块状砂岩底水油藏剩余油潜力分析与研究

在块状砂岩底水油藏的开发中,由于油区压力不平衡引起底水锥进,从而导致油井高含水,大大影响原油的采收率。因而,对该类油藏开发后期剩余油潜力及挖潜方向研究有着及其重要的意义。     

孤岛油田原油密度变化规律研究

孤岛油田为稠油油藏,稠油密度是表征稠油物性特征的重要参数之一。通过室内原油分析获得的实验数据统计,结合数值模拟方法,研究了孤岛油田原油密度在纵向、平面上的分布规律及变化成因,重点分析了孤岛油田原油密度随着开发时间的变化规律,建立了描述原油密度与开发时间之间关系的数学模型：研究结果可以为掌握孤岛稠油油藏的开发动态、保持油田的高效开发提供参数依据。     

红山嘴地区稠油外输管道运行分析

新疆油田红山嘴地区稠油油藏于1990年开发建设,建有配套的原油处理系统及原油外输系统,因油田滚动开发,原油产量不断变化,多次对红浅稠油处理站进行升级改造,外输系统于2010年进行外输泵扩能改造。近年随着红003井区的不断开发,外输原油物性变化较大,红山嘴地区稠油外输管道压力日益增加。通过对红山嘴地区稠油外输管道运行现状的分析,提出相应的运行建议,确保红山嘴地区稠油开发后路顺畅。     

东风港油田车1区块剩余油分布规律及开发调整对策

东风港油田车1区块为中渗断块油藏,本文从构造特征、储量分布、原油物性等油藏地质特征入手,采用数值模拟等方法研究了剩余油分布规律。研究表明:车1块的剩余油分布在未动用区块、无井控制区块以及构造高部位。根据剩余油分布规律提出了开发调整对策。     

低渗高粘区块有效动用方法研究

低渗透油藏的有效开发是油田今后提高原油产量的重要潜力措施之一。A区块由于地层条件及原油物性等因素的影响,开发效果较差,投产后不久便停止开发。随着油田开发各项技术的日益完善及对油田开发工作认识的逐步深入,本文针对A区块储层状况及历年开发情况进行分析,目的在于寻求更为有效的动用方法,以便对今后开发类似油田提供参考。     

青海乌南油田开发效果评价

乌南油田位于青海省柴达木盆地西部南区,分布范围小、平面连通性差,受岩性控制,其整体是以构造控制为主的岩性构造油藏。通过近几十年的滚动开发,开发效果不是很理想,本文通过对开发效果的评价,提出并论证了油田加密调整的方法,为油田后期的开发、改善开发效果提供了理论依据。     

中国石油开发管理综述

根据油田开发管理纲要,油田开发工作应该遵守国家法律、法规和股份公司规章制度,贯彻执行股份公司的发展战略。油田开发须贯彻全面、协调、可持续发展的方针。坚持以经济效益为中心,不断强化油藏评价,加快新油田开发上产,搞好老油田调整和综合治理,不断提高油田采收率,以实现原油生产稳定增长和石油资源接替的良性循环。     

室内研究原油脱气程度对驱油效率的影响

借助AFS200自动流体驱替系统,通过室内实验模拟油藏开发过程中地层压力的变化,明确了地层压力下降、原油脱气过程中的驱油机制以及地层原油部分脱气后对水驱油的影响机制,分析了原油不同脱气程度下弹性驱、溶解气驱及水驱对驱油效率的贡献,获得了原油不同脱气程度下驱油效率的变化规律。研究结果表明在泡点压力下进行水驱,最终驱油效率最高;随着地层压力下降,地层原油脱气,压力下降幅度越大,脱气程度越严重,弹性溶解气驱油效率越高,后续水驱的驱油效率越低,最终驱油效率越低。提出了对溶解气油比较高的油藏应保持地层压力高于饱和压力进行开采的观点。研究结果对于高溶解气油比油藏的注水时机确定具有一定的指导作用。     

复杂结构井开发厚层块状稠油油藏技术应用

针对单家寺油田单2块沙一段油藏油层厚度大,原油粘度高,蒸汽吞吐地层压降大,油藏采收率低的问题,积极开展稠油复杂结构井开采方式的适应性研究,在对该油藏地质基础、开发状况等因素综合分析的基础上,整体部署,优化实施,稠油油藏复杂结构井开采方式在单2块取得成功。     

沾化凹陷孤东油田某开发单元油层连通性评价

运用原油全烃色谱指纹分析技术,评价孤东油田七区52+3单元油层连通性。从全部原油色谱图C9-C17中精心选择了14个稳定性较强的环烷烃与支链烷烃,由此组合成8个色谱指纹对参数,绘制色谱指纹星状图。油源对比和星状图对比表明,该单元原油均来源于孤南洼陷沙一段低熟烃源岩;27排各井与左侧24-2295井和26-1226井的油层连通性好,与右侧31-2226井和31-274井的油层不连通,且后者也互不连通。由27N274井和7P11井注水对27排及其左侧油井有效,对其右侧开发井无效。     

油藏经营管理在油田生产中的应用

油藏经营管理近年来已成为国外石油公司高效开发油气田的基本模式,油藏经营管理的范围影响因素运作方法和工作模式已经形成一定的理论系统,并且已经积累了许多成功的经验。据统计,几年来世界原油储量的增长有四分之三左右来自加强油藏经营管理的效果。     

低温油藏新型复合调驱技术

<正>渤海油田经过长期注水开发,由于储层强非均质性、笼统防砂、强注强采等因素导致注入水过早突进,含水上升快,产量递减快。调剖调驱技术作为高含水油田治理的重要手段,在海上油田进行了规模化应用,取得了明显的增油降水效果。但针对低温油藏（≤70℃）,常规调剖调驱技术具有以下局限性：常规酚醛树脂类聚合物凝胶体系成胶性能好、封堵性强、稳定性好,但成胶温度在70℃以上,在低温（≤70℃）下成胶强度低甚至无法成胶;受长期注水开发影响,低温高含水油藏剩余油逐步向深部富集,油藏深部水窜通道发育程度高,因此亟需开发兼具更好深部运移能力与更高封堵能力的深部调驱体系;低温油藏地下原油黏度高,油水流度比高,原油启动难度大,亟待开发适应性更强的高效驱油体系,提高对低温油藏原油驱油效率,同时深入研究驱油剂作用机理,获得可形成较高强度W/O型乳状液的高效驱油剂,提高对高含油饱和度深部液流转向能力。     

边水稠油油藏胜二区东二段蒸汽吞吐开发可行性研究

胜二区东二段为胶结疏松的稠油油藏,平面上原油物性差异大、原油性质差、油层容易出砂、开发难度大,经过十年开发,采出程度仅为6%.针对目前开发中存在问题:1、自然产能低<5t/d,产量初期递减快,年递减率15.2%;2、动用储量较差,动用储量只占61%,损失储量较多,78×10 4t;3、井网控制程度差,对储层控削程度不均衡;4、边部井含水上升快,有必要进行挖潜开发方式研究,改善该块的开发效果,提出蒸汽吞吐方式是开发该类稠油油藏的最佳开发方式,已在胜二区东二段取得较好的开发效果,并得到推广应用,为同类难动用油藏的开发开辟了新途径.     

相态参数的拟合原理及在H17油藏中的应用

<正>近年来,油藏注气技术已成为最重要的提高采收率技术,向油藏中注气,将改交油藏体系的组成、组分等热力学条件,以及原油的物理、化学性质。但由于高压物性参数,如泡点压力、体积系数、原油粘度等数据是评价储油层性质、计算油藏储量所必不可少的参数,而对油井重新取样、配样分析只是获得以上流体高压物性参数的一个途径,但其操作复杂,运行成本较高,不适合大规模开展。H17油藏在开发的初期已经进行了大量的油气井高压物性取样分析。因此,有必要在前期高压物性实验分析数据基础上,对油藏的物性特征进行动态预测,进而对油田生产方案制定和生产措施的调整有着重大的意义。     

Y油藏氮气泡沫驱提高采收率油藏数值模拟研究

为改善Y油藏的水驱开发效果,开展了氮气泡沫驱提高采收率数值模拟研究。根据该油藏的地质条件,建立三维地质模型。在历史拟合的基础上,对氮气泡沫调驱注采参数进行了优化设计。本文通过CMG-STARST M模拟器运用机理法建立起一个两相、5组分模型来研究氮气泡沫相对水驱对采收率的提高作用。通过数值模拟优化得出的得到最佳开发方案:氮气泡沫段塞0.35 PV+水气交替段塞0.3 PV+水驱,注液速度为740 m3/d,气液比0.8~1.2,起泡剂浓度0.35%~0.4%。该油藏通过氮气泡沫驱技术可以较好地改善注水开发效果,达到降水增油和提高原油采收率的目的。     

碳酸盐岩储层井间连通性识别方法

<正>岩溶缝洞型碳酸盐岩油气藏,溶蚀孔、洞是油气主要储集空间,裂缝是主要的渗流通道。溶蚀孔、洞的形态不规则,发育不均一,空间分布随机性大。此外,该区由于多期成藏,流体分布复杂,这些因素不利于布井、编制开发方案和油藏的高效开发。这种情况下,进行缝洞体的识别、分析井间连通性、划分缝洞单元就显得尤为重要,这也是进一步提高奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏开发效果的关键所在。     

试论白狼城油田开发的经济极限井网密度

鄂尔多斯盆地白狼城低渗透油藏为构造-岩性油藏和岩性油藏.文章系统地分析了其合理井网密度的原则及与油层的连通性、采油速度、最终采收率等的关系,并对确定该区井网密度的经济极限进行了探讨.     

沾化凹陷地层原油物性空间变化特征研究

高压物性参数是评价储油层性质、计算油藏储量所必不可少的参数,对油田生产方案制定和生产措施的调整有着重大意义。本文通过收集整理沾化凹陷大量原油性质的分析数据,对数据进行分析,编制了原油高压物性各参数之间相互关系图及其平面和纵向分布规律图,为沾化凹陷油田开发提供实用参数。     

特低渗油藏注氮气提高采收率实验研究

随着对中高渗油藏的不断开发,常规油藏储量已渐渐不能满足经济发展需求,特低渗等非常规油藏开发越来越受到重视。为进一步提高特低渗油藏采收率,开展了水驱后注氮气、氮气/水交替驱和氮气/微球交替驱实验,主要研究了特低渗油藏注氮气开发的提高采收率效果,并优化了氮气的注入方式和注入参数。实验结果表明:对特低渗油藏,水驱后注氮气可进一步提高原油采收率,氮气转注时机越晚,提高采收率效果越差,优选氮气注入时机为无水采油期结束-产水率30%;气/液交替驱时,交替周期越多,提高采收率效果越好,交替驱最优气液比为1:1,最优氮气注入方式为氮气/微球交替注入。     

边水稠油油藏边水推进规律及其控制剩余油研究

边水油藏中边水对油藏的开发有利也有弊。边水的侵入一方面补充了地层能量,另一方面也造成位于边部的油井过早见水,影响开发效果。为了更好地开发边水油藏,需要对边水油藏剩余油形成过程展开研究,研究边水油藏边水推进规律及其控制剩余油的机理。本文根据海上稠油油藏的地质和开发特点,利用数值模拟方法分别设计不同油藏特征数值概念模型,对边水推进规律进行研究,并总结开发过程中边水推进规律及剩余油的形成特征及形成机理。