推动科技成果向生产力转化 提高开发技术水平与经济效益

一、油气田开发基本形势 1.油气田开采现状 油田 中油集团公司投入开发的油田有225个,共有采油井69951口,平均单井日产5.0吨,采油速度1.03％,采出程度23.18％,采出可采储量的66.96％,剩余可采储量采油速度8.22％,综合含水79.7％。     

法国巴伦梯裂缝白云岩油田的开发实验

巴伦梯油田是法国第一大油田,面积25平方公里,地质储量6880万吨。油田于1954年投产。巴伦梯油田是非均质程度比较严重的裂缝性白云岩油田,水驱比较活跃,但各层的水驱活跃程度也很不均衡。油田于1957年开始注水。巴伦梯油田早期注水遇到了选择注水方式、调整各层间水面均匀推进等一系列问题。油田投产20年后,截止1974年共采出原油2190万吨,占地质储量的31.8%,已接近开采初期预计的可采储量2322万吨的数值,油田平均年采油速度1.51%(按地质储量计)。     

世界石油工业发展趋势研究

1．石油工业发展前景仍十分广阔 根据国际能源机构统计，全世界石油可采资源总量约为4100亿吨，扣除历年采出石油量，2004年剩余石油可采储量为1734亿吨，按全世界当年年产石油35．5亿吨计算，储采比为48．8：1。现已探明的石油可采储量，可以满足未来30年内全球对石油资源不断增长的需求。在保证足够的投资和工作量的前提下，估计到2030年左右，全世界的石油产量可能达到高峰年，产量约50多亿吨。     

碳酸盐岩油藏开发实例(三)——薛庄油田

薛庄油田位于冀中坳陷饶阳凹陷东部潜山带,是一个中元古界蓟县系雾迷山组白云岩油藏。1977年9月马71井首次喷油发现油田,10月投入开发,到1978年又相继投入2口生产井,加上马71井放大生产压差提高采油量,至6月份油藏日产量达到了最高蜂,日产2000吨,折算年采油速度为26％。主力生产井马71井采用25毫米油嘴日产1856—1900吨,生产压差0.4兆帕,在无水生产的4个月中产量、压力稳定,到1978年9月马71井见水,产量由1850吨控制到800吨,整个油藏的采油速度由26％控制为15％左右,从此油藏进入含水采油阶段,日产油     

世界油气之最(续)

最早从并下获得工业油流的国家世界各主要产油国中,加拿大早在1857年就从井下获得工业油流。最早从海底采出石油的国家苏联最早于1824年从里海海底采出石油。累计采油最多的油田沙特阿拉伯的加瓦尔油田,发现于1948年,为一近南北向的狭长背斜构造,实际上由六个小构造组成。产层是上侏罗系阿拉伯组石灰岩,油田面积5000平方公里。石油可采储量为82.6亿吨,是世界上第二大油田。于1950年投产,至1977年底累计采油22.545亿吨。     

克拉玛依油田稠油开采试验加速进行对乌尔禾地区作出了初步评价

新疆克拉玛依油田六东2区及乌尔禾地区蒸汽吞吐开采技术,是我国稠油油田开采技术项目之一.新疆石油管理局成立了稠油层热采领导小组,并且组建了六东2区热采试验队和作业队,正在筹建乌尔禾单井吞吐热采试验队和作业队,现已从油田各方面抽调了干部、技术人员和工人共65人.六东2区热采试验区,面积为0.72平方公里,注采井、观察井等39口全部完成,预计3月15日前结束射孔工作.按照计划实施,全年将完成吞吐任务20井次,年产油量1.2万吨,单井日产由1.5吨提高到3.6吨,采油速度达到1.07%.     

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卧龙河气田石炭系气藏已进入开采后期 ,由于气藏埋藏较深 ,随着气藏的开采 ,地层能量下降 ,致使气藏产出流体从地层举升到地面困难 ,从而造成井底积液 ,给气井生产造成一定困难。为了使气井能正常生产和提高气田最终采收率 ,该气藏从 90年代初开始采用泡排措施 ,达到了增产、增效的目的。截止 1 998年底已开展泡排生产井 1 5口 ,累计增产天然气 6572 .4× 1 0 4 ｍ3,加注泡排剂 7754ｋｇ ,净增产值362 5.88万元。气井积液的原因分析该气藏 1 998年底生产气井 33口 ,其中产地层水井 1口 ,井下积液致使生产不正常井 2 5口 ,占生产井的 75.8% ,…     

稠油油田由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采的技术策略

稠油油田采用蒸汽吞吐技术,已打开了我国稠油开发的新局面。从1982年第一口深井蒸汽吞吐采油试验成功,稠油产量已由1986年的150万t上升到1990年的830万t。目前在辽河、新疆、胜利及河南等油区的十几个稠油油田采用这项技术均取得重大成果。但作为稠油油田的整体开发过程,蒸汽吞吐仅仅是第一个开采阶段,在大面积油井蒸汽吞吐开采后期,必须适时地转为按注采井网,在注汽井连续注入高干度蒸汽,由生产井采油的蒸汽驱开采。只有通过蒸汽驱开采才能将稠油采收率提高到40%以上。本文提出的15项技术策略是热采方式转变好的重要保证。     

稠油油田由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采的技术策略

稠油油田采用蒸汽吞吐技术,已打开了我国稠油开发的新局面。从1982年第一口深井蒸汽吞吐采油试验成功,稠油产量已由1986年的150万t上升到1990年的830万t。目前在辽河、新疆、胜利及河南等油区的十几个稠油油田采用这项技术均取得重大成果。但作为稠油油田的整体开发过程,蒸汽吞吐仅仅是第一个开采阶段,在大面积油井蒸汽吞吐开采后期,必须适时地转为按注采井网,在注汽井连续注入高干度蒸汽,由生产井采油的蒸汽驱开采。只有通过蒸汽驱开采才能将稠油采收率提高到40%以上。本文提出的15项技术策略是热采方式转变好的重要保证。     

氮气泡沫在海上高含水油田选择性堵水中的应用

国外海上合作油田在合同期内都以最快的采油速度生产,以追求效益最大化为目的,破坏性开采在所难免,印尼W 油田就是如此。该油田为砂岩边底水层状油藏,边底水能量充足,依靠天然能量开发,投产2 年后综合含水率高达70%。全油田共有采油井190 口,因水淹关井33 口,生产井的含水在97%~99% 之间,平台空间小,限制了一些成熟控水技术的应用。针对这些问题,经过多套技术优化研究,探索了一套适合特高含水开发油藏的氮气泡沫选择性控水技术。现场实施32 口井,成功率78.1%,累计增油116 513 m3,其中具有正韵律特征的油藏井作业成功率高达88%。     

阿尔伯塔省劳埃德明斯特市David油田碱-聚合物驱

在加拿大阿尔伯塔省劳埃德明斯特市的外围David油田(现称为黑河)中部实施了碱-聚合物驱.在实施碱-聚合物驱区块的北、西、南三面同时实施了水驱.1969-1978年实施碱-聚合物驱的区块一次采油采出了5.7%OOIP(原始石油地质储量).后在1978-1987年实施水驱,又采出了25.5%OOIP.2001年9月北部、西部和南部区域一次采收率加上水驱采收率达到了51.9%,平均含油率2%.1987年6月在David油田中部实施碱-聚合物共同注入,项目区域内采用不规则井网,共有7口注入井和18口生产井,井距21acre,并在逐渐减小的聚合物段塞后注水.实施碱-聚合物驱区域的含油率为1.5%,共增采了21.1%OOIP.一次开采、水驱加上碱-聚合物驱开采,采收率达到73.0%OOIP.在一个实验室设计程序基础上选择注入化学药剂.根据岩心驱替数据、毛管理论和Taber数计算,注入溶剂中取消了表面活性剂.因为钻14口新井是在注碱-聚合物驱前,并且项目开始时含油率只有40%.用常规方法很难解释碱-聚合物驱的性能.本文介绍了一种David油田碱-聚合物驱解释分析方法.     

加拿大西部最大的高含硫天然气开发工程

位于加拿大西部最大的开采高含硫天然气及其副产品和壳牌加拿大公司耗资9.5亿加元的加罗林开发工程的天然气处理厂第一套装置已于1992年底前投产,第二套装置于1993年一季度投运。加罗林工程位于卡尔加里西北120km。该公司于1986年钻成加罗林发现井,而后又成功地打完15口3540～3780m的探边井,长期计划要打20～30口生产井。产气层是中泥盆纪比弗希尔湖组的斯旺希尔层。可采储量560亿m～3天然气,天然气含硫35.3％。天然气处理厂设计处理能力为840万m～3/d,可     

让富油气区再富得流油

<正>目前,全球石油产量的70%来自投产10年以上的老油田,而我国原油生产的主力则是开发30年以上的老油田。2013年中国原油产量2.1亿吨,其中陆上原油产量约1.5亿吨,而中国陆地超过半数以上的油田都为老油田,其产量超过全国油气产量的70%。此外,从动用储量和年产油量来看,老油田是油田开发的主体,进入"双高"开采阶段的老油田产量和剩余可采储量分别占全国     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

调整挖潜 实现稳产——关于玉门老君庙油田提高采收率工作的调查报告

有着65年开发历史的玉门老君庙油田,采收率不断提高,主力L油藏的采出程度达到43.3%,采出可采储量的93.4%,这在全国乃至世界开发界都堪称高水平。     

累积生产能力特征曲线在钻加密井增加可采储量可行性研究中的应用

如何确定经济合理的加密井数是油藏工作者所关心的首要问题之一。本文从研究可采储量剩余程度随生产井数、生产时间变化规律入手,推导出累积产油量与生产时间、生产井数的关系式;从而提出解决可采储量的计算,经济合理的生产井数及可再加密的合理井数问题的一种新方法。本方法计算简便,资料来源容易,不需人为处理,其计算结果能比较客观反映油田实际情况。     

向老区块要新储量

尽管石油探明程度已达59.1%，但辽河油田的三大探区辽河坳陷陆上，辽河滩海和辽河外围盆地仍有很大的勘探潜力。 辽河油田的油气钻探始于1964年,上世纪70年代以来进行了大规模勘探,已建成年产1500多万吨原油的生产能力,为中国石油第二大油田。截至2002年底,辽河油田已完成各类探井2743口,已探明石油地质储量21.96亿吨,石油可采储量4.9l亿吨;探明天然气地质储量1875.52亿立方米,天然气可采储量950.65亿立方米,石油探明程度为59.1％。     

特高含水期强化采液提高采收率可行性分析

历经40多年注水开发,胜利油区已整体处于特高含水开发阶段。为论证特高含水期强化采液改善油田开发效果的可行性,结合室内实验和微观网络模拟,论述了特高含水期强化采液提高采收率的内在机理。研究结果表明,驱替压力梯度越大,造成孔隙和喉道未驱替的几率越小,活塞式驱替发生的几率越大,因此,提高驱替压力梯度能够有效提高驱油效率,当驱替压力梯度由0.125MPa/m提高到1.14MPa/m时,驱油效率提高16%。同时,从矿场统计分析的角度论证了强化采液的有效性,胜坨油田144口高含水期强化采液井平均单井增加可采储量6226t,截至2009年底单井增油量为4592t。所以,强化采液仍是特高含水期增加产油量和可采储量的有效调整措施。     

勘探开发

内蒙古发现石油储量1亿吨的新油田 内蒙古自治区四子王旗境内卫井地区日前发现新油田，这是内蒙古境内近年来发现的又一新油田，规模相当于华北油田重要组成部分二连油气田的规模，开发潜力巨大。今后三年内，油田将实行边勘探边生产的流动开发模式，力争2010年底前完成投资2亿元，钻成油井100口，实现日产原油500吨，形成年产原油能力15万吨的规模。