渤海海域新近系河流相油田开发初期潜力砂体研究

渤海海域新近系河流相油田投产后储量变化研究表明,在油田开发初期,开发井钻遇新的含油砂体是储量增长的主要原因,占油田总储量的30%,为合理把握油田储量规模、科学部署开发设施及确保开发效果,在油田开发初期阶段研究探井未钻遇的潜力砂体意义重大。依据渤海新近系成藏理论和十多个已开发河流相油田钻井证实含油砂体的成功因素,论证潜力砂体含油可能性高的3种类型,依据相控储层描述技术开展潜力砂体的定量描述。该技术成功应用于BZ油田滚动扩边块3井区,钻前预测的潜力含油砂体储量近8×106m3。在近几年油田开发初期阶段预测和论证的潜力砂体中,开发井钻后67%的潜力砂体储量得到落实,达到了合理部署河流相油田开发设施的目的,提高了开发效果。     

洪湖油田细分层开发调整研究

洪湖油田属于复杂断块油藏,具有构造破碎、含油面积小等特点。自2007年二次开发,油田水驱控制、动用程度明显提高。但由于层间矛盾突出,导致层间干扰严重、储量动用不均。基于对洪湖油田开发状况认识,改变目前油田开发策略,以早期的逐层上返的开发方式转变为细分层系开发方式,以油砂体为单位,分区治理,形成单独层系的有效注采井网。     

大庆喇萨杏油田三类油层开发方式探讨

大庆油田目前已进入特高含水期的开发阶段,但检查井及动态监测等资料结果表明三类油层还有相当一部分储量动用差或不动用.由于这部分剩余油在空间上分布比较复杂,且目前薄差层的水淹层解释精度远远不够,使三类油层三次加密选井选层难度加大,加密井初期含水高,经济效益不理想,因此提出三类油层开发不能单纯靠水驱加密调整,有必要采取加密与三次采油技术相结合的开发方式,高效开发三类油层.同时针对目前复杂的层系井网现状,确定该方式下三类油层层系组合、井距和井网部署方式.     

王场油田北区细分层系开发调整探讨

王场油田北区为低渗透岩性-构造油藏,具有埋深大、油层厚度变化大、物性差、变化快等特点,属低效开发单元。基于对王场油田北区开发状况的认识,按细分层系,从砂体剩余油分布及控制因素两个方面进行了综合分析,总结出王场油田北区剩余油分布的主要规律,并提出以提高井网适应性和水驱储量控制程度为中心,以油砂体为单位,分区划片,分年度实施治理的建议。     

乌石1-4稠油油田开发技术政策研究

乌石1-4稠油油田具有黏度较高、油层薄、油气水关系复杂等特征。结合该油藏地质特征,分析乌石1-4油田的合理开发方式。利用产能测试资料,分析油田热采采收率的主要影响因素,预测蒸汽驱采收率,并提出油田合理开发技术政策。     

水平井开发技术在敖南油田的应用

大庆敖南地区葡萄花油层渗透率低、油层层数多、储层厚度薄、隔层厚度小.针对敖南油田的油藏地质特点,阐述敖南油田水平井施工的一些难点和相应的技术措施,讨论水平井的优化设计和水平井配套工艺技术,并结合实例对水平井开发技术在敖南油田的应用情况进行了分析.开发效果表明水平井开发技术适用于敖南油田.     

苏北复杂断块油田CO2吞吐提高采收率

苏北复杂断块油田具有"小、碎、深、薄、低"的特点,油田开发的突出问题是油田开发程度低,含水率高,油藏压力下降快,尚有2/3的低渗、稠油油藏的地质储量未能开发动用.由于含油面积小,储量丰度低,大油田普遍适用的提高采收率方法技术,并不完全适用于复杂小断块油田.针对这一特点,利用苏北地区丰富的CO2资源优势,开展了CO2单井吞吐提高采收率机理及开发应用研究,通过注CO2吞吐提高采收率机理物理模拟、数值模拟和应用技术分析,形成了适合苏北复杂断块油田低渗、高含水和稠油三种类型油藏的CO2单并吞吐提高采收率技术,经矿场试验取得了较好的效果.     

严河油田注水见效特征分析及认识

严河油田经过多年开发油井大多水淹,在储量接替难度加大的情况下,提高水驱开发效果达到控递减的目的显得尤为重要。结合生产动态历史,总结该油田油砂体的平面展布和储层物性及纵向上的变化规律,通过地层精细对比,评价了油藏水驱开发的主控因素,分层系制定了开发调整方案,提出了针对性的治理对策及具体的工作量,对严河油田的下步开发具有一定的借鉴作用。     

岔河集油田水下分流河道砂体特征及对开发的影响

通过对岔河集水下分流河道砂体的特征以及对开发的影响进行详细的分析和研究,根据钻遇砂体统计,岔河集油田水下分流河道砂体表现为纵向厚度小,河道宽度窄的特点,单砂体厚度集中分布在1~5 m之间,河道宽度普遍小于100 m。加密钻井能新增钻遇砂体和油砂体,砂体和油砂体的连通率也有所增加;但即使井距加密到100 m左右后,井网对砂体的控制程度仍然较低。大部分油砂体难以形成注采关系,表现为有采无注或有注无采;有注采关系的油砂体也以两点法和三点法注采系统为主,难以形成完善的注采井网系统。油井和水井的多向见效关系主要是由于合层开发造成的假象。由砂体特征影响而形成的剩余油类型主要为:现有井网没有控制的透镜状油砂体,有采无注弹性开发形成的剩余油,和水驱单向受效形成的剩余油等。     

薄差油层水淹解释研究

随着油田开发的不断深入，中国东部大多数油田已到了高含水开发期。高含水期，对厚油层挖潜实施三次采油技术要求细分层精细解释，二次加密调整的对象转向薄、差层。实质上，油田面临的是薄差油层水淹解释的问题。从理论上说，地层岩性、物性、含油性的变化，可以根据油层的电性特征识别和解释，但由于薄层的单层厚度小，泥质含量高，砂泥互层多等特征，使得测井曲线难以反映小层的特征。通过响应函数对测井曲线进行预处理来提高测井的纵向分辨率，从而达到提高薄差层水淹解释精度的目的。     

八面河油田面120区低渗透稠油油藏开发对策

八面河油田面120区属于中-低渗透非均质稠油油藏,由于油稠、地层出砂、地层压力低、产能低等问题,开发效果不理想,一直未投入全面开发。为了提高面120区原油储量动用程度,提高开发效益,从2001年起对该区开展了低渗透非均质稠油油藏改善开发效果技术研究。通过数值模拟优化、热力开采设计及相应的采油工艺配套设计,确定了合理开发对策,取得了较好开发效果。     

风险分析技术在井楼油区开发决策中的应用

针对泌阳凹陷井楼油田一区村庄、河流下浅薄层稠油资源开发风险大的实际情况,应用风险分析技术,通过风险分析、科学决策等现代化管理方法与工艺技术的整合,深化了石油地质和油藏工程研究,优化了开发方案设计,制定出了科学合理、行之有效的降低风险技术对策,使井楼背斜高风险难开发储量实现了安全、高效开发,拓展了风险分析技术的应用领域,为在油田生产经营决策活动特别是油藏经营管理活动中规避或降低风险开辟了新的途径。     

低渗透油藏储层特征描述及三维地质建模研究

近年来，我国石油新增储量中低渗透油藏储量占比达70%，其中鄂尔多斯盆地占一半以上，开发潜力可观。因此，低渗透油藏的高效开发是当务之急。为了在开发前充分了解低渗透层位的储层特征，以岩心观察、岩石薄片为基础，对鄂尔多斯盆地吴起低渗透油田延长组长4+522储层的岩石学特征、储层沉积微相及砂体展布、储层物性特征、非均质性等进行了详细研究。在此基础上，利用测井数据建立了研究区的储层三维地质模型。结果表明，吴起油田长4+522油层组岩石类型主要为细粒长石砂岩，主要发育水下分流河道沉积微相，砂体厚度较大，分布面积较广且连续性较好，属低孔特低渗的非均质性储层；在综合地质研究基础上建立的长4+522层的构造模型、相模型、孔隙度、渗透率模型准确可靠，前期的研究结果在建模过程中起到了很好的约束作用，所建立的储层三维静态模型为油藏数值模拟及下一步开发部署提供了良好的基础，研究思路也可以为后续低渗透油藏开发的前期研究提供借鉴。     

卫城81断块沙四段第二砂层组"权重"储层评价

采用"权重"评价法对东濮凹陷卫城81断块沙四段第二砂层组进行了储层评价.首先选择参与储层综合评价的参数-有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度及泥质含量等,然后按极大值标准化法,计算单项参数的评价分数,接下来,在确定各类参数的权系数的基础上,计算各小层综合权衡评价分数,最后,确定储层的类别.评价结果:Ⅰ类油层组有沙四段第二砂层组第五小层,Ⅱ类油层组有沙四段第二砂层组第一、二、三和四小层.同时,采用容积法对卫城81断块沙四段第二砂层组进行了储量计算,为下一步开发方案的调整奠定了基础.     

S变换方法在薄储层描述中的应用

针对薄储层边界识别精准度不高,储层含油性预测吻合度较低的现状,引入了S变换方法.S变换可将短时窗傅里叶变换和小波变换的优势组合,对地震信号采取频率自适应采样的方法,得到的单频信息更加准确,能够更有效地解决薄储层描述中存在的问题.利用S变换分频及吸收衰减属性对草桥油田沙三段主力含油薄储层砂体进行描述.结果表明,该方法能够较准确地确定主力砂体的超覆边界,对含油性给出了高效预测,结合实钻井开展地质综合评价,取得了良好的滚动勘探开发效果.     

东庄油田低渗透复杂断块油藏开发动用研究

东庄油田为低渗透复杂断块油藏,共发育9个小断块,含油面积小,石油地质储量为259万t。储层物性差,埋藏深,原油性质具有"两高一低"的特点。因储量品位低,开发难度大,发现30多年开发未动用。本文针对油田的地质特点,对其经济有效开发的可行性进行了研究,对注水开发的适应性、井网井距、合理压力水平以及单井产能进行了分析研究,并提出可实施的油田开发思路。     

辽河冷家油田S_（1＋2）段储层非均质性灰色理论评价

选择了渗透率非均质参数和砂岩体非均质参数，采用灰色理论的评价分析方法，对辽河冷家油田Ｓ１＋２段储层进行了多因素综合评价，克服了评价过程中人为因素的影响。辽河冷家油田Ｓ１＋２段储层为缓坡型扇三角洲沉积，Ｓ１＋２段地层内部可以进一步划分为１０个小层，通过对冷家油田２４口井Ｓ１＋２段的１０个小层的单井储层非均质性灰色理论多因素评价，建立了辽河冷家油田１０个小层的储层非均质性平面分布模型，为冷家油田开发方案的编制提供了定量地质模型。     

渤海Y油田开发模式总结与开发效果评价

为了得到针对海上河流相油田的高效、高速开发模式,首先基于渤海Y 油田的地质及开发特点,从4个方面论述了该油田的开发模式,分别为精细注水保持地层压力、基于单砂体划分和组合开发层系、依托单砂体井网优化技术调整井网以及提液与控水相结合的综合调整。利用相关油藏工程方法,计算并评价了在渤海Y 油田的开发模式下进行生产的各个指标的开发效果,根据单指标计算结果,进行开发效果综合评价。结果表明,渤海Y 油田的开发模式适用于大多数海上河流相油田,应用该开发模式能够有效地缩短海上油田的开发年限以及提高油田最终采收率。