北大港油田注采压力体系研究

本文通过埋藏深度从６０２ｍ至４０３０．８ｍ的北大港油田８个开发区原始地层压力，地层温度，饱和压力，注水泵压，地层破裂压力，以及出砂界限等纵向变化特征，研究地层压力保持界限，合理生产压差和注水压差的纵向分布规律。     

单井地层压力简便计算方法研究

目前注水开发油田矿场确定单井控制的平均地层压力真值不仅关井时间较长（长于２ｄ）,而且误差较大。提出改进方法：以压力导数异常变化起始点的压力值作为单井控制的平均地层压力真值;未测到压力导数后期异常变化的井,沿用原有方法确定。推导出计算注水开发井地层压力的港Ⅰ法（利用半对数直线段或外推直线段求取,包括３种计算式）和港Ⅱ法（压力恢复速度法）。在此基础上,考虑现场条件,统计大港油田３５口井实测资料,提出关井时间可由流动系数确定：流动系数大于１μｍ２·ｍ／（ｍＰａ·ｓ）为５～８ｈ;流动系数为０．１～１μｍ２·ｍ／（ｍＰａ·ｓ）为１ｄ;流动系数小于０．１μｍ２·ｍ／（ｍＰａ·ｓ）为２ｄ。应用２组各３口井的实测资料进行验证,港Ⅰ法、港Ⅱ法计算的平均地层压力与实测地层压力的误差都小于３％,且平均关井时间可比目前通用方法缩短约２ｄ。港Ⅱ法精度高、计算简单,可优先采用。提出的地层压力计算方法可普遍应用于注水开发井,并可扩展应用于注水井。图２表３参３（陈志宏摘）     

牛20和营11低渗透油藏“四敏”试验研究

牛２０、营１１是胜利油田的两个特低渗开发块。为保护储层、进行合理开发，对两断块油藏的敏感性、粘土稳定剂与地层的配伍性进行了研究。两断块对水均表现出中等到弱的敏感性，牛２０断块岩心水敏系数基本上在０．３～１．０之间，而其中大多数在０．７～１．０之间，极少部分岩心的水敏系数大于１．０，营１１断块岩心水敏系数大于０．７；牛２０、营１１断块的临界盐度分别为１５０００ｍｇ／Ｌ和１２０００ｍｇ／Ｌ；用盐酸和土酸对两断块岩心进行处理后，渗透率只提高１％～１９％，无明显酸化效果，部分岩心还表现出一定的酸敏感性；牛２０断块临界流速为５．８７ｍ／ｄ。     

不可逆变形的特低渗透油藏稳定渗流特征

特低渗透油藏在压力变化的条件下，通常发生的是不可逆变形。通过推导不可逆变形条件下渗透率与压力的关系，建立了考虑不可逆变形的特低渗透油藏非线性稳定渗流模型并进行数值求解，从而得到了内边界定压和定产量条件下的压力分布。在定压条件下，随着渗透率下降变化系数的增加，地层压力下降得越来越慢，产量也随之下降，极限供油半径越来越小；另外，随着原始地层压力下渗透率的不断降低，极限供油半径逐渐变小，且变化越来越明显；当产量一定时，随着渗透率下降变化系数的增加，地层压力下降得越来越快。最后给出了定压条件下的极限供油半径关于原始地层压力下的渗透率和渗透率下降变化系数的表达式，并将计算值与实际结果进行了对比．两者拟合较好．     

任丘雾迷山组油藏降压开采试验

任丘雾迷山组油藏开发的中前期立足于自喷生产，采用边缘底部注水，保持了较高的压力水平。油藏开发后期生产方式逐步从自喷转为抽油开采。自１９９１年８月以来开展降压开采试验，改善了油藏后期开发效果和水驱状况，提高了油藏水驱采收率，控制了油藏含水上升速度，减缓了油藏产量递减速度，增油降水效果及经济效益十分显著。共计增产原油４５．９×１０４ｔ，少产水量６０．６×１０４ｍ３，减少注水量１３８９．２×１０４ｍ３，提高水驱采收率０．３１％，创经济效益２．１亿元。图２（郭海莉摘）     

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文２４气田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部,含气面积１．０１ｋｍ２,天然气地质储量２．９２×１０８ｍ３,凝析油３×１０４ｔ。天然气中甲烷含量８５％～８７％,凝析油相对密度０．７,属典型的凝析气藏。储层为下第三系沙河街组（Ｅｓ２下）,埋深２３８０～２３４１ｍ,气层平均孔隙度２１％,原始地层压力２３．１８ＭＰａ,露点压力２０．５ＭＰａ。该气田文２４、文２４－２两口气井于１９８９年１２月投产,至１９９２年８月,累计生产天然气６２０２×１０４ｍ３,凝析油３８０４ｍ３。因地层压力远低于露点压力,大量凝析…     

天然水驱油（气）藏压力系数的推导及应用

压力系数定义为原始地层压力与静水压之比值。对于分析油藏类型和油藏大小,它是一个重要的参数。压力系数对于任何具体的天然水驱油(气)藏不是一个常数。它的数值主要取决于油(气)井的位置和地层流体的密度差。本文作了压力系数的数学推导,并提供了确定原始油水界面和原始气水界面位置的方法。四个实例的应用结果,表明了本文方法的有效性。     

丘陵西山窑组特低渗弱挥发油藏水驱开发效果

针对西山窑组弱挥发性特低渗油藏特点，通过早期注水保持地层压力开发，研究确定了油藏地层压力保持水平为原始压力的0．93倍，初期采用1．2以上的注采比，注水系统压力35MPa等开发技术界限。开发过程不断完善井网和注采关系，控制微裂缝开启和含水上升速度，注水后81％的油井见效，油藏水驱储量动用程度70％左右，地层压力保持在原始压力的0．9倍以上，油藏以2％采油速度稳产6年，预测最终采收率26．8％，取得了较好的水驱开发效果。     

液化石油气球罐设计中的几个问题

阐述了液化石油气的基本特性，提出液化石油气罐的设计压力宜取１．７ＭＰａ；罐的充满系数取Ｋ≤０．９；对容积大于４００ｍ＾３的球罐应优先采用混合式排板结构；对于大型球罐选用１６ＭｎＲ钢材较为合适，最后指出了球罐设计时应注意的安全措施。     

我国浅层生物气气藏的压力特征及成因探讨

生物气是有机物处于低温未成熟阶段，在厌氧细菌的生物化学作用下产生的天然气，它与成熟至过成熟阶段形成的热解气的化学成分有着明显差异。“八五”后期，继柴达木盆地、渤海湾盆地和杭州湾地区发现生物气气藏之后，我国又在云南第三系的杨林、陆良、保山等盆地钻获商业性生物气气流，并获得了一定的储量。对国内已发现的生物气气藏统计分析发现，此类气藏压力系数绝大多数为０．９～１．１，属于常压气藏。常压特征形成机理，在于此类气藏地层具有相对开启的水文地质条件（地层成岩作用弱，孔隙度、渗透率高，盖层的封盖能力相对较差，砂岩百分含量高）；经受的地层温度低（４０～６９℃）；构造作用弱（发育生物气气藏的新生代盆地被改造程度较低，基本保留了原始沉积盆地的状态）；气藏高度小（圈闭高度与圈闭层埋深的比值一般为５％～６％，最大不到７％）。鉴于我国浅层生物气气藏的压力特征，钻探中不宜使用密度过高的钻井液，否则会造成对气层的污染，甚至破坏储集层。结合钻井安全系数的规定，在此类气藏钻探中，钻井液密度不应超过１．２５。图１表１参１６（梁大新摘     

不同油藏压力下CO2驱最小混相压力实验研究

CO2-原油体系的最小混相压力是影响CO2驱开发效果的关键因素。随油藏开发阶段的不断深入,当油藏压力低于原始饱和压力后,溶解在原油中的溶解气会部分脱出。油藏流体组分及其高压物性也会发生变化,影响CO2-原油体系的最小混相压力,利用原始地层流体样品测试得到的最小混相压力不再适用。为此,以中国西部某油田8个典型区块为例,进行细管实验测试和多组分数值模拟,对不同油藏压力下的最小混相压力进行系统研究。与其他油田相比,研究区各油藏油样的C1摩尔含量较高,为31.12%~51.69%,平均为43.25%;C2-C6摩尔含量较低,为8.0%~18.48%,平均仅为11.3%。细管实验和数值模拟结果表明,在原始地层压力下,CO2均与8个典型区块地层原油样品发生混相驱替,但不同区块CO2驱最小混相压力差异很大,其值为17.60~41.18 MPa。当油藏压力低于原始饱和压力后,CO2驱最小混相压力主要呈微小幅度下降的趋势。随脱气压力进一步降低,油相组分构成中,C1N2摩尔含量呈递减趋势、C7+和C24+组分呈递增趋势,而中间组分(C2和C3+)摩尔含量变化较小。在各级脱气压力下,脱出气体以C1为主,中间组分摩尔含量仅在最后一级脱气压力下急剧升高。CO2-原油混相带出现在注入CO2波及前缘靠近注入端的位置,混相带随着驱替的进行而逐渐变宽。     

水淹油藏孔隙压力测井评价方法研究

有效地求取地层孔隙压力,是油藏工程必不可少的研究内容,对油气运移成藏研究、油藏物性与剩余油分布预测、井壁稳定性评价、套损预测预报等都具有极其重要的现实意义。本文从注水开发油田套损预测预报工作要求出发,通过现有测井资料预测地层压力方法考察,明确了典型的等效深度法、统计分析法求取水淹油藏孔隙压力不适应的根源所在,提出了原始油藏压实趋势线与统计分析相结合的思路,给出当前水淹油藏孔隙压力计算方法。经4口井RFT测试资料检验,平均绝对误差0.61MPa,为地应力评价、套损预测提供了重要的数据。     

一种合理注采压力系统关系图版的建立——以A油田为例

在油田开发过程中,注采压力系统优化研究是水驱开发油藏研究工作的关键环节之一,合理与否直接影响油田开发效果。利用油藏工程计算方法,创建一种判别注采压力系统合理性的关系图版,即在充分发挥油井产能的基础上,考虑注采平衡关系,以破裂压力与注水设备许用压力为限定条件,计算不同含水阶段的注水井井口与井底压力;同时,构建不同地层压力水平、不同开发阶段、不同注采比条件下,注水压力与油井产量的对应关系曲线图版,直观判定注采压力系统的合理性。应用结果表明,该方法能够准确判别油田注采压力系统的合理性及安全性,符合油田实际生产需求,对不同类型水驱油藏压力系统的研究均有借鉴意义。     

高凝油油藏定点测压井不停抽压力加密监测方法探讨

方法　根据达西定律 ,从高凝油油藏的矿场生产特点出发 ,首先建立油井生产压差与井筒产液量之间的数学关系模型 ,进而通过历史拟合方法 ,建立地层压力与井筒产液量和井底流压之间的定量关系式。目的　在不停抽情况下 ,根据高凝油油井地面生产资料随时定量分析地层压力变化情况 ,既起到加密求取地层压力资料作用 ,又不因长时间停井结蜡而影响产量。结果　以国内H油区S高凝油油田B单元 8口井共 49个测压点不停抽压力加密监测方法计算 ,其结果比较切合实际 ,平均相对误差仅 1 6 7% ,可以作为重点变化单元动态分析的定点测压的辅助手段。结论　定点测压井不停抽压力加密监测方法适用于高凝油油藏 ,并可作为一种油藏动态分析中压力变化趋势预测的重要辅助手段 ,在油田矿场单元动态分析及动态调配方面具有一定的参考价值。     

裂缝性低渗透砂岩油藏合理注水压力——以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区为例

以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6油层为例,利用相似露头、岩心及测井资料,在评价天然裂缝发育特征的基础上,求取了不同组系裂缝开启压力及地层破裂压力,分析影响裂缝开启压力的各种因素,进而探讨如何合理确定低渗透油藏注水压力界限。安塞油田王窑区长6油层以发育高角度构造裂缝为主,其主要方位依次为NEE-SWW、近E-W、近S-N和NW-SE向,不同组系裂缝开启压力差异较大,主要受埋藏深度、裂缝产状、孔隙流体压力及现今地应力等因素影响。合理注水压力的确定要根据各井组天然裂缝发育情况。在不发育天然裂缝的井组,注水压力不应大于地层破裂压力,避免地层发生大规模破裂而形成裂缝型水窜通道;对于发育天然裂缝的井组,若裂缝开启压力小于地层破裂压力,合理注水压力界限不应大于裂缝开启压力,以防止裂缝大规模开启和延伸;若裂缝开启压力大于地层破裂压力,则要以地层破裂压力厘定合理注水压力,以防止地层发生新的大规模破裂。     

准噶尔盆地马桥凸起异常高压成因及油气成藏模式

准噶尔盆地马桥凸起下侏罗统三工河组上部流体压力封闭层呈等深（顶部深度为４．４７０～４．４８５ｋｍ）分布，其以上为正常流体压力系统，以下为异常高压流体系统（压力系数可达１．９～２．１）。压力封闭层的形成除与储集层物性因素有关之外，还与地层水运移过程中的矿化热液沉淀作用有关。晚白垩世以来，封闭层与其下伏的三工河组中、下部及八道湾组共同阻挡了深部地层水及油气进一步向上运移，成为马桥凸起区的区域性盖层，使二叠系烃源岩早期（晚三叠世末至侏罗纪）生成的石油与晚期（白垩纪以来）生成的油气相分隔，并阻止下侏罗统煤系烃源岩生成的天然气向中侏罗统运移。据此认为，在马桥凸起区，中侏罗统发现的石油是深部油气藏早期部分破坏而形成的次生油藏；下侏罗统异常高压油气藏为多源油气多期混合成藏，因储集层物性差，大规模成藏的可能性较小；深部石炭系、二叠系和三叠系的圈闭有良好的成藏条件，应有较好的油气勘探前景。图４参３（梁大新摘）     

江苏油田MQ火山岩油藏开发技术政策研究

火山岩油藏是一种与沉积岩油藏完全不同的特殊类型油藏,储渗机理较沉积岩油藏更为复杂,因而在开发过程中有其独特的生产特征,所采用的开发技术政策也与砂岩油藏有所不同。对江苏油田MQ火山岩油藏的开发技术政策研究表明,油井有效位置是影响开发指标和经济效益的重要因素,开采初期应采用井距为900m稀井网控制构造高点和孔洞缝发育带,中后期可适当将井距调整为500m。合理注水方式为低部位或边缘注水,最佳注水压力水平为0.45～0.65。油井射孔井段尽量在油水界面之上30m,注水井应避射沉积夹层,注水井注入压力应低于沉积夹层进水的临界压力。     

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异常压力与油气的运聚、成藏和分布有密切关系。东海盆地丽水凹陷具有非常明显的异常压力现象。通过分析异常高压的分布特征,讨论异常高压与油气成藏的关系,并总结出研究区内与异常高压有关的成藏组合和模式。研究结果表明,丽水凹陷异常压力属于顶封滞排型异常压力系统,超压带压力梯度明显不一致,纵向上超压带可划分为封隔层超压带、压力过渡带和超高压带等三个异常压力带。根据油气分布及成藏特征可分为封隔层内油气成藏模式,封隔层之上油气成藏模式和封隔层下异常压力系统内成藏模式。     

注水剖面测井确定分层吸水指数方法研究

针对常规方法获取分层吸水指数存在的问题,结合渗流理论和注水剖面测井一次下井能连续测量流量和压力的特点,提出了测井时多次改变井口注水量,通过注水剖面资料的处理确定各储层的相对吸水量、确定各储层的地层压力和吸水指数的方法,由此还能掌握各储层地层压力和吸水能力的差异.理论分析和实例表明该方法实用可行,克服了传统方法不能分层求取地层参数的不足.     

地层破裂状态下实施大排量污水回注技术研究

秘鲁1AB/8区块强天然水驱、特高含水老油田回注水量为170000m³/d,为了减少产出水的巨额投资,优选深部Pozo水层及Vivian油藏边部作为污水回注层位.这样既满足了环保要求,又可容纳大量回注污水.减少回注水中固体颗粒及残余油含量、增加注水射孔层段和射孔密度、减少注水管柱压力损失,可以保证大量污水回注的可持续性.根据计算的地层破裂压力,采用12～17.2MPa的井口注水压力可使注水地层破裂.对6口回注井实施大排量污水回注试验,单井注水量均超过6360m³/d.监测数据显示,地层在破裂状态下实现了低压大排量污水回注,提高了单井回注量,减少了设备投资.污水回注优化方案取得了良好的应用效果和经济效益.