海上稠油油田投产初期产能评价研究

近年来渤海海域新投产的几个稠油油田,投产初期的产能与ODP设计值有一定差距,如何合理确定油气井的产能,经济有效地开发好海上油田,以海上某稠油油田为例,通过对油田投产初期产能再评价,对比投产初期与ODP阶段产能的差异,剖析了储层物性、流体性质、生产压差、表皮系数、层间干扰以及DST测试时间等因素对产能评价的影响,研究成果对在建设油田产能评价具有一定的借鉴意义。     

多元热流体吞吐技术在渤海油田老井挖潜中的应用

自2008年,海上油田首次进行热采作业,经过近13年的不断试验、摸索,累计在渤海油田开展多元热流体吞吐施工近20井次,取得了良好的增产效果;同时逐步完善了多元热流体吞吐工艺技术,为海上非常规稠油油田的有效、高效开发提供了技术支持.对于在生产稠油油田,目前主要采用冷采方式开发,单井投产初期产能较高,但随着油田的开发,由于...     

渤海S油田高含水期加密井产能评价

渤海S油田于2009-2011年期间成功实施了我国海上稠油油田的首次加密调整工作。加密调整井投产产能高于调整方案设计值,如何正确认识这种现象,对指导海上稠油油田综合调整方案的设计具有十分重要的意义。文中分析评价了S油田稠油高含水阶段调整井的影响因素,剖析了射开程度、生产压差、层间干扰以及井斜等因素对调整并产能评价的影响。研究成果对处于中高含水阶段的海上油田调整方案的设计具有一定的借鉴意义。     

复杂河流相KL油田初期产能评价及影响因素分析

近年来,渤海南部以复杂河流相油田为主的多个油田相继投产,整体产能与油田开发方案设计较为一致,但是单井产能差异较大。为了合理地进行产能评价,以渤海南部KL油田群为例,将油田投产初期产能与ODP方案产能进行对比,详细剖析了比采油指数、储层厚度、储层物性、时间校正系数及层间干扰系数等因素对产能评价的影响,并对比采油指数、时间校正系数、层间干扰系数提出了新的校正方法,首次提出利用电阻率校正比采油指数,多元回归法确定层间干扰系数。     

海上稠油油田投产及生产管理探索

为了确保海上稠油油田顺利投产及生产管理,避免因油稠、易出砂造成的井下和地面设备损坏从而引起生产中断,根据海上稠油油田的特点,提出了采用变频启泵投产、投产初期对油井重要参数进行动态跟踪和分析、投产后为油井确立合理的生产制度及生产过程中采取控制生产压差生产、实施出砂管理等一系列投产和生产管理方法。结合南堡35—2油田的投产和生产管理实践,证明提出的油井投产和精细化管理方法对油井顺利投产、降低油田操作费用及提高海上稠油油田的采收率很有效,值得借鉴和推广。     

海上稠油蒸汽吞吐开采技术实践及认识

渤海油田稠油资源丰富,地层内粘度高于350 mPa·s的稠油冷采开发产能低、采收率低,难以满足海上高效开发要求。为探索海上规模化高效热采技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,开辟首个海上蒸汽吞吐先导试验区。与陆地不同,试验区具有以下特点:天然能量开发有一定产能(20 m~3/d)、井距大(400 m)、井控大(45×10~4 m~3)、水平井开发等。根据开发难易程度,进行了储量品质分类研究,建立了底水和边水油藏均质模型,研究了蒸汽吞吐的布井界限,设计了12口热采井整体方案,并从2014年分步实施。目前有两口井已分别进入第二轮和第三轮吞吐。由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标,总结了海上多轮次蒸汽吞吐开发规律,并积累了降低稠油乳化风险的经验。试验区取得的认识及成果对海上稠油后续规模化高效开发具有重要指导意义。     

海上特低幅构造稠油底水油藏水平井开发策略

针对海上特低幅稠油底水油藏开发难度大的问题,以渤海湾Z油田低幅稠油底水油藏的开发为例,运用数值模拟法和公式法研究了可布井油柱高度下限值、隔夹层产状的影响、调整井水平段的最优长度以及投产后的生产压差控制,得出了一整套海上特低幅稠油油藏的开发生产策略。渤海湾z油田的开发实践表明,该策略适合海上低幅稠油底水油藏的开发特点,可以在海上油田的开发中获得良好的经济效益,具有一定的推广价值。     

海上稠油油田合理单井产能预测新方法

海上稠油油田开发具有特殊性,使得常规产能评价方法的应用受到限制。目前海上油田产能评价采用基于DST测试资料的比采油指数法,由于校正系数是经验值,取值具有人为性,往往导致产能评价结果过高或过低。通过分析层间干扰、DST测试时间及地层伤害等因素对产能的影响,提出了海上稠油油田合理单井产能预测的新方法,该方法将经验校正系数分解为3个分校正系数,即层间干扰校正系数、DST测试时间校正系数和地层伤害校正系数,并给出了各自的确定方法。实例应用表明,采用该方法能够得到较传统的比采油指数法更加客观的产能评价结果。     

常规稠油油藏初期产能分布规律的灰色关联分析

以渤海BZ油田为例,研究了常规稠油油藏初期产能在概率和平面上的分布规律.将影响产能分布的地质油藏因素看成灰色系统,应用灰色理论中的关联分析原理,对产能影响因素影响作用的大小进行定量分析,认为产能分布与储量流动系数、流动系数、地层系数等复合参数关系密切.研究结果对海上常规稠油油藏钻后产能重评估具有一定的指导意义.     

海上稠油油田蒸汽吞吐产量确定新方法

针对目前蒸汽吞吐产量预测模型假设条件简单、普适性差等问题,一般采用测试法和类比法综合确定海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量。由于目前海上油田通常只开展常规测试,无法直接获得热采开发初期产量。笔者提出海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量确定新方法,建立蒸汽吞吐相对于常规开发的初期产量倍数预测模型,通过蒸汽吞吐产量倍数,将常规测试确定的产量转化为蒸汽吞吐产量。研究表明,蒸汽吞吐初期产量倍数主要受储集层渗透率、原油黏度、注入强度、蒸汽干度等因素影响,利用正交试验设计和多元回归等方法,建立海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量倍数与油藏地质参数及注入参数之间的非线性预测模型,该模型经实际生产数据验证,预测误差小于5%,可靠性高,能够为海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量的确定提供依据。     

齐37块深层低渗难采储量评价研究

曙光油田齐37块是辽河油田典型深层低渗透开发区块,自1999年探明储量以来,由于油层埋藏深、储层物性较差、试采井产能不清等原因,地质储量迟迟未动用。针对深层低渗透油藏开发中存在的主要矛盾,对该块开展了地质特征再认识,在构造落实、油层分布及产能认识清楚的基础上,整体部署开发井15口。目前已完钻14口,投产14口,初期平均单井产油11.6t/d,累产油41925.5t,为同类难采储量区块早期评价提供了工作思路。     

抽汲井产能评价方法

新疆油田抽汲井在探井和生产井中所占比例愈来愈大,而且普遍采用DST试井工艺,因此,如何由段塞流资料进行产能评价,就成为日益重要也日益为人们所重视的问题。基于非自喷井压力恢复曲线特点,提出了抽汲井产能评价方法,并将该方法应用于克拉玛依拐209井和SX12井,应用结果表明,使用该方法预测和评价抽汲井的产能是可行的。     

气液两相状态下的凝析气井产能评价新方法

凝析气藏地层中产生油气两相渗流后,对气井的产能测试数据进行分析时,常出现二项式产能方程的系数B为负数的异常情况,难以有效评价气井的产能,进而影响对气井生产动态的准确预测。为此,基于拟单相渗流方程和油气两相渗流方程,在气井的流动达到拟稳定阶段后,建立了拟单相稳定点产能评价方法(以下简称为拟单相法)和气液两相稳定点产能评价方法(以下简称为气液两相法);采用塔里木盆地牙哈气田的基础参数,应用新建立的产能评价方法计算气井在生产气油比相同、地层压力在露点压力以上及以下时的无阻流量;针对牙哈、塔中Ⅰ号、千米桥潜山、迪那2等4个凝析气田,应用新建立的产能评价方法计算凝析气井在不同生产气油比情形下的无阻流量,并选取典型井进行对比分析。结果表明:(1)采用新建立的产能评价方法可以避免因地层中油气两相流的产生导致经典产能评价方法无法计算凝析气井无阻流量的情况;(2)当地层压力高于露点压力时,地层流体以单相流体为主,可以采用拟单相法;(3)当地层压力低于露点压力,地层中出现油气两相流动时,应采用气液两相法;(4)随着生产气油比增大,采用拟单相法和气液两相法计算的无阻流量的差异逐渐减小;(5)对于凝析油含量较高、生产气油比较低的凝析气井而言,采用气液两相法计算的无阻流量更加可靠。     

碳酸盐岩缝洞型油藏产能评价方法探讨

碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强,储集空间多样,应用常规产能指标对其进行产能评价具有诸多困难,如井底流压不易准确获得,地层压力下降较快且分布不均等,求取的采油指数也无法真实反映单井的生产能力。因此,建立了一种简单实用的碳酸盐岩缝洞型油藏产能评价方法．根据大量统计资料,经线性回归。得出产量与井口油压的经验关系式,其斜率定义为产能系数,反映了产量对油压的依赖程度,也反映了单井生产能力的大小。结合碳酸盐岩缝洞型油藏生产特征,建立了产能评价标准,按产能系数大小将单井产能划分为4级：大于8t／（d·MPa）为高产能井,6～8t／（d·MPa）为中等产能并,4～6t／（d·MPa）为低产能井,小于4t／（d·MPa）为特低产能井。对哈六区块3类典型单井进行了实例分析,评价结果与实际情况相符．应用效果较好。     

试气阶段评价气井不稳定产能的新方法

早期预测气井产能变化规律一直都是天然气开发的技术难点之一,常用的稳定渗流分析方法误差较大,而产量递减分析及压力不稳定试井分析经典方法同样难以有效解决这一问题。为此,基于定压生产试井模型求解,改变过去简化计算指数积分函数的近似做法,精确计算气井绝对无阻流量解析解,并且以均质储层直井为参照基准,定量描述不同类型气井产能不稳定特征;结合新井产能评价的需求,研究形成了重点解决试气分析问题的实用新方法,并在四川盆地天然气开发热点区块的部分重点井进行了现场应用。研究及应用结果表明:①试井模型解析解的精确公式显著增强了对短时测试条件的适应性;②所制作的图版简要地揭示了气井不稳定产能特征与主要影响因素之间的定量关系;③当紊流效应特征参数未知时,根据定压生产试井模型分析气井无阻流量变化趋势需要进行变表皮系数迭代计算;④通过对比分析典型情况的计算结果,能够深化认识不同类型气井无阻流量的递减规律。结论认为,该新方法能够提高气井不稳定产能预测的准确性,可以广泛用于天然气勘探阶段、开发前期评价阶段、开发生产新井投产阶段的气井产能评价,有助于天然气勘探开发决策的制订。     

八面河油田面120区稠油油藏开发新技术的综合应用

从难采储量的评价研究,到地质储量大规模的升级和预定产能的完成,系统阐明了勘探开发一体化过程中,各种新技术的创新使用为稠油油藏的有效开发提供了一条有效途径。主要包括三维地震-地质精细解释、测井多井解释、水平井和直井相结合井网布署、蒸汽吞吐加热水驱开采方式等。这些新技术的综合应用实现了八面河油田面120区大幅度的增储上产,新增探明石油地质储量1456×104 t,新建原油产能13.75×104 t。     

高凝油藏水淹层精细评价的分析处理方法

针对辽河沈84块沙三段高含水期高凝油藏储层水淹状况和特征，依据灰色系统油田开发分析方法及准则，利用测井、钻井取心、试油及有关地质资料，匹配、拟合和提取参数，分别以其特征性参数对高含水期油藏岩性、物性和水淹状况进行统计，提出和建立了精细评价高凝油藏水淹层的参数、标准、权系数和解释系统。通过该区沙三下174口井水淹层的精细评价处理，阐明了区块沙三下高凝油藏水淹状况及剩余油纵发布规律。还给出了该方法、软件的主要处理和实际应用的例子。     

南堡油田滚动开发研究

南堡油田正处在滚动开发初期。通过现有生产资料的分析、总结,指出断层和砂体的研究,尤其是小断裂和薄层砂体的识别、预测、评价,已成为南堡油田滚动开发工作的核心和难点问题。据此,针对性提出油田滚动开发研究的五方面主要内容及相应的做法。上述做法在南堡油田取得了较好的实施效果,证实了方法的可行性。     

异常高压气藏生产特征及后期开采措施探讨——以天东95井为例

以大天池气田沙坪场区块天东95井飞仙关组气藏为例,对川东地区异常高压气藏的生产特点及后期开发措施进行初步探讨.天东95井压力系数为1.65,完井测试产气108.3×104m3/d,储量小(动态储量1.018×108m3),在开采过程中主要表现出投产初期产能高、气藏压力和产量递减迅速、关井压力恢复缓慢等特点.研究认为异常...     

靖安油田长6油层压裂改造工艺技术及效果分析

通过对靖安油田长6油层地质特征及裂缝形态的认识,提出长6油层的整体改造模式,对裂缝的几何尺寸和导流能力进行了优化,对改造效果进行了分析评价,认为靖安油田长6油层只有形成长而宽的裂缝及实施一层多缝的分层压裂工艺技术才能增大泄油面积,提高单井产能。