花土沟油田Ⅲ层系油砂体动用状况研究

目前Ⅲ层系含水上升快,平面上油井见效差异大,需要改变目前以层段、小层为单元的注水开发模式,进行油砂体研究,细化油砂体潜力,开展以单砂体为单元的注采井网完善工作。III层系有224个油砂体,从储量和面积进行综合评价,将油砂体划分为四类,具有"数量多、面积小、储量小"特点;油砂体采出程度不均,尤其是一类和二类油砂体采出程度较低,剩余油砂体储量79.86万吨,占总剩余储量的81.61%,为下步重点挖潜方向;油砂体平面注水推进受到沉积微相影响,高含水油井多分布在优势沉积微相区域;评价优选出潜力油砂体29个,因"砂"制宜,有针对性地制定对策,为以单砂体为基本单元的注采井网完善打下基础,保证Ⅲ层系产量稳定。     

花土沟油田经济可采储量评价

根据投入产出平衡原理,利用现金流量表法可计算出油田经济可采储量等经济评价指标,用所设计出的软件对花土沟油田进行了经济可采储量评价。结果表明,花土沟油田30万吨产能建设风险较小,具有较强的抗风险能力。     

花土沟油田数值模拟研究

油藏数值模拟技术是现代油藏工程的重要组成部分，是研究和认识油藏的一种方法和手段，目前这一技术已广泛应用于油田开发中。本文利用三维三相墨油模型对花土沟油田油藏进行了数值模拟研究，在对油藏的产油量、注水量、地层压力进行历史拟合的基础上，对“花土沟油田年产15万吨开发方案”推荐的三种方案进行了指标预测及对比优选，并对油藏的剩余油分布和最终采收率进行了预测，对油藏提出一些初步的认识。     

柴达木盆地花土沟油田新近系油藏成藏特征

根据花土沟油田新近系油藏中储层流体包裹体的类型、显微荧光特征和热力学特征,将储层中烃类的注入划分为低温低盐度和高温高盐度两期。结合埋藏史和热演化史研究表明,第一期烃类注入发生在上新世中期,主要是少量低熟烃类的注入;第二期烃类注入为大规模油气的注入,发生在上新世晚期,是现今油藏中烃类的主要来源。这一成藏过程经历时间短,是一种快速、高效的成藏方式。      

花土沟油田断层封堵性研究

花土沟油田区内断层相当发育,断层的封堵性判定对油田开发方案的制定至关重要。在此以花土沟油田东14断层为例,运用泥岩涂抹系数作为评价参数,类干扰试井和示踪剂监测作为论证方法,定量分析了其封堵性。对开展区域断层的封堵性研究具有借鉴作用。     

花土沟油田注水系统改造节能效果评价

注水是油田生产系统的能耗大户,注水耗电约占油田采油系统生产总用电的30％～40％左右.通过对花土沟油田注水系统能耗计算,分析影响注水系统效率的因素,对花土沟油田注水系统改造后节能效果进行全面评价,为今后花土沟油田注水系统提效工作提供较明确的思路和目标,对油田其它新建、改建等注水系统方案的优化也具有较好的指导作用.     

油基压裂在花土沟油田的效果评价

花土沟油田地层压力低，单井产量低，要效益开发油田，就必须对储层进行改造。本文从油基压裂的配方进行了改进，应用原油做基液，对储层改造有较好的适应性；降低了对储层改造的成本，提高了开发效果。     

青海花土沟油田浅层油藏连通性研究

油藏流体连通性分析已成为石油开发地质学中的一项重要内容,油藏流体连通性的好坏,不仅关系到生产井位的部署和射孔的层段,而且关系到注水井的部署及注水效果等。主要用原油气相色谱指纹相关性和紫外光谱技术来阐述油藏流体在纵、横向上的连通性。S1 - 2 6- 1井在浅层射孔( 30 5 m)发现工业油流。以前浅层的试油结果表明仅有油显示,但没有工业油流,因此怀疑该井所产原油因油管泄漏而来自中深部。通过对该井油样及邻近油井的中浅层油样进行气相色谱指纹分析和紫外光谱分析,表明S1 - 2 6- 1井的原油来自浅层     

花土沟油田复合河道砂体构型研究

对花土沟油田上干柴沟组的砂体特征进行了研究,结果表明,花土沟油田三角洲前缘复合河道内单一河道边界具有5种识别标志:河间沉积、高程差异、厚度差异、侧向叠加、河道砂体的"厚–薄–厚"组合;单一河道砂体宽度80～200 m,厚度2～5 m。对三角洲前缘复合水下分流河道内部的单砂体进行定量识别,结果显示单砂体间主要有孤立型、对接型、叠加型三种接触关系;油田开发生产实践证实了单砂体划分比较合理。     

印尼已开发油田潜力评价研究

印尼油田多数已进入开发中后期,依靠剩余可采储量大小来进行技术评价的传统方法已经不能满足潜力评价的要求,为了解决已开发油田潜力评价问题,通过层次分析法和灰色系统理论法确定的权系数,选用多参数综合定量评价方法,对印尼已开发油田进行了潜力评价。结果表明:通过模糊分类法,合理地优选出能够反映油田综合潜力的地质参数和开发参数,避免了程度相似的各单项参数的相互影响;利用层次分析法和灰色系统理论法确定的权系数绝对数值不同,但各个参数的相对权系数大小保持一致。根据评价结果,将油田分为3类:Ⅰ类油田,潜力较大,建议优先收购;Ⅱ类油田,潜力中等,建议作为备选对象;Ⅲ类油田,潜力较低,建议放弃投资。     

夏子街油田混相驱潜力评价

针对夏子街油田的地质情况,应用ＥＯＲＰＭ软件ＣＯ２ＰＭ模型,分别就地质模型的建立,相渗曲线的选取,水驱历史拟合,并就某些参数作了敏感性分析,在此基础上,进行混相驱预测经济评价。最后提了几点建议。     

利用优势潜力指标评价剩余油潜力分布研究——以双河油田北块Ⅳ5-11层系为例

针对高含水油藏地下油水关系复杂、剩余油分布零散的难点,以双河油田北块Ⅳ5-11层系为例,通过油藏数值模拟手段,综合剩余储量大小、储层物性、渗流规律、目前注采井网完善程度、注采对应状况和开采情况等条件,求出优势潜力指标,确定出剩余油优势开发潜力区域.结果表明,当研究区Ⅳ5-11层系剩余油潜力值大于0.38时,所对应的剩余...     

羊二庄油田一断块明Ⅲ5层系开发效果分析

由于底水正韵律油藏的特殊性,在油藏开发后期,实施提高采收率的常规方法难以达到预期效果,油藏挖潜困难.在对羊二庄油田一断块Ⅲ5油藏地质特点分析的基础上,对开发历史上采用的各种治理手段,对断块油藏开发效果进行评价.并利用油藏数值模拟、精细油藏描述等技术,通过对油藏进行油水运移规律、底水油藏数值模拟等研究,得出油藏剩余油分布结论,进一步制定了符合油藏实际情况并在目前技术条件下可以实施的治理方法,目前已实施并取得成功.     

羊二庄油田-断块明Ⅲ5层系开发效果分析

由于底水正韵律油藏的特殊性，在油藏开发后期，实施提高采收率的常规方法难以达到预期效果，油藏挖潜困难。在对羊二庄油田-断块Ⅲ5油藏地质特点分析的基础上。对开发历史上采用的各种治理手段，对断块油藏开发效果进行评价。并利用油藏数值模拟、精细油藏描述等技术，通过对油藏进行油水运移规律、底水油藏数值模拟等研究，得出油藏剩余油分布结论，进一步制定了符合油藏实际情况并在目前技术条件下可以实施的治理方法，目前已实施并取得成功。     

花土沟油田倒置电泵增注工艺研究

花土沟油田部分注水井由于位于油田边缘或断层附近,储层物性差,有效连通率低;或因管线长、落差大,造成压力损失大,从而导致这些井欠注,无法满足开发要求。针对这种生产现状,通过分析论证,在花土沟油田研究试验了倒置电泵增压注水工艺技术,通过三口欠注井的成功应用,解决了此类注水井长期欠注的问题,补充了地层能量,提高了对应区块的油井产能。     

双河油田Ⅵ油组强水淹层潜力评价及应用

双河油田Ⅵ油组综合含水93.4%,采油速度0.58%,多数小层强水淹,通过数值模拟等手段对双河油田Ⅵ油组强水淹层进行了潜力评价,针对剩余油分布特征及生产动态状况;利用注采结构调整、液流转向、去封、解堵打新井及对长期封堵层再利用等手段,恢复可采储量67.5×10~4t,采收率由40.68%提高到42.2%。单元递减下降,采油速度提高,开发趋势好转。     

花土沟油田集成解堵试探性研究与试验

花土沟油田是一个低温、低压、水敏、酸敏集于一体的油田,由于各种因素相互叠加制约,单一的增产措施往往都不能达到预期的增产效果,如何消除相互的制约,达到预期的增产目的成为措施改造的关键。本文通过对影响花土沟油田的各种矛盾进行分析,并采取措施进行集成解堵并现场应用取得了良好的效果。     

花土沟油田套管损坏原因分析及预防措施研究

随着油田的长期注水开发,因不同的地质、工程和腐蚀等诸多因素的影响,近几年,花土沟油田套管损坏速度呈直线上升趋势,严重影响了油田注采结构调整和注水开发效果。本文以花土沟油田历年施工总结为依据,通过对该油田套管损坏类型进行统计、归纳,分析了造成套管损坏的各种因素和生成机理,提出了在油田开发实践中避免或减少套管损坏的措施和建议。     

胜坨油田潜力韵律层综合挖潜配套技术研究

胜坨油田自1964年投入开发以来，随着采出程度的不断提高，剩余油分布越来越零散，潜力认识及措施挖潜的难度越来越大。针对胜坨油田韵律层地质特点，经过多年的反复实践和总结，逐步形成了从储层研究、剩余油定量描述、井网调整、注采工艺配套等韵律层挖潜综合配套技术，并取得了很好的开发效果。     

花土沟油田浅层油藏连通性研究—紫外光谱法

不同层位的原油在生、运、聚的过程中，由于所经历的地质色层效应和次生作用存在差别，致使原油对紫外光谱的吸收产生可检测的差异。因此根据朗伯－比尔定理，通过在不同波长处吸光度的值可断样品是否相同或相近。根据紫外光谱法，对花土沟油田浅层油藏 SI－26－1井的油来自浅层还是中深部油层及油藏连通性进行了研究。