萨中开发区特高含水期水驱含水变化规律研究

含水变化规律是水驱开发的重要规律,油田进入特高含水期,准确把握水驱开发规律,对油田规划指标预测具有指导意义,针对特高含水期影响油田含水变化的主要因进行了分析,结合含水上升率理论方程,绘制了萨中开发区不同区块、不同渗透率级别的理论含水上升率图版,并用现场实际数据对理论含水上升率图版进行了睑证,给出了特高含水期不同含水阶段对应的含水上升率值,为萨中开发区滚动规划指标预测提供了准确依据。     

谢凤桥油田地层可钻性研究

谢凤桥油田是江汉油田荆州采油厂重点开发区块,但是在该油田的开发过程中,机械钻速慢和钻井周期长一直制约该油田开发速度。对谢凤桥油田某井的岩心进行了室内可钻性试验及抗压强度试验,并结合相对应的声波时差数据建立了该油田地层岩石可钻性与声波时差数据之间关系的数学模型,并依据该模型确定了的该油田地层岩石可钻性分布规律,并绘制出地层岩石可钻性与地层深度剖面图。该项研究为谢凤桥油田地层分层、合理选择和设计钻头、优选钻进参数提供了科学依据。     

一种确定致密油藏超前注水合理注入量的新方法

提出了一种确定超前注水地层压力升高与确定合理注入量的新方法。超前注水输入地层的能量只与累计注入量有关而与时间无关．故从无限长时间的角度建立物质平衡方程，推导出平均地层压力升高幅度和累计注入量的关系，并将其抖率定义为超前注水系数。超前注水系数仅与油藏地质条件有关，为评价不同地质条件下超前注水的效果、确定超前注水地层压力升高和合理注入量提供了更快速的方法。     

喇萨杏油田特高含水期调整潜力评价方法研究

对于注水开发的非均质砂岩油田，只有搞清注采井网的完善程度和剩余油的分布状况，才能有针对性地采取挖潜措施，提高油田开发水平。针对喇萨杏油田非均质严重、开发时间长、含水率高的特点，首先在检查井资料分析的基础上，明确了影响特高含水期剩余油形式的两大主要因素；其次以精细地质研究和渗流理论为基础，提出了基于井间非均质性的注采关系定量评价方法；最后将注采关系与剩余油评价结果相结合，发展了特高含水期的10类剩余油潜力类型和4种调整潜力的快速评价方法。提出的方法具有操作简便、人为影响少的优点，可广泛应用于水驱砂岩油田的剩余油潜力类型及挖潜措施的研究。S 开发区 B1区块的评价表明，特高含水期以零散的注采不完善型剩余油为主，挖潜措施主要是堵水和压裂，现场实施取得明显的增油降水效果。     

油田开发经济界限值研究

应用微观经济学原理 ,结合油田开发生产特点 ,建立了加密井增油增储界限和关井经济界限的数学模型 ,确定了相关参数的取值 ,并论述了经济界限值在油田开发中的具体应用。在技术水平、管理水平一定的条件下 ,油田开发经济界限值随着油价的升高而降低 ,反之则升高。在油价一定的情况下 ,技术水平的提高 ,管理方式的改变也可降低边际投入 ,从而降低经济界限值。应用经济界限值进行油田开发经济评价 ,对石油企业由产量型转为效益型 ,以期获取最大利润提供了科学依据     

喇萨哈油田层系井网重组方式研究

喇萨杏油田在层系井网重组过程中，应用多学科油藏研究和层系井网优化技术，确定了分类油层层系井网调整的技术经济界限，形成“层系细分、井网独立、井距优化、匹配调整”的层系井网重组方式。2008年以来在多个区块开展不同形式的层系井网重组试验，实施后改善了区块开发效果、水驱采收率得到提高，为特高含水期砂岩油田的层系井网重组提供了借鉴。     

Missan油田小井眼钻井井身结构优化设计

小井眼钻井井身结构设计是小井眼钻井技术的基础和关键,目前小井眼钻井井身结构设计尚缺乏科学指导。采用环空水力学模型计算小井眼波动压力,确立小井眼钻井合理的井身结构设计系数。基于Missan油田压力剖面和地质情况,阐述了小井眼钻井的井身结构设计方法。结果表明小井眼钻井波动压力较大;合理的小井眼井身结构设计需要综合考虑压力剖面、设计系数、复杂地层及油田钻井工艺;预测全井节省钻时达到15.6%。研究成果提供了小井眼钻井井身结构设计方法,并在Missan油田中得以成功应用。     

海上复杂断块油田综合调整对策 ——以南海西部A油田为例

由于海上断块油藏地质构造、油水系统等的复杂性,综合调整对策研究成为重点.南海西部A油田属于断块砂岩油藏,具有初期产能高、产量递减快、注水效果差异明显、各断块采出程度差异大等开发特点.对该油田进行开发指标效果评价,从"注好水""注够水""精细注水""有效注水"的角度,筛选确定了水质达标率、能量保持水平、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、水驱状况、含水上升率、剩余可采储量采油速度等7项评价指标,表征注水工作在油藏、工艺、生产的系统性特点,客观反映海上水驱砂岩油藏的开发水平.然后对海上断块油田提出了增产措施和建议:建立定量地质知识库,采用针对性的工艺技术,加深对断块破碎程度的认识;及时补充地层能量,抑制地层脱气,注水时地层压力不能低于饱和压力;采用低部位注水、高部位采油的三角形井网,并考虑进行气水交替注入的注水方式;合理的井网密度等.这些措施可以更加有效地对海上复杂断块油田进行开发调整.该研究对同类型的海上断块油藏综合调整具有重要的借鉴意义.     

经济产量研究方法及其应用

利用投入产出盈亏平衡理论 ,从不同角度对经济产量计算方法进行了研究 ,得出了 3个模型 ,即企业评价模型、油田评价模型和油井评价模型 ,为油田企业确定合理的年度产量、年度工作量提供了重要工具 ,由这 3种模型计算的经济产量将是油田企业产量、工作量部署的重要依据。     

油气井增产措施中单井经济界限研究

应用技术经济学原理,结合已开发区块油气井增产措施的特征,以成本、产量和利税之间的关系为基础,突破以往研究中不考虑资金时间价值这一局限性,不仅考虑开发总投资及其利息,而且考虑了措施有效期内逐月原油销售收入及其利息、逐月操作费用及其利息,提出了已开发区块油气井增产措施中的产量界限、投资界限、价格界限、成本界限模型,为油田调整措施的实施提供了重要的依据和相应计算评价方法。最后还给出了某油田实际评价应用结果,证明了该方法的有效性。     

剩余油潜力评价方法探讨

针对利用采出程度、含油饱和度等指标评价特高含水期开发阶段剩余油潜力具有一定局限性的问题,根据储层渗流理论来确定剩余油潜力规模和分析剩余油潜力品质,并以沉积单元方差值来量化表征网格节点平面分布状况。实际应用表明,利用上述方法能够精细分析特高含水期开发阶段剩余油潜力,从而为油田开发调整挖潜提供参考。     

断陷盆地开发区块剥蚀面识别及刻画意义——以呼和诺仁油田贝301区块为例

地层缺失类型的确定是复杂断块构造描述的重要步骤之一。以高分辨率层序地层学为基础,将呼和诺仁油田贝301区块南屯组二段一油组划分出14期超短期基准面旋回,建立开发区块单砂体级(17个)地层格架,通过短期基准面旋回约束,应用超短期地层格架进行单砂体细分层统层对比,结合上覆地层岩性、电性等特征识别出区块东部目的层顶部存在剥蚀,与上覆地层呈角度不整合接触,纠正了以往目的层断失的错误认识,认清地下油藏的构造形态,为改善油田开发效果提供了科学地质依据。     

高含水期油藏剩余油分布规律定量评价——以赵凹油田安棚区核桃园组三段4层2小层为例

目前赵凹油田安棚区核桃园组三段4亚段2层(Eh4(2)3)进入特高含水期,剩余油在空间分布上十分复杂,挖潜难度大。从储量丰度、水淹级别统计剩余油的分布规律,确定各小层剩余油的形成因素和对应的剩余储量;同时对小层叠合后的剩余油富集区进行定量评价,确定剩余油潜力区,为油田下一步对剩余油的开发提供了依据。     

基于电缆地层取样的气藏流体定量判别新方法

勘探阶段精确定量计算储层流体性质的方法主要是钻杆中途测试技术(DST),但海上DST评价费用较高。为此,提出利用电缆地层取样技术,将取到的地层流体样品在地面条件下进行气液分离,记录气体和液体样品的体积;利用现场水样分析技术,快速有效地确定液体样品中的各离子浓度,判断样品中泥浆滤液与地层水的体积比例;根据体积系数计算模型,将气体和地层水在常压下的体积折算到地层条件下的体积,得到地层条件下的气水比例,即定量地确定储层的流体性质。该方法进一步量化了测井解释结论,特别是气水同层,得到了地层产水率等参数,有效指导了油田的勘探开发作业。     

基于连续模型的低渗透油藏开发技术政策研究

提出了一种描述低渗透油藏渗流的连续模型,并推导出了基于该模型的等产量源汇平面径向稳定渗流油水井间压力和压力梯度分布计算模型。以江汉油区黄场油田潜江组4段第3小层(Eq34)低渗透储层为例,应用 Matlab软件进行基于岩心渗流试验数据的模型参数拟合,通过模型计算,绘制了研究区油水井间地层压力及压力梯度分布曲线,论证了建立正常驱替关系的条件。研究制定了低渗透储层油井产量、渗透率和合理井距之间的关系图版,并取得了良好的实践效果,为低渗透油藏开发技术政策分析研究提供了新的分析方法。     

特高含水期厚油层动用状况及注水无效循环对开发效果影响分析

利用有效介质电阻率模型求取的含水饱和度以及储层参数解释模型求取的束缚水饱和度,确定出细分储层驱替状况的依据———驱油效率,并给出厚油层内部划分出4个不同驱替效率分区的驱替效率界限。基于北三西区块某油田正韵律厚油层物性特征建立油藏地质概念模型,利用数值模拟方法研究厚油层整个开发过程中的驱替状况,精细化分析了整个开发过程中特别是进入特高含水期后,厚油层内部驱替状况的差异性。通过利用数理统计的方法,得出开发过程中各个驱替分区的区域范围、过水量以及产油量随含水率上升的变化状况,判断无效注水循环出现的时机。基于数值模拟结果和实际统计数据,针对无效水循环对储层开发效果的影响进行了分析,得出无效水循环对油田开发效果的影响主要体现在抑制低渗透层、稀释有效产出层以及油田开发成本巨大3个方面。     

永乐油田源271区块低渗透油藏超前注水方案优化研究

低渗透油田渗透率低,油层渗流阻力大,压力传导能力差。超前注水正是针对低或特低渗透油层具有启动压力梯度及油层具有弹-塑性变形等特点而根据非达西渗流提出的改善这类储层开发效果的一项技术。利用数值模拟方法进行超前注水方案优化研究,以便合理制定超前注水时机和合理注水强度等,提高单井产量。同时开展源271区块超前注水配套措施组合优化研究,通过预测油井普通射孔及压裂,以及不同方向定向射孔、定向压裂的开发效果,确定最优的措施方案。     

气液两相嘴流临界压力测试及模型评价——以伊朗北阿油田为例

气液两相嘴流的临界压力比值(Rc)是判断自喷井是否处于临界生产状态的重要参数,也是判别 自喷井能否实现稳产的关键数据.前人通过实验模拟获得的油嘴后与油嘴前的压力比值(R21)在油田实际应用中常出现较大的偏差,为精准地确定北阿油田的Rc,利用现场设备,选取井口压力、产量或油嘴直径均有很大差别的25 口油井,历时3个月的现场测试,对所有数据进行统计分析后,最终确定该油田Rc为0.532.在全油田范围内剔除Rc大于0.532的13 口井,对剩余的41 口井使用不同的气液两相嘴流模型进行综合评价.结果表明,运用Achong模型计算产能的平均相对误差为13.26％,平均绝对误差为15.12％,相关系数为85.54％,综合评定系数为0.86,相比其他模型更符合油田的生产特征,对合理选择该油田油嘴直径、完成日产指标及延长油井自喷期提供了理论依据,同时对其他类似油田也具有一定的借鉴和指导意义.     

长垣油田断层附近高效井挖潜技术研究

长垣油田已进入特高含水开发期,剩余油分布高度零散,断层附近成为主要的剩余油富集区。利用井震结合精细断层解释成果,分析了断层附近潜力部位,采取部署高效井及相应配套调整措施,高效井设计思路由原来"躲断层"向"贴断层、保注采、整体配套调整"的方向转变,取得了较好的开发调整效果,拓宽了特高含水期油田挖潜技术路径。     

特高含水期剩余油动静结合挖潜对策研究

大庆油田萨北开发区综合含水率目前已跃居全油田第二高,如何找准剩余油分布位置并制定合适的挖潜对策已成为现阶段降本提效的关键。与以往单纯从开发角度分析不同,依靠近年来井震结合油藏描述技术精度的逐步提高及成果的广泛应用,现已形成配套的动静结合潜力预测方法,并针对不同类型剩余油提出了相应的挖潜对策。主要包括断层再认识措施潜力分析,断层边部聪明井高效挖潜模式以及储层预测潜力综合调整3个方面。研究成果有效指导了特高含水期措施挖潜并已见到了实效。