渤南油田五区开发动态分析

油藏投入开发以后 ,其地下流体 (油、气、水 )的分布及状态将发生激烈的变化 ,找出这一规律及其约束对全面了解油藏的动态开发状况及稳产和制定下一步开发开方案以最大限度地开发好油藏具有重要意义。文章通过综合利用油藏工程方法研究油藏投入开发后的动态变化规律 ,立足于渤南油田五区的动态生产数据 ,用各种动态特征曲线法 ,观察、研究它们的变化规律 ,找出各种变化之间关系及它们的变化对生产的影响 ,分析各项开发指标的变化规律 ,并结合油藏的实际情况 ,动静结合 ,评价油田的动态开发效果 ,在此基础上研究了剩余油的分布规律     

文东油田文13北块油藏数值模拟研究

以文东油田文13北块为研究对象,在精确地质建模的基础上,对该油藏进行数值模拟研究,拟合了油田的生产动态,得出了油田剩余油分布规律,根据油田开发现状及存在的问题,提出了提高油藏采收率的几种方案并进行了预测,对油藏实际开发有一定的指导作用。     

双河油田437块Ⅱ1-2油藏剩余油分布研究

注水开发油田进入高含水期后,开发矛盾日益突出,挖潜难度越来越大,认识高含水后期剩余油分布规律是油田开发调整和提高采收率的重要依据.在油藏地质综合研究的基础上,应用油藏工程法及动态监测、油藏数值模拟等方法对剩余油分布进行分析.油藏工程法、动态监测等方法可以时剩余油分布进行定性描述.油藏数值模拟方法可对该区块进行定量分析,...     

昆北油田切16区开发生产动态分析

油藏投入开发以后,其地下流体(油、气、水)的分布及状态将发生激烈的变化,找出这一规律及其约束对全面了解油藏的动态开发状况及稳产和制定下一步开发方案以最大限度地开发好油藏具有重要意义。文章研究油藏投入开发后的动态变化规律,立足于昆北油田切16井区的动态生产数据,用各种动态特征曲线法,观察、研究它们的变化规律,找出各种变化之间关系及它们的变化对生产的影响,分析各项开发指标的变化规律,并结合油藏的实际情况、动静结合,评价油田的动态开发效果。     

精细划分弱水淹层段,探索剩余油分布规律

通过列举弱水淹层段测井曲线的特征及划分方法，将弱水淹层段划分结果与油藏开发动态及注采关系相结合，研究油藏平面及层间层内剩余油分布，从而总结出油藏平面及层间层内剩余油分布规律。并以胜坨油田坨28断块和坨21断块为例，用此研究方法在编制油田开发综合调整方案中取得了好的效果。     

油藏数值模拟法预测剩余油分布及调整挖潜措施--以临南油田夏32块油藏为例

以临南油田夏32块油藏为例，叙述了边水活跃油藏中高含水期油田调整模式。在精细油藏描述的基础上，利用油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律是较为直观的好方法。通过对开发动态进行历史拟合，分析了剩余油的分布特征及其控制因素，针对不同的剩余油分布形式，提出控水稳油的挖潜调整措施。     

塔中4油田低储采比开发阶段数值模拟研究

油藏数值模拟作为油田开发的重要技术手段,在油藏开发调整、剩余油分布研究中发挥了重要作用。低储采比开发阶段油田剩余油在空间分布上具有高度零散的特点,利用先进的网格技术及精细油藏数值模拟技术是寻找这类剩余油分布的最科学、最实用的技术手段。根据低储采比开发阶段油藏特点,对塔中4油田进行了油藏数值模拟研究,通过初始化拟合和生产历史拟合,弄清了地下油、水运动和剩余油分布规律,提出了合理的调整方案,为高效开发该油田提供了技术支持和决策依据。     

复杂断块油藏注水开发调整方案设计及应用

油藏注水开发调整方案设计是油田高效合理开发的重要保障,也是提高采收率的重要手段,以某油田H15井区复杂断块油藏为例,进行注水开发调整方案设计研究。从区块生产动态资料入手,运用油藏数值模拟技术,进行生产历史拟合,修正数值模拟模型,认清剩余油分布规律,结合目前开发中存在的问题,制定了一套采用反七点井网注水开发的调整方案。通过对方案生产动态指标预测,推荐采用该方案开展研究,为同类复杂断块油藏注水开发方案调整设计提供借鉴作用。     

姬塬油田耿115区油藏地质特征研究

油藏地质特征认识与研究是油藏开发的基础,是静态资料与开发动态相互验证的过程,贯穿于整个油藏开发的始终。本文结合耿155区动静态资料及开发过程中出现的问题,对该区地质特征及油藏分布规律做了较全面的分析认识,为下步该区综合治理、老油田扩边、井网调整等措施提供充分的地质依据。     

南堡油田原始油藏压力分布规律

原始油藏压力是油田开发中的一个重要参数。本文用南堡油田的测压资料研究了油田的原始油藏压力分布规律及成因,并提出了油藏封闭高度的概念,得到了原始油藏压力成带分布并受油藏封闭高度控制的结论,对预测地层压力有实际意义。     

涩北一号气田动态储量影响因素分析

涩北一号气田经过多年的开发,获得了可观的天然气产量,增加了国内天然气供应,积累了丰富的开发经验,但也遇到了出砂、出水、储量动用差异大等问题。目前,涩北一号气田采出程度已经超过10%,达到了动态储量评价条件。采用物质平衡压降法计算动态储量,通过对影响气田气井动态储量的试井解释渗透率、出水、压力等因素进行综合分析,认为影响气井动态储量的主要因素是渗透率。该认识为提高涩北气田储量动用以及其他类似气田的开发提供了参考依据。     

裂缝系统气藏动态储量计算新方法

四川盆地蜀南地区下二叠统茅口组气藏具有储层非均质性强、缝洞系统发育、地层水活跃、生产动态特征复杂等特征。部分裂缝系统在实际生产过程中,压降曲线异常上翘或弯曲,表现出存在复杂储集体、异常能量补充的现象,表明储集空间发生变化。而常规动态方法多局限于定容储集体动态储量计算,对储集空间发生变化、存在地层水侵影响的裂缝系统,动态储量计算结果差异大,方法适应性较差。为此,综合考虑气藏地质特征、气水分布模式及生产动态等因素,根据产量不稳定分析方法的原理,采用Topaze生产分析软件精细刻画地质模型、数值求解等方法,以S47井裂缝系统为例,计算得到了不同生产阶段各储集体的动态储量,结果能够反映客观实际和生产动态,为蜀南地区茅口组有水气藏二次开发、落实动态储量基础提供了参考。此次裂缝系统动态储量计算新方法的探索,对准确评估此类复杂储集体动态储量具有重要的现实意义。     

高矿化度储层储气库井筒结盐机理研究

地下储气库在周期性运行注采的过程中,井筒内的温度和压力等条件发生变化会导致盐垢的形成;研究井筒内温度和压力发生变化形成结盐的结盐机理研究对于井筒内的清盐防盐工作有着重要的意义;本文通过选取X储气库A区块中各井为模拟对象,建立动态结盐模型,研究在不同压力和温度条件下井筒内的结盐规律,确立了储气库生产过程中合理的温度和压力...     

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为了满足油气勘探开发向纵深发展的需要，石油液动冲击回转钻井技术作为一种高效的硬地层钻井技术受到国内外科研工作的广泛关注。而其中性能优良的冲击器的设计与制造是该技术得以大面积推广的关键所在。章通过分析冲击器的工作状态，冲击参数动力学模型的建立及模型检验给现场提供了一套系统的冲击参数设计方法，为冲击器的设计和改进提供了可靠的依据。     

榆林气田陕209井富水区开发技术研究

榆林气田主要产层为山西组的山2~3,小层,构造为东高西低的单斜构造。陕209井区普遍出现气水层和水层,试气过程中个别井气水同产,生产过程中气藏边部靠近水体的几口生产井不同程度地产地层水,个别井出水量大,严重影响了气井产能,对整个气田的高效开发不利。研究着重于在气藏水体分布规律和气水同产井开发动态分析的基础上,采用多种方法,对有水气藏的配产和水侵特征进行研究分析,为有水气藏出水综合治理和开发提供科学依据。     

水驱气藏的水驱特征曲线与应用效果分析

水驱气藏气井见水后,产气产水规律复杂,使得水驱气藏开发难度显著增大。就目前水驱气藏而言,缺乏相应成熟有效的动态分析方法。从气、水两相渗流规律和物质平衡方程出发,推导出了水驱气藏的水驱特征曲线,即累计产气量与气水比呈对数关系,在半对数坐标上呈线性关系,矿场可以根据直线的斜率反算见水后气井的动态控制储量,通过某气田气井开发动态检验,该研究成果可以有效预测气井的开发动态和开发过程中动态控制储量的变化,对于水驱气藏开发具有一定指导意义。     

美国页岩气开发环境风险控制措施及其启示

美国页岩气产业快速发展对美国和世界能源格局产生了重要影响,但其页岩气开发带来的环境风险也较大,包括土地占用与污染、水资源大量消耗与污染、大气污染与温室气体排放等。为此,从政府监管措施和环境友好开发技术两方面分析了美国页岩气开发环境风险控制措施,主要包括建立多级协调的监管体系、实行页岩气开发全过程监管并针对其特点新增监管措施、提出一系列降低页岩气开发环境风险的开发指南等。结合中国的实际情况分析认为,部分地区页岩气开发将面临土地紧张、水资源短缺及潜在污染等环境问题,因此在页岩气开发起步阶段即应将环境监管作为促进中国页岩气产业健康发展的重要手段。进而建议：①在政府监管方面,应尽快完善油气开发环境监管法律体系,从国家层面推动页岩气环境监管体系建设,提升环境监管能力,设立页岩气开发环保技术推广补贴和环境保护专项基金,并建立有效的公众沟通机制;②在开发技术方面,对外合作中应优先引进环保开发技术,自主技术研发应以节水、节地和设备小型化为发展方向。     

涪陵页岩气藏开采动态地应力演化规律研究

涪陵页岩气田储层孔隙压力和地应力随着页岩气开采不断演化,使得新井的钻井及压裂地层应力环境与在产老井存在明显差异,准确评价老井压后生产过程中的动态地应力演化规律对后期新井部署和压裂改造设计具有重要意义。针对该问题,文章综合考虑页岩气储层地质力学参数、天然裂缝等的非均质性和各向异性,并基于页岩气藏老井压后开采储层四维地应力演化方法,以四川盆地涪陵页岩气L-Z立体井组为例,建立了渗流—应力交叉耦合的动态地质力学模型,模拟了该井组老井压裂复杂裂缝扩展及压后长期开采四维地应力动态演化,研究发现：在67个月的开采时间段内,孔压和地应力不断降低;孔压和地应力的变化集中分布在各生产井轨迹周围,同时受到压裂改造范围的影响;在老井当前改造范围下,压后开采横向波及范围约为压后生产段改造范围的1.6倍,纵向波及范围基本与压后生产段纵向改造范围相等。研究成果为涪陵页岩气立体化新井压裂开发提供了有效的理论与技术支撑。     

多层稠油油藏水驱动用程度评价方法

海上多层稠油油藏由于存在启动压力梯度且纵向储层物性差异大,导致合采时层间矛盾突出,开发效果不理想。针对此问题,基于Buckley-Leverett理论,推导了考虑稠油启动压力梯度的多层油藏水驱油模型,建立了多层合采条件下产液量、渗流阻力、采出程度等指标的动态评价方法,并结合现场进行了应用。研究结果表明:渗流阻力的动态差异是导致多层油藏合采时层间矛盾的重要因素;采取分采措施更有利于纵向各储层的均衡开发。该成果对海上多层稠油油藏的后续高效开发调整具有指导作用。     

页岩气地质评价关键实验技术的进展与展望

页岩气地质评价实验结果为页岩气地质"甜点"评价、地质选区、储量计算、水平井压裂层段优选及开发方案确定等提供了重要的数据基础与科学依据。近年来,随着我国页岩气勘探开发工作的不断深入,相关地质评价实验技术也取得了较大的进展。特别是在页岩微观孔隙结构、含气性和物性这3个方面,通过引进先进技术与自主设备研发相结合,建立了适用于我国海相页岩的分析测试技术和标准,对于推动我国页岩气的勘探开发进程发挥了重要的作用。为了给我国页岩气基础地质研究、实验室建设及相关标准制定提供参考和指导,归纳总结了国内外在上述3项页岩气地质评价关键实验技术方面所取得的进展,并对相关技术未来的发展趋势进行了展望。研究结果表明:①对于页岩微观孔隙结构测试,目前已经形成了多种手段相结合的定性观测和定量表征测试方法,实现了由静态表征向动态表征的转化,未来需要在页岩孔隙结构的原位表征和孔内流体赋存特征直接观测等方面做进一步的研究;②对于页岩含气性测试,目前已经建立了现场与室内相结合的含气性定量表征系列技术,实现了对页岩吸附气和游离气赋存特征的定量评价,未来需要在深层页岩损失气量计算、页岩气吸附机理及模型等方面做进一步的研究;③对于...