提高稠油油藏蒸汽吞吐阶段采收率的措施

在总结了辽河田稠油油藏蒸汽吴吐的开发经验的基础上，提出了钻加密井、侧钻、分注、保证吞吐井生产周期的完整性、边部排水等５项用于改善吞吐开发效果，提高采收率的技术对策。这些对策在辽河稠油油藏的实际应用中已证实是可行的，并具有推广使用意义。     

塔河油田缝-洞型碳酸盐岩油藏等效数值模拟

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深,储集空间多样,储集类型复杂,油藏模拟和动态预测难度大,其原因主要是现有的油藏数值模拟器很难模拟裂缝- 溶洞型双重介质系统。应用渗流力学基本理论, 建立了裂缝- 溶洞型双重介质的数学模型,提出了裂缝- 溶洞型双重介质与裂缝- 基质型双重介质等效的数学表达式,为更好地应用现有的数值模拟软件来模拟塔河缝- 洞型油藏提供了依据。应用此方法,对塔河油田奥陶系碳酸盐岩的一口油井进行了模拟,结果证实了该方法的有效性。     

油井动态分析实用专家系统研究

结合油田生产实际对专家系统中的产生式规则知识表示法进行了研究，并给出了具体实例。运用上述理论、技术和方法设计出了“油井动态分析专家系统”的原型，详述了系统中的部分推理规则。本系统具有较强的实用性和通用性，能解决油田生产管理中的“采油动态分析”人工进行难度大、效率低、准确性差的问题。为各类实用专家系统的开发开辟了一条切实可行的途径。     

油气经济可采储量评估方法

按照2004 年颁布的新的《石油天然气资源/储量分类》（ GB/T19492- 2004）标准,为了建立和形成油气田技术可采储量、经济可采储量、次经济可采储量和剩余经济可采储量等新的可采储量系列,在总结国内外研究方法的基础上,结合油田的地质开发特点,根据我国现行的财税制度,以现金流法为主要方法,进一步研究提出了经济极限法、井网密度法、边际成本法、类比法等经济可采储量计算方法。根据各种方法的基本原理和应用条件,进行了归类分析。同时,建立了储量价值评估模型,对评估过程中参数的假设做了详细阐述,经济可采储量评估由实物量转向了实物量与价值量相结合,使得对经济可采储量、剩余经济可采储量的评估更加科学,并与国际储量评估方法接轨。     

一种用于高温高盐低渗透油藏堵剂的室内研究

针对现场实际问题,研制了一种以碱木素为主要成分的堵剂,考查了碱木素浓度、温度、pH值、矿化度等因素对堵剂性能的影响。在此基础上,采用了L25(56)正交表优化了配方组成,以成胶强度为指标,得到的优化配方为:碱木素(浓度6%)+CH1(浓度2%)+CH2(浓度1.2%),最佳适用的pH值为7,矿化度为2×104mg/L。该堵剂溶液初始粘度为1.45mPa.s,泵入性能好,成胶时间在10~35h内可调,最高能适应200℃的高温及5×104mg/L的矿化度,可用于高温高盐低渗透油田的调剖堵水作业。     

三角洲前缘储层构型及对剩余油分布的影响——以鄂尔多斯盆地白豹油田为例

为了深入探查三角洲前缘储层构型特征及剩余油分布,针对鄂尔多斯盆地白豹油田白157区储层非均质性强、剩余油分布复杂等特点,充分利用岩心、测井等资料,对储层内部构型进行深入分析,阐明了三角洲前缘储层构型要素的类型和特点,对单一砂体边界具有4种识别方法,提出了垂向和侧向上构型要素的叠置模式,在垂向上主要分为侵蚀冲刷型、叠置相望型和孤立型,在侧向上可分为侧向相切型和侧向相隔型两种。不同构型要素剩余油富集不同,反韵律河口坝砂体具有上、中、下三种剩余油富集模式,正韵律水下分流河道砂体剩余油一般集中在中上部。     

涠洲11—1平台桩基结构型式研究

涠洲11-1油田位于我国南海北部湾浅水区,是一个边际油田。按照常规工程结构设计思路,涠洲11-1油田这样规模的浅水平台桩基结构,通常采用主桩结构型式。通过数值模拟计算,综合考虑平台结构用钢量、施工方案、投资费用和工程地质风险等多种因素,对平台采用裙桩结构型式和主桩结构型式两种方案进行了对比分析,最终确定涠洲11-1平台采用裙桩结构型式。实践结果表明,我国浅海地区油田平台桩基结构可以采用裙桩结构型式,不仅可以有效回避工程地质风险,而且可以降低成本。     

L油田薄互储层动用规律研究与应用

L油田为薄互层砂岩油藏,目前处于中高含水期,且新钻调整井投产初期递减严重,月递减率达4.9%,远高于理论递减值,造成数模拟合和产能预测难度大。为此,在精细油藏动态研究的基础上,结合新钻调整井水淹测井解释结果和随钻测压等资料,分析各类储层在不同生产时期的动用状况,总结薄互储层动用规律,并结合渗流力学原理,通过ROCKTAB关键字在数模中引入地层传导率因子与地层压力降关系,以相似表征薄互储层动用指数递减规律。结果表明,调整井钻遇的薄互储层初期对产量有贡献,后期产量减少甚至部分储层无产量。该成果在该油田老区综合调整钻前井位优化中得到应用,提高了老井拟合精度,并有效地指导了开发井配产和指标预测。     

辽河油田杜84块超稠油油藏水平井开采数值模拟

针对辽河油田直井注蒸汽开采超稠油油藏效果差的实际情况，利用最新研制的水平井热采数值模拟软件———ＮＵＭＳＩＰ－４软件，研究了杜８４块不同水平井布井方式和开采方式的开发效果。结果表明，该块最佳开采方式为蒸汽辅助重力驱，并采用成对水平井组合，上注下采，水平段长３００ｍ，注采井距１５ｍ的布井方式。该项研究成果可以为类似超稠油油藏的开发所借鉴。     

综述老油田改善开发效果及提高采收率技术

中国陆上老油田已进入高含水后期开发，随着开采程度加深，地下油水关系越来越复杂，剩余油分散，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。但目前老油田储量和产量的比例，仍占陆上总开发储量和产量的７０％以上，是生产上的主力，其潜力也最大，仍然是今后调整挖潜的主要对象。鉴于中国陆上油田绝大多数为陆相储层，构造复杂，非均质严重，原油粘度偏高，石油地质特点决定了水驱油的不均匀性及剩余油分布的复杂性，潜力就存在于这种复杂之中。根据中国陆上石油地质特点和老油田开发现状，围绕改善开发效果及提高采收率着重阐述了四个方面的配套技术：即认识油藏的配套技术，主要包括油藏动态监测技术、油藏精细描述技术、油藏数值模拟技术；完善注水开发配套技术，主要包括注水结构调整、产液结构及含水结构调整、钻取高效调整井、改造“双低”单元、配套工艺技术等；热力采油配套技术；化学驱采油配套技术。经过多年来的努力，我国陆上油田提高采收率技术有了明显进步，针对不同类型油藏潜力分布特点，采用各种有效方法及其配套技术，为挖潜增储、增产提供了很大的余地。