濮城油田沙一下油藏停注降压开采方案效果分析

为了提高采收率,降低吨油成本,对濮城油田沙一下油藏进行停注降压开采,方案通过实施后,虽然产油量有些下降,但日注水量,日产水量都明显减少,两年来取得经济效益５９６．４万元。停注降压开采方案切实可行,为高含水,特高含水油藏开采提供新思路,起指导作用,可以在其它油田推广应用。     

任丘雾迷山组油藏目前开采方式调整的数值模拟研究

华北油田任丘雾迷山组油藏是我国已发现的最大的裂缝性潜山油藏，经过２１年的开发，已进入开发后期。１９９４年以来，该油藏实行了全面停注降压开采，获得较好的开发效果。由于该油藏目前压降已接近允许的压降界限值，需要对下一步开采方式进行调整。应用数值模拟方法，对该油藏８种继续降压而产液量不同方案和４种恢复注水保持不同压力水平方案、６种周期注水方案的开采效果进行了模拟研究和预测、对比。根据模拟结果认为，在油藏压降未达到极限压降值之前，继续降压开采仍可发挥油藏弹性能量，但提液或降液开采都会使开发效果变差；在压降达到极限压降值时，应补充注水保持较低压力水平开采，压力水平越低效果越好，但同样不宜提液或降液开采；对于综合含水已达８７．９％的该油藏而言，周期注水方式开采提高采收率的效果不明显。图３参１（郭海莉摘     

把注空气作为Ekofisk白垩大油田IOR方法的评价

位于挪威北海西南的Ekofisk裂缝性白垩油藏通过注海水已经成功地开采了30多年。在2004年结论性研究中，把注空气评价为除了水驱二次采油以外的另一种油气开采方法。在欧洲委员会的资助下，Ekofisk油田拥有者与欧洲一流研究院和一个承包商合作，共同研究注空气作为有成本效益的IOR方法的潜力。通过筛选研究、广泛的室内试验、油藏模拟、处理设备设计和项目可行性评价，为深入了解裂缝性轻油油藏注空气工艺奠定了基础。     

塔河油田奥陶系定容体油藏特征及能量补充方法探讨

塔河油田定容体油藏规模通常不大，油气开采后产量、压力递减较快，较短的时间内就会停喷。注水是补充地层能量的一种有效方法，但由于塔河油田碳酸盐岩储层的非均质性很强，注水井往往很难选择。通过现场实践，对于定容体油藏，可以通过单井回注油田水来置换、驱替定容体内的残余油气，提高定容体油藏的原油采收率。     

大庆葡萄花油田降压开采数值模拟

大庆葡萄花油田目前正处在高压高含水开发阶段,为有效缓解油藏压力较高、含水上升速度加快、油田可采储量迅速下降的趋势,提出了实施降压开采的水动力学方法,进行了注采系统调整的数值模拟研究,通过降低注采比的方式来达到降压降水的目的,采用了5种不同注采比对油田进行降压开采效果研究。模拟结果表明,全面停注的降压开采效果最佳,随着注采比的逐渐恢复,降压开采效果变差,得出了不同降压开采情况下的降压界限和降压速度,对葡萄花油田后期开发具有重要的指导意义。     

油田开发后期降压开采的研究与实践

为寻求油田开发后期合理有效的开发方式，充分利用油藏的亲水特点和断块油藏陡构造特征，合理利用注水开发阶段积累下来的能量，在开发后期进一步提高原油采收率，本文运用理论分析、室内实验、数值模拟、经济评价、现场试验等方法，研究了降压开采的驱油机理、合理压力界限，以及降压开采的适宜条件、时机和工艺要求等几个方面，提出了降压开采的实施阶段和发展方向，论证了开发后期实行降压开采的必要性和可行性，并将降压开采成功地应用于王场油田潜三段北断块，取得了较好的开发效果。     

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）     

从吉林油田的机械采油方法看机械采油工艺的发展方向

随着油田步入开发后期，油藏含水越来越高，低产油井逐年增多，开采难度加大，应用节能新产品提高机械采油系统效率和降低开采能耗成为十分重要的研究课题。作者结合油田机械开采技术的技术原理分析了吉林油田的机械采油技术，并说明了吉林油田机械采油工艺的发展方向。     

喇嘛甸油田层状气顶油藏注剂隔障数值模拟

目前气顶油藏的开发主要采用注水建立隔障的方法，而注入聚合物和凝胶作为隔障来开采气顶油藏却很少。根据喇嘛甸油田层状气顶油藏的实际情况，利用注剂隔障的三维三相油气藏数值模拟软件，研究了气顶膨胀驱油、油气区同时降压开采、水隔障隔离开采、聚合物隔离开采以及凝胶隔离开采5种开发方案的开发效果。开发方案模拟分析结果表明，聚合物和凝胶是气顶油藏较好的隔障流体，其开发效果好于水隔障开发效果。当用理想模型计算到第10年时，凝胶和聚合物隔障的原油采出程度分别比水隔障的原油采出程度高4．368％和2．318％，气体的采出程度比水隔障的气体采出程度分别高15．960％和10．121％，两者油气比的下降幅度都大于水隔障油气比的下降幅度。     

稠油乳化降粘剂S-5的研制及应用

针对注蒸汽开采稠油油藏过程中存在的问题，研制出耐高温高效稠油乳化降粘剂S-5，并对其提高注汽采油效果进行了研究。结果表明，伴蒸汽注入S-5可明显降低开发初期注汽压力，提高蒸汽驱替效率，降低产出液中含水量，提高注汽周期的产油量及油汽比。将降粘剂S-5用于井筒降粘，可有效提高稠油井产量，解决井筒举升困难的问题。该项技术在胜利油田和大港油田推广应用后，取得了良好的经济效益。     

应用分层技术重新认识濮城油田沙二上油藏

濮城油田西区沙二上2＋3油藏为大厚层、严重非均质块状油藏,经过多年的注水开发,使储层孔隙结构改变．注采失调,油藏层间和层内矛盾突出,已进入特高含水开发后期,表现为高渗透层采出程度高、含水高,二、三类层动用程度低、剩余可采储量较大。因此,在油藏精细描述和剩余油研究的基础上,结合地质开发方案,开展了应用分层技术测试XP2—89、濮2—283、濮2—138井3口井的小层启动压力,通过测试成果量化认识层间非均质性,确认潜力层。通过将测试成果应用于区块改造、井网重组细分、认识剩余油分布,以及濮城南区沙二上2＋3油藏的分注分采治理．油藏地层压力回升．动液面和生产压差相对稳定,地层能量保持与利用状况得到改善,达到了控水增油的目的。该技术对高含水油藏后期注水开发进行了有益的探索．是重新识别油藏的又一工艺思路,具有一定的推广应用价值。     

停注深抽和单井吞吐应用效果

濮城油田沙一下油藏从1980年投入开发，目前已进入特高含水开发后期，实施停注深抽和单井吞吐后，综合含水下降、递减得到了缓解，节约了成本，创造了良好的经济效益，达到了降水稳油的目的，从而探索出了一条适合特高含水油藏后期开发的新路子。     

板桥凹陷低熟烃源岩的压实特征与油气初次运移

黄骅坳陷中段西部的板桥凹陷沙河街组烃源岩压实曲线具有两个明显的久压实峰,沙一段中部的欠压实峰是该层位的低熟烃源岩生烃所形成的,其幅度小于沙二段和沙三段成熟烃源岩生烃所形成的欠压实峰,这种不均衡的剩余压力分布特征导致沙一段中部的油主要来自同一层段的低熟烃源岩,而沙一段下部和沙二段的油则来自下部的成熟烃源岩。平面上,低熟油气的运移方向也受到过剩压力的控制,从高过剩压力区向低过剩压力区运移,即由板１３井     

歧口凹陷深层流体势场特征与油气运移

歧口凹陷是黄骅坳陷中主要的第三系富油气凹陷，下第三系、上第三系和第四系厚逾万米。在研究该凹陷深层（埋深３５００ｍ以下的沙三段至沙一段和部分东营组）压力特征的基础上，选取地层埋深、孔隙压力和毛管压力这３项主要参数，应用盆地模拟技术，恢复了该凹陷深层４套目的层（沙三段，沙二段，沙一段下部，沙一段中上部）的流体势场演化史。结果表明：４套目的层的高流体势区与凹陷的生烃中心基本一致；沙三段、沙二段和沙一段下部都存在３个继承性发展的油气汇聚流指向区（张５井—张巨河一带，周清庄—王徐庄一带，港深１井—港深３井一带），沙一段中上部存在３个高流体势区，其间分布２个低流体势地带（港深１井—马棚口—歧口—张巨河一带，张巨河—港深５１井—港深２６井一带）。这３个油气汇聚流指向区和２个低流体势地带是油气聚集的有利场所，高流体势区内被泥岩包围的重力流砂体也应是有利勘探目标，在该凹陷的深层勘探中应重视。图４参４（王孝陵摘     

垦西地区油气成藏模式

垦西地区发育多种类型的圈闭,油气资源丰富,是一个复式油气聚集地区,综合研究认为,该区油气油个成藏期,垦东营沉积中后期的沙四段烃源岩成熟藏期和明化镇组沉积中期的沙三段烃源岩成熟成熟期,油气藏油断裂带和渤南洼陷南缘斜坡呈现状分布,沿同向和反向断层纵向分布悬殊,不同圈闭类型的油气藏发育部位不同,稠油与稀油的时空分布差异较大,沙四段,沙三段源岩均具有侧向和垂向运聚成藏模式。     

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吉拉克凝析气田发育有两套含油气层系,上部为带油环、具正常压力、高凝析油含量的三叠系凝析气藏,下部为异常高压、低凝析油含量的石炭系凝析气藏。根据这两套油气层的特点,提出利用下部石炭系凝析气藏天然气对上部三叠系凝析气藏实施自流注气开发的设想,并围绕这一设想,进行了开采方式论证、室内实验、数值模拟等研究。研究结果认为：井下控制自流注气的开采方式对提高三叠系凝析气藏的凝析油和油环油采收率有显著效果,方案具有实施性。推荐的实施方案是：憋压１年,再自流注气开采２０年。其开发指标与衰竭式开采２０年的开发指标相对比,可提高三叠系凝析气藏凝析油采收率８５％、油环油采收率３２％、天然气采收率３９％。     

凝析气顶油藏开发过程中原油性质变化

让纳若尔油田是一个带凝析气顶的大型碳酸盐岩油藏,原油为弱挥发性原油,储集层为低孔低渗生物碎屑灰岩.由于早期衰竭式开发和碳酸盐岩储集层的强非均质性,在注水开发过程中,油藏地层压力逐渐下降.随着地层压力的下降,凝析气顶向外扩大,导致油气界面附近的生产井发生气窜,气油比上升,原油密度降低;同时,在远离油气界面的油环内部,由于...     

地层压力随钻预测技术在高温高压井的应用

莺- 琼盆地高温高压井压力台阶多、压力体系复杂,仅靠钻前地震资料预测难以满足现场作业要求。地层压力随钻预测技术是利用综合录井的压力随钻监测结果,实时修正钻前地层压力预测模型和结果,从而提高地层压力预测精度。本文结合高温高压Y1 井的实例,应用国际先进的EquiPoise 系统进行现场地层压力随钻监测,根据地层压力监测的实际结果来修正地层压力预测模型,进而对下部未钻地层的地层压力进行再预测。钻后实测压力验证表明,该方法的地层孔隙压力预测精度达到94%,说明利用地层压力随钻监测结果实时修正地层压力预测模型,可以实现提高地层压力预测精度目的,为高温高压井钻井参数设计、钻井方案调整和安全控制提供技术保证。     

降压开采过程中凝析油气相渗实验研究

目前凝析油气相渗曲线实验测试方法有常规模拟油气替代测试和真实平衡凝析油气测试两种，国内外还没有测量凝析气藏在降压开采过程中凝析油气相渗曲线的相关报道。文章给出了降压相渗实验测试方法，选用Q69-5井的平衡凝析油气和真实岩样进行了平衡凝析油气相渗曲线、降压相渗曲线和常规油气相渗曲线测试，并对３种相渗曲线进行了对比研究。研究结果表明：①降压相渗测试和岩心衰竭实验测试得到的凝析油饱和度具有相同的变化趋势，但前者的数值低于后者；②降压相渗实验测试过程中，凝析油开始析出后出现凝析油饱和度急剧上升和平衡气相相对渗透率急剧下降的现象，当压力降至最大反凝析压力后，凝析气的蒸发作用和平衡气驱作用可使近井地带的渗透性得到部分恢复；③降压相渗曲线比常规油气相渗曲线和平衡凝析油气相渗曲线明显向右偏移，其气相相对渗透率比常规测试和平衡油气测试得到的气相相对渗透率要高。     

塔中油田CⅢ1油气藏开发特征及影响因素

塔中油田CⅢ1是上有凝析气顶、下有边底水的块状油气藏,从单井试采及上产,降压高产、全面注水开发等3个不同阶段的开发特征入手,分析影响开发效果的各种因素,研究了该油藏的地层压力变化取决于采油速度;生产气油比受地层压力影响明显;地层能量消耗造成地层流压下降等特征,同时提出保持和恢复地层压力的合理注水量、合理的采油速度和合理开发的地层压力界限值。该项研究对同类型油气藏开发有借鉴意义。