孤岛油田聚合物驱配套技水研究

1.概况 目前孤岛油田有注聚区8个,地质储量9773×104t,占孤岛油田地质储量的25.3％,占孤岛油田的47.6％,数模表明,8个聚合物驱项目平均提高采收率7.4％,增加可采储量720×104t,目前已经提高采收率3.2%,增油309×104t。“九五”期间孤岛油田增加可采储量981×104t,其中聚合物驱增加可采储量468×104t,占47.7％,成为“九五”期间主要的提高采收率技术。孤岛油田提高采收率的方式逐渐由“八五”期间的老区调整及稠油过渡到“九五”期间的聚合物驱。     

河南油田各探区勘探潜力与"十五"油气资源发展战略

"九五"期间,河南油田在焉耆盆地和泌阳南阳凹陷发现并探明多个油田及含油区块,完成了储量目标,在新区勘探也取得了新的地质认识.新一轮资源评价及勘探潜力分析表明,油田各探区油气总资源量13.550×108t,剩余资源潜力较大,勘探领域较为广阔,但各探区地质条件复杂,勘探难度很大."十五"油气资源发展战略是(1)深化东部老区勘探,安排探明储量3000×104t,为老油田稳产增加资源储备;(2)加强焉耆盆地新区带勘探,扩大油气勘探成果,预测可新增探明储量2000×104t;(3)攻坚啃硬,力争新区勘探取得突破,拿到(3000～5000)×104t储量;(4)进军塔里木,开辟新战场;(5)走出国门,参与国际勘探开发市场竞争,扩大河南油田的生存与发展空间.     

信息技术在提高油田勘探开发中的应用

孤岛采油厂紧紧围绕油田勘探开发和生产管理,不断加强和完善计算机信息技术的研究和应用,构建起了局域网上信息高速公路,同时强化开发数据库建设工作,为油田生产经营提供了基础信息资源。“九五”期间,通过应用以计算机信息技术为主体的三维地震和油藏精细描述,新增探明石油地质储量2556×104t;优化设计新井131口,累积增油46.4×104t;实施各类措施井214口,累积增油15.04×104t;增加可采储量371×104t,提高采收率1.29％。     

河南油田超稠油油藏动用实践与效果

河南油田高粘度超稠油油藏储量1088.19×104t,目前采用常规的注蒸汽吞吐试采,试采效果很不理想,达不到热采产能要求。通过注氮气隔热、注降粘剂的措施虽然可以提高试采效果,但仍然突破不了产能关,导致超稠油储量难以动用。通过调研国内超稠油油田稠油开采的先进技术,分析适宜河南油田超稠油油藏特征的开采技术,优选了采用高干度、高强度、高速度、辅助氮气、溶剂降粘的蒸汽吞吐开采技术,单水平井蒸汽吞吐方式,大井眼(95/8″套管,双油管)开采方式,过热蒸汽技术等,有效提高了超稠油难采储量动用程度。     

河南油田化学驱技术的研究与应用

河南油田通过对合理流度比控制技术、高浓度大段塞技术、井网调整技术和全过程调剖技术等关键技术的攻关,形成了适合河南油田油藏特点的聚合物驱技术。到2010年底,河南油田化学驱工业化动用地质储量6297.7×104t,累积增油153.4×104t,化学驱产油量占整个河南油田油产量的22.3%,为产量稳定作出了显著贡献。河南油田今后的工作方向是扩大聚合物驱技术的应用范围,改善聚合物驱技术的应用效果,系统开展复合驱技术的研究和矿场应用,更大幅度地提高采收率。     

浅海跨越式发展的新春天——解读辽河油田浅海石油开发公司“四大优势”

面对实现“十一五”建成年产原油100×104t和日产天然气100×104m2的“双一百油田”目标，浅海石油开发公司具有资源、政策、人才和技术“四大优势”，既迎来了海上发展的“黄金机遇期”，又迎来了跨越式发展的新春天。资源优势。2006年是“十一五”发展规划的第一年，也是海上加快发展的起步开局之年。辽河滩海有近1亿吨探明原油储量和100×108m3探明天然气储量，如何盘活动用好这块现实资源，对于实现“十一五”产量稳定，实现油田公司“51286”、“硬稳定，快发展”总体目标具有十分重要的意义。去年，该公司在笔架岭西部构造带上新发现…     

“九五”期间中油公司油气储量大增

“九五”期间 ,中国石油天然气股份有限公司靠先进技术和管理创新 ,发现一批新的油气田 ,油气储量大幅度增长 ,展现了良好的勘探前景。“九五”期间中油系统新发现油气田 4 9个 ,新增探明石油储量 2 .4 4× 10 8ｔ ,比“八五”期间探明的石油储量增长 18%。其中新发现亿吨级油田 8个 ,50 0 0× 10 4 ｔ级油田 8个 ,且全部投入了开发。中油系统新发现气田 31个 ,新增天然气地质储量 9187×10 8ｍ3,相当于前 3年的总和“九五”期间中油公司油气储量大增@冀仁     

利用水平井技术实现欢东油田稠油难采储量有效动用

欢东油田稠油油藏经过10多年的开发，主力区块已进入蒸汽吞吐开采后期，后备资源接替不足成为制约油田发展的瓶颈。2006年以来，欢东油田加大了对稠油难采储量研究和动用的工作力度，按照“整体研究、系统解剖、优选目标、滚动发展”的工作思路，对目标区的油藏地质特征进行精细描述，对直井生产特点进行详细分析，采用数值模拟等技术对水平井开发可行性进行综合研究，优选出4个区块进行水平井开发，取得了好的效果，使欢东油田稠油难采储量得到了有效动用。     

青海油田勘探开发锁定6项重点

(1)在勘探上,目标是今、明两年在新区拿到1000×10~4t新增探明石油地质储量,找到1～2个五千万吨级的优质储量;瞄准三湖地区,2～3年内新增1000×10~8m~3的天然气探明储量。(2)在难采储量动用上,通过机制创新和技术攻关,尽快从5000×10~4t难采储量中优选储量投入效益开发。     

河南油田二类储量聚合物驱潜力与应用

河南油田自1996年9月在九个区块开展了一类储量(<70℃油藏)聚合物驱,目前一类储量聚合物驱已进入尾声;为了缓解油田产量递减,开展了高温聚合物驱二类储量(70~80℃油藏)潜力评价,共有七个二类储量单元可进行工业化推广应用,地质储量3215.3×104t,聚驱控制储量1901.1×104t;其中双河油田江河区V上层系已于2004年5月进行现场实施,截止到2005底,日产油由107t上升到157t,含水由95.24%下降到92.77%,累积增油1.4555×104t,仍处于产量上升期;根据数值模拟预测,二类储量单元聚驱后可提高采收率6.72%,增加可采储量127.75×104t。     

缝洞性碳酸盐岩油气藏开发对策——以塔河油田主体开发区奥陶系油气藏为例

塔河油田奥陶系油气藏是典型的古岩溶缝洞性碳酸盐岩油气藏,开发初期采取滚动勘探开发模式、分批次动用储量、“点、线、面”复合直井井网控制储量、以地震属性的提取与分析为主的储层预测与识别技术、深度酸压和侧钻水平井等技术取得了较好效果,使开发井建产成功率由不足60%提高到85%以上,探明石油地质储量突破5×10⁸t,油田年产量达到350×10⁴t。随着开发进程的深入,对缝洞储集体的识别精度不够,缝洞性油藏储量的可信度低,开发中后期缺乏提高采收率和单井产能的对策等方面影响了开发效果的进一步提高。为此,下步的开发工作中应采取以下措施:1)以动用储量或可采储量作为开发方案编制或调整的依据;2)用直井加水平井的复合井网增加对储量的控制;3)重新划分开发单元;4)采用单井控制储量规模确定合理开发井数;5)以合理生产压差确定单井配产。     

胡尖山油田安83区块超低渗油藏井网适应性分析

胡尖山油田安83区块长7油藏是以"三低"(低压、低渗、低产)为特征的典型特低渗透油田,资源潜力大,目前控制地质储量1.3亿吨,但储量丰度底,隔夹层较发育,储层物性差,开发难度大,投产井单井产能低。本论文通过对该地区的构造特征、沉积相特征、油藏特征、及所采用的6种不同开发试验井网井排距(矩形、菱形反九点、正方形、水压裂、水平井等井网)的试油、试采、工艺改造措施等进行分析对比,探索出一套适合长7油藏合理的开发技术政策,认为水平井井网在胡尖山油田长7油藏开发中有更好的适应性,为胡尖山油田的快速上产提供了强有力的支撑和保障。     

张店油田地质特征及滚动勘探潜力分析

张店油田是一个断鼻油气田,油层分布受断层控制明显,剖面上呈“屋脊状”、平面上呈“叠瓦状”展布;单油砂体呈条带状分布,含油高度50～100m,含油宽度300m左右、含油面积一般0.2～0.3km2。储层孔隙度15％左右,渗透率0.15～0.2μm2;通过对张店油田地质特征及油气分布规律研究,预测龙1、南37、南38断块增储潜力199×104t,南55断块增储潜力220×104t;张16井至南47井以东地区滚动增储潜力（100～150）×104t;北部白秋及东部马店地区勘探潜力200×104t;目前油田探明储量321×104t;预测资源总潜力（1000～1200）×104t。滚动开发1999年已形成了年产能1.0×104t,2000年底可建成年产能4.0×104t通过滚动增储最终可望达到（8～10）×104t的生产规模。     

东庄油田复杂断块油藏开发评价研究

东庄油田为低渗透复杂断块油藏,发育9个小断块,含油面积4.3 km2,石油地质储量259×104t。储层物性差,埋藏深,原油含蜡高,凝固点高。因储量品位低,开发难度大,发现30多年未投入开发。针对东庄油田的地质特点,对其经济有效开发的可行性,注水开发的适应性、井网井距、合理压力水平以及单井产能进行了分析,提出油田开发的实施技术路线。     

纯化薄互层低渗透油田开发层系的划分与组合

纯化油田为薄互层低渗透油藏,含油小层多,层间渗透率差异大,储量丰度低,早期采用一套层系开发,层间干扰严重、各小层动用不均衡、储量损失大等矛盾造成开发效果差。为改善油田开发效果,对油田开发层系的技术政策进行研究,确定了油田开发层系划分方案。同一层系内的层间渗透率级差中部地区不宜大于5,边部地区不宜大于3,应尽可能单采3～5个主力小层,射开厚度必须控制在6m左右,单井控制储量一般应大于10×104t,隔层要具有分层卡封的可行性。根据研究结果,在C2块、C23块等5个单元实施,增加可采储量117.8×104t,提高采收率5.2%,表明低渗透薄互层油藏合理划分开发层系可有效改善油藏开发效果。     

三元复合驱提高原油采收率关键理论与技术

三元复合驱是比聚合物驱提高采收率幅度更高、技术更复杂的驱油技术,中国适合于三元复合驱的地质储量约为83×10⁸ t,仅大庆油田就有近14×10⁸ t的储量,其潜力巨大,但由于很多关键技术问题没有得到有效解决,因此未能进入工业应用。通过多年的研究与实践,突破了大庆油田低酸值原油无法形成超低界面张力的技术界限,发明了三元复合体系新配方;研制出了烷基苯磺酸盐表面活性剂,并实现了工业化生产;优化确定了适合于三元复合驱的井网井距、层系组合和注入参数;攻克了防垢举升、采出液处理等关键配套技术,整体上达到了工业化应用条件。现场应用实践表明,三元复合驱可在水驱基础上提高采收率20% 以上,比聚合物驱提高采收率多10% 。三元复合驱技术作为大庆油田持续稳产的战略接替技术正在工业化推广,并可以为其他高含水开发阶段的老油田挖潜和陆相砂岩油田的高效开发提供技术支持。     

近20年中国石油储量变化分析

20世纪80年代以来,中国的石油工业处于储、产量相对稳定的壮年期。从1984年到2004年,中国累计的探明地质储量和可采储量呈起伏不大的平稳升势。其中,东部老油区仍是增储的主力,20年间地质储量年均增长4.6×10⁸t,可采储量年均增量约为0.95×10⁸t。西北区及海域地质储量年均增长分别为1.93×10⁸t及1.11×10⁸t,可采储量年均增量分别为0.396×10⁸t及0.237×10⁸t。从对未来经济发展更具影响的剩余可采储量看,中国石油剩余可采储量处于稳定的局面,20年期间平均年增量仅为0.1×10⁸t。东部老油区已处于稳产阶段后期,其剩余可采储量已开始下降,但西北和海域的增加弥补了东部的下降。今后东部老油区与西北、海域之间的减、增平衡状况决定着全国石油剩余可采储量和产量的变化趋势。为保持中国石油产量的进一步提高,今后应加强东部挖潜,开拓西北及南海深水海域战略接替区。     

鄂尔多斯盆地胡尖山油田安83区块开发效果评价

鄂尔多斯盆地胡尖山油田安83区块长7油藏是典型的"三低"(低压、低渗、低产)油藏,具有储量资源大,目前预测含油面积241km2,地质储量1.3×108t,但物性差,开发难度大,该区从2010-2012年对该区块分6套不同井网进行试验开发,截止目前共完钻油水井429口,投产193口,论文通过对安83区块长7油藏的构造特征、沉积相特征、油藏特征及所采用的6种不同开发试验井网的开发效果进行综合评价分析,为后期规模建产提供了参考意见。     

大情字井区裂缝性油藏的压裂优化设计

大情字井区是一个具有亿吨级储量规模的大型油田，地质情况比较复杂，裂缝比较发育，压裂施工成功率较低，加砂量小，起不到有效认识储层产能的作用。根据大情字井区裂缝性油藏的特点，阐述了裂缝性油藏的压裂设计思路、压裂优化设计和压裂施工的难度，提出裂缝性油藏和非裂缝性油藏压裂设计的不同之处。根据大情字井区体育场层的地质条件，采用降滤失措施和压裂优化设计，提高了裂缝性油藏的施工规模，有效地认识了储层的产能。给出了大情字井区裂缝性油藏压裂的实例。     

环江地区长8储层开发技术研究

环江地区位于鄂尔多斯盆地西部,紧邻西缘断裂带,油藏物性差,埋深大,勘探难度大,长期处于开发的盲区。2008年以后由于认识和技术的突破,进入了正式开发。本文以环江油田建设开发实践为基础,较为系统的总结了长 8 油藏注采井网优化、随钻分析、勘探开发一体化、储层改造、超前注水、初期注水调整、水井增注等 6 个方面的技术和有效建设技术,并对各项技术的应用效果进行了初步评价。通过这些技术的矿场应用,环江油田长 8 油藏建设周期缩短,单井平均初期产量达到 2.2 t/d,新井自然递减下降 13.5 %,控制储量突破 1 亿吨,年产达到 50 万吨,实现了盆地西缘复杂区域的有效开发。