非均质油藏单井控制储量与剩余油潜力分布研究——以G油田GD研究区非均质油藏剩余油潜力分布为例

针对G油田GD研究区非均质油藏精细描述及调整挖潜工作,开展非均质油藏单井控制计算储量及剩余油潜力分布研究.分析单井控制计算非均质油藏储量参数,将油层有效厚度、物性和原油性质相同的油层控制在一个单井计算单元内,利用井点面积权衡法确定单井控制含油面积,有效厚度则以每口井所钻遇有效厚度和周围井及边界井权衡确定.从而较好地克服了非均质油砂层边界信息变化及其参数平面和纵向上差异的影响,有效计算出各开发层位单井控制地质储量、技术可采储量、油气产出量和剩余可采储量.文中实例阐述了单井控制计算储量及其剩余可采储量的分析方法,提供出剩余油潜力最大的长611、长613,相对较大的长622、长632、长64和较小的长621、长631开发层位剩余油分布富集具体井位、富集量及其挖潜规模和范围,阐明了油田区块调整和高效开发的主要方向.     

苏北复杂小断块油田提高采收率技术应用研究

苏北油田为一复杂断块区,具有＂低＂、＂薄＂、＂窄＂、＂深＂、＂多＂的地质特点。共探明油藏20个,探明总储量达4200.39×104t,开发油藏17个共30个区块单元,动用储量2856.64×104t,可采储量630.42×104t。＂十一五＂以前,主要以试采为主,多数单元采用弹性水驱和试注水开发,由于构造破碎,储层横向变化大,注采连通性差,多数单元采收率小于15%。近年来,应用水驱、化学驱以及气驱等技术,重点开展提高储量动用程度和提高采收率攻关研究工作。其中,水驱以井网加密、油井转注、补开注采对应层等完善注采井网为重点;化学驱以开展化学调驱室内评价研究、矿场调剖试验为主;气驱以二氧化碳驱油提高采收率为主。从经济角度评价,受断块小及储量规模控制,水驱是现今提高复杂小断块油藏采收率的主要技术。而二氧化碳驱油技术及化学驱油技术,成本高、投资大,在绝大部分小断块中推广应用,不具备经济和技术优势。     

强水驱稠油油藏水平井初期产能主控因素研究

南海东部P油田属于强水驱稠油油藏,以水平井开发为主,油井投产初期具有产量高、低含水和低压差的开发特点。考虑海上油田井下作业成本较高,油井初期产油量对开发效果及措施经济性影响较大,因此以P油田27口开发井实际生产动态资料为基础,采用灰色关联分析与油藏数值模拟方法相结合,对强水驱稠油油藏水平井初期产油量的主控因素开展定量化研究,明确其关联强弱与变化规律。结果表明,强水驱稠油油藏水平井初期产油量影响因素由强到弱依次为：水平段长度、渗透率、避水高度、水油砂厚比、原油黏度和隔夹层分布,主控因素为水平段长度、渗透率和避水高度。水平井初产油随着渗透率、水平段长度和避水高度的增大而增大,但增加幅度趋于变缓;当水平段长度超过800m、避水高度大于15m,地质油藏参数变化对油井初期产油量影响的敏感性明显减弱。     

海上油田废弃流程及影响因素初探

近年来,海上部分油田进入开发中后期,各种海上油气生产装置和设施面临拆除和处置。由于海上油田高额的弃置费、环保对油田弃置的高要求、海域内多油田设施高度依存等因素,使得单个油田的废弃工作变得错综复杂,在这种背景下开展油田废弃流程的研究迫在眉睫。以Q海域内第一个废弃的X油田为例,结合海域的实际情况,探讨了在高度依托和联合开采为主的开发模式下油田的废弃流程,对地质油藏潜力包括剩余可采储量、经济废弃产量、老井增产措施、侧钻井挖潜、井网综合调整、未动用储量分析等方面进行研究,对周边有设施关联的油田废弃以及对滚动勘探新发现的设施周边潜力构造进行前瞻性综合分析后,根据结果进行废弃工程方案设计。分析认为废弃方案的影响因素主要为地质条件、开发水平、工程设施、区域开发设施依托等,为即将进入废弃的油田给予初步指导。     

新型水驱特征曲线在低渗透油藏的应用

在油田开发过程中,采出程度、可采储量和含水率变化的预测是评价油田开发效果的重要指标,现有的计算方法大多适用于中、高渗透油藏,在低渗透油藏指标预测过程中存在较大差异。针对该类问题,以吴起油田低渗透油藏为研究对象,运用了一种新型水驱特征曲线公式,该公式综合了纳扎洛夫和西帕切夫水驱特征曲线特点,利用理论推导与数理统计的方法,得出了适用于吴起油田的含水率和采出程度关系图版。研究结果表明：新型水驱特征曲线能够有效反映低渗透油藏含水变化规律,通过数据拟合确定出待定参数,从而确定出低渗透油藏含水率与累计产量的关系式,通过关系式建立的曲线与生产数据曲线符合度高,低渗透油藏含水上升率变化呈先上升后下降的规律。该研究对低渗透油藏的开发部署方案编制中的开发指标预测具有一定指导意义。     

辽河油田洼79井区难采储量动用技术研究与应用

辽河油田洼79井区储层发育不稳定,砂体规模小,油藏埋藏深,油层薄,岩性细,加之直井开发中存在注汽压力高,吞吐周期短,油层出砂严重,检泵周期短等因素,导致储量难采。利用储层评价技术开展区块精细油藏描述,落实剩余储量富集区。在此基础上,对区块油井的注汽规律、生产规律进行评价,同时寻找适宜的开采技术。运用油藏工程方法开展水平井动用可行性研究,并采用配套的钻采工艺技术,设计水平井整体替代直井进行二次开发的方案。预计洼79井区利用水平井二次开发后,井区日产油能力达到80t以上,采收率可提高7.3%,增加可采储量10.2×104t。实践表明,水平井既可有效抑制油井出砂、改善注汽效果,又可发挥泄油面积大的优势,提高主力砂体动用程度;合理优化钻采工艺可有效提高油层钻遇率,利用多点注汽方式能提高热利用效率,实现难采储量的有效开发。     

SEC准则下低渗致密气藏上市储量评估方法

以临兴气田为例,详细介绍了致密气上市储量评估流程与方法,初步建立了一套基于低渗致密气藏生产特征的上市储量评估体系,即：以单井为储量评估单元,采用井控法确定储量的级别与状态;采用动态法和概率法评估已开发和未开发储量;采用净现值法评估经济可采储量。这一评估体系解决了致密气藏井间地质差异大、生产特征复杂的问题,确保了评估结果的合理性。     

马厂油田高密度三维地震资料研究及应用

马厂油田位于东濮凹陷中央隆起带南部,区域构造面积为131.94km2,资源量为1850×104t。截止到2005年,累计探明含油面积为22.74km2,探明石油地质储量为1473.5×104t,动用石油地质储量为871×104t,标定采收率为33.75%,可采储量为294×104t,其中外围区块探明未动用储量为602.5×104t,占马厂油田探明储量的40.89%。该区储层平均孔隙度为18.6%,渗透率为31.6mD,主要含油层系为沙三上中下亚段,埋深范围在2600~3400m,属中低渗极复杂断块油藏。经过近20年的开发,原有地震资料已不能满足极复杂断块油藏精细滚动勘探开发的需要,马厂油田周边断块储量动用程度低,老区又进入了开发后期,油田开发效果逐渐变差。为提高地震资料品质,指导油田滚动开发研究,2005年对马厂地区进行了高密度三维地震数据采集,通过近几年的研究和应用,滚动勘探开发效果明显改善。     

低渗透油藏开发效果综合评价方法及应用

大庆油田低渗透油藏开发水平差异较大,尤其是老区块存在着可采储量不足、剩余油分布零散、含水高等制约油田发展的症结。为此,在分析低渗透油藏开发特征的基础上,开展低渗透油藏开发效果综合评价方法及应用,优选反映低渗透油藏开发水平特点的5类14项参数。以朝阳沟油田扶余油层为目标储层,复核储集层实际开发水平,落实开发潜力,解决开采中出现的问题。通过校正区块井数和有效厚度,沿用套改其他参数,选用容积法复算区块的地质储量;应用模糊综合评判方法,建立不同类型区块开发效果评价标准,分析影响评价指标的主控因素,依据井网形式、开发现状,找差距、找问题、找潜力,制定一类区块水驱调整对策。结果显示,一类区块水驱效率提高,年均含水下降0.36个百分点,两年时间老井综合递减率下降0.6个百分点。目前已在朝阳沟油田扶余油层31个区块应用开发效果综合评价方法,实践表明,其适应性和可操作性较好,取得了良好的增效成果,具有推广应用前景。     

油藏开发管理单元单井效益类型分析及管理策略

为解决油田单元油藏管理中单井管理不能做到独立考核的问题,以孤岛垦利沙河街油藏经营管理单元中当前可取得的财务和开发数据为基础,从开发效益和成本支出两个角度综合考虑,计算并绘制出了单井日产油量一成本图版,并将图版划分为低产高耗、高产高耗、高产低耗、低产低耗、低产超低耗和高产超低耗6种单井经营效益类型,并针对每种单井经营生产效益类型所具有共性,提出了一些指导性的油藏经营管理策略。     

特高含水油田成本变化规律影响因素分析

我国很多油田进入了特高含水阶段,通过对特高含水油田生产成本变化规律进行研究,找到降低高含水区油田成本的方法 ,对我国油田目前的经营管理具有重要的现实意义。以我国某东部油田采油厂为例,以2006~2012年该厂的生产数据和2006~2012年中国统计年鉴中有关原材料、燃料、动力购进价格等数据构建数据库(以2006年为基期),利用SPSS软件指数分析了含水率、电力价格、物价这三个主控因素对单位完全成本、操作成本的影响。分析结果表明,含水率、电力价格、物价均与单位完全成本、操作成本呈正相关,对单位完全成本、操作成本影响很大。提出了降低高含水油田生产成本的措施建议:实施"科技降本"战略,有针对性地开展科技攻关,采取降低含水率、降低产液量的新技术和新方法降低采油成本;分析不同的油藏类型的特点,把油井划分为A、B、C三个不同的等级进行成本管理;调整成本工艺结构,获取经济产量效益。     

运用含水上升规律优选水驱曲线新方法探索

水驱曲线法是标定水驱油田可采储量和评价水驱油田开发效果的重要方法,但在应用过程中,不同水驱曲线预测的可采储量存在较大差别,而且行业标准中推荐的以黏度作为水驱曲线选取条件存在不适用性。因此,在前人研究的基础上,结合渤海中部海域的大型河流相稠油油田BHQ油田的地质油藏特征和开发规律,对水驱曲线进行优选应用。通过系统研究甲、乙、丙、丁型4种水驱曲线法理论含水上升规律特征,即含水率与采出程度、含水上升率与采出程度的关系曲线形状特征,以水驱曲线的特征值或特征形态为图版,对照油田实际含水上升规律曲线,根据拟合相关系数和趋势形态,优选出丙型水驱曲线法作为油田可采储量计算方法。同时把丙型水驱曲线法计算结果与递减法、数值模拟法等其他方法进行对比,计算结果 较为合理,标定采收率与数值模拟法相差在1个百分点以内,符合实际生产情况。运用含水上升规律优选水驱曲线新方法在渤海其他油田进行了推广应用,计算结果较为可靠。表明以含水上升规律特征曲线作为水驱曲线的选取方法,代替以黏度作为水驱曲线的选取条件,更加合理、可靠。     

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系

岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏特有的复杂地质特征,在一定程度上制约了人们对油、水体的赋存与分布状况及分布规律的认识,制约了预测和控制油井见水技术措施的实施。因此,充分利用岩溶缝洞单元的研究成果,结合开发井的油水资料,不断归纳总结不同岩溶地貌单元油井的开发动态特征,研究和探讨油水的组合规律、组合类型,分析油水分布变化状况,对油水体系进行划分,这对碳酸盐岩油藏开发具有重要的理论与实际意义。     

均衡注采提高水驱油藏采收率

基于单元发展阶段,八区馆上现处于后续水驱阶段。对井网完善程度低,损失储量严重,高含水开发期馆陶组油藏,围绕“两率”(储量动用率、油田采收率)、“两控”(控递减、控含水),通过精细油藏分析,采取油水井综合治理措施,培养稳升井组和长寿井,改善了水驱开发效果,提高了区块采收率,对其它同类油田的水驱开发具有借鉴意义。     

黄沙坨油田火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田为裂缝型边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝-孔隙型双重介质。黄沙坨油田注水开发后,油藏能量虽然得以补充,但水驱控制程度、波及范围和注水效果却难以控制,增产效果不明显。为黄沙坨油田下步调整提供依据,分析了裂缝发育程度、注采井相对位置、油井生产状况、驱油效率、注水时间、注水强度等因素对注水开发的影响。分析结果表明:影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向,裂缝发育区油井产能高,见水见效快、含水上升快,裂缝欠发育区油井产量低、见水见效慢;同一井组内井距及注水高差小的井注水见效快,反之则见效慢;平均日产液量大于10t/d、平均日产水量大于2t/d的油井注水效果好;油水两相区区域较窄,油藏可动油饱和度较低,油藏采收率不高;注水时间越长,注水强度越高,井组注水见效的反应越明显。     

我国主要盆地油气资源勘探开发现状和发展前景

截至2007年底,全国累计探明原油地质储量中的72％、经济可采储量中的87．4％以及累计探明气层气地质储量中的37．4％、经济可采储量中的42．3％已投入开发。全国原油剩余经济可采储量205809．83×10^4t。有15个盆地累计探明原油地质储量超过1×10^8t,它们的合计剩余经济可采储量为203968．00×10^4t,平均储采比11．67．而地质资源量和可采资源量分别占全国总量的82．0％和84．8％。平均探明程度分别为43．5％和42．1％;待发现常规石油地质资源量和可采资源量分别占全国总量的72．3％和76,6％。全国气层气剩余经济可采储量24372．60×10^8m^3．在12个累计探明气层气地质储量超过300×10^8m^3的盆地中,剩余经济可采储量24326．11×10^8m^3,平均储采比40．3;地质资源量和可采资源量分别占全国总量的87．7％和88．7％．平均探明程度分别为19．0％和18．2％：待发现常规天然气地质资源量和可采资源量分别占全国总量的85.3％和86．5％。我国油气储产量集中于大中型盆地,而且也是待发现资源主要阵地。     

海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发实践

南海东部海域具有一定规模的海相强水驱疏松砂岩稠油储量,该类稠油油藏开发过程中存在构造认识变化大、油井含水上升快、产量递减快、易出砂等问题。以该地区典型P油田为例,介绍海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏在开发实践中为应对以上问题所采取的技术对策。通过油田内部滚动开发评价,采用先"肥"后"瘦"、以大带小的方式进行开发,油田开发后通过滚动扩边逐步落实构造并实施调整;通过针对边底水油藏制定不同水平井布井策略,底水油藏采用高顶避水、寻夹避水并保持合理井距,边水油藏"批钻批投"抑制边水局部舌进的方式控制单井的含水上升速度;利用先进钻井技术实现井轨迹的精细控制,采用优质筛管防砂完井。现场实践表明,该技术对策使P油田稠油油藏高峰年产量达157×10~4m~3,大规模开发5年后采出程度达到15.5%,开辟了南海东部海域海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发的先例,对同类油藏的开发具有借鉴意义。     

西非深水油田开发经济界限可采储量和产量评价研究

西非深水地区特殊的地理环境和复杂的合同财税条款,决定了勘探开发的高风险、高投入和高难度,其经济界限既不同于国内,也不同于浅海和陆上。到目前为止,未曾见到针对该地区油气田勘探开发经济界限方面的公开研究成果。根据长期从事海外油气田评价的实际经验和相关理论,对该地区油田开发经济界限可采储量和产量评价进行了探索研究。通过对经济评价指标进行筛选和确定,结合贴现现金流法,对经济因素影响最大的油价、开发投资等敏感性参数进行分析,得出一系列图版。同时,对尼日利亚地区目标油田的不同年产规模和不同井数条件下的经济界限产量和可采储量进行评价。研究结果表明,无论在不同年产规模还是不同井数情况下,经济界限可采储量和产量与油价均呈反比关系,与投资变化均呈线性增长关系。同时,在考虑财税政策下,要回收开发投资、操作费用和弃置费用等,西非深水油田经济界限产量、经济界限可采储量至少要在800×104m3/a和5000×104m3以上,若采出程度为40%,油田经济界限动用地质储量、经济单井动用储量要在1.3×108m3和350×104m3以上。     

复杂断块油藏勘探开发一体化研究——以齐2-13-11块为例

欢喜岭油田是开发近40年的老油田,最近几年上报的储量区块中主要为深层、稠油、薄层油藏,发现的优质储量主要为复杂断块油藏。在对这类油藏的研究中,应该从油藏的基本特征入手,分析复杂断块油藏制约因素,制定勘探开发一体化的思路,最大限度以及最快速度挖掘油藏潜力并尽快建产。利用VSP测井技术,测井资料和地震资料相结合,精细落实构造及储层发育情况,并利用蜘蛛网图研究该区隔层发育情况,利用隔夹层研究技术确定储层封堵性,根据勘探开发一体化思路,进行井网优化设计,按照分层注水开发的油藏整体开发思路进行井位部署。在部署探井的同时注重开发井网和后期注水调整井网的优化,在开发井网部署时,充分考虑储量有效动用,利用隔夹层发育特征来部署直井和水平井,从而实现储量向产量的快速转化。     

AF窄条状油藏Ⅱ砂层组高含水期挖潜技术

以新老井测井资料、地质资料及生产动态资料为基础,以油藏精细描述、油藏动态分析、剩余油饱和度和剩余油储量丰度联合评价为手段,对Ⅱ砂层组开展地质再认识以及剩余油分析研究,认为Ⅱ砂层组剩余油主要集中在构造高部位及井间滞留区。在此基础上编制挖潜方案,计划实施油井9口,预计提高采收率3.2%,目前已成功实施了侧AF18A和AF平2井,进一步指导该块下一步挖潜工作的开展,AF油田Ⅱ砂层组初步挖潜成果也为同类老油田的调整和挖潜提供思路和经验。