Handil油田：水驱油藏注干气的三年

Ｈａｎｄｉｌ大油田由５００ 多个以构造叠加和间隔的河成三角洲砂岩形式的烃类物聚集区块构成。多数聚集块由位于气顶下的一个大饱和油柱组成，圈闭在岩性良好的超集层，利用法水或强自然水驱进行开采。１９９５年，对代表着近１／５油田总原始石油地质储量（ＯＯＩＰ）并已接近水驱开发末期（已开采出总现有原油地下总储量的 ５８％）的 ５个油藏进行了进一步的注干气开发采增加最终原油采收率。如今，在经过了３年的注干气后，这５个油藏的采收率均已增加了现有地下原油储量的１．２％。注干气项目从技术和经济上均获得了成功。应用现场数据进证了注干气的主要驱动机理。先前油产量的递减现已停止，产油量正趋于稳定。主要监控难题在于控制大多数生产井的气体回注，特别是高注入量期间的气体回注，以便弥补气体利用率造成的低汪入期的不足。密切监控油井、油藏动态，进行数字模拟和物质平衡研究有助于更好地理解应用机理，修改和制定更有效的政策，获得最大产油量。获得的经验和对这一实施了３年的项目的分析使我们有信心将注干气推广应用于Ｈａｎｄｉｌ油田其它油藏的开发。     

注CO2重力驱技术在海拉尔油田高倾角断块油藏的适用性

海拉尔油田高倾角油藏石油探明地质储量规模大,地层倾角超过10°以上的储量占总探明地质储量的68.6%。受构造高差的影响,常规注水开发难以实现构造顶底部位油井均衡驱替,边底部油井含水率上升快,构造高部位油井受效差,整体开发效果不理想。针对海拉尔油田高倾角断块油藏水驱开发效果差的问题,以注CO₂重力驱油实验为基础,以油藏数值模拟为手段,开展注CO₂重力驱油机理、影响因素及适用性研究。结果表明：当以原始地层压力10.57 MPa注入1.2 PV的CO₂时,CO₂驱油效率可达55.9%,能大幅度提高高倾角断块油藏的采收率;地层倾角、储层渗透率、注气速度是影响注CO₂重力驱效果的主要因素;海拉尔油田有4 411.35×104 t石油探明地质储量适合开展注CO₂重力驱开发,注CO₂重力驱技术在海拉尔油田具有广阔的应用前景。     

大庆榆树林油田天然气驱油研究

随着勘探开发的不断深入和发展，我国低渗油藏所占的比例正不断加重，如何高效开发这类油气藏是石油工作者面临的一项重要任务。注天然气开发油藏已成为提高原油采收率的重要技术手段，对于高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和低渗透油藏，注天然气开采具有显著的效果。注天然气可更好地保持地层压力，解决注不进水造成的困扰。大庆榆树林油田属于低渗透的大型油田，注水开发效果差，为了大幅度提高此类油田的采收率，进行了一系列天然气驱油实验，包括细管实验和长岩心注入工艺实验，分析了影响采收率的因素和机理，并且采用数值模拟技术手段进行了模拟研究，结果表明大庆榆树林油田天然气驱只能非混相驱，天然气驱非混相驱可以大幅度提高油田采收率，天然气驱关键的因素是注入段塞的大小和注入的压力等方式的选择。     

文72-467井组注气先导试验数值模拟研究

文南油田已动用的石油地质储量中,渗透率小于20×10~(-3)μm~2的低渗透储层的地质储量有1747×10~4t,占全油田储量的27.24％。这部分储量注水困难、井况较差、油井产量低。“注气开发”是国内外针对低渗透油藏最为有效的开采方法。本文针对文南油田文 72-467注气井组的地质特征,利用多组分模型软件,完成了三维地质模型的建立,生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注天然气开采,能大幅度地提高该区块的原油采收率。     

南天鹅山油田利用水平注入井恢复混相驱中的后期活力

南天鹅山单元是位于加拿大阿尔伯塔省西北部的碳酸盐岩生物礁，原始原油地质储量约8．5亿bbl。油田于二十世纪六十年代期间开始注水，于七十年代期间开始进行分段烃混相驱动，跟踪注气截止于九十年代中期。但是，1994年在油田礁体边缘区域利用水平注入井并且缩短井距重新开始进行混相驱动。礁体边缘是一种厚的叠积生产层区域，在原来的混相驱动期间遭受高度的重力分离上窜。迄今油田已开发了四个井网组合，最早的两个井网组合已完成溶剂注入，目前正在进行跟踪注水。两个井组分别从区域内采出80万bbl和90万bbl的增产原油(为井组原始原油地质储量的10%以上)，该区域是原来混相驱动的一部分。本将详述油藏混相驱动生产、礁体边缘区域利用水平混相注入井的二次开发和四个井组到目前实施的动态，还将论述促成二次开发成功的多种因素及其对油田生产的影响。最后还将论述这种老油田的未来开发方案。     

放射性示踪剂在油藏评价中的应用

原始压力下降油田一次采油量递减时，通常采用注水提高产油量。通过向指定的井（注水井）注水将某些油层中的剩余油驱向该注水井四周的其它井（生产井）的技术通常称为二次采油，它可贡献原始石油地质储量的50％。这一技术是以往油产量递减的老油藏的首选，如今已开始成为注流体开发新井优化采收率的共用技术。为此，“二次采油”这一说法正被更普及的术语“注水”所替代。水驱效率主要取决于岩石和流体的性能。通常油藏的非均质性会使水驱效率变差（例如，渗透性阻碍或高的渗透性通道都会抑制好的水驱效果）（国际原子能机构，2001）。油田中发现的多数结垢都是储集岩中的自然水沉淀形成，或两种不相容的水在井中相遇时含有沉淀物的过饱和产出水沉淀而成。该项研究旨在将示踪剂技术确立为结垢实验和储层非均质性油层评价的可靠的资料来源。Ca^2＋在砂岩层一系列的钙质结垢实验中，被用作监控CaCO3沉淀的示踪剂。研究结果表明，孔隙介质的结垢实验中，首次引进示踪剂技术获得了成功。     

注气对油藏饱和压力的影响

注气混相驱和非混相驱已成为国外提高原油采收率的重大技术之一，向油藏内部注入烃类和非烃类气体将改变原始油藏体系的组分，组成等热力学条件，进而使原油的物理化学性质和储层特性发生一系列的改变，而油藏饱和压力是油田开发设计最基础的参数之一，本文研究结果表明，向黑油油藏注烃类气体，将对原始油藏体系的饱和压力发生较大的影响，注气过程中油藏饱和压力升幅大。     

氧活化测试资料在海上中低渗油田的应用

由于海上K油田中低渗储层的渗透率不同，导致储层间物性差异大。注水井投注后，注入压力快速上升，吸水能力下降，使得注水量无法满足地质油藏的需求。根据地质油藏静态资料和油水井生产动态数据，选用氧活化测试手段，来确定各储层吸水能力及启动状况。利用测试资料成果，分别采取细分层系和提高注入压力两种方法，不仅注水井注水量增加，油井自然递减率随之减缓，还提高了低渗透储层的采出程度，从而有效改善了油田的开发效果。从现场注水井应用效果来看，在中低渗油田值得推广使用。     

东庄油田复杂断块油藏开发评价研究

东庄油田为低渗透复杂断块油藏,发育9个小断块,含油面积4.3 km2,石油地质储量259×104t。储层物性差,埋藏深,原油含蜡高,凝固点高。因储量品位低,开发难度大,发现30多年未投入开发。针对东庄油田的地质特点,对其经济有效开发的可行性,注水开发的适应性、井网井距、合理压力水平以及单井产能进行了分析,提出油田开发的实施技术路线。     

复杂断块油藏厚层非均质油层注水的若干问题

在复杂断块油藏厚层非均质油层的注水过程中，如何控制吸水剖面，改善垂向波及，特别是在油田注水开发中，后期，对剩余原油储量的开采，具有极其重要的意义。本文以世界上单位面积和体积油气产储量最丰富的洛杉矶盆地（沉积岩体积约9000立方公里，每立方公里沉积岩的地质储量为52．2万吨，已产出石油8万吨以上）的复杂断块油藏厚层非均质油层注水的典型实例，说明其在注水过程中所采取的一系列措施，以作为我们开发类似油田的借鉴。     

用交替注入水和高粘原油的方法提高油田开发效果

高粘饱和原油（＞60mPa．s）的陆源油层的开发是一项复杂的科研课题。鞑靼石油科学研究设计院提出了一种开发陆源储层中高粘油藏的方法。该方法是向油层中交替注水和注该油田采出的高粘原油，当注入的石油段塞在油层中移动时，驱替介质的流动性将大幅度降低，从而减缓了采油井水窜，使驱替前沿得到调整而变均     

马王庙油田注水开发工艺技术研究

马王庙油田储层层内及层间非均质性严重，平面各小层渗透率变化较大，在注水过程中存在较严重的“四敏”现象。油藏在投入注水开发短短的几年时间内，暴露出注水井吸水能力普遍下降，难注井层增多，直接影响其注水开发效果。本文通过分析马王庙油田注水井吸水能力下降的各种因素和储层损害机理研究，在提高注水井吸水能力矿场试验的基础上，进一步完善了提高新沟嘴组油藏注水井吸水能力的配套技术。通过保障注水水质，合理提高注入压力，搞好斜井分层注水，适时改造油层，选择合理生产压差，进一步提高了马王庙油田注水开发效果。     

轻质油藏注空气技术介绍

近年来,轻质油藏注空气技术采油法正逐渐兴起,注空气技术主要针对低渗透储层,代替传统注水开发技术,利用气体与原油的反应产生能量。目前该技术已经在国内外现场应用中取得了良好的效果。文章介绍了轻质油藏注空气开采技术的机理,适用条件,国内外油田应用现状,开发效果以及现场注意事项。轻质油藏注空气技术解决了低渗油田在开发中后期存在的问题,在未来现场实施中将会越来越广泛的被用到,对提高原油采收率具有重要意义。     

碳酸盐岩储层高黏原油难采储量开发前景

碳酸盐岩储层高黏原油难采储量开发是现今石油开采领域中普遍存在的一大难题,本文以鞑靼共和国的斯捷普诺耶奥泽罗油田碳酸盐岩油藏为例,建立地质数值模型,模拟了周期性交替注热水-冷水热采法和周期性交替注热水-聚合物热采法,并与水驱方法在提高原油采收率上进行了对比。     

高压注氮气提高石油采收率

原始石油地质储量（OOIP）接近120亿桶的油藏，一次开采15年后仅能生产10亿桶原油，油藏压力从11500psi降至4100psi，快速逼近3750psi的泡点压力。混相注氮气驱油可以提高天然烈缝致密碳酸盐油藏的石油采收率（EOR），该碳酸盐油藏的含水层之上含有轻质原油。采用该种方法的目的是保持油藏压力，提高最终原油采收率。     

老油田采新油：埃及西部沙漠的一项实例研究

Badr-1（BED-1）油田Kharita油藏的一项最新模拟研究显示我们低估了原始原油地质储量（OOIP）的体积。在未做进一步工作的情况下，预测动态表明Kharita油藏最终总开采量将达到原始原油地质储量的53．5％。     

应用示踪剂监测技术评价油藏井组动态变化

油藏连通性研究是油气藏评价的重要内容,也是制订油田开发方案的重要依据。随着油藏的不断开发,油藏参数已经发生了很大变化,原始的静态参数已经不能准确反映地层性质。本项目应用示踪剂监测技术评价注水开发油藏井间动态连通性、注入水流动方向,以及油藏剩余油分布规律,同时对监测结果应用最先进的综合解释技术进行数值模拟分析,得出了储层井间连通状况,物性分布特征等参数,为油藏的注采调整提供了重要的依据。     

孟买高油田巨大多层油气藏补充开发提高采收率

孟买高油田北区L-Ⅲ油藏是一种高度非均质多层碳酸盐岩油气藏，位于印度西部大陆架上，在阿拉伯海中水深约76m处，是储集有约6，360万m^2，原油地质储量和48．11亿m^3气顶气地质储量的饱和油藏。1986年从油藏采出的高峰日产油量为19，080m^3，1999年末日产油量约为9，540m^2，含水约60％。本文论述建立在详细油藏特性描述和油藏模拟研究基础上的油藏补充开发备选方案。采用最佳补充开发方案可提高原油最终采收率7．7％。     

埃及西沙漠地区老油田增加新可采油量

埃及西沙漠地区老油田增加新可采油量对埃及Badr-1（BED-1）油田Kharita油藏进行的一项最新模拟研究表明，对其原始原油地质储量估计偏低。预测的动态表明，在不采取更多措施的情况下Kharita油藏的最终总采油量将仅为原始原油地质储量的53．5％。所有将来侧钻和新钻井位都将基于有限剩余储量根据初步模拟预测的结果而终止。由于目前平均原油产量与大量累积采出原油体积之间不协调，结合预测压力动态和驱动机理，进行了一项油藏管理调整和动态复查研究，以便说明BED-1油田Kharlta油藏的动态差异性和不协调问题。本文重点是了解油藏动态，而不仅是获得历史拟合。     

复杂断块油藏开发中后期调整技术及效果

针对桥口油田复杂断块地质特征及开发进入中后期产量递减加速的状况，开展了以构造精细解释、储层分类评价及剩余油分布分析为主的油藏精细描述，搞清了剩余油分布规律及富集区。通过局部完善注采井网和注采结构调整，以部署调整井，油井堵水、压裂改造和注水并分注、增注等为主导措施，实现了复杂断块油藏开发中后期的高效开发，连续五年实现了含水不升，产油量稳中有增，为同类油藏开发中后期的综合调整提供了可借鉴的经验。