特低渗透扶杨油层可动用储量评价研究

榆树林油田扶扬油层储层类型为低孔特低渗透储层,储量的动用程度很低,同一区块Ⅰ类探明储量较Ⅲ类探明储量不仅大幅度减少,而且低效井比例增高。对榆树林扶杨油层的探明储量进行了复算,进一步落实了不同渗透率级别储层储量所占的比例以及分布状况;根据渗流机理研究了特低渗透扶杨油层可动用储层渗透率极限,分析了无法动用储量所占的比例。结合该油田自身开发的特点,选择合适的评价方法,对未开发区按储量的可动用状况进行了分类评价,并优选了有动用潜力的区块。     

石油天然气加工工业

TE355 200809046大庆外围特低渗透油田开发试验[刊]/樊文钢,单鑫…(大庆油田有限责任公司采油工程研究院)//中外能源.-2007,12(6).-43～46 大庆外围油田已开发20多年,扶杨油层还有3.7×10~8t 的难采储量未动用。为了经济有效开发这部分难采储量,在州201区块开展了特低渗透扶杨油层有效开发工业化矿场试验,采用大井距、小排距矩形井网大型压裂注水开发,通过人工压裂裂缝与井网优化配置,建立有效驱动体系,形     

大庆长垣及以西地区泉三、四段扶杨油层储层特征

大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层油气资源潜力较大,是大庆油田近年来后备储量的主要来源.但是,单井石油产能低,储量丰度低,直接影响了探明储量的升级及开发.为此,迫切需要开展直接影响产能的储层特征研究,以寻找高丰度储量区块.该文就是针对大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层,在层序地层和沉积相研究的基础上,系统地研究了储层特征.研究区储层主要为三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体;河道砂体单层厚度小,岩石颗粒细;砂岩总体上为低渗透储层;砂体的埋深和沉积类型是储层物性的主控因素,溶蚀孔隙可以改善砂岩物性;齐家-古龙凹陷周边为较有利、有利储层发育区,是下一步勘探及发现高丰度储量的重点目标区.     

大庆西部斜坡区稠油油藏热采开发界限研究

按照我国现行的蒸汽吞吐筛选原则,大庆西部斜坡区稠油油藏90%以上不能进行整体热采开发。文中运用技术界限与经济界限的研究方法,通过数值模拟和统计学手段,确定影响热采开发效果的主控因素;推导了水平井、直井蒸汽吞吐开发的多元界限公式;计算得出在不同油价下的开发界限值。通过界限研究,对西部斜坡区稠油油藏有利区块进行了潜力评价,A37区块进行了注蒸汽热采开发,采出程度11.74%,累积油汽比0.358 m3/m3,获得较好的经济效益。研究成果对于提交该油藏探明储量和推进动用进程具有指导意义。     

大庆外围低渗透油藏注水开发调整技术研究

依据大庆外围已开发扶杨油层油藏的地质特征和注水开发动态特点,研究了低渗透储层有效驱动体系、裂缝基质系统渗流特征、裂缝储层水驱油特点、裂缝储层渗吸法采油机理。应用矿场资料求取启动压力梯度,建立了有效驱动模型。在此基础上,以提高扶杨裂缝性油层有效动用为核心,进行了线状注水方式和井网加密调整的研究。将这些技术用于大庆外围扶杨油层的注水开发调整,提高和改善了外围油田的开发效果。     

长垣外围特低渗透油藏扶杨油层分类界限

国内油藏分类标准将渗透率介于1×10-3μm2和10×10-3μm2的油藏划分为特低渗透油藏,而大庆油田长垣外围特低渗透油藏的开发实践表明,这类油藏的见水时间及开发效果仍存在差异,除渗透率级别外,储层裂缝发育是影响特低渗透油藏开发效果的另一重要因素。根据长垣外围特低渗透扶杨油层63个区块地质特征,以裂缝参数为首要分类指标,基质渗透率、平均喉道半径、孔喉比、可动流体饱和度和黏度为主要分类指标,结合开发难易程度将特低渗透油藏分为4类,确定了各类油藏主要参数的分类界限,为进一步研究特低渗透油藏水驱规律特征及开发政策调整提供理论依据。     

肇州油田直井—水平井联合开发区块合理注水强度

大庆长垣东部三肇凹陷肇州油田直井—水平井联合开发区已逐步进入中高含水期,为实现精细注水调整需要进行合理注水强度研究。依据数值模拟计算出的开发指标,建立了9类连通关系下4种注水强度的综合含水率与采出程度关系曲线、采油速度与综合含水率关系曲线。通过设定水平井开发效果和经济效益界限,可以从2类曲线组中求取水平井的合理注水强度范围。水平井合理注水强度与连通情况关系较大:"薄注厚采"合理注水强度为3.8~18.0 m~3/m;"注采相当"合理注水强度在3.8 m~3/m以上;"厚注薄采"无法满足开发效果和经济效益界限要求,需措施改造。将此方法应用于肇5区块的注水调整,有效改善了区块开发效果。     

超薄油层水平井开发技术

大庆外围葡萄花油层主要为石油储量丰度小于20×104t/km2的特低丰度油藏,常规技术经济条件下难以有效开发,为此开展了大庆外围油田的特低丰度超薄(厚度不足1m)葡萄花油层水平井开发试验.通过综合应用地震解释、油藏精细描述、整体建模、数值模拟、经济评价、测井、录井、水平井远程导向和注水开发调整等多学科技术,不断加大水平井开发技术研究应用力度,实现了外围特低丰度储量的高效开发.形成了水平井优化设计方法,完善了适应超薄油层特点的水平井随钻调整技术,探讨了水平井注水受效特征及其影响因素、递减规律,研究了以完善注采关系为主,直井分层不对称注水、水平井分段精细调整低丰度葡萄花油层综合调整技术,创新了"分段动用、分段调整"综合调整思路.已投产91口葡萄花油层水平井,平均单井含油砂岩长度275.1 m,含油砂岩钻遇率71.7%,初期单井日产油15.1 t,稳定日产油10.0 t,为周围直井的4倍以上,取得了较好的开发效果.     

大庆肇源油田矩形井网压裂开发效果分析

为了有效动用大庆外围"三低油藏",提高该类储层的开发效果,在大庆肇源油田开展了矩形井网的开发试验。在经济界限内确定合理井网的基础上,结合肇源油田储层物性的特点,优化实施了矩形井网中油水井整体压裂规模,优选应用了一系列压裂配套工艺及油层保护技术,使油田的产能指标和吸水指标达到了方案预测要求。开发效果表明,矩形井网开发技术能够适合大庆外围低渗透油田的开发需要。     

杜84块兴隆台油层水侵规律研究

选取典型研究区域,从构造特征、开发效果评价等方面对兴隆台油层水侵规律进行了分析,确定了水侵特点及针对性的操作界限,为区内同类型油藏开发中减少储量损失、改善开发效果、提高区块采收率提供了依据.     

巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研究

雷64块为块状砂砾岩底水油藏,油层巨厚,最厚可达200 m,储量丰度大.在油藏天然能量、储层特征分析和应用解析公式、数模方法对注水开发采收率变化、采液和采油指数变化趋势、注水方式、注采井网、见水时间研究的基础上,认为雷64块应该采用两套层系、人工注水开发.下层系以注底水层为主,在局部底水与油层之间隔层较发育的部位,进行层内注水.与潜山油藏不同,块状砂砾岩油藏仍具有层状特性,实际工作中需要认真分析隔层因素,在实施两套层系、正方形井网210 m井距的情况下,注采井距成为影响注水开发效果的主要因素.采用分采合注,将因部分注采井距达到150 m而大大加速水淹水窜,影响开发效果.     

基于单井控制储量与井网密度的老油田经济极限井网密度计算新方法

随着油田开发程度的加深,加密井调整所产生的经济效益逐年变差,已开发老油田经济极限井网密度成为油田开发决策的关键指标。在传统井网密度计算方法的基础上,研究了胜利油区15个典型开发单元不同阶段加密井平均单井控制可采储量与井网密度的变化规律,建立了井网密度与阶段平均单井控制可采储量的关系,并结合单井控制经济极限可采储量的政策界限研究,提出了已开发老油田经济极限井网密度计算的新方法。应用新方法计算了特高含水期开发阶段胜坨油田二区沙一段油藏不同油价下经济极限井网密度,结果表明,在高油价下具有一定的加密潜力,并且随着油价的升高,井网加密的潜力也越大。     

渤海湾盆地济阳坳陷中深层低渗砂砾岩油藏控制储量升级标准

近年来,砂砾岩油藏作为重要勘探对象,在多个含油气盆地中获得重大突破.截至2019年底,渤海湾盆地济阳坳陷保有的中深层低渗控制储量占到中国石化低渗储量的15％.但受控于升级标准缺乏及主控因素不清等因素,这些控制储量哪些可以升级,目前尚未形成系统的升级标准.通过已升级储量的状况分析,结合低渗砂砾岩油藏探明储量特点,明确了储...     

相渗曲线和水驱曲线与水驱储量的关系

根据相渗曲线和油水两相渗透率比值的表达式,导出了相渗曲线、水驱曲线和水驱储量的定量关系。结果表明,水驱地质储量大小与水相指数、油相指数之和呈正比,与甲型水驱曲线的斜率和驱油效率之积呈反比。这也解释了童宪章院士提出的“7.5 法”不适用低渗油田的原因。     

利用压力动态资料估算单井控制储量

利用动态压力资料，给出了3种单井控制储量的估算方法，对12口井的14层位的实测资料进行了分析，计算了单井控制储量，并进行了对比分析，最后给出了每个层位的储量估算结果。分析认为，该结果比较准确可靠，可作为开发方案调整的参考依据。     

新增探明储量的经济规模界限计算方法

提出了新增探明储量的经济规模界限概念和计算方法.根据盈亏平衡原理建立了新增探明储量的经济可采储量界限计算模型,制作了不同类型油藏、不同油价、不同井深条件下计算经济可采储量界限的图版;根据储层的空气渗透率,利用已开发油田技术可采储量经济转化率与油藏空气渗透率的相关关系式和图版,求取新增探明储量的经济转化率,进而计算出新增探明储量的技术可采储量界限和经济规模界限.计算过程中用了井深、空气渗透率、采收率和经济转化率等指标,体现了油藏的地质条件和储层的品位,更加符合油田实际,对判别新增探明储量和未开发储量的经济开采价值具有重要意义.     

深层凝析气藏单井控制地质储量下限研究

我国东部气田近几年探明深层凝析气藏的储量规模越来越大，但气藏开发技术难度大、工艺复杂，使开发风险增大。开发好深层凝析气藏的关键之一就是要确定气藏单井控制地质储量下限，指导开发井位部署，优化井位设计，提高其经济开发效益。以东濮凹陷深层凝析气藏为例，综合应用气藏工程理论和现金流量法，对深层凝析气藏单井经济可采储量和控制地质储量下限进行了研究，在此基础上对影响气藏单井控制地质储量下限的因素进行了分析，认为气藏单井控制地质储量下限与气藏单井产能、天然气价格、凝析油含量呈幂指数递减规律，与井深呈指数递增关系。