油藏精细描述在老区调整挖潜中的初步实践

冀东油区在老区调整挖潜工作中,进行适合油田实际的油藏精细描述工作。其基本要点是以地质为主导的多学科协同描述,修正(或重建)砂体格架模型,精细解释油层顶面微构造,测井约束反演与沉积微相结合描述砂体平面分布等。近两年在此基础上的滚动开发调整挖潜已打出一批日产油30t以上的高产高效井,新增经济可采储量50×10⁴t,新增原油年生产能力9×10⁴t,取得了明显的经济效益。     

胜利油田低渗透油藏压驱开发技术实践与认识

胜利油田低渗透油藏资源量丰富，已动用地质储量9.4×10⁸t，采出程度为13.3%，未动用储量2.1×10⁸t，提高采收率及效益动用面临注不进、驱不动、波及差等诸多难题。为了提高低渗透油藏开发效果，胜利油田攻关创新压驱技术。综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法，采用物理模拟和数值模拟相结合的技术手段，形成了压驱油藏适应性评价标准、室内实验技术体系、油藏工程方案优化设计方法等技术系列，配套了分层压驱、组合缝网体积压裂、调驱等工艺技术。矿场试验表明，压驱能够快速补充地层能量，大幅度提高油井产能及采收率，2020 年3 月以来，低渗透油藏累积实施450 个井组，累积注水量为1 384×10⁴m³，累积增油量为55.7×10⁴t，压驱开发技术正逐步成为低渗透油藏主导开发新技术。     

中国陆上油田提高采收率潜力评价及发展战略研究

中国陆上油田采用常规方法开发,约有三分之二的储量留在地下。由于迅速发展的国民经济对石油能源的需求不断增长,提高已开发油田的采收率在今后一段时间仍是一项不可忽视的发展方向。原中国石油天然气总公司于1987年和1996年开始对中国陆上13个和17个油田系统地进行了二次提高采收率潜力评价和发展战略研究。该项研究以第一次提高采收率潜力评价为基础,充分吸收了我国已实施的矿场试验项目的经验和教训,从技术和经济两个方面对我国提高采收率的发展远景以及近期内可实现的、技术和经济都可行的潜力进行了再认识。评价结果表明:由于我国主要油田非均质程度高,提高采收率的潜力很大。在现有技术条件下,从参加评价的101.36×10⁸t地质储量中可增加可采储量11.58×10⁸t,平均提高采收率11%以上。如果按目前全国陆上油田平均采收率33%计算,相当于新发现约35×10⁸t的地质储量。同时也指出,由于技术,特别是经济条件的限制,近期内可在油田开发中推广应用的技术主要是聚合物驱方法;复合驱需要进一步完善技术,降低成本,才可能在油田中大规模应用。本文在此评价的基础上,提出了我国陆上油田提高采收率近期的规划设想和发展战略。     

缝洞性碳酸盐岩油气藏开发对策——以塔河油田主体开发区奥陶系油气藏为例

塔河油田奥陶系油气藏是典型的古岩溶缝洞性碳酸盐岩油气藏,开发初期采取滚动勘探开发模式、分批次动用储量、“点、线、面”复合直井井网控制储量、以地震属性的提取与分析为主的储层预测与识别技术、深度酸压和侧钻水平井等技术取得了较好效果,使开发井建产成功率由不足60%提高到85%以上,探明石油地质储量突破5×10⁸t,油田年产量达到350×10⁴t。随着开发进程的深入,对缝洞储集体的识别精度不够,缝洞性油藏储量的可信度低,开发中后期缺乏提高采收率和单井产能的对策等方面影响了开发效果的进一步提高。为此,下步的开发工作中应采取以下措施:1)以动用储量或可采储量作为开发方案编制或调整的依据;2)用直井加水平井的复合井网增加对储量的控制;3)重新划分开发单元;4)采用单井控制储量规模确定合理开发井数;5)以合理生产压差确定单井配产。     

萨尔图油藏剩余油挖潜技术研究

针对红岗油田萨尔图油藏开发现状和地质特征 ,采用了动态分析法、小层精细对比法、构造控制法、沉积微相控制法 4种研究方法 ,从已动用井点、未动用井点、井间等三个方面研究了剩余油分布状况 ;通过综合应用调整注水结构、改善注水状况、实施措施增产技术、部署扩边井、部署加密井、改向注水 6项挖潜措施 ,有效挖掘了油藏潜力 ;从 1999年至 2 0 0 3年新增地质储量 345× 10 4t,水驱可采储量增加 5 6× 10 4t,经济有效率提高了 30 % ,保持了油田 4 0× 10 4t以上的稳产。     

双河油田小型隐蔽油藏识别技术

分析了双河油田小型隐蔽油藏形成的地质基础 ,指出小型隐蔽油藏与较大规模油藏的形成是同源同步的 ,它们是双河油田开发后期增储稳产的重要力量 ;在井网密度高、砂体控制程度高、动、静态资料丰富的基础上 ,提出了油田内部小型隐蔽油藏识别的 3种技术 :储层精细对比技术、小幅度构造圈闭评价技术、微圈闭评价技术 ,利用这些技术在双河油田识别隐蔽油藏的成功率在 95 %以上 ,增储2 33× 10 4t,累计生产原油 12 7× 10 4t,取得了明显效果     

乐安油田稠油热采配套工艺技术综述

乐安油田为复杂疏松砂砾岩薄层特稠油油藏 ,已累积产油 980× 10 4 t,采出程度 18%以上 ,油藏开采过程中形成了一套独具特色的特稠油油藏开发后期系列工艺技术。本文主要阐述了各类配套工艺技术的应用情况 ,并对经济效益进行了简单评价。现场开发实践表明 ,应用综合配套工艺技术是实现乐安油田稠油高效稳产开发行之有效的方法。     

河南油田二类储量聚合物驱潜力与应用

河南油田自1996年9月在九个区块开展了一类储量(<70℃油藏)聚合物驱,目前一类储量聚合物驱已进入尾声;为了缓解油田产量递减,开展了高温聚合物驱二类储量(70~80℃油藏)潜力评价,共有七个二类储量单元可进行工业化推广应用,地质储量3215.3×104t,聚驱控制储量1901.1×104t;其中双河油田江河区V上层系已于2004年5月进行现场实施,截止到2005底,日产油由107t上升到157t,含水由95.24%下降到92.77%,累积增油1.4555×104t,仍处于产量上升期;根据数值模拟预测,二类储量单元聚驱后可提高采收率6.72%,增加可采储量127.75×104t。     

渤海湾盆地饶阳凹陷烃源岩再认识与资源潜力分析

饶阳凹陷是渤海湾盆地富油凹陷之一,其中发育的富氢页岩是优质烃源岩,但此前一直被忽视,借鉴南堡油田勘探发现的启示,重新对富氢页岩进行了有机地球化学分析。结果表明,该套烃源岩是任丘潜山大油田的主要贡献者：有机碳含量大于3%,热解生烃潜量平均为24.89mg/g;以无定形体占绝对优势的Ⅱ₁型母质为主;主力烃源层下第三系沙三段处于生油高峰阶段。资源复算其生油量为28.61×10₈t,占凹陷总生油量的27%,从而使饶阳凹陷剩余石油地质资源量增加到7.59×10⁸t。就目前资源探明情况,还存在较大的勘探空间和新的勘探领域,勘探前景乐观。     

二连低渗透砂岩油藏开发中的几点认识

二连油区的低渗透砂岩油藏已投入开发十几年,其年产量曾一度稳定在70×10⁴t 左右,其开发过程具有自身的特点,尤其是以“两南”油田为代表的多数区块,为了改善开发效果,实施过完善注采系统、细分开发层系、井网加密、强注强采、调水增油等措施,开展过储层伤害、裂缝分布、周期注水等方面的研究,目前已进人深度开发阶段。开发过程中取得了一些成功的经验,也暴露了一些开发问题。本文从油藏工程的角度,总结分析了该类油藏在注水政策、压裂与重复压裂、油层伤害、地层裂缝、井网部署与调整、稳产接替方式、低速低效区块的二次开发、经济效益以及新技术应用等方面的实践经验,讨论了开发中存在的一些问题,提出了一些新的认识,并指出了今后的工作方向,目的是更清楚地认识和解决油藏开 发中的某些问题,以期为该类油藏的合理开发提供参考。     

苏北盆地草舍油田CO_2混相驱替试验与效果分析

苏北盆地草舍油田泰州组油藏为复杂小断块油藏,水驱采收率仅32%。该文通过将CO2混相驱油室内试验和数值模拟结果与矿场试验相结合,进行了开采效果的理论和实际分析与对比。室内试验和数值模拟结果研究表明,采用CO2混相驱可以使该油藏采收率达到47%,比水驱油的方式提高15%。2005年7月至2009年12月,草舍油田泰州组油藏已累计注入CO2气5 842×104m3,增产原油3×104t,提高采收率2%,取得了显著的增产效果。因此,CO2混相驱油是有效的三次采油方法,对复杂断块油藏开展三次采油具有重要借鉴价值。     

塔河油田缝洞型油藏单井注氮气采油机理及实践

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储集层类型特殊、开发难度大,前期通过实施单井及单元注水,在一定程度上取得了良好的增油效果;随着注水量增加,开发效果逐渐变差,大量剩余油富集在缝洞单元高部位,注水无法波及。针对此类剩余油,开展了注氮气吞吐驱油实验研究,结合数值模拟技术,论证了注氮气能有效动用这部分剩余油。注入地层中的氮气与原油混合并发生重力分异,将高部位剩余油向下置换并采出,注入氮气在原油中溶解也能起到一定的降低原油黏度、补充地层能量的作用。该项技术2012年开始在塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开展现场试验,已投产试验井123口,累计产油16.13×104 t,增油效果显著,验证了缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐置换剩余油是一项可行的提高采收率技术。     

潜山油藏注气重力驱高精度数值模拟

雁翎油田雾迷山组潜山油藏为碳酸盐岩底水块状油藏,早期曾开展过井组注氮气现场试验,形成了44 m的油柱,目前油藏已进入可采储量采出程度高和含水率高的双高开发后期,亟需转变开发方式。以室内实验、早期现场井组试注经验、测井解释成果等为基础,通过优化地质模型,搭建数值模拟高性能云计算平台,优化双重介质潜山油藏数值模型,在网格精度为60 m×60 m×3 m,总网格数为97×10 ⁴的模型基础上,开展了注气重力驱高精度数值模拟,编制了雁翎油田潜山油藏注气重力驱方案。方案预测提高采收率11.8%,最终采收率可达43.4%,效果显著,可为同类型油藏的开发方案设计提供借鉴。     

盐定地区侏罗系油藏成藏机理研究及勘探潜力分析

盐定地区有着丰富的油气资源,早期曾在侏罗系探明石油地质储量约5000×10~4t,先后发现马家滩、李庄子、大水坑、红井子、摆宴井、马坊、油房庄等小油田。所发现油藏成藏条件复杂,含油层系多,在侏罗系延安组、直罗组及三叠系延长组各小层均有发现,这些油田经过30多年的开发,可采储量采出程度较高,达到80.0%以上,已经进入中、高含水的开发后期,稳产的物质基础十分薄弱,稳产形势严峻。同时该区的三叠系油藏是长庆油田近期发现的增储的亮点,结合近年新钻的三叠系探井,对已开发的侏罗系老油田进行油层复查,进行成藏机理研究和勘探潜力分析,挖掘油藏产能。     

陕北丰富川油田低渗透油藏整体开发配套技术

丰富川油田长2油层属低渗透砂岩油藏,平均渗透率为8.4×10-3μm2,孔隙度13.5%。储层为三角洲平原分流河道砂体,岩性主要为细粒长石砂岩,胶结致密。油层平均厚度12 m,埋深400600 m。油水分布具有明显的分带性,自下而上可分为纯水带、油水过渡带和纯油带。针对该油田油藏地质特征,实施了整体开发配套技术,从2000年发现到2003年,建成年产原油30×104t,实现了该油田快速高效开发。     

文中老油田剩余油分布的定量预测

文中油田开发已经有20多年的历史,含水、采出程度都较高,稳产形势十分严峻,以往定性的剩余油研究已不能满足油田开发的需要,在油田井网密度较大的情况下,加上多年积累的生产资料,为建立定量的地质模型及应用数值模拟定量预测剩余油提供必要的物质基础. 以油藏精细描述和定量地质模型为基础,结合油藏生产动态、新钻调整井水淹层解释及油井产液剖面、注水井吸水剖面、压力监测等动态监测资料分析为依据,对文留油田文中地区的生产动态进行综合分析和评价.利用动态分析法定性-半定量地研究剩余油的分布状况,采用油藏数值模拟法全面应用油藏各项静态和生产动态资料,经历史拟合后,模拟得到油藏地下剩余油较精确的定量分布并对将来生产动态给以预测,指导油田的方案部署和剩余油挖潜.     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术的认识与思考

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏是油田开发面临的新的油藏类型,存在产量递减快、采收率低和储量动用率低等问题。剖析了中国石化塔河油田和顺北油气田缝洞型碳酸盐岩油藏地质特征及开发面临的挑战,系统总结了中国石化在缝洞型油藏描述、开发建产和提高采收率等方面的技术进展,针对塔河油田和顺北油气田的不同开发阶段,提出了下一步技术攻关建议。缝洞型碳酸盐岩油藏经过多期构造运动、岩溶作用和油气充注,储集体非均质性极强,油、气、水分布复杂,给油藏描述、地质建模、储量评价、效益建产、注水-注气、钻井工程、酸压改造、井筒举升等带来一系列挑战。经过20年的开发实践,中国石化西北油田形成了基于地球物理的体积雕刻、断裂精细解析和岩溶系统表征技术,以及基于岩溶相控的地质建模、靶向酸压和注水-注气提高采收率等技术。为实现顺北油气田高效开发,需进一步开展基于断裂解析的成藏特征研究以及基于地球物理雕刻的储集体相控地质建模、流体相态特征及高压物性、油藏组分数值模拟、油藏地质力学与数值模拟耦合、油气藏与举升一体化模拟、井位优选和钻井轨迹优化等工作。为实现塔河油田大幅提高采收率目标,需进一步开展缝洞结构描述、岩溶成因系统研究、储量动用评价、注水-注气机理及规律研究、缝洞井节点网络模拟和动态监测系统研究等工作。     

陈家庄油田南区薄层特稠油油藏高效开发关键技术及其应用

陈家庄油田南区为薄层特稠油油藏,具有储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低的特点,常规开发单井产量低。针对以上问题,在精细地质研究的基础上,开展了水平井开发及蒸汽驱技术政策界限研究,数值模拟优化结果表明:水平井布井极限厚度在3 m以上,吞吐阶段注汽强度为15 t/m,初期尽量提高采液量;当地层压力降至5 MPa以下开始转驱,蒸汽驱阶段采用水平井与水平井组合方式,水平井合理井距为150 m左右,合理生产井段长度为200～250 m,合理的转驱时机是吞吐4个周期左右,注汽速度为6～8 t/h,连续蒸汽驱的开发方式为最优方案。通过以上关键技术研究成果的应用,实现了研究区薄层特稠油油藏的有效动用,预计采收率可达到17%。     

涠洲12-1油田注气重力辅助稳定驱替机理研究

涠12-1油田涠四段油藏注采井网不完善,并且在钻完井过程中由于储层受到严重污染,注水较晚,最终导致涠四段油藏地层压力下降,开发效果不好。为改善该油藏开发效果,试图进行注气开发,为确定油藏注气开发的效果,结合油藏的地质油藏特点,综合运用带倾角的长岩心注气重力稳定驱、带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型,并采用注气驱机理数值模拟的方法对注气驱替机理进行了研究。模拟结果表明,涠洲12-1油田中块涠四段注气非混相驱油的主要机理为重力分异辅助作用,储层非均质性、油气毛管压力和注入气黏度变化对注气驱油的采收率影响较小。采油速度不超过5%,注气近混相驱可以形成比较稳定的下倾气驱油界面,且比注水开发将提高采收率10个百分点以上。     

苏4潜山凝析气藏开发数值模拟

华北苏4潜山凝析气藏于1989年投产，截至2005年7月，该气藏累积产气11×10⁸m³，累计产凝析油25×10⁴t，天然气和凝析油的采出程度分别为22%和20.8%。为了高效开发该气藏，以获取较高的采收率和经济效益，对该气藏进行了开发数值模拟研究。通过采用组分模型并结合地质分析和油藏工程测试结果，对气藏的产气量、产油量、含水率和井口压力等进行了历史拟合。在此基础上，设计了采气速度分别为1.5％、1.8％、2.0％和2.5％等4套开发方案，并对其开发指标进行了预测计算。通过分析对比，采气速度控制在1.8%~2.0%之间的各项开发指标为最佳，可以获得较好的经济效益，为合理开发苏4潜山凝析气藏提供了依据。