产区块,该区块位于火焰山山脊带,地质条件较为复杂。自2015年建产以来,该区块在钻井施工过程中漏失、卡钻事故频发。2015-2016年该区块开发井钻井事故复杂时效高达18.89%,平均单井钻井周期137 d,严重影响了该区块产能建设步伐。2017年该区块钻井过程中,在总结前期钻井经验的基础上,通过采取针对性措施,使钻井事故复杂时效显著降低,有效提升了该区块上产进度。结合鲁克沁玉北6块地质情况,统计了该区块前期的钻井事故复杂情况并进行原因分析,阐述了该区块钻井事故复杂的应对措施及实施效果,提出相关建议。     

辽河油田冷46块储层测井评价方法研究

对于低渗透油藏储层物性差,只有通过压裂等工艺措施,才能获得较好的工业油流。从冷家堡油田冷46块油藏特征出发,分析了冷46块储层测井评价难点,运用综合地质分析,测井评价等方法,建立了一套冷46块岩性识别、储层分类系统评价标准。通过优选1、2类储层,为主力产层开发提供依据,提高单井产能。同时,对于其他低孔、低渗砂岩油田开发具有指导意义。     

锦45块水侵规律研究

锦45块边底水水活跃,吞吐开发时采注比高,区块水淹严重,油井含水上升,产油量下降,区块地层压力回升,既影响了蒸汽吞吐开发效果,又制约了后期转换开发方式。对区块开展水侵规律研究,有助于对剩余油更精确刻画,从而为转换开发方式提供更准确的资料。     

单井组小剂量调剖在老区开发后期的研究与认识

本文通过对区块问题认真研究分析,在安12块开展单井组小剂量调剖先导试验,通过调整吸水剖面,扩大注水波及体积,实现降低周围油井的含水率,同时在调剖选井原则及调剖施工压力方面进行总结分析,为同类油藏开发提供一定的借鉴.     

提高低速低效高含水油田采收率的水平井配套新技术

介绍了辽河油田利用水平井技术,重新开发长期处于濒临停产的低速低效油田—新海27块的二次开发试验及推广应用过程。该区块属于层边底水构造的低含油饱和度油藏,利用水平井开发,通过采取水平井高效注汽、合理的机泵配套举升工艺技术、电热杆加热降黏、水平井堵水和酸化解堵等方式,以及控制生产压差等措施,有效地抑制了底水锥进和产层出砂,降低了区块的综合含水,提高了油田采油速度,改善了开发效果,提高了储量动用程度及采收率。     

稠油难采储量二次开发技术研究

杜68块于1993年投入开发,为典型稠油油藏,地质储量836×10~4t,受早期认识及技术条件限制,动用地质储量仅为199×10~4t,未动用储量达到637×10~4t,占总探明储量的76.2%。随着二次开发技术的进步,通过应用"分区、分层、分井型"的三分一体的开发模式,重新进行了井网规划,新动用地质储量235×10~4t,区块日产由27t上升到最高的96t,采油速度由0.17%上升到最高0.65%,取得良好的开发效果。在盘活区域储量的同时,为同类油藏的开发积累了宝贵的经验。     

双229区块油气集输工艺技术

双229区块为辽河油田新开发的稀油区块及普通稠油区块,该区块已建设施整体布局为三级布站方式。随着工艺技术发展,该区块三级布站方式已不适应生产需要,因此对双229区块采用平台计量、串接集油、一级布站、脱水就地回掺,无人值守的生产方式,解决站场负荷率低,吨油成本高等一系列生产问题。