三塘湖盆地火山岩油藏试采评价技术探讨

三塘湖盆地牛东2号构造上石炭统卡拉岗组油藏为吐哈油田首次发现的裂缝一孔隙型火山岩油藏，如何试采评价、如何高效开发是吐哈开发工作者面临的全新课题。经过一年的室内研究和现场试采，初步确定了火山岩油藏试采评价综合配套技术系列，基本形成了三塘湖牛东区块火山岩油藏开发模式，为三塘湖牛东区块火山岩油藏的产能建产工作奠定了良好基础。     

低渗透储层间采井产能预测方法

以间歇试采井为研究对象，对以往试采井资料进行整理，利用间歇生产过程中录取到的原始生产资料，对自然产能和压裂改造的生产井在试油、间歇试采两阶段得到的地层参数进行对比和分析，研究出间歇方式的采油井、试采井的产能预测方法。该方法可为评价试采井区产能、探明试采区块储量、进行油藏精细评价和编制开发产能方案提供准确依据。     

冷西深层低渗透隐蔽油气藏的优化部署研究

在分析总结冷西深层低渗透油气藏特点的基础上，结合其试油试采效果，对比我国其它低渗透砂岩油藏的开发实践，运用科学、合理的技术手段对该油藏进行了优化部署研究，对油藏的开发层系、开发方式、井网井距及注采系统等油藏参数分别进行了优化设计，并提出了合理的开发部署意见。     

狮子沟油田N1油藏开发效果评价

狮子沟油田N1油藏是1954年发现的构造，经过一系列的勘探工作以后，1971年证实为油田。经过勘探阶段的试油、试采分析，该油藏具有单井产能低、压力下降快、开发井网部署难度大的特点，加之受地面条件的限制，致使该油藏未能及时投入正规开发。随着九十年代开发技术的成熟，新工艺技术的进步发展，才使该油田投入了正式开发。通过近几年的试采开发，开发效果有了极大的提高，特别是2000年3月深10斜2井投入试注水以后，油田面貌一新，生产水平稳步上升。本文通过该油田近几年所取得的开发动态资料，对目前的开发生产情况、注水效果，进行了详细的分析与评价，提出了该油藏目前所存在的问题及下一步的工作建议，对该油藏下一步合理高效的开发具有一定的指导意义。     

疏松砂岩油藏筛管完井水平井试采技术应用研究

华港油田垛一段油藏为疏松砂岩油藏,油层薄,原油粘度较高,易出砂。针对水平井绕丝筛管完井的特点,着重阐述了与之相适应的配套试采工艺:替浆、解堵(酸洗、泡沫酸酸化)、螺杆泵采油系列新技术,这些技术的应用很好地解决了地层出砂、产能低的技术难题。两口井应用新试采技术后,获得较高稳定产能,表明完井方式及其试采配套技术满足疏松砂岩油藏开发要求,为类似油藏的开采提供了借鉴。     

超稠油油藏开采规律分析

曙—区超稠油油藏发现于七十年代后期，当时由于埋藏深，原油粘度高及工艺技术条件的限制，无法获得工业油流。八十年代后期．辽河油田与加拿大联合开展了“曙—区兴隆台油层超稠注油藏开发可行性研究”，对部分井进行重点取芯及蒸汽吞吐试采。20世纪90年代初，随着开发工艺技术的提高，并根据超稠油开发可行性研究成果及曙1—36—234井蒸汽吞吐试采成功，向国家储委申报社84块、杜212块探明石油地质储量，但由于工艺技术的原因，开发工作并未开展。     

南山湾地区低渗透隐蔽性岩性油藏优化部署研究

通过对南山湾油田葡萄花油层试采的总结，运用综合地质分析方法，结合低渗透岩性油藏特点，并结合国内其它低渗透油田的开发实践，运用目前先进的技术手段，对开发该油藏进行了深入系统的研究，对开发方式、开发层系、井网设计、注采系统等均进行了优化设计研究与探讨，提出了今后合理的开发意见。     

提捞试采动态预测模型及在储量评价中的应用

为了实现大庆外围油田未动用储量的有效开发,近年来创新出一套勘探开发一体化的单井评价技术和开发模式.提捞试采作为单井评价模式中的一项重要技术,主要从动态角度对油藏作出评价.利用提捞试采过程中录取的提捞液量、液面等资料,依据渗流力学原理,建立了油井试采过程中原油从油藏流向井筒和从井筒流向地面的常微分方程组,并给出了解析解.证明出油井关井恢复期间地下产量变化服从指数递减规律.建立了基于试采资料计算地质储量的方法并给出了实例,解决了试采过程中没有地层压力资料,运用传统的物质平衡法难以进行储量评价的问题.     

试采水平井产能影响因素分析

水平井试油产量与投入开发和试采阶段的产量差别较大,影响后期稳产设计及开发预测。本文通过对吉林油田探评区低渗透油藏水平井试油井试油资料及投产开发的生产数据进行对比分析研究,得到了黑帝庙油层、扶余油层水平井试油产量与试采产量之间的关系,为试采期稳产产量预测及确定合理流压提供了依据。     

低渗稠油油藏蒸汽吞吐水平井参数优化

本文针对国内某油田稠油区块,基于研究区块构造特征、储层特征、油层分布、油藏类型、流体性质、油藏温度及压力,借鉴试油试采资料,利用数值模拟方法优化设计油井参数,预测油井开发指标,为稠油油藏开发提供一定的技术指导。     

开发方式对断块油藏开发效果影响规律研究

以实际油藏地质情况为原型建立概念模型，通过油藏数值模拟研究讨论了包括注水方式、井网密度、天然能量利用与注水时机等开发方式对断块油藏开发效果的影响，从不同开发方式驱油特征的角度分析了造成开发效果差异的原因。研究结果对断块油藏的早期开发设计和后期综合调整都具有一定的借鉴作用，将有助于提高此类油藏的开发水平。     

商741沙一段火山碎屑岩油藏高效开发技术研究

商741沙一段火成岩是水下火山多期爆发作用形成的火山碎屑锥体，油藏储层具有多种储集空间类型，储层平面，层间。层内非均质严重，原油粘度大，为了合理开发油藏，在开发前期油藏细描述和动态资料分布的基础上，搞清了油藏开采特征，确定了开发方式，开采方式，合理井距，层系划分，论证了多种开发方案并进行了方案优选，优选方案实施后，开发井成功率100％，取得了较好的开发效果。     

白音查干油田小断块油藏开发影响因素分析

影响油藏开发效果的因素很多,主要有油藏地质特征方面的内在因素和开发技术政策方面的外在因素,不同因素对油藏开发效果具有不同的影响程度.通过统计各因素与开发数据之间的关联性,可以分析不同因素对油藏开发效果的影响程度,从而实现进一步优化储层识别参数、优化开发技术政策,达到改善开发效果的目的.文中以白音查干油田小断块油藏的开发...     

靖安油田塞248区注水开发效果分析

塞248区为靖安油田侏罗系油藏的一个小油藏,其开采层位为延9层。2004年投入开发,该区在先采后注的开发方式下,经历了产量递减阶段和上升阶段,目前达到平稳阶段,开发呈现良好趋势。该区油井见效初期表现为"三升一降",注水取得了很好的开发效果。本文就该油藏特征及投入开发以来油井见效特征予以分析总结,为下步同类油藏的开发打下基础。     

油藏数值模拟在克拉玛依油田530井区的应用分析

针对勘探开发阶段资料较少的情况下 ,从单井数值模拟到区块数值模拟 ,通过历史拟合 ,用数学模型再现油藏地下真实动态 ,对油藏反复模拟开发 ,求得合理开发油田定量的解。在 5 30井区下乌尔禾组油藏地质与油藏工程研究及历史拟合的基础上 ,设计和预测了多达 1 6个方案。在处理裂缝性油藏方面获得了一定的经验 ,为今后此类油藏的开发提供了指导。     

长岭1号气田火山岩气藏产能控制因素研究

近年来,在我国松辽盆地深层火山岩储层中发现了大规模的天然气藏。火山岩气藏地质结构极其复杂,具有多火山体多期次喷发交互叠置、岩性岩相变化快、厚度变化大、非均质性极强、连续性及可对比性差等特点。目前,火山岩气藏的开发在国内外还无成功的经验可借鉴,属世界级难题,而气藏产能控制因素不清是制约火山岩气藏开发的瓶颈。针对火山岩气藏特征,通过开展岩性岩相、储层物性、裂缝发育程度、储层压敏性、井型以及储层污染等因素对气藏产能的影响研究,搞清了火山岩气藏产能的主控因素,为评价火山岩气藏产能、明确开发思路提供了一定的指导。     

研究气藏经济采收率的方法

研究气藏经济采收率,应用于气藏开发可行性论斑点,指导气藏科学开发,为油气藏企业决策者提供依据。采用现金流量法研究气藏经济采收率,从经济角度评价研究气藏采收率,从而使收率不仅反映技术的可行性,而且反映经济的可采性。     

复杂底水型气藏储层发育控制因素及气水分布模式——以四川盆地龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏为例

受沉积和成岩作用控制,礁滩型碳酸盐岩气藏储层非均质性严重,流体分布极为复杂,这一类型气藏整体表现为分散底水型特征。以龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏为例,研究储层发育控制因素、气水分布规律及生产特征。储层研究结果表明,礁滩型碳酸盐岩气藏储层受沉积、白云石化、岩溶和裂缝控制,有利沉积相带是储层发育的物质基础,白云石化作用是储层形成的有利因素,岩溶作用是优质储层形成的关键所在,裂缝能有效增加储层渗透性。动静态资料综合分析龙岗气田气水分布类型主要有薄层状边水型、厚层块状底水型和层状纯气型。不同类型气水分布特点和富集规律受构造、储渗体形态、储渗体物性、裂缝和储渗体上倾方向致密层遮挡以及气源充足程度控制。不同流体分布模式气井具有不同的生产特征,根据这些特征制定有针对性的开发技术政策,可有效提高气藏开发效果。     

准噶尔盆地侏罗系低渗透油气储层特征及成因探讨

通过对准噶尔盆地侏罗系低渗储层岩石学特征、成岩作用特征及物性特征、孔隙结构特征等因素分析，研究了侏罗系低渗储层的成因，分析了影响低渗储层性质的重要因素，认为成岩压实作用是决定准噶尔盆地侏罗系低渗储层性质的关键因素，相对优质储层主要分布于低热成熟度、低塑性岩屑含量和粗粒级的砂体中。砂岩粒径、塑性岩屑含量和煤系发育程度影响成岩压实减孔量，从而影响剩余原生粒间孔隙发育程度。三工河组受沉积环境、组分和结构控制的相对优质储层分布广泛，是侏罗系中的最佳储层。煤系地层发育程度对储层物性有重要控制作用。     

蜀南南井气田井2缝洞系统气水关系研究

蜀南南井构造茅口组气藏为典型的碳酸盐岩缝洞气藏,基质致密,溶洞是主要的储集空间,而裂缝是主要的渗流通道。该气藏已经进入开发中后期,气藏大规模见水。为解决该气藏大量剩余储量未能动用、气藏采出程度偏低的问题,本文试在气藏地质特征和开发动态特征相结合的基础上,结合其他相关技术和手段,对气藏驱动能量、气水关系等进行细致分析,认为缝洞系统内气水关系复杂,可能不存在统一的气水界面。隔气式气驱是气藏产水的主要驱动力,水体自身能量有限。