渤海蒸汽吞吐油田产能分析及预测研究

渤海LD2特稠油油藏（地层原油黏度2 908 mPa·s）设计采用十轮次蒸汽吞吐方式开采。为了准确预测每一轮次注热后的产能,在对第一轮次蒸汽吞吐开采实际注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度等注热参数与单井比采油指数相关性回归的基础上,开展的产能影响因素分析研究结果表明：单井平均比采油指数与各注热参数存在良好的线性关系,注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度等越高,比采油指数越高;并通过多元线性回归,得到比采油指数与注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度四个注热参数和地层渗透率、黏度的关系式。经矿场实例验证,该关系式预测精度较高,该方法的优点是注热完成后,即可根据实际注热参数快速准确的进行产能预测,实用性强,应用范围广。     

稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化

蒸汽吞吐热力采油的效果取决于由注采参数决定的注入蒸汽的热能利用程度。将蒸汽在地面管线、井筒及地层中的流动作为一个整体系统，在地面、井筒管流及油藏数值模拟研究的基础上，基于节点分析技术，建立蒸汽吞吐注入系统组合模型，提出蒸汽吞吐井注采参数整体系统优化的设计方法。考虑蒸汽吞吐井的注入、采出费用建立经济评价模型，用模拟退火算法优化注采参数。应用结果表明，采用此方法优选出的参数进行生产，可提高蒸汽吞吐井的热能利用率和开采效果。图2表2参8     

水平井蒸汽吞吐产能预测解析模型

根据能量守恒方程，确定了水平井蒸汽吞吐加热区域的计算方法，并基于质量守恒方程建立了水平井蒸汽吞吐产能预测解析模型，编制了水平井蒸汽吞吐产能预测软件。将该模型计算结果与CMG数值模拟计算结果进行了对比，验证了该模型的可靠性。     

蒸汽吞吐井流入动态预测

该文用油藏数值模拟方法研究蒸汽吞吐井的流入动态，通过分析吞吐井的生产特征，设计出各动态参数的变化形式，在对草平１井进行历史拟合的基础上，计算出不同注入和采出方案下的动态，并进行回归，得到流入动态关系，最后与草平１井第二吞吐周期实际动态进行了对比分析。     

蒸汽吞吐开采井的不稳定产能预测理论及应用

蒸汽吞吐是稠油开采的有效手段之一,高温长效的产能评价是油气田开发方案设计、油气井合理配产的重要依据。但对蒸汽吞吐井产能的预测目前还没有成熟的计算方法。采用质量、动量和能量平衡方程,建立一维的不稳定流体流动井筒模型,利用有限差分法对方程组进行顺序迭代求解,得到不同时间下的井底压力与流量的关系曲线,应用此不稳定IPR曲线进行产能预测。经蒸汽吞吐井实例验证,与井开发实际相符,证实了此项技术的实用性。     

蒸汽吞吐效果预测及注汽参数优化方法研究

数值模拟是稠油油藏开发的有力工具，但它需要较多的人力和物力。当对新区的多个油藏进行开发效果预测时，仅用数值模拟是困难的。为此，提出了一种简单的预测蒸汽吞吐效果的方法，它以ＭａｒｘＬａｎｇｅｎｈｅｉｍ模型为基础，是在ＢｏｂｅｒｇＬａｎｔｚ模型基础上发展起来的解析解模型。同时提出了一种应用加权方法考虑多个生产指标的优化方法。以此为基础，在ＰＣ机的Ｗｉｎｄｏｗｓ３．ｘ和Ｗｉｎｄｏｗｓ９５环境下开发了相应的软件。应用结果表明：预测模型具有较高的精度；优化方法具有较好的适用性和可操作性。该软件为油藏工程师提供了一个预测蒸汽吞吐效果和优化注汽参数的工具。图２表２参４（郭海莉摘）     

蒸汽吞吐井流入动态预测

该文用油藏数值模拟方法研究蒸汽吞吐井的流入动态，通过分析吞吐井的生产特征，设计出各动态参数的变化形式。在对草平１井进行历史拟合的基础上，计算出不同注入和采出方案下的动态，并进行回归，得到流入动态关系，最后与草平１井第二吞吐周期的实际动态进行了对比分析。     

特薄层稠油油藏蒸汽吞吐产能预测方法及应用

结合Boberg-Lantz单井蒸汽吞吐产量预测方法和物质平衡法构建了特薄层稠油油藏蒸汽吞吐产能预测模型,该模型结合了两种方法的优点,准确性较高。根据数模结果结合经济极限法确定了该类油藏注汽选井条件,并对注汽强度进行了优化设计。将该模型推导的结论在八面河油田面138区沙四段应用后效果显著,对该类油藏的注汽开发具有较好的指导意义。     

一种改进的蒸汽吞吐产能预测模型

蒸汽吞吐的生产动态与油层性质和注汽状况等因素有关。在多油层地质模型的基础上，考虑蒸汽超覆现象计算加热区的范围，用能量平衡方程的物质平衡方程分别计算加热区油层的平均温度、油水饱和度及平均压力。得到上述参数后，利用渗流方程为预测油层生产能力。     

渤海油田蒸汽吞吐试验井注汽压力影响因素分析

渤海海上油田蒸汽吞吐试验井A1井第一轮出现注汽压力高，注汽能力受限，热损失大，井底注汽干度没有达到预期，影响热采效果。为了降低注汽压力，改善蒸汽吞吐实施效果，采用正交试验方法对蒸汽吞吐试验井A1井注汽压力高的原因进行分析，认为影响A1井注汽压力高的敏感因素按影响程度依次是地层能量、渗透率以及原油黏度。该区块后续热采实施应先冷采降低地层能量或注汽前采取降黏增注预处理措施，以改善注汽实施效果。研究结果可为全区热采实施及类似油田热采开发提供指导。     

预测油气田产量的方法

通过对油气田大量生产数据的统计分析,发现油气田产量与累积产量平方的比值和开发时间存在着相当好的半对数直线关系.基于这个规律,推导建立了油气田产量、累积产量、可采储量、最高年产量及其发生时间的预测模型,阐述了参数的估计方法,并与其它模型的预测结果作了对比.结果表明,文中提出的预测模型是可靠、有效的.     

布尔模拟与模拟退火结合的两阶段模拟方法及其应用

提出用布尔模拟与模拟退火结合的两阶段模拟方法模拟井间储层参数分布。第一阶段 ,利用布尔模拟方法模拟出井间的砂、泥岩分布 ;第二阶段 ,在布尔模拟结果的基础上 ,用模拟退火方法模拟井间储层参数的分布 ,退火时依据不同的岩性特征 ,分别建立各种岩性所对应的条件直方图和变异函数 ,使岩性对参数分布的控制作用真正得到了体现。研究中很好地解决了布尔模拟与模拟退火之间的耦合问题 ,可以直接应用布尔模拟的结果来指导井间储层参数分布的预测。实际应用效果表明 ,该方法模拟结果具有一定的准确性和可信性     

海上水平井同井不同压裂裂缝注采模拟

为高效开发海上低渗透油田,研究了水平井分段压裂后采用远端裂缝注水、近端裂缝采油的同井注采开发模式,建立了物理模型和数学模型.通过对模型的求解、生产动态预测软件的研制和模拟,分析了不同裂缝条数和裂缝导流能力下油井日产油量、累计产油量和含水率的变化.结果表明:随着采油裂缝条数的增加,油井初期日产油量增加、后期日产油量下降,油井含水上升越快、含水率越高;油井日产油量和累计产油量随着裂缝导流能力的增加而增加,但增加幅度会下降.针对给定的油藏参数,水平井分段压裂3条裂缝最好,裂缝导流能力在35 μm2·cm为佳.     

齐40块水平1井采油技术

针对弃平1井特殊的完井方式，采用φ114mm隔热管与φ62mm油管匹配注汽管柱，以保证井底有较高的蒸汽干度。同时，根据油层物性数据，应用计算机软件，优化设计了注汽速度、注汽量、井底蒸汽干度、焖井时间等参数。从第一周期开采过程看，注汽效果较好。另外，又对弃平1井水平井段长、油层位置深的特点，研制并应用了水平井机械开启式抽油泵。该泵泵效达到52.3%，实现了充分利用地层能量，提高油井产能的目的。     

协同过滤在油井增产预测中的应用

预测油田增产措施效果是减少低效措施,提高措施有效率的重要前提。建立表征增油量的模型,描述了措施后增油量与时间的产量递减规律。并且建立一套集数据预处理、最近邻搜索和产生预测值的协同过滤算法流程。利用灰色关联分析、相关性分析筛选了措施的主要影响因素,优化筛选出了最佳邻域阀值,利用该邻域阀值筛选了目标潜力井的相似井,从而得到该目标潜力井的预测值。油田现场应用结果表明,表征增油量的模型与预测方法的可靠性较高。     

油田产能建设对地下水的影响分析

根据水文地质资料及产能建设区域,确定评价区为193.1 km^2。通过对水文地质条件进行概化,建立地下水数值模型,并对模型进行识别和验证。选取石油类作为污染预测因子,应用该模型预测建设工程对地下水的影响。预测结果表明:在7300 d时,运移距离为625 m,与最近村庄距离为1525 m,产能建设工程对评价区村庄地下水无影响。     

七参数组合生产测井仪在油水井动态监测中的应用

动态监测对于油田的低成本、高效率开发是至关重要的，如何利用现有的生产测井技术更广泛、更有效的开展油田的动态监测工作是值得进一步探讨的问题。七参数组合生产测井仪是常用的生产测井仪器，通过采取不同的仪器串组合，不仅可以测取自喷井产出剖面、注水井注入剖面、注聚井注入剖面，而且还可以开展油井套管找漏工作。七参数组合生产测井仪在新疆油田的油水井动态监测工作中的应用，为油田的动态监测工作，指出了一条新路。     

积极响应总公司号召扎实有效地搞好润滑油生产经营

介绍了茂名石化公司总公司９５润滑油工作会议后在加强润滑油生产经营管理方面所作的工作，以及为全面实施基础油新标准，促进产品升级换代，进一步搞好润滑油生产经营拟采取的措施，包括成立协调领导小组，实行专业化管理，大力整顿调合厂，大力推进技术进步以及改进营销策略等等。     

新庄地区断层封闭性综合评价

新庄油气田位于泌阳凹陷北部斜坡，断层发育，产层呈“叠瓦状”展布，断层封闭性研究对油气田开发有着重要意义。对构造主控断层的岩性对置关系、断层两侧流体性质进行了对比分析，针对典型断层计算其断面压力、断裂带泥质含量，对研究区主控断层封闭性进行了定性和定量的综合评价。同时，在实验室通过模拟地层条件，测试不同围压和孔隙压力下的断层临界开启压力和临界闭合压力，得出新庄地区主控断层的临界开启压力为3.7 MPa、临界闭合压力为6 MPa，而计算的主控断层断面压力不小于6 MPa，过渡埋深400～600 m，断裂带泥质含量40%～55％，这表明绝大多数主控断层的含油气层段（目的层段）封闭性较好，但是在地层埋深不超过200 m时，蒸汽吞吐的注入压力要控制在3.7 MPa以内，以免压力过大造成断层开启，从而影响蒸汽吞吐的最终生
产效果。     

草南超稠油油藏注蒸汽热采储层伤害及控制

分析了草南超稠油油藏的储层基本特征，探讨了该油藏在注蒸汽开采过程中水敏性、碱敏性、温敏性对储层的伤害，并提出了相应的储层保护技术。研究结果表明，在蒸汽驱过程中，由于温度的升高，碱敏损害更加严重，因此在蒸汽驱之前应对地层进行预处理，以防热采过程中所产生的粘土膨胀和分散运移对储层造成的损害。