萨北开发区特高含水期油田开发的实践与认识

针对萨北开发区特高含水期存在的主要矛盾,系统总结了"十五"期间油田开发调整所做的主要工作及效果:扩展采用新型适用技术,剩余油描述技术形成系列;水驱开发调整技术取得新突破,水驱指标得到进一步控制;聚驱综合调整技术不断完善,聚驱采收率进一步提高;先导性试验取得新进展,开发技术储备有新突破.并提出了"十一五"及以后油田开发的主要攻关方向,对萨北开发区可持续发展具有重要的指导意义.     

海外河稠油油田注水开发效果评价

运用现代油藏工程、三维地震精细解释、有机地球化学录井、现代工艺技术等新方法，对高效开发的海外河油田11年来按不同的开发阶段所暴露出的矛盾进行治理，并对不断提高开发水平的方法进行研究和评价。通过对海外河油田历年开发方式和开发效果的统计分析，总结该油田成功的做法，提出层状砂岩常规稠油油藏不同开发时期的开发方式和方法。根据不同开发时期选择不同开发方式，保持了油田多年的高效开发。根据层状砂岩常规稠油油藏特点，按天然能量开发、局部注水开发、全面注水开发，不断完善注采井网，调整措施结构和注采结构，有效提高油田开发水平。     

喇萨杏油田层系井网现状及调整对策

喇萨杏油田具有储层多,砂体形态复杂,平面、纵向差异较大及非均质严重等特点,这决定了储层不可能在开发初期一次认识清楚,需要在水驱开发过程中逐步提高对储层的认识,并不断调整、改善油田的开发效果.喇萨杏油田的开发经历了基础井网、一次加密调整、二次加密调整、三次加密调整和主力油层聚合物驱油,目前已进入特高含水期开发阶段,基于喇萨杏油田萨中及以南地区多套水驱层系井网交叉的认识,提出对喇萨杏油田不同地区的油层实行"分类研究、分类挖潜",即对不同类型油层分别采用聚合物驱开采、注采系统调整与三次加密相结合等新的开发技术对策,为油田后期进一步提高采收率、改善油田开发效果提供有效调整途径.     

精细开发旧区老井焕新春

重组改制之初,进入＂三高＂开发阶段的华北油田,面对储采失衡、生产系统老化、生产效率降低的开发生产形势,坚持把精细管理贯穿于油田开发的全过程,实施＂精细油藏评价建产、精细老油田调整挖潜、精细生产系统增效、精细开发生产管理＂,扭转了原油产量不断下降的趋势,油田开发管理水平明显提高。     

萨北开发区特高含水期油田开发的实践与认识

针对萨北开发区特高含水期存在的主要矛盾，系统总结了“十五”期间油田开发调整所做的主要工作及效果：扩展采用新型适用技术，剩余油描述技术形成系列；水驱开发调整技术取得新突破，水驱指标得到进一步控制；聚驱综合调整技术不断完善，聚驱采收率进一步提高；先导性试验取得新进展，开发技术储备有新突破。并提出了“十一五”及以后油田开发的主要攻关方向，对萨北开发区可持续发展具有重要的指导意义。     

沈625块古潜山油藏动态监测实践

沈625古潜山油藏地质条件复杂,油藏埋藏深度大,油层非均质性强,近年来随着注采井网的不断完善,油水关系不断复杂化,开发调整难度逐年加大.为了充分认清注采对应关系及储层动用状况,通过加大油藏动态监测,不断强化注水剖面、测压资料及注水水驱方向监测等资料的录取、分析与应用,提高了油藏的认识水平,有效改善了油藏开发效果,为下一步油田的开发调整奠定了一定的基础.     

沈阳油田勘探开发现状及展望

沈阳油田地质条件复杂,油藏类型繁多,油品以高凝油为主.1986年投入开发以来,依靠科技进步,不断探索适合高凝油开发之路,配套工艺技术不断完善,取得了高凝油油藏高速、高效开发的效果.本文介绍了沈阳油田的开发历程、勘探开发成果以及油田开发存在的主要问题,并提出了今后的设想.     

杏北油田普通注水系统优化运行分析

杏北油田普通注水系统包括上游和下游两个系统。随着油田进入高含水开发后期,下游井网用水需求逐年下降,而上游注水站泵水能力维持不变,造成系统运行过程中,泵水能力普遍过剩,管网压力不断升高,注水单耗逐年上升。针对目前面临的形势及问题,杏北油田制订了优化供注关系、调整机泵布局、注水泵减级等三方面调整措施,管网压力明显下降,系统运行趋于稳定,这些调整对油田注水系统的优化具有一定的借鉴意义。     

大庆萨中油田十五期间调整改造总体思路及实施

萨中油田已进入高含水后期,已建设施及工艺出现了老化、不适应,同时运行能耗不断上升,给控制生产成本带来较大困难。大庆油田有限责任公司第一采油厂通过对已建生产系统调整改造的实践,取得了老油田高含水后期在系统调整、挖潜增效方面的一些启示,对控制油气生产成本,提高油田开发的经济效益有很好的借鉴作用。     

评价水驱油田开发效果的系统工程方法

应用系统工程理论研究了油田水驱开发系统及其指标表征体系,提出了系统输出表现指标和系统输入控制指标的概念,确定了两类开发指标的作用及相互影响、相互依存关系。提出了油田开发系统效率的概念,确定了油田系统开发效率对系统输出表现指标的控制作用及在开发效果评价中的主导作用。在此基础上,建立了评价喇萨杏油田水驱区块地质条件的综合评价方法和水驱开发效果综合评价方法。解剖了典型区块,从油田开发系统效率出发,研究了油田开发存在的主要问题与潜力,提出了主要调整对策,给出了调整后的主要开发指标变化趋势。     

长庆油田油藏效益分类及开发对策

在长庆油田油藏类型不断增多、国际原油价格低位徘徊的双项作用下,厘清长庆油田不同类型油藏效益类别和识别不同类型油藏在不同油价下原油产量界限,成为油田公司生产经营决策的迫切需求。按照效益评价与油藏研究、动态开发情况、油井生产故障及综合治理相结合的分析方法,构建不同类型油藏的成本、开发指标与效益的关系,进行低效井影响因素分析,为油藏的效益开发提供参考。     

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面对油气田开发技术难度增大、投资额度和风险程度日益增加的趋势，把气藏开发技术和经营管理策略相结合，实现气藏开发的工程优化和经济效益最大化的气藏经营管理技术越来越受到国内外气藏工程师的重视。气藏经营管理主要包括确定目标、制定方案、方案的实施、实施过程中的监测与评价和方案的调整等步骤。所涉及到的技术如气藏描述、开采方法、经济分析、制定开发方案、实施开采策略、气藏监测、开发动态分析、开采策略的改进等，都是气藏经营管理过程中连续的技术环节，且是动态的。国内外发展了多种气藏经营管理应用技术。建立气藏经营管理工程和气藏经营管理的集成化，将是气藏经营管理技术的发展趋势，可以为我国当今油气田勘探开发以及气藏经营管理提供指导和借鉴。     

安岳气田灯影组四段气藏特征及开发技术对策

安岳气田灯影组四段为强非均质性碳酸盐岩气藏,面临储层非均质性强、气井产能差异大等众多难题。为了进一步提高气藏储量动用程度,采用动态和静态相结合、研究和管理并重的研究方法,综合地震、钻井、测井、生产动态等资料,深入分析了气藏地质特征和开发特征。研究结果表明,气藏地质特征为：(1)构造-沉积分异导致有效储层发育在平面上呈现出明显分区的特征;(2)优质储层的发育受沉积、岩溶和微裂缝3个因素综合控制;(3)由台缘向台内,地层岩性趋于复杂、储层变薄,储层非均质性变强。气藏开发特征为：(1)叠合岩溶发育导致气井产能在平面上具有明显分区分带特征;(2)储层强非均质性特征导致气井初期的高产与长期稳产能力不匹配;(3)特殊工艺井和分段酸压工艺可大幅度提高单井产量。在气藏特征分析的基础上,结合模型分析和同类气藏开发经验,确定开发技术对策：(1)多手段融合刻画气藏特征,明确优质储层发育特征,夯实储量基础;(2)全生命周期提高采收率,采用不规则井网,优选大斜度井、水平井井型,有针对性制定增产工艺方案,中—后期通过打补充井、地面增压、排水采气等多手段结合挖掘气藏开发潜力;(3)分单元管理提高气藏开发水平,以单井...     

气藏粒间水产出量预测方法研究

气藏的初期产水量很难用数模方法进行预测,因此编制气藏开发方案时一般仅用凝析水代替,或直接采用测试获得的产水量。这使得产水量预测结果与实际相差较大,特别是胶结疏松的砂岩气藏表现更为明显。为了解决这一矛盾,通过对比分析我国海上3个典型气田初期实际产水量与理论凝析水产量差别大的原因,提出了气藏初期产出水应包括凝析水和粒间水;采用统计方法分析了凝析水水气比、粒间水水气比和采出程度的关系,建立了预测不同开发时期凝析水水气比、粒间水水气比的方法。     

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孤岛、孤东浅层气藏是位于济阳坳陷沾化凹陷的两个地质条件类似的气藏,也是胜利油田最大的两个浅层气藏。本文主要介绍了这两个气藏的主要地质特征,论述了开发中的主要异同,并指出了浅层气藏开发中应该注意的一些问题。孤岛浅层气藏的主要做法是：利用半报废的油井或注水井转为气井、高采气速度、后期防砂、开采末期进行了精细气藏描述。与地质条件相对较好的孤岛浅层气藏相比,孤东浅层气藏在气藏采收率、气井利用率等方面的整体开发效果得到了明显提高。分析其原因主要在于以下6个方面：1．地质基础工作扎实;2．气藏工程设计细致、求实;3．初期运用了先期防砂等新型采气工艺技术;4．中后期及时采用了经济、有效的排水采气等一系列措施;5．开发方案跟踪工作深入,不断进行调整挖潜;6．生产管理中引进了ABC等现代化管理方法。     

长庆不同类型油藏开发规律研究

以油藏地质特征为依据,将长庆低渗透油藏划分为低渗透、特低渗透、超低渗透、致密油四种不同类型油藏,并系统研究了不同类型油藏的开发特征和开发规律,包括压力系统变化特征、见效见水特征、产量递减变化规律和含水上升规律,明确了不同类型油藏开发过程中存在的主要矛盾,为制定不同类型油藏稳产对策提供技术支撑。     

塔里木盆地超深层油气藏试油与储层改造技术进展及发展方向

近年来，中国石油塔里木油田公司（以下简称塔里木油田）在塔里木盆地超深层油气勘探陆续取得重大突破。这与其超深层试油与储层改造技术的进步是密不可分的，随着超深井的逐渐增多，试油与储层改造技术仍需要持续升级、完善。为此，通过总结塔里木油田试油与储层改造技术的发展历程，系统梳理了其在超深层油气藏试油与储层改造方面取得的主要技术进展，并结合新的勘探开发形势与要求，指出了塔里木盆地超深层油气藏试油与储层改造技术今后一个时期的发展方向。研究结果表明：①塔里木油田已形成了一系列专项技术——超深高温高压气井安全快速测试技术，超深层、高含硫、缝洞型碳酸盐岩气藏完井试油一体化技术，超深层缝洞型碳酸盐岩储层深度改造技术，以及超深层、高温高压裂缝性致密砂岩气藏储层缝网改造技术，支撑了该盆地超深层油气藏的陆续勘探突破和持续高效开发；②随着油气勘探开发深度领域迈向9 000 m，储层地质条件更加复杂，完井试油与储层改造技术面临着新的技术难题；③今后将围绕“可靠、安全、高效”的目标进行试油完井工具和工艺的持续升级和改进，需要不断完善储层改造地质工程一体化设计、改造工作液和材料以及耐高温高压工具和装备，以支撑精细化缝网体积改造；④新形势下，为了满足井完整性的要求，需要完善相关配套技术，同时建立套管磨损评价与地面管汇剩余寿命检测方法，以保障试油和储层改造工艺的顺利实施。结论认为，该研究成果可以为国内外超深层油气藏的安全高效建井与提产提供借鉴。     

注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率

不稳定注水广泛应用于非均质油藏的水驱开发,为进一步改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果,采用与目标油藏对应的径向流物理模型,分析了3种注采方式下平面非均质油藏井组生产井生产动态及采收率,明确了3种注采方式改善水驱开发效果的作用机理,并给出3种不同注采方式的适用性。结果表明:不稳定注水方式可形成不稳定压力场,形成油水交渗及弹性力驱油,改善低渗区域的驱油效果;同步平衡产液量注采方式可改善整体水驱波及效率,并利用不稳定注水提高低渗区域原油采收率,整体采收率较高;异步平衡产液量注采方式可在不稳定注水后,调整注采压差,提高低渗区域驱油效率,同时扩大注入水对低渗区域的波及效率,大幅度提高低渗区域的采收率。实验结果可为目标油藏水驱开发注采方式优化提供理论支持。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏开发技术研究

塔河油田碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏埋藏深度大、储层非均质性极强、渗流关系复杂,对这种复杂的油气藏开发是一个世界性的难题。针对该类油藏的地质特征和生产规律,以塔河油田四区奥陶系油藏为例,利用统计分析和油藏工程方法,确定了塔河油田缝洞型油藏的主要开发技术政策,包括开发程序、布井方式、合理产能、开发方式,为国内外同类油藏的开发提供借鉴。     

缝洞型碳酸盐岩油藏出水规律可视化物模实验

为了深入研究缝洞型碳酸盐岩油藏储集体出水规律,设计裂缝、溶洞和缝洞3种典型储集体可视化物理模型,研究了不同裂缝(缝宽)极差、注水速度、含油饱和度与缝洞倾角条件下的出水规律,分析了驱后剩余油类型和分布特点。实验结果表明,对于裂缝储集体,裂缝极差为1、4、16时,极差越大末端出水越早,一定条件下采收率越高。对于多向连通型缝洞储集体,注入速度为0.01、0.1、0.5 mL/min时,采收率呈现出随注水速度增加而先增后减的变化趋势,且波及区域内的含油饱和度越高时,最终采收率也越高。对于致密充填溶洞储集体,重力分异作用对油水流动起重要影响,且当缝洞倾角由0°逐渐增至45°、90°时,采收率也逐渐增加。研究成果对于缝洞型油藏的开发、油井堵水及剩余油的挖潜具有重要的理论和实践指导意义。