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2018中国油气开发技术大会

2018中国油气开发技术大会

  • 召开年：2018
  • 召开地：北京
  • 出版时间： 2018-11-29

主办单位：;中国石油学会;;

会议文集：2018中国油气开发技术大会论文集

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  • 摘要：复杂断块油藏隔夹层较为发育,开展多夹层控制下的控油模式研究对高含水期复杂断块油藏的剩余油挖潜意义重大.为研究注水开发后内部夹层发育状况对高含水期剩余油的影响，在油藏内部夹层识别的基础上，建立了注采井间驱替模式。本文首先基于典型模型研究了夹层数目(贯通注采井)、夹层发育规模及夹层展布位置对于高含水后储层纵向波及效率及剩余油分布模式的影响.建立了16种表征注采井间不同夹层数量和展布位置的多夹层驱替模型,并将其归纳为"多驱少"和"少驱多"的驱替模式.总结了两种驱替模式下夹层对于剩余油分布的影响及其差异性.针对典型区块提出补层及部署新井的挖潜对策,取得良好应用效果.研究成果及实践可为其他高含水期油藏的剩余油挖潜提供借鉴意义.
  • 摘要：提出了一种定量表征多孔介质等效边界层厚度的新方法,开展大数据分析研究储层渗透率和润湿性对边界层的影响及其对驱油效率的关系;同时改进Thomas公式,建立启动压力梯度与边界层厚度的理论计算公式.大数据统计分析结果显示:渗透率越低,边界层占比和启动压力梯度越大,驱油效率越低;当气测渗透率小于1.0mD时,边界层占比对启动压力梯度和驱油效率影响程度加剧,为长庆致密油和超低渗透油藏注水开发政策的制定提供了理论依据.
  • 摘要：利用三维微观网络模型重构技术,建立了真实岩心的微观网络模型,开展了束缚水状态的致密砂岩气非线性渗流数值模拟.通过拟合2组致密岩心5种不同压力梯度下的气体高速非达西渗流实验,验证了气相高速非达西微观网络数值模拟方法的有效性,结合实验结果分析了非达西系数的影响因素,并推导了含有束缚水的非达西系数分形表征.研究结果表明:在微观尺度下,高速非线性渗流实验模拟得到的渗流速度与压力梯度符合Forchheimer方程;非达西系数是孔隙平均半径、分形维数、束缚水饱和度、迂曲度等反映储层微观属性参数的函数,其值随着孔隙平均半径的增大而减小,随分形维数的增大而增大,随着束缚水饱和度的增大而增大,随着迂曲度的增大而增大.采用多元回归得到考虑微观属性的经验公式可精确地估算非达西系数,为气藏高速非达西渗流对产能预测提供理论支持.
  • 摘要：深化断溶体内部缝洞结构描述认识,对于进一步挖掘已钻断溶体内部的储量动用潜力,指导油水关系复杂的碳酸盐岩油藏高效开发和提高新井投产成功率具有重要的意义.本次研究运用野外地质剖面、地质建模、正演分析三种技术手段研究了断溶体内部缝洞结构组合模式,表明地震上的串珠反射是断溶体的综合响应,而不是某个缝洞体的反映.在此基础上,根据实钻井情况,结合动静态资料研究提出了四种缝洞结构组合模式,即垂向组合模式、平面组合模式、斜向组合模式以及不规则组合模式.应用研究成果优选出剩余油潜力较大的断溶体实施内部侧钻,成功的为提高碳酸盐岩油藏的采收率提供重要的理论依据.
  • 摘要：新疆油田红浅1井区浅层稠油注蒸汽阶段采出程度28.9％,超过标定采收率1.7％,已进入高轮次吞吐阶段,面临高含水、低油汽比和无效热循环等诸多问题,油藏濒临废弃.为探索稠油老区蒸汽后期接替开发技术,新疆油田于2009年开辟了火驱先导试验区,火驱稳定生产8年,采出程度提高31.2％,且试验取得了一系列突破性进展和认识,证实了砂砾岩稠油油藏注蒸汽后期转火驱技术的可行性.试验结果表明,与注蒸汽相比,火驱技术具有高温燃烧原油改质作用强、波及体积和驱油效率高、能量利用效率高、采油速度高、最终采收率高的优点,证实了注蒸汽开发后期稠油油藏,通过转火驱可取得较好开发效果,并大幅提高采收率.
  • 摘要：断层附近剩余油是老油田特高含水期重要的挖潜方向和挖潜部位,本文以大庆长垣油田为例,围绕断层附近剩余油精准挖潜的开发需求,创新了以"井断点指导"断层精细解释为特色的井震结合精细构造描述技术,准确刻画了断层空间展布形态,深化了断层及其附近剩余潜力的认识,转变了断层附近井位设计和调整挖潜的思路,形成了老油田断层附近剩余潜力区优选方法及配套的挖潜措施,有效挖掘老油田特高含水期断层遮挡形成的剩余油,取得了显著的增储增油效果及成功经验.
  • 摘要：传统的连通性研究方法无法进行储层连通性的三维动态定量表征,研究发现利用CT扫描将岩心数字化后,结合微观孔隙结构参数及低渗油藏非线性渗流特征,建立岩心连通孔道比例与压力梯度的函数关系,由此计算储层的数值动态连通场,可进行储层连通性的三维动态定量表征;进一步将干扰试井和机理研究相结合,形成基于试井反馈信号的小层连通性判定技术,实现了小层连通关系的定量判断,研究成果可用于指导低渗油田开展注采井网优化,提高油田注水开发效果.
  • 摘要：综合利用岩心、水驱油实验、相渗、测井等资料,通过对3个不同开发状况井组内在不同井距和排距下部署的11口密闭取心井精细解剖,建立水洗判别标准,分析水洗状况,表征特低渗透油藏中、高含水阶段剩余油的控制因素和分布规律.研究表明,动态裂缝和似块状厚砂体内部非均质性是剩余油分布的主控因素.水驱过程中动态裂缝和基质综合作用,可分为基质近活塞驱、基质驱、基质-裂缝驱、裂缝驱四种驱替类型.动态裂缝的产生导致平面上剩余油分布在裂缝两侧,呈连续或不连续条带分布,纵向上使剖面动用程度大大降低.裂缝占主导作用的L76-60井组内2口密闭取心井剖面动用程度仅为9.6％,基质-裂缝驱的W16-15井组内8口密闭取心井剖面动用程度平均为50.7％,未产生动态裂缝的L88-40井组呈基质近活塞驱.
  • 摘要：倾斜断块油藏进入高含水开发后期,单纯的水驱作用效果较差.针对该开发阶段,进行了断块油藏人工气顶—边水双向驱的物模实验,并结合实际区块辛48块油田沙二9参数进行了数值模拟研究.结果表明:双向驱对于断块油藏高含水后期有一定的增产作用,气顶驱过程中易出现气窜现象,提出了焖井、泡沫封堵处理方式;经过数值模拟可以看到水驱过程结束后剩余油主要集中在构造高部位,验证了实验部分的现象;数值模拟阶段优选了双向驱注入参数,其中注水速度为100m3/d,油井发生严重气窜后停止注入,注气速度为4000m3/d,从经济效益方面出发优选注气量4×106m3.
  • 摘要：杜66块为薄互层稠油油藏,经多轮次蒸汽吞吐后转入多层火驱开发,采用反九点面积井网注气,因储层非均质、吞吐动用不均、空气超覆等原因,注入空气推进不均匀,纵向动用不足70％,个别井单向突进导致很快发生气窜,为此,开发并试验了分段注气、调剖、封堵等火驱调控技术,减缓纵向矛盾,封堵气窜通道,抑制单层或单向突进,提高动用程度,在现场实施中初见成效,为火驱开发积累了宝贵经验.
  • 摘要：成像测井沉积学是近年来发展起来的隶属于储层沉积学的主要分支,是复杂性、隐蔽性油气储层勘探开发的重要技术方法.与地震沉积学主要研究井间或区域储层的分布不同,成像测井沉积学主要利用成像测井资料,结合常规测井、岩心及录井资料,重点研究井中及近井带储层的沉积学特征,深刻揭示地层的沉积环境与沉积相,精细研究和评价储层.简要回顾了国内外成像测井技术的发展现状,重点论述了成像测井沉积学的应用进展,归纳总结为五个方面,即沉积相分析由表及里,储层构型解析细致入微,储层非均质性研究由宏观到微观,储层各向异性评价由近及远,储层参数研究由定性到定量.成像测井沉积学研究方兴未艾,还应加强成像测井技术研发的持续攻关,基础研究方法和研究内容的持续完善,与岩心沉积学和地震沉积学研究的深度融合,以及测井处理解释人员沉积地质学理论的拓展及向测井分析家的转变.
  • 摘要：地下储气库在天然气供需关系中发挥着季节调峰,平衡管网压力和战略储备的重要作用.周期性地反复注采、强注强采工况是储气库现存的工作环境.由于压力、温度、气量的不断变化,储气库注采气井管柱受高压注采气,腐蚀、冲蚀、循环交变载荷,温度等多种因素作用,存在气井管柱失效风险.H储气库在四个注采周期的运行中,注采井出现油套环空带压的情况所以开展环空带压原因分析并制定相应技术对策,以保证储气库安全、平稳、经济有效的运行.
  • 摘要：渤海Q油田属曲流河沉积,经过多年注水开发油田进入高含水阶段,地下油水分布复杂,目前地质研究精度难以匹配实际开发动态.为深化储层地质研究,通过岩心、水平井、经验公式等方式,总结Q油田侧积层特征:厚度0.2～1.0m,倾角3.70°～8.50°,横向间距70～150m,并对其空间展布进行定量预测.针对侧积层在油藏模型中的刻画难题,创新提出构型界面等效表征技术,通过定位、追踪、提取将点坝侧积层曲面网格化,结合动态分析及数值模拟开展网格侧向传导率敏感性分析,并以合理动态响应条件化约束模型调整,多次迭代后实现侧积层在储层三维空间中的定量刻画.该研究成果有效提高历史拟合精度,44口井含水率拟合度提高15％达到91％;经新钻调整井的水淹情况验证,剩余油分布预测精度提高14％达到90％.目前Q油田以论文研究成果为指导,进一步完善注采井网,转注受效井日产油水平由12m3/d增加到26m3/d,含水率由82％下降到67％,效果显著.
  • 摘要：目前精细油藏描述研究的主要内容包括微构造精细解释、储层构型刻画、砂体分布预测、三维地质建模、剩余油潜力预测等.随着老油田开发工作不断深入,剩余油潜力已经由过去的普遍分布、局部富集转变为高度分散零星聚集的状态,剩余油的挖潜,也由保持井网完善的局部高效挖潜转变为"二三结合"变流线非均匀驱动调整.在对国内外精细油藏描述技术现状分析基础上,提出了发展高精度油藏描述技术,其关键科学问题包括基于构型单元的精细油藏描述技术、低级序断层识别技术、小尺度储层预测技术、基于地球物理技术的构型刻画和多维度剩余油描述方法.
  • 摘要：物理模拟及实际生产表明,海相砂岩长期水驱开发存在残余油饱和度端点时移,然而,传统数值模拟无法便捷实现时移模拟,严重阻碍了油田历史拟合及潜力认识.本文创造性提出了一种新的时移模拟方法,通过相渗时移精细表征和全过程反演迭代,规避了传统模拟弊端和瓶颈.X油田实际应用表明,新方法使历史拟合中高含水期含水上升趋势大幅改善,过路井饱和度拟合精度高,有效地指导了老油田开发后期精细极限挖潜.该成果对南海东部海域老油田高含水期开发具有较强推广价值.
  • 摘要：南海珠江口盆地油田普遍具有物性好、能量充足的特点,截至目前,南海东部海域所有的油气田全部采用天然能量开发.但天然能量充足的强水驱开发模式也会造成较严重的底水锥进问题.为改善开发效果,各油田群普遍尝试采用ICD控水新技术,收到了较明显的成效.本文从油藏与工艺结合的角度,对ICD技术控水增油机理进行深度剖析,首次揭示出ICD实质是一种提高采收率技术,它通过均衡水平井供液剖面和保持较高的生产压差两种机理提高波及系数,从而达到增油控水的效果.
  • 摘要：低渗油藏,尤其特低渗、超低渗油藏,通常表现为高注采比、低压力保持水平等问题,无效注水现象严重,急需判断注水去向及无效注水比例,从而指导注水开发调整.针对以上问题,研究以渗流力学理论为基础,结合现代试井分析方法,分别针对高含水率低渗油藏、低含水率低渗油藏,建立了注水利用率评价方法,该方法不仅能够判断注入水去向,同时可以确定无效注入水比例.通过对典型油藏的分析评价,表明特低渗、超低渗通常存在注入水憋水的情况,目标油藏憋水量占注入水量的20％;水窜区窜流方向及诱因为沉积微相,而非前期认为的微裂缝,无效注水量占总注水量的45％.研究建立的方法简单易行,可为水驱开发油藏开发对策调整提供技术参考.
  • 摘要：雅克拉凝析气田具有埋藏深(5300m)、水体大(100倍)、凝析油含量中等(234.5g/m3)、地露压差小(2.44MPa)等特点,在开发过程中容易出现发凝析和快速水侵.面对反凝析的控制、边底水的利用与控制的难点,创新提出了雾状反凝析、均衡水侵控制技术,实现了气藏连续十三年稳产,超方案设计三年.早期投入开发的中、下气层基本实现均衡水侵,凝析油采出程度高达高达到67.8％,高于国外最高采收率4.6％,高于国内最高采收率14.4％,成为凝析气藏高效开发的典型案例.
  • 摘要：临兴区块位于鄂尔多斯盆地东缘，是中联公司致密砂岩气的主要产气区之一。临兴区块致密砂岩储层预测面临两方面难点,分别是储层厚度薄和砂泥岩阻抗差异小.针对以上难点,本文提出一种致密砂岩薄储层地震反演精细预测方法.结合测井解释成果与曲线特征分析,构建了能区分砂泥岩的新曲线,称为岩性指数曲线.在地震提频处理的基础上,通过岩性指数反演,提高地震数据对单砂体的识别精度.实际数据应用效果表明,本方法对能够有效预测临兴区块下石盒子组致密砂岩薄储层,为有利区优选和井位部署提供指导.
  • 摘要：随着科学技术的不断发展进步,人工智能技术成为当前时代热点,传统的油藏描述科学领域也迎来了新的春天.依据数据的不同驱动方式,可以将油藏表征划分为初级油藏表征、数字化油藏表征和智能化油藏表征三个发展阶段.数据库、数据构架和数学算法是实现智能油藏表征的核心技术.智能油藏表征为油藏描述及预测的科研工作开辟了新的研究领域.油气藏智能表征的研究具有计算效率高、定量化程度高、可重复性强的特点.智能油藏表征的的研究不仅可以提高油藏描述定量化程度,实现油气藏表征方法和技术的创新,实现多学科一体化的战略设想,还可以起到提高工作效率,降低科研工作的生产和管理成本,对于油气田勘探开发未来发展具有重要的意义.油气藏智能表征及预测是一门传统油藏描述与人工智能相结合的边缘交叉学科,该学科以计算机程序驱动油气藏数据,以多学科一体化的思维实现油藏特征的定量表征和预测.乔平(1996)提出工程地质问题由于各种客观和人为的因素,存在许多不确定性或在理论上未能解决的问题,常常需要依靠专家丰富的经验进行智能化处理,这很适合用人工智能的思想和方法来解决.在回顾近三十年国内外油气地质研究基础上,详细阐述了人工智能技术在油藏表征领域研究进展,明确了目前复杂油气藏智能表征面临的问题、技术难点、对策,阐明了油气藏智能表征的主要内容、关键技术、未来发展趋势及取得的最新研究成果.
  • 摘要：泡沫油冷采与常规溶解气驱的驱油机理与开采特征存在差异.基于泡沫油驱油机理认识,引入滞留气模型,建立了泡沫油冷采物质平衡方程;并采用泡沫油动力学模型,建立了该类油藏水平井冷采流入动态关系式和无因次IPR模型,并拟合出该模型中各参数与地层压力水平的关系式.利用泡沫油冷采物质平衡方程,可建立冷采采出程度与压力水平关系图版,用于定量分析不同压力水平下的冷采潜力和泡沫油流阶段对冷采产量的贡献.对比水平井泡沫油冷采和水平井常规溶解气驱IPR关系曲线形态,前者右端向上弯曲,后者右端向下弯曲,反映了前者在泡沫油作用下的开采特征.典型矿场计算实例表明,泡沫油IPR曲线计算精度较高,可为生产井不同压力水平下的产能评价和工作制度优化提供有效技术手段.
  • 摘要：孤东油田自1986年投入开发以来,按照"密井网、细分层系、储量一次动用"的开发技术政策,经过近30年的高速高效开发,采收率已达40.5％,处于"双特高"(可采储量采出程度92.1％,综合含水95.8％)的开发阶段.面对资源接替不足、产量接替困难、油价持续低迷的严峻形势,立足老油田、老区和老井,以产效益油为目标,深化"流场调整",全力推进低成本开发战略,抓好创新创效、提质增效、节支保效工作,取得了一定成效.近三年依托井组转流线调整模式，做好四个结合，孤东油田水驱开发经营指标得到明显改善。
  • 摘要：利用地球物理识别成果及钻测录资料,结合缝洞发育控因,将塔河缝洞油藏划分为风化壳油藏、古暗河型油藏和断控油藏三大类,对多井缝洞单元进行综合分类评价,划分为残丘洞穴型、古潜山侧缘滩体、暗河深部溶洞型、暗河表层溶洞型、构造-断裂复合溶洞型和断控缝洞型六类缝洞单元.在缝洞单元重新划分基础上,建立了天然水驱能量综合评价标准,总结了不同类型缝洞单元能量变化特征,重点分析了高产井能量特征,明确了不同缝洞单元的含水变化及产量递减规律.在能量评价基础上,结合地质条件和开发规律,提出单井及缝洞单元开发控制对策.高产并见水预警系统有效防止了油井暴性水淹,提高了单井产油量.多井缝洞单元开发控制对策的应用取得了较好的效果,降低了油田自然递减率,进一步改善了缝洞单元的开发效果.
  • 摘要：在油气勘探、评价及开发中,岩性识别和薄片鉴定是十分重要的基础工作,准确的薄片识别结果可以为勘探和开发提供可靠的依据.传统的人工判定方法或实验室分析方法具有主观性强、效率低、自动化程度低等问题.目前基于内容的智能图像识别技术在准确性和具体应用方面还面临着许多难题.论文基于国内外相关研究成果与油气勘探与开发中岩心薄片图像的特点及要求,设计并研制成功薄片图像自动识别系统和薄片智能鉴定系统.利用图像梯度分布和色彩分析进行火成岩岩石薄片智能分类的方法,对所有像素进行类别划分进而得到整体的鉴定结果,实现了省时、高效、高精度的薄片智能鉴定成果.
  • 摘要：野外露头和现代沉积考察研究证实辫状河落淤层的形成和保存主要与辫状河内心滩坝的沉积演化和后期改造有关.以塔河油田三叠系底水砂岩油藏作为地下地质体,将露头调查与地下地质体进行解剖类比分析,从心滩坝的沉积演化机理出发,对不同沉积作用条件下落淤层的成因和展布样式进行详细分析,结果表明落淤层多发育于心滩坝内,可细分为沟道泥和细粒落淤层.通过精细刻画研究区落淤层的展布范围、长宽比、及其与心滩坝的相互关系,发现落淤层的分布受控于心滩坝的发育,同时受落淤层的影响,塔河油田辫状河厚砂体内的剩余油不是简单的"水上漂"特征,而是分布在落淤层之上周边及环水锥处,以"阁楼油"和"屋檐油"最为常见,并总结出4种辫状河储层中落淤层的空间配置关系对剩余油分布的影响模式,研究成果既指导了辫状河厚砂体储层构型表征,也为以砂体构型研究为核心的构型建模数模和剩余油预测奠定基础,为塔河油田及其同类油藏综合调整方案、井位部署、剩余油挖潜等多个方面提供了地质依据.
  • 摘要：本文以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏为例,研究水平井开发适应性及开发技术政策.首先,依据储层沉积特征,划分砂体叠置模式,采用剖面厚度集中度概念,建立单层式、双层式、多层式气藏模型;研究认识到水平井开发不同类型气藏效果优劣顺序:单层式＞双层式＞多层式,单层式气藏效果最佳;其次,研究气藏各层渗透率、有效厚度差异性对水平井开发的影响效果,得到水平井开发单层式气藏的最佳储层条件及双层式气藏经济储层物性界限;再次,考虑砂体展布、主应力方向、储量丰度及经济因素,分析认识到神木气田水平井方位以南北向为主、水平段最佳长度1500m;最后,研究水平井压裂裂缝参数,得到水平井开发单层式、双层式气藏分别存在最优裂缝组合与最佳改造规模.通过以上系统研究,形成水平井开发致密气藏关键技术,为国内外同类气藏水平井开发提供可靠理论依据.
  • 摘要：针对目前多孔介质微观孔隙结构表征参数与宏观参数相关性低、数据分散的问题,分析了压汞法存在的不足,结合水驱油理论,提出了一种用多孔介质的宏观参数——渗透率与孔隙度计算表征多孔介质微观孔隙结构复杂程度的新方法.该参数综合表征了多孔介质微观孔隙结构的孔喉大小、变径、变形、迂曲度、交叉和配位数等复杂程度,同时还能很好地表征多孔介质储存能力和渗流能力.该参数具有很强的工程意义,它决定了水驱油见水的快慢.参数易得,使用方便,可以作为储层分类参数.
  • 摘要：YB气田长兴组气藏地质条件复杂,高效开发难度大,本文针对长兴组气藏高效开发面临的难点,探讨了含水气藏气井合理配产及采气速度优化方法,提出了气藏稳产对策,为实现气藏高效开发提供了技术支撑.在方案实施过程中通过设计井优化调整、投产井优化调整以及开发调整井部署提高了单井产能、减少了项目投资,确保了达产稳产.在生产过程中,按照"高产低配"原则,气井总体按无阻流量1/8配产,试采区采气速度可达到4％左右,滚动区采气速度应控制在2％-3％左右,而含水井区采气速度应控制在2％-3％.提出了生物礁有水气藏开发初期稳产对策针:对低部位气井采取"控采速、识水侵、调压差"技术对策,延长气藏无水采气期;优化产水井工作制度,摸索产水井"三稳定"生产方式;加强水驱气藏提高采收率技术攻关.
  • 摘要：为了进一步提高低渗透非均质油藏的驱油效率,探究其剩余油的分布特征.本文采用非均质光刻玻璃模型和人造平板岩心模型,采用聚驱和聚/表复合驱两种驱油体系,探究两者对非均质油藏驱油效果,以及对各类剩余油的动用机理.结果表明:水驱后,聚/表复合驱采收率提高值相比于聚驱提高4.27个百分点,各类剩余油的动用效果更好.当其他条件相同时,随着模型级数的增加,含水率降低幅度明显,采收率提高幅度增大.聚/表驱油体系综合发挥两者的特性,其黏弹性和剪切作用能够更好的将剩余油携带出来.从而证明聚/表体系可以有效改善非均质油藏的水驱效率低的问题,为进一步开发低渗透油藏提供指导意义.
  • 摘要：本文以萨中油田北一区断东高台子油层为例,开展密井网条件下基于地震沉积学的井震结合刻画方法研究,应用地层切片上的振幅特征和地震剖面上的波形变化特征,以"地震趋势为引导,井点相确定"为原则,平面与剖面相互验证,井震结合精细识别内前缘相水下分流河道砂体的空间展布特征.研究结果表明:研究区高台子油层水下分流河道宽度主要为60～150m,只在中部发育500～600m宽的大规模河道,为多期叠加而成,局部河道走向与物源方向垂直.应用水下分流河道识别成果指导开发调整挖潜,剩余油潜力共五种成因类型,分别为窄河道导致"井网控制不住型"、不同微相组合变化导致"注采不完善型"、单一河道边界导致"局部遮挡型"、河道内砂体连通质量差异性导致"弱水驱型"、河间薄层砂物性差导致"弱水驱型".
  • 摘要：为了解决大牛地气田致密低丰度碳酸盐岩储层平面非均质性强、纵向多薄层、天然充填裂缝发育等酸压改造难点,在地层岩石脆性指数、天然裂缝分布、地应力差等体积酸压可行性分析基础上,提出平面延伸裂缝长度、纵向沟通多产层的体积酸压技术,同时配套暂堵转向、酸加砂等工艺,从而形成复杂的裂缝网络系统,扩大SRV,增大单井控制储量,提高单井产量,保障后期气井生产持续稳产.
  • 摘要：中东典型油田F层为低渗碳酸盐岩油藏,属于早白垩纪浅水缓坡滩相沉积,成岩作用多样,储集空间复杂,储层分类困难.基于薄片、岩心、CT扫描、毛管压力测试等资料,对岩石类型、沉积类型、储集空间类型、孔喉特征、成岩作用和储层物性进行研究,明确了储层微观特征,并建立了一套储层综合评价标准.在生产测井标定基础上,通过测井地震综合研究,刻画高渗条带的展布,为油田开发方案编制提供依据.
  • 摘要：针对异常高压气井测试费用高、产能预测难问题,开展区域产能预测技术研究,重点考虑应力敏感、非烃、气井表皮系数对产能的影响.通过大量实验,明确靶区应力敏感变化规律;分析CO2含量对天然气偏差系数、黏度等参数的影响,基于实验数据推导建立了一种适用于高中低二氧化碳含量的全范围偏差系数校正模型.最终建立了同时考虑应力敏感、非烃、表皮系数影响的区域产能预测图版,大大降低气井产能测试费用,在南海西部高温高压气井应用效果较好.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地坪北油田延长组广泛发育一套低孔特低渗透储层.各小层渗透率差异性较小,均在1×10-3μm2左右,开发上却表现出了强烈的平面、纵向非均质性特征.目前行业内并没有形成成熟的方法对该类储层进一步细分来体现该种特征.本文基于岩心、薄片、X衍射、压汞等各类分析测试资料,针对研究区强非均质性特征,从储层岩石物理相的角度开展储层分类方法的研究,形成了几项重要成果:(1)经典岩石物理相概念中的裂缝相描述在坪北油田受到资料情况限制较难实现,可以扩展为孔隙结构相的概念加以描述分析;(2)该区域特低渗透储层沉积相可分为水下分流河道、河口坝、分支间湾三种;成岩相可分为碳酸盐岩胶结、强压实致密、弱压实-弱溶蚀、不稳定组分强溶蚀四类;孔隙结构相可分为小孔微喉、中孔细喉、中孔中喉三类;(3)结合沉积相、成岩相与孔隙结构相,可将研究区岩石物理相划分为四类,对应储层级别为非-差,较差,中等,好.采用改进的岩石物理相划分方法能够有效的将低孔特低渗油藏进一步细分,该成果对油田当前的滚动勘探油藏评价及老区细分开发调整具有较大的现实意义,同时对于相似油藏的储层分类研究提供了一种有效方法.
  • 摘要：川中龙女寺地区栖霞组是四川盆地重要的产气层段,更是典型的深部碳酸盐岩储层,属浅海台内滩沉积环境,地下地质情况十分复杂.针对地质上的储层薄、缝洞尺度小、横向变化大,地震资料分辨率低等现状,按照"先缝洞-后储层"的研究思路,有效地预测储层分布.实施步骤是:①利用测井、岩心资料建立缝洞识别图版,划分单井缝洞发育位置;②以单井缝洞解释成果优选地震几何属性,预测小尺度缝洞发育区;③测井曲线预处理,将多条敏感曲线重构成一条能准确识别、划分薄储层和岩性的综合曲线,制作出统一的岩性解释图版;④采用井震联合进行薄储层岩性地质统计学反演预测.反演结果与钻井资料吻合度高,能较精确地识别、预测出3～8m薄储层及空间分布,实现对优质薄储层的预测.
  • 摘要：油田开发进入特高含水后期,开发对象变差、驱替方式多样、加之国际油价大幅波动等影响,致使开发规划的潜力、技术、效益等核心指标不确定性增大.从分析油田开发规划过程中存在众多不确定性因素出发,基于数据挖掘技术与开发规划优化思想,建立了油田开发规划数据挖掘一体化平台和油田开发规划核心指标预测的不确定性量化表征体系;建立了技术优化、经济优化和一体化优化的开发规划多目标不确定性建模方法;应用人工智能理论,改进智能优化算法求解出多目标规划优化模型的方案解集,解决了多目标、多阶段、多参数优化模型模拟量大等难题.应用大数据理论和数据库建设,研发了开发规划数据一体化管理系统.在油田中长期开发规划方案编制过程中,应用上述研究成果,量化了分年、分结构的油田产量完成风险概率,为油田开发和生产管理确定不同目标的储量、产量、投资、成本和效益一体化规划优化方案提供科学决策依据.
  • 摘要：针对南海西部断块水侵油藏存在的动态储量认识不清造成挖潜风险大的问题,建立了一种以长期生产数据分析为基础的水侵油藏水侵量和动态储量计算模型.通过对压降双对数曲线、Blasingame典型特征曲线分析及长期生产数据拟合获得储层和水体参数,最终求得平均地层压力变化曲线、单井动态储量和控制范围内水侵量.南海西部某断块边水驱油藏存在静态储量认识不清、动态储量计算难的问题,利用该方法计算动态储量并提出调整井方案,调整井实施后验证了方法的可靠性,研究成果对断块水侵油藏单井水侵量和动态储量计算有较强实用性,可有效指导油田挖潜.
  • 摘要：龙凤山气田属于近源小扇体沉积,非均质性强,有效储层演化过程与形成的主控因素尚不明确;储层薄且横向变化较快,精细刻画有效储层难度大;有效储层呈多层、互层、致密的特点,高效开发技术政策有待深入研究.通过对储层成岩与孔隙演化过程分析,明确了富火山岩碎屑储层在先碱后酸环境中的浊沸石溶蚀和弱压实是潜力目标区优质储层的主要成因;通过含气差异性评价,采用气砂敏感因子预测方法对有效储层进行描述预测;通过多层水平井开发提高储量动用程度和单井产能,实现龙凤山地区立体高效开发.
  • 摘要：本文以大港油田深层低渗油藏X断块为研究对象,采用相渗测定和天然气驱油实验装置,测定了天然岩心的油水相对渗透率曲线和不同条件下的天然气驱采收率.实验结果表明:大港油田深层低渗油藏X断块天然岩心相渗曲线等渗点对应的含水饱和度(Sw)大于50％,为强亲水岩心,此类油藏有利于剩余油的采出和最终采收率的提高;天然气驱油实验结果表明,驱替速度越高最终采收率越低,气窜发生越旱,天然气混相驱获得的采收率最高,其次为近混相驱,非混相驱最低,因此,在天然气驱现场试验实施过程中,建议控制注入压力在最小混相压力以上,从而保持天然气混相驱,并且维持较低的驱替速度,延缓气窜现象的发生,提高天然气混相驱采收率.
  • 摘要：油藏非均质性是剩余油分布的主控因素,不仅体现在储层方面也体现在流场方面,本次研究以濮城西区S2+32上油藏为研究目标,利用岩心、测井、分析化验等资料,分别建立隔夹层、优势渗流通道分级标准,精细描述油藏储层及流场非均质性,最终明确了各级别夹层对剩余油的控制作用,针对各级优势通道与夹层发育规律、剩余油富集程度、开发参数的不同划分剩余油潜力挖潜区,提出差异化挖潜对策,为特高含水期剩余油精细挖潜奠定了基础.
  • 摘要：在"控制递减率,提高采收率"的老油田稳产思想指导下,单砂体连通关系及对应的剩余油分布规律一直是研究的重点之一.以七东1区克下组油藏为例,针对砾岩冲积扇储层宏观岩性多变、韵律复杂以及微观复模态孔隙结构特征,综合岩心、分析化验、测井、地震以及生产动态资料,建立了冲积扇储层不同相带砂体连通模式及其控制下的剩余油分布模式,根据油层动用情况及数值模拟实现了井组内部剩余油的定量表征,为加密调整奠定了坚实基础.
  • 摘要：利用野外露头、岩心、成像测井等资料分析裂缝类别及发育特征,开展东胜气田致密气藏裂缝特征描述,研究表明高角度缝及垂直缝是主要裂缝类型.针对此类裂缝在预测识别上难度大的情况,通过引入R/S的分形统计方法,对测井曲线进行分形计算,应用取心井及成像测井的裂缝描述作为验证,结合井动静态资料,实现裂缝的有效识别.在东胜气田开发区的实际应用中,采用对测井项进行R/S分形的方法对裂缝进行识别,预测结果准确,较以往根据三维地震相干体预测的方法,裂缝识别的准确度更高,为气田实际开发生产提供有力地质依据.
  • 摘要：苏里格西区储层致密、非均质性强且普遍产水,人工的物理模型模拟无法真实反映储层内部流体的流动情况及分布特征,本文利用微观多相渗流实验中的真实砂岩模型进行气水渗流特征研究,使研究结果可信度较其它模型大大增加.通过实验表明,产水机理主要为由于生产压差逐渐增大,使得在气体膨胀力的作用下的一部分束缚水转变为可动水,随气体流入井筒;其中水膜残留水、绕流形成的残余水、孔隙边缘及角隅处的可动束缚水是西区主要产水类型.因此,气井在投产时应合理配产,控制生产压差,防止由于生产压差过大束缚水转变为可动水、造成产水量增大的情况出现.
  • 摘要：针对水平井井筒积液规律认识不清导致排水采气措施针对性不强的难题,基于相似性原理,结合川西气田水平井井身结构特征研制了水平井井筒可视化模拟装置,可通过改变支架系统参数模拟水平段不同型态、不同倾角条件下气井的排液情况.根据水平井气液产出特征开展了水平井水平段充满积液后卸载、气液同产、分段射孔气液同产生产过程模拟.结果表明水平井水平段型态、水平段倾角对水平井最终排液率影响较小;水平段呈分层流,斜井段呈段塞流,垂直段呈环状流,液相滑脱主要发生在斜井段.实验成果与现场井筒流压监测结果均表明,井筒压降损失主要发生在斜井段,且压降梯度突变点位于造斜点附近;明确了水平井的排液重点是斜井段的排液,为排水采气措施的针对性实施提供了指导.
  • 摘要：开发中后期海上老油田剩余油零星散落分布,运移-富集成藏受地质静态与动态因素控制,将"构型精细解剖"与"流体势"结合,基于构型单元进行油水动态运移规律研究,深入预测剩余油分布与聚集规律,提出低势闭合区对剩余油挖潜潜力较大,由此构建"运聚再生油藏模式".以海上Y油田为例,该油田两次的开发调整为剩余油聚集提供了时间条件,对于主力油藏(Z11、Z13),经过约1～3年动态运移-聚集,剩余油主要富集于井控较低、势能较低的构造高部位.对于非主力油藏,剩余油动态运聚时间、方向以及成藏规律与油藏类型、储层物性、韵律性、隔夹层、流体特征等因素相关,经过约3年以上时间,剩余油向低势闭合区运移-富集成藏,如Z9非主力油藏,在低势闭合区和构造高部位部署Y1-6H和Y1-3H水平井,低势闭合区Y1-6H井,平均日产油超过250m3,含水率仅3.6％,约为ODP设计产能2倍,已稳产3.5年;构造高部位投产Y1-3H井,平均日产油不到60m3,含水率高达79.3％,稳产时间较短,远低于低势闭合区生产井开发效果.该再生油藏模式在非主力层Z5-2、Z6-1、Z8、Z12也进行了应用,取得了较好的生产效果和经济效益.实际生产资料表明低势闭合区"动态运聚再生油藏模式"的合理性,为中-高含水期老油田、废弃油藏的再开发拓展了开发思路和方向,对剩余油的有效挖潜具有重要的战略意义.
  • 摘要：油藏精细描述是油田开发中后期主要研究的工作，精细描述的核心是油藏地质模型，沉积微相建模一致是地质建模中的难点,多点地质统计学建模借助于"训练图像",它是多点地质统计学的输入参数、其准确性是建模成功的关键,本文主要针对濮城油田沉积微相建模中训练图像的建立,提出了利用现代沉积资料与密井网观察资料建立训练图像;利用建立的训练图像进行了沉积微相建模,分析结果表明,利用此种方法建立的训练图像用来建模后模型模拟结果符合率较高.
  • 摘要：稠油开发方式转换阶段的蒸汽驱、SAGD、火驱等开发方式更注重储层连通性、注采对应关系及非均质性等研究,需提高对沉积微相的研究精度,以实现相控注采井网部署与层系井网优化设计的目的.本文以辽河油田稠油蒸汽驱开发主力区块之一的Q40块为例,针对吞吐阶段沉积微相研究的精细性、系统性、定量性相对薄弱的问题,以区域化建立单井相划分标准、精细化表征微相砂体展布形态和规模,系统化分析微相对砂体物性和渗流能力的控制作用为重点,充分利用高密度井网资料与丰富的静动态数据,结合注采受效方向及开发效果评价,采用测井相识别、岩心刻度测井单井相解剖、优势相分析、动静态结合等方法,开展沉积微相精细描述.沉积微相精细描述实现了研究精度由砂岩组细化至小层、研究内容从宏观向微观的转变.通过剖析沉积作用对汽驱渗流屏障形成的控制作用,辅助建立定量识别标准,从而起到有效预测渗流屏障,落实汽驱优势通道分布特征,制订针对性汽驱调控措施,提高油藏动用程度的作用.
  • 摘要：为了改善低丰度PTH油层的开发效果,2002年以来,开展了水平井开发低丰度油藏现场试验,在开发过程中为了进一步提高水平井的动用效果,采取了压裂投产的方式.2007年以来,已实施水平井压裂完井114口,占总井数的65.14％,压裂段数3～7段,平均5段左右,压裂初期平均单井日产油14.1t,是射孔投产井的1.3倍以上,压裂投产取得了较好的效果,但针对PTH油层水平并不同水平段长度、不同区块储层条件情况,优化缝间距、匹配合理布缝条数,将影响水平井压裂初期产能和累计产量.
  • 摘要：面对国际油价持续低迷和胜利油田以蒸汽吞吐开发为主的现状,发展了全程保干、蒸汽流场调整、注汽参数优化和水驱稠油CPE等低成本技术.全程保干技术以提高井底干度为目标,对注汽锅炉、地面输汽管线、注汽井筒各个环节进行系统优化并采取相应技术措施,最大限度降低注汽系统热损失.蒸汽流场调整技术为提高水平段整体动用效果,开发了热采水平井微差井温测试技术,研制了自调节恒流量配汽器,同时为了封堵多轮次吞吐造成的高耗汽条带,研发了具有温敏热可逆特性的凝胶堵调体系,实现了水平井蒸汽流场的高效调整.注汽参数优化技术以储层"热需求"为出发点,结合多轮次储层"三场"(温度场、压力场、含油饱和度场)展布变化与锅炉制汽水平、沿程保干能力,实现从油藏到锅炉的一体化优化注汽量,提高现场注汽量的合理性.水驱稠油CPE技术基于水溶性自扩散体系在陈25中深层特稠油油藏进行了强化水驱现场试验,段塞注入体系15.7t,有效期达到4个月,吨剂增油133t.
  • 摘要：以下寺湾油田长8油藏试油、试采及生产数据为基础,识别在水平井加大规模体积压裂技术条件下能够开发的储层为有效储层,从岩心特征、岩屑气测综合录井特征、储层实验分析和测井响应特征等方面建立有效储层的识别标准.认为在现有技术条件下寺湾油田能够开发的致密油储层为孔隙度大于8.5％、渗透率大于0.15×10-3μm2的油迹级以上细砂岩.储层含油饱和度大于30％,测井响应声波时差大于222μs/m.,全烃气测录井气测值为基线的5倍以上,电阻率达到32Ω·m以上,且压裂后可动用油层厚度达5.0m以上的识别为地质"甜点"区.地质"甜点"区的筛选按照先从致密油"三大控制因素"进行有利区带优选,然后用重新确定的有效储层下限标准进行"甜点"筛选,在油藏内部产能建设实施过程中按照含油性、油层的有效厚度及邻井实施效果排序,排除风险区,避免低效区.
  • 摘要：目前,裂缝性油藏数值模拟多采用双重介质模型,该模型对裂缝的分布采用了理想化假设,导致应用于实际油藏时精度无法保证;同时,传统的离散裂缝网络往往只用于双重介质模型参数的计算,而无法直接应用于油藏模拟计算,导致高精度的裂缝模型与数值模拟模型之间的脱节.基于蚂蚁体、成像测井等多尺度裂缝研究成果,建立离散裂缝模型,并应用非结构网格对离散裂缝进行精细描述,实现了对裂缝系统从几何形态到渗流行为的逼真细致的描述.A油田的应用结果表明,基于非结构网格的离散裂缝模型在单机单CPU上运算耗时仅11小时,是Intersect模拟器在16节点机群上运算耗时的1/2,而且计算的未拟合的单井主要指标与历史观测值符合率达到74.5％,远高于双重介质模型27.5％的符合率.
  • 摘要：庆祖集油田位于长垣断裂和石家集断裂两大断裂系统趋于交汇之处,断层发育,断块小,构造极其复杂,断层组合难度大.局部微构造的认识程度直接影响到整个油田的开发水平,所以如何运用构造精细解释技术对构造深刻刻画是目前开发工作的重中之重.根据庆祖集地区构造特点,采取新的挖潜对策:(1)根据成藏模式,寻找连片富含油区;(2)通过占高点,进行构造精细解释开展滚动增储;(3)利用井震结合开展单砂体精细刻画,挖潜平面、层间(内)剩余油.
  • 摘要：大牛地气田奥陶系马家沟组马五5段古岩溶发育特征是其储层研究的基础.基于大量岩心、测井及地球化学资料分析,在采用"印模法"和"残厚法"相结合的方法对大牛地奥陶系风化壳岩溶古地貌精细刻画的基础上,通过纵、横向的岩溶差异对比研究,明确风化壳底部马五5段古岩溶发育特征,建立岩溶发育模式.结果表明:研究区马五5地层主体位于水平潜流带之下,受到深部缓流带岩溶作用,发育裂纹-镶嵌角砾和裂纹角砾岩,裂缝大部分被亮晶方解石充填.其中,北部和西部岩溶高地,岩溶作用主要为物理风化剥蚀及间歇性雨水快速管道流溶蚀,垂向岩溶带较浅,马五5发育裂纹角砾岩,其下部马五6地层未见明显的岩溶作用;而东南部岩溶沟槽附近,岩溶作用以面状流水侵蚀和化学淋滤溶蚀为主,垂向岩溶强,马五5发育裂纹-镶嵌角砾岩,局部岩溶作用穿透至马五6层;斜坡台丘区马五5段岩溶不发育,仅发现少量的微裂缝.
  • 摘要：准噶尔盆地西北缘金龙2井区二叠系佳木河组裂缝是该区火山岩储层油气主要的渗流通道.综合岩心、岩石薄片及成像测井等资料,识别出该区主要发育的裂缝类型为半充填或未充填高角度缝,其次为半充填低角度斜交缝与网状缝.成像测井解释裂缝方位近东西向,与岩心古地磁解释现今地应力最大主应力方向近似平行,开启有效性较好.火山岩储层裂缝发育主要受构造与岩性两因素影响.距离断层越近,构造曲率增大,裂缝越发育且多沿断裂呈条带状分布.不同的火山岩类型,裂缝发育程度也不同.通过成像测井资料分析认为研究区中-酸性火山熔岩及火山碎屑熔岩裂缝较发育,并进一步定量计算出单井裂缝密度、裂缝倾角、裂缝孔隙度等,确定单井裂缝发育特征.结合叠前方位各向异性法(AVAZ),预测佳木河组火山岩储层裂缝分布特征,井震结合有效提高了裂缝预测精度,为火山岩油藏开发井部署提供可靠依据.
  • 摘要：涩北多层疏松砂岩气藏开发受出水加剧影响,水气比迅速蹿升,积液、水淹停躺井增多,气田递减率控制难度加大,稳产形势日趋严峻,亟需优化气田治水技术,以保气田长期稳产.基于此,在研究气藏地质及气田水侵规律认识、研发提升治水配套技术等方面加强了技术攻关和现场试验,形成了涩北多层疏松砂岩气藏治水关键配套技术.通过新技术、新工艺推广应用,气田产能递减率控制在8％以内,水侵速度控制在0.5m/d(实现多年水侵速度不增),生产压差稳定,开发效益得到显著提升,有效助力气田持续稳产和提质增效,实现气田50×108m3稳产目标,所形成的关键技术可为同类型气藏开发提供借鉴.
  • 摘要：针对Akshabulak油田中Yu-Ⅲ层强边水砂岩油藏采油速度高、边水推进不均匀的开发特征,运用油藏数值模拟手段明确了合理的采油速度和注采比,同时优化了边外注水开发配注量.采油速度、注采比是影响天然水驱和人工注水协同开发的主控因素.中Yu-Ⅲ层强边水油藏在采油速度为4％的条件下,合理注采比为0.9.分析对比了油藏北部、中部及南部不同区域的天然水体大小及水驱前缘推进速度,优化边外注水配注量,控制强水淹区的水线推进速度,实现了水驱前缘均匀推进.油藏开发实践表明,中Yu-Ⅲ层在注采比0.9、采油速度3.5％的高速开发模式下,实现了油藏在15％的低含水情况下地质储量采出程度达到54％.
  • 摘要：本文针对松辽盆地北部深层地质特点,结合地质、工程等经典理论,以地质分析的视角认识和解决地层压力预测问题.无论是采取分层分区预测地层孔隙压力;解决火山岩地层孔隙压力预测问题;建立地层破裂压力标准谱图;还是坍塌压力给予提示工程风险提示等,是地层压力预测方法的不断升级.地质与钻井技术的融合有效解决生产深层地层压力预测的生产问题,技术水平不断提高,应用效果良好.深层钻井工作需要多项勘探技术更多的融合，前景可期。
  • 摘要：断层阴影问题在南海东部珠江口盆地比较常见,特别是在断层下盘紧邻断层三角区,地震资料畸变明显,地震同相轴往往表现为"上拉"、"下拉"和"错断"的假象,给低幅构造的地震地质精细研究带来很大困扰,制约油田开发实施效果.因此,针对断裂阴影带能够正确识别和预判畸变假象,消除断层阴影影响,对于低幅构造形态恢复至关重要.本文以南海东部地区A油田在ODP实施过程中面临的构造不确定问题,基于油田实际资料,综合运用钻测井及地震资料建立精细速度模型,开展波动方程正演模拟研究工作,对比模拟结果与现有地震资料,明确了断层阴影带畸变范围,有效识别断裂假象,提出了一套较为可行的断层阴影带构造定量校正方法,最大程度恢复了低幅构造的真实形态,对油田开发井位部署及储量评价具有现实指导意义,为南海东部类似油田断裂阴影带构造恢复提供了一套可借鉴的技术方法和思路.
  • 摘要：重18块为浅层超稠油油藏,在开展直井-水平井组合火驱试验和室内实验研究时,存在燃烧带前缘单向锥进和火窜等问题,从而影响火驱效果.通过室内物模实验、数值模拟及矿场试验取得认识,指出可动油区流体顺利渗流和超覆式燃烧界面控制是实现该技术稳定泄油的必要条件;重18块成功实施火驱的关键在于注气直井射孔位置、井间有效热连通、如何实现高温燃烧及小幅度多级次提气维持注采平衡等环节;研究成果应用于矿场试验中,取得了较好的开采效果.截止目前FHHW005井组已实现稳定泄油1000d以上,燃烧腔体发育形态、水平井单井产量、空气油比等指标符合方案预期.
  • 摘要：目前,国内外大部分稠油油藏使用蒸汽热采方式开采,成本高、采收率低.与蒸汽热采相比,火烧油层技术具有采收率高、改善剩余油性质、适用条件更广泛等特点,是具有明显优势的接替开采技术.内蒙达14块属于薄互层稠油油藏,位于达尔其油田西构造,地处严重缺水地区,并且由于属于薄互层油藏,如果采用蒸汽热采方式热损失严重,地面和井筒隔热措施成本较高,所以本文针对达14块稠油样开展火驱开发室内相关研究.因为火烧驱油本身的特点,其机理十分复杂,本文通过燃烧池室内实验深入认识各个阶段的氧化特征,计算活化能、指前因子等数值模相关参数,确定火驱反应动力学方程,采用数值模拟方法模拟火驱过程中油藏燃烧过程,优化开发井网、井距、射孔位置等,为提高油藏采收率奠定理论基础.
  • 摘要：中东X油田碳酸盐岩油藏裂缝发育非均质性比较强,运用常规的裂缝预测及建模方法无法精细刻画裂缝.本文应用多种叠前地震属性非线性融合对裂缝进行三维定量预测,首次解决多属性线性加权融合导致的叠加问题;基于BP神经网络技术利用常规测井对无成像的单井进行裂缝预测,从而解决建模少井约束问题;采用离散裂缝网络建模技术,在地震多信息融合及多井控的条件约束下,建立反映该油藏裂缝发育特征的裂缝模型,从而助力油田开发生产.通过研究形成一套多信息融合裂缝预测及建模的方法，模拟结果精细客观的反映出实际地质认识，并在方案优化指导下，该油田新钻井巧口，投产7口，累计产量比较高，对油田增产和提高采收率具有重要的意义。
  • 摘要：针对强边底水块状油藏高含水阶段中产量形势严峻、原地质认识欠缺以及常规产量劈分方法适用性不佳等问题,通过剖析典型区块陈堡油田K2t13油藏,从储层构型研究、储量动用评价、油藏工程分析、数值模拟研究四个方面开展了系统的剩余油研究,确立了适用于陈堡油田K2t13油藏的产量劈分以及水平井水淹模式评价的方法,并将研究成果应用于流场调整及剩余油挖潜,收效明显,有效扼制了产量的递减势头,为同类型油藏改善水驱对策的制定与措施经济可行性评价提供依据.
  • 摘要：注水开发是渤海油田最主要的开发方式,水驱过程受微观孔隙结构特征及润湿性影响,油水运移规律复杂,常规实验难以表征.以渤海某油田真实岩样为例,借助微纳米成像技术和图像处理技术建立数字岩心和孔隙网络模型,对岩样的孔隙网络特征进行表征并对水驱油规律及剩余油分布进行了研究.研究结果表明:B6岩样为致密砂岩,裂缝不发育,样品总孔隙度为9.81％,连通孔隙为9.45％,最小连通孔隙半径为7.661μm;饱和油后,束缚水主要分布在喉道及小孔隙中,原油主要分布在较大半径的孔隙半径中;水驱油过程,由于岩样强水湿,初期驱动力以毛管力自吸作用为主,注入水主要进入喉道和大孔隙颗粒表面,中后期以驱动力为主,注入水逐渐占据大孔隙和中小连通孔;水驱油后剩余油可分为簇状剩余油、角状剩余油、黏土微孔隙剩余油、孤岛状剩余油,各类剩余油形成机理不同,主要分布在半径小于71μm的孔隙中,并以簇状剩余油为主.
  • 摘要：底水锥进是底水油藏普遍存在的问题,是伴随油田开发全过程的主要开发矛盾,一般采用水平井这一开发方式.由于水平井段井筒流动摩阻的存在,使得水平井段各处的压力剖面和供液剖面不均衡,造成水平井根部过早见水.而中心管技术可以较好的平衡水平井段的压力分布和供液剖面,从而延缓底水锥进,改善底水油藏的开发效果.在珠江口盆地A油田群和B油田先后使用过中心管技术,收到了一定的成效,而C油田由于砂岩疏松的特征,中心管的使用收到了更为明显的效果,在一定程度上扭转了被动的开发局面,获得较好的经济效益.
  • 摘要：精细开发调整技术作为复杂断块砂岩油藏提高油气产量的核心技术,是指导油田科学、合理调整的主导技术.在充分论证开发效果影响因素的基础上,深入分析潜力,研究建立了适合华北复杂断块砂岩油藏特点的技术政策优化思路和方法.通过室内实验和灰关联分析方法研究认为,除油藏本身地质条件外,层系划分、井网部署是影响油藏最终采收率的核心因素.在此基础上,研究了复杂断块油藏层系重组、井网重构的优化方法.另外,对影响分注效果的主要地质因素开展了评价,制定了分注标准.30个区块的实施表明,实施区块当年年产油量增加9.3万吨,累计增油33.1万吨,综合递减减缓6.7个百分点,自然递减减缓4.3个百分点.
  • 摘要：在鄂尔多斯盆地北缘盒1段冲积扇与冲积平原过渡带上,多层叠合的大型岩性圈闭构成了东胜气田锦58井区的主力产层.本文主要通过对比环境敏感粒度组分判别沉积作用类型,并在大量岩心观察的基础上,归纳不同沉积相带岩相类型和岩相组合,总结测井相特征,在垂向上剖析典型井的沉积序列,根据不同部位沉积特征将锦58井区由北往南划分为冲积扇、过渡带以及冲积平原辫状河三个沉积相带,并总结三个相带沉积模式,直观展示主力层位砂体在平面和垂向上的展布特征.在沉积相带分类的基础上,结合薄片观察并归纳物性参数特征,从孔隙类型、颗粒接触关系以及黏土矿物含量等方面分析各相带孔隙演化规律.北部冲积扇及南部辫状河中沉积砂体复合连片且相互叠置,且孔隙发育易形成优质储层,具有较大的天然气开发潜力.
  • 摘要：南海东部海上在生产礁灰岩LH油田储量所占比例大,但油田的探明储量采出程度仅有11％,剩余可采储量大,挖潜的空间巨大.同时,由于礁灰岩储层发育断层/裂缝、非均质性强,油田后期主区的调整并投产后即高含水,含水上升快、产量递减快,油田开发状况日趋复杂.为此,基于油田现有的动静态资料,开展生物礁灰岩LH油田储层裂缝预测、礁灰岩储层高精度测井评价,礁灰岩储层双孔介质建模、油田水平井产出剖面示踪剂监测研究,最终建立一套针对南海东部生物礁灰岩LH油田切实可行的开发技术.实际表明,该套开发技术取得显著挖潜效果,为进一步提高礁灰岩LH油田采收率奠定扎实的地质油藏基础.
  • 摘要：低油价形势下,油藏开发面临严峻挑战,很多老的开发思路和方法已经不能适应当前形势.在当前形势下,油藏开发的要求从以前的以产量为中心变成了产量效益并重,开发上面临许多难点,比如说特高含水开发后期,剩余油认识越来越困难,再则注采井网持续恶化,导致要实现效益稳产难度逐年加大.面对开发上的难点,精细研究,积极转变开发思路,把开发的重点转移到了水驱、转移到了注采管理上,以低成本注水技术为核心,以创新采油管理区注采管理为抓手实现油藏的效益开发.
  • 摘要：西峰油田长8油藏目前已进入高含水期,目前大部分小层水驱有效期渐过,水驱效果变差.为了降低产量递减,控制含水率和更好的挖潜剩油,为此对西峰油田长8油藏进行周期注采效果开发评价.首先对周期注水压力传播规律地研究,建立了压力传播数学模型.综合考虑了地质因素和开发因素,基于现代试井解释理论确定了合理的注采技术参数.再利用t-Navigator数值模拟软件,从注水量、周期注水时机、注采周期等方面模拟常规注水和周期注水方式下的含水率、地层压力、采收程度等主要生产指标对比.模拟结果表明,保持目前地层的地层压力水平同步注水,注采比1.0,采油速度2％,单井注入量35m3/day比较合理.模拟结果对特低渗透油藏注水开发具有理论指导意义,对于含水高、非均质性高的油藏,实施周期注水可以更好地获得增油降水效果.
  • 摘要：沁水盆地南部是中国目前规模最大的煤层气生产基地,浅部开发工程布置的逐渐完成,必然要将眼光转向深部,开采难度增大.为此,准确圈定高效建产区尤为重要,沁南西-马必东区块正是如此.面对这一新的技术挑战,分析深部煤储层特点,结合沁水盆地南部前期煤层气井生产实践,首先划分出资源基础、产气条件、储层可改造性三个优选层次,进而从含气性、渗透性、疏导性、可采性四个方面提出了高效建产区优选标准和流程,形成了"三层四性"高效建产区优选技术.研究认为,建产区开发潜力体现为关键地质条件指标的组合,包括高于经济极限的煤储层含气量,单位长度微裂隙总宽度≥50μm,可疏导指数≥30nm,地应力状态处于垂直应力≥最大水平主应力≥最小水平主应力或最大水平主应力≥垂直应力≥最小水平主应力状态,以原生-碎裂结构煤为主,局部构造相对简单,可动用面积≥30％等.基于这一标准,在沁南西-马必东区块优选出3个高效建产区,部署了5口试采井,获得单井日产气量2000m3以上的实施效果,验证了优选技术方法的可靠性,为沁水盆地深部煤层气区块高效建产区优选提供了成功的技术示范.
  • 摘要：页岩气储层产气性评价是对储层品质、储层含气性质及其产气能力的一项综合评价,也是页岩气开发评价的重要技术之一.在页岩气评价方面,多数都是对含气性进行评价,产气性评价方法相对缺乏.通过对涪陵页岩气产气剖面的深入分析,总结出影响页岩气储层产气性的关键参数,提出了页岩产气影响因子GPF、储层评价指数LEI这两类指标,利用综合评分法建立页岩储层产气性评价参数赋分标准,并建立相应的GPF-LEI评价图版,对页岩气储层的产气性进行评价.该方法在涪陵页岩气水平井中应用20余口井,产气性评价符合率达到86.4％,能够满足涪陵地区页岩气储层产气性评价和工程服务的需要.
  • 摘要：国内含水层储气库建设相关工程测试实例研究极少,而工程测试分析可以极大地降低评价风险.本文系统介绍了干扰试井方法在华北油田含水层储气库建设中的应用,并以冀中坳陷大5含水层建库目标为例,对合理注水量、激动周期和干扰试井结果展开分析.干扰试井结果表明,大5含水层建库目标盖层具有密封性,断层垂向上封闭性良好,具备建库密封条件,同时储层横向连通性好.本项研究对国内后续含水层储气库建设具有参考和指导意义.
  • 摘要：塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储层储集空间类型以裂缝、溶孔、溶洞为主,随机分布导致非均质性极强,平面与纵向上储量分布不均,生产特征差异大,其流动规律极其复杂,包含渗流、管流、湍流等,导致储量的参数难以确定,常规容积法计算误差大.利用缝洞型油藏注水指示曲线,以物质平衡方法,充分考虑裂缝及地层水的弹性系数,就相对简单的封闭性缝孔+溶洞组合模式油藏进行动态储量计算研究,通过近30口井的生产实际数据进行验证,证明以注水指示曲线计算缝洞型油藏单洞模型的动态储量的可行性.
  • 摘要：通过引入高精度回压控制系统,建立了致密气藏储层条件下的启动压力梯度测试方法.和常规测试手段相比,新方法得到的启动压力梯度值更小,研究结果表明启动压力梯度在开发过程中并不是定值,而是随着开发过程中孔隙压力的下降而线性增大,出现"动态启动压力梯度"现象.在此基础上,分析了致密储层的动态启动压力梯度在气田开发中的宏观体现,建立了考虑动态启动压力梯度的气井产能模型,明确了动态启动压力梯度对致密气藏单井产能和开发过程中储层压力分布的影响机制.
  • 摘要：红河长9油藏为鄂南中生界油藏整体低渗透背景下相对优质的开发潜力目标.通过分析长9储层录井油气显示、测井、密闭取心饱和度分析、生产动态等资料,开展了低含油饱和度特征描述及成因分析,研究了水平井钻遇不同单砂体的水平段注采连通性,开展了长9水平井注水开发特征研究与实践.结果表明:(1)受盆地边缘烃源岩分布、断裂发育情况、油气横向运移距离、储层物性等影响,红河长9油藏油源相对不足,为选择性充注、赋存大量可动水的低饱和度岩性油藏,主要在距断裂4km范围内形成油气富集;(2)在长912段小层精细划分对比基础上,对研究区已完钻的水平井开展单井水平段钻遇小层识别与连通性评价,明确了水平段注采连通性对注水开发的影响;(3)长9整体温和、平注平采见效明显,一定程度上改善了开发效果,但同时存在暂未见效、水窜水淹井,其影响因素主要包括裂缝、水平段注采连通性、注采井距、隔夹层分布等,为进一步优化注采方案提供技术支撑.
  • 摘要：MPE3区块位于委内瑞拉奥里诺科重油带,初期采用600m排距水平井泡沫油冷采.为实现区块进一步经济高效规模上产,在泡沫油非常规PVT、流变特征和泡沫油驱油效果影响因素室内实验研究的基础上,开发效果评价、数值模拟和经济评价相结合,系统优化了区块整体丛式水平井布井方式并完成开发调整部署,同时制定了提高水平井冷采效果的技术政策界限.研究结果表明,泡沫油具备剪切变稀的流变特征,同时随溶解气油比的增加,泡沫油驱油作用增强,在冷采开采中,既要保持一定的采油速度,又要适当控制地层压力下降速度.区块采用300m排距水平井平行布井模式,能够大幅提高采油速度的同时,改善泡沫油的驱油效果,一次采收率提高至12.6％,可以支撑区块进一步规模高效上产.区块已快速建成1000万吨年产能规模,取得了显著的技术经济效益.
  • 摘要：对于水驱开发的油藏，流场的发育状况直接关系到水驱效果的好坏。油田开发中,窜流会导致驱替剂的无效循环,严重影响开发效果.针对上述问题,如何准确描述油藏中流体流动和分布状态,建立油藏流场分布图,准确刻画优势渗流通道的位置和发育状况,对合理调整油气田开发工作意义重大.本次研究基于油藏工程理论,同时运用层次分析法和模糊数学理论,并结合模糊c均值聚类方法,建立了定量化描述油藏流场的一套方法体系.在高含水期油藏开发过程中,根据上述方法得到的油藏流场描述结果可以有效指导流场重构.为了验证该方法的可靠性,以大港油田某区块为例,效果良好,说明该方法可以为油气田开发的动态调整工作提供一定依据.
  • 摘要：东坪气田花岗岩、变质岩储层地质特征复杂,认识难度大.在充分利用已有的研究成果、录井资料、测井解释资料等资料的基础上,综合分析溶蚀孔的发育情况及其与岩性、溶蚀作用和构造作用等因素的关系,确定溶蚀孔主控要素和发育规律.通过对东坪地区单井的岩心观察和对百余张薄片的鉴定,认为该区不同岩性储层普遍存在溶蚀现象.基岩溶孔的发育与断裂及裂缝发育、岩石类型、地形地貌特征以及水的性质和流动性等地质条件和地质环境有关.
  • 摘要：鄂尔多斯东缘临兴-神府区块是典型的低渗、低产、低丰度致密岩性圈闭气藏,主力层位是煤系地层山西、太原、本溪组.本文以煤系地层致密砂岩储层地质和测井基础理论为指导,综合利用岩心测试、地质和测井等资料,结合电成像测井资料,围绕临兴-神府地区目标储层展开测井资料解释综合评价.将研究区岩性共划分出砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩、碳质泥岩、泥岩、碳酸盐岩及煤9种岩性,总结建立了七种常见层理构造的成像图像、倾角矢量及地质模型一体化的综合识别模式.结合区域背景认为研究区本溪组、太原组为有障壁滨岸沉积环境,主要包括潮汐水道、泻湖沼泽、混合坪、碳酸盐岩丘等沉积微相;山西组为三角洲前缘沉积环境,主要包括水下分流河道、河道间、河口坝3种微相,对于该地区天然气勘探开发有一定的指导意义.
  • 摘要：针对胜利浅海边际油田有效动用难度大,已开发浅海油田采油速度、采收率低的开发难题,攻关形成了窄河道不连续砂体储层预测及井网优化设计技术,提高单井产量及储量动用率,实现难动用边际油田有效动用;攻关形成了超大规模整体建模、整体模拟一体化技术,建立了国内首创埕岛油田整体模型,形成了胜利特色浅海油田细分加密综合调整技术,大幅提高已开发油田采油速度及采收率,实现了胜利浅海油田持续上产.
  • 摘要：A油田处于开发初期,其中存在两个问题有待解决,一是没有明确的孔渗关系,如果使用单一的孔渗关系去计算渗透率,储层非均质性会被忽略,开发过程中历史拟合和开发指标预测也会受到影响;二是如何在三维地质模型中实现岩石分类结果?本次研究运用岩心观察和实验数据进行岩石类型精细划分,共分为三类,每一类岩石类型给予相应的孔渗关系,并运用相应的孔渗关系计算渗透率,解决了储层非均质性无法准确表征渗透率的难题.在取心井上建立岩石类型与电性特征的关系,采用神经网络方法运用到非取心井中,进而运用到三维地质模型中,通过流动带指数(FZI指数)进行流动单元划分,从而有利于动态历史拟合,使下一步调整井的开发指标预测更加合理,降低了潜在开发风险.
  • 摘要：纵向波及系数是影响油藏采收率的重要因素,为了更高效地提高油藏采收率,以W油田为例,通过统计大量的实际生产资料,定量表征了主控因素渗透率变异系数、渗透率级差、射开程度以及砂体连通程度与纵向波及系数的关系.同时,基于俞启泰等学者相关研究成果,利用多元回归方法,引入上述4个主控因素,重新修正了纵向波及系数计算公式,并且利用检查井资料验证了公式预测结果的合理性.新方法综合考虑了储层特征、油藏非均质性、砂体连通性等影响因素,进一步提高了低渗透油藏波及系数定量评价精度.研究成果为现场生产提供了一种快速评估开发效果、明确主控影响因素的方法,高效指导油田实施调整措施,从而提高油藏采出程度.该评价方法已在W油田多个油区进行了推广.
  • 摘要：喇嘛甸油田作为中国目前最大的气顶油田,通过45年的开发实践,形成了一套气顶油藏开发对策与技术,在确保油气界面相对稳定的情况下,实现了油区的高效开发.喇嘛甸油田在开发过程中，通过建立油气缓冲区，利用油区统一部署的反九点法面积注水井网，注水保持压力开发，分层调整注水井和采油井的工作制度，维持油区和气顶之间的压力平衡，保持油气界面稳定。截止2017年底,油田累积产油3.39×108t,地质储量采出程度41.65％,采收率43.40％;储气库累计注气18.90×108m3,累计采气20.59×108m3.本文总结了油田在开发过程中为预防油气互窜所采取的对策以及油气缓冲区开发技术.
  • 摘要：按照SEC准则,结合塔河油田实际评估情况,总结了塔河油田已开发储量的评估方法选择、递减类型、递减率、初始产量、油气价格及操作成本等评估参数具体取值原则和储量评估操作程序等,并提出了参数确定中需注意的问题,有利于塔河油田储量评估工作更加规范化,也有望为其它油田SEC储量管理和评估工作提供参考.
  • 摘要：致密砂岩油气作为我国重要的非常规资源其储层质量评价工作尤为重要。基于致密砂岩储层评价中地震属性与储层参数存在的非线性问题,提出应用核Fisher判别分析方法建立地震层控储层质量评价模型,进行致密砂岩储层质量评价.根据红岗致密砂岩储层的特点,综合岩性、物性等参数构造储层质量综合评价参数RQCP,确定储层质量级别标准,并优选地震属性,应用核Fisher判别分析建立地震属性与储层质量级别间的分类模型,预测储层质量平面展布,最终在该平面约束下建立储层质量评价模型.实例研究表明:核Fisher判别分析方法具有优秀的非线性分类性能,所获得的储层平面展布及三维可视化模型较好的显示各类储层分布情况,结果可为后期水平井轨迹优化、压裂提供指导.
  • 摘要：分层注水技术是非均质多油层砂岩油田控制含水上升速度,提高采收率的有效技术手段.大庆油田分层注水技术经过四十多年的攻关研究,从第三代精细分层注水技术到第四代智能分层注水技术再次实现了质的飞越,该技术主要由预置电缆智能注水工艺管柱及地面无线远程控制系统两部分组成,实现办公室远程实时监测各参数变化情况并控制井下分层流量、分层压力,系统具备自动测调、数据自动存储、超差报警、远程验封及测压、标准报表输出等功能,针对不同区块特点在大庆油田已开辟三个试验区,现场试验超百口井,目前技术已基本定型,使分层注水技术向数字化、智能化方向发展.
  • 摘要：蠡县斜坡位于冀中油田饶阳凹陷的西部,多年来受传统工作方法的束缚,虽经40年的勘探开发,但因其勘探对象主要针对潜山及第三系的构造油藏,除在斜坡北部发现雁翎、刘李庄等潜山和砾岩油藏外,第三系仅发现高30、西柳10等规模较小的构造油藏,由于缺乏对其成藏机理、沉积背景、储层特征等新的认识,一直没有取得新的成果,成为饶阳凹陷一个久攻不破的地区.如何突破面积约2000km2的华北油田最大斜坡带的岩性油藏评价建产"禁区",挑战中低丰度岩性油藏开发领域世界性的研究难题,为此对斜坡生油条件、输导系统、油气运移模式及成藏特征等进行了系统剖析,研究过程中采用"解剖斜坡带成藏机理、重新梳理地质结构、分析构造演化和沉积体系、重构斜坡带成藏模式、岩性油藏与复合油藏并举"的策略,形成了一套针对华北油田斜坡带油藏评价的完善体系.通过对蠡县斜坡油气聚集规律的进一步研究及岩性油藏控制因素的深化认识,提出了斜坡带鼻状构造背景控制下的"二元成藏"、单斜构造"坡折—物性双重控藏"、斜坡中带"沉积体系与基底形态共同控藏"、"构造—岩性复合成藏"、"透镜体—湖泥封堵成藏"等模式,实现了蠡县斜坡沙一段不同油组叠合连片、满坡含油,沙三上、沙三中含油连片的大场面,取得了斜坡带评价历史性的重大突破,通过重构该类斜坡带的成藏模式,总结其油气聚集规律,对斜坡带岩性油藏、复合油藏的研究具有重要的指导和借鉴意义.
  • 摘要：克拉美丽气田为准噶尔盆地发现的第一个石炭系火山岩大气田,在国内外可借鉴火山岩气藏开发经验少.自2008年探明并开发以来,经历了规模开发和稳产调整阶段.通过发展基于火山喷发机构的火山内幕识别及岩体雕刻、层次分析方法储层识别与融合波阻抗储层反演技术、多属性融合储层甜点划分及拟曲线属性岩相半定量表征、分岩类气水识别及水侵规律评价与治水配套工艺、"四控"成藏模式建立及滚动评价增产、气田稳产开发对策优化及气井全生命周期产能评价与配产、气田综合治水及调整稳产技术方法,解决了气藏开发过程中暴露出内幕结构及有效储层分布规律、气井过早见水且产水来源不明、出气藏高效井比例低、稳产难度大、气藏储量动用程度低和最终采收率低、采输处理工艺不配套等认识问题.刻画岩体界面与新井实钻误差由15‰减小到5‰以下,火山岩常规测井岩性层次识别图版综合识别总正判率在93％,新井储层解释符合率由原来由70％提高到80％以上,新增储量331亿方,形成侧钻提产、扩边增产、调整稳产的高效开发技术及稳产对策,实现了火山岩气藏规模效益开发,对同类气藏具有指导意义.
  • 摘要：在稠油油藏比热、热容、导热系数、热膨胀系数、热扩散系数等各种热物性参数的基本定义及获取方法基础上,结合L27、加拿大某油砂区块等实例稠油油藏,应用数值模拟的方法系统研究了热物性参数对蒸汽吞吐、SAGD、火烧油层等3种热采方式的影响.研究结果表明,热物性参数总体对稠油热采开发效果具不同程度的影响.其中对于蒸汽吞吐,岩石压缩系数是热物性参数对开发效果影响显著与否的重要因素,随着岩石压缩系数增大,热物性参数对蒸汽吞吐的累产油、并周围平均温度、累产热焓、累积注入热焓等的影响均显著增加;对于SAGD,由于持续注热,开发效果对热量的敏感性强,导热系数对开发效果影响较大;对于火烧油层,热容对开发效果具有一定影响,而热传导系数影响较小;此外采用不同化学反应方程式对火烧油层开发稠油油藏具有一定的影响.研究结果对稠油热采数值模拟具有一定的借鉴意义.

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