孤东油区稠油油藏可采储量标定方法的选择与应用效果

稠油油藏是孤东油区的重要油藏类型,其动用石油地质储量占全区的16%,标定可采储量占全区的10%,主要采取蒸汽吞吐的开发方式,部分单元采取蒸汽吞吐+间歇蒸汽驱开发。稠油油藏开发初期主要采用参数类比法、经验公式法、地质综合研究法标定可采储量,开发中后期主要采用注采关系曲线法、递减法标定。从应用效果来看,注采关系曲线法和递减法能够比较准确的反应开发实际,但递减法是稠油油藏可采储量标定方法最终选择,而初始递减率及递减段的选取是递减法标定可采储量的关键。     

关于提高新沟白云岩油藏开发效益的探讨

<正>新沟地区泥质白云岩油藏储层特殊,物性致密,但分布范围广,具有较大规模的资源量。直井和水平井压裂改造后,初期均能获得工业油流,但递减快,经济可采储量少,加之需要压裂投产,目前单井投资高,开发成本比常规砂岩油藏高,天然能量开发无效益。本文通过简析油藏特点,从如何增加经济可采储量和降低单井投资等方面探讨效益开发的可行性。     

多种工作频率下扫频介电测井预测储量研究

传统储量预测方法忽略了实际投入过程中井网条件与初始开发指标,导致预测结果和实际结果有一定的不同。且不能体现增加储量后当前储量变化情况,有很高的滞后性。为此,提出一种新的多种工作频率下扫频介电测井储量预测方法。依据介电测量对底层水含量敏感的特性,采用扫频介电测井技术获取介电常数,和其余测井方法结合在一起计算地层的含水率,实现扫频介电测井。通过指数递减法对油田可采储量进行测算,发现储量主要和初始产油量及递减率有关,给出初始产油量和递减率计算公式,确定二者的主控因素。建立递减率和含水关系式,构造各种油藏种类下初始产油量递减率和储量预测模型,以及不同含油层下初始产油量递减率和储量预测模型。实验结果表明,所提方法预测精度高,具有一定的实际应用性能。     

递减规律和水驱曲线对预测产量和采收率的结合应用

递减规律和水驱曲线常常在在预测油气田开发动态中结合应用。研究表明：在油田渗流条件保持基本不变的条件下,符合某一递减方程的油相渗流特征,若能与水相渗流特征一起构成某一种水驱特征曲线的油水相渗比值关系式,那么产量递减方程与水驱特征曲线之间存在必然的联系。八1区克下组为一断层遮挡的砾岩油藏,目前已进入高含水开发阶段,整个区块构造稳定,比较适合做为分析对象。     

卫22复杂断块油藏高速高效开发模式

文章总结了卫城油田卫22低渗复杂断块油藏,强化地质基础研究、滚动扩边、调整完善注采井网,提高水驱储量,及行之有效的地质对策、生产措施和工艺手段,并介绍了高含水递减期油藏开发由油藏生产管理向油藏开发经营管理转变的主要做法和效果。     

使用油井构成法分类标定可采储量

水驱断块油藏开发中后期因停井和开发调整,很难找到相对稳定、适合动态法标定可采储量的开采规律段。通过研充油藏不同阶段的油井产液与含水情况,提出油井构成法,将单元中的油井分为稳定生产的老井、投产的新井、关停井三类,把油藏的产液构成按照油井类型进行划分,然后分别使用动态法标定,再加和,得到开发单元合理可靠的可采储量。     

苏州市与徐州市耕地资源变化与经济发展关系的对比分析

不同的区域耕地资源变化与经济发展的关系具有明显的差异性。本文采用1978～2006年江苏省苏州市与徐州市的统计数据,分析不同区域中耕地资源变化的特点,并定量分析了耕地资源变化与经济发展的关系,对不同区域GDP增加的耕地占用量进行了对比研究。结果表明:①苏州的耕地面积经历了3次明显的流失高峰,年递减率高达1.34%,而徐州市的耕地面积变化则相对缓和,年递减率只有0.33%,人均耕地面积也有类似的变化趋势;②不同区域的耕地资源面积随着GDP的增加均呈指数递减趋势,用模拟的指数方程对耕地面积的估算值和实际值比较误差较小,证明用指数递减方程预测耕地占用面积随着GDP的变化是可行的;③在不同的区域每单位的GDP增长所消耗的耕地面积随着经济的增加均呈下降趋势,但下降速度不同;④徐州市每增加1×10⁸元所消耗的耕地面积在1978年～1999年,要高于苏州市的水平;在2000年～2006年,则低于苏州市的水平。     

水驱油藏合理地层压力确定方法综述

合理地层压力既能满足水驱油藏提高排液量时对地层能量的需求,又不会造成原油储量损失,对保证水驱开发效果有十分重要的意义。通过调研,总结了静水柱压力法、以不脱气为准则的地层压力确定法、注采平衡法、最小流压法、物质平衡法、水驱效果法、地层压力与累积注采比关系曲线法、损失函数法以及数值模拟法9种前人确定合理地层压力的方法,介绍了每种方法的原理和特点,分析了不同油藏类型和开发阶段选取合理地层压力确定方法时应注意的问题,对矿场实际选用合适方法确定水驱油藏合理地层压力有一定的实用价值。     

缝洞型油藏注水替油选井技术研究

塔里木奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型油藏,油藏非均质性极强,很多单井由于钻遇封闭缝洞体产量迅速递减,采收率较低。注水替油技术可以大幅度恢复封闭油井的产能,提高油藏采收率,是开发缝洞型碳酸盐岩油藏的有效新方法之一。目前该技术的应用还处在探索阶段,亟需相应的研究。其中,注水替油技术的选井是否合理对单井注水替油的开发效果至关重要。本文在分析注水替油基本原理的基础上,从岩溶地貌特征、储集体类型、完井位置、水体能量及含水特征、原油物性、溶洞定容性等六个方面总结出注水替油的选井原则,对现场注水替油优选措施井有一定的参考价值。     

柴达木盆地昆北油田切6区E_(1+2)油藏出水规律及机理分析

昆北油田切6区E1+2油藏含水上升速度快严重影响了油田的高效开发。综合利用构造、储层、测井、分析化验、试采曲线等资料,对该区含水特点、出水规律及机理进行分析。研究表明:油藏实际含水、含水上升率均高于理论水平,含水率呈线性递增;油藏在不同阶段表现出不同的出水类型特征,投产初期主要为层间水、可动水和束缚水,注水开发后逐渐出现注入水和混合水;对不同类型出水原因及分布特点进行了分析,最终为油田综合治理开发方案提供了依据。     

精细管理滨657块油藏 挖掘开发新的潜力

滨657块共投产油井14口,累产油3.8755万t,累产水1.1373万m3;水井7口,累注水2.7915万m3。目前该块油井14口,平均日液9.9m3,日油7.8t,含水21.4%,动液面1343m。单井日油7.8t/d,没有达到预定值。该块投产水井7口,由投产初期的日注203m3/d,下降至目前的109m3/d。平均单井日注能力仅15.6m3/d。为了深挖开发潜力,从提高水井措施工作量入手,加强滨657块油藏的精细管理水平,从而提高小层渗透率,促进块区产能的增加。     

西峰油田西41区块初期产水原因分析

长庆西峰油田西41区是采油二厂的一个重点产能建设区块,区块储层物性差,微裂缝发育,投产初期暴露出见水早,见水快、部分油井投产前水淹、产量递减大、注水不受效、稳产难度大的开发矛盾。本文从全区着手,进而针对单井产水动态,从产出地层水、注入水两种水型分别展开讨论,得出初期见水井区产水原因,为后期油田开发治理提供相应的依据。     

变量注水在枣南油藏的应用

枣南油藏是非均质性较强的稠油油藏,地下情况复杂,原油非牛顿性,水驱效率低,油水井生产变化大。适合非均质油藏的周期注水方式,很难在此确定周期形成规模。为了提高水驱效率,延缓注采矛盾的激化,实施了变量注水,见到了很好效果。     

应用细分配套技术改善和提高濮城油田南区沙二下1—8油藏开发效果

经过20多年的开发,南区沙二下油藏已经进入高含水水驱开发阶段。由于油藏井况损坏严重,注采井网薄弱,油藏水驱控制程度降低,加之长井段多砂组合采合注,层间矛盾突出,水驱动用程度低,呈现出含水上升速度快,产量递减大的被动局面：通过开展细分配套工艺技术在低渗油藏的综合应用,油藏开发状况取得明显改善。     

自然递减影响因素分析及控制办法

孤东油田七区已到开发后期,注采结构矛盾突出,产量递减快,老井稳产难度大,控制老井递减已成为实现油田稳产的重要工作,自然递减率的高低是衡量一个油田开发管理水平的主要指标,也是完成全年生产任务的关键。从注水、油藏、采油工程、矿场四大管理环节入手,对自然递减进行全过程全方位的有效控制,是控制自然递减确保老井稳产的较为成功的方法。     

渤南义7-6块油藏特征及注水开发效果浅析

本文主要是在描述义7-6块砂岩油藏的地质特征、开发特征等的基础上,针对该区块油藏注水开发效果做了简要的分析。油藏的地质特征主要有构造特征、储层特性、流体性质、地层压力以及油藏类型等几个方面,分析出该油藏属于构造-岩性油藏。油藏开发特征主要有油井产能低、地层压力保持水平低,压降大,产量递减快特征、地层能量下降快,需要补充能量,可以进行注水开发。分析初期注水还未见效,注水压力逐渐上升,需要采取措施进一步完善。     

耐高温电泵采油配套工艺的完善与应用

富台油田属于深层潜山油藏,主要开发特征是初期产量高,但油藏压力下降快,产量递减快,目前进入注水开发阶段,部分注水受效井能量得到了补充。为缓解开发中产量的递减,我们经过不断摸索和实践,开展耐高温电泵采油工艺的研究,形成了一系列耐高温电泵采油配套技术,提高了潜山油藏采油速度,取得了良好的开发效果。     

草4区块Es2-3单元边底水稠油油藏改善开发效果探究

草4块Es2-3单元是具有较强边底水的稠油油藏,该单元采用蒸汽吞吐热采与冷采两种方式开采,具有良好的水驱油条件。但是在开采过程中容易受水侵影响,含水上升率和产量递减加大,降低了采油速度和采收率,影响了开发效果。为此,在深化该单元油藏特征和开发规律认识的基础上,提出了提液依据,对吞吐降压开采的边底水油藏的水侵,采取提控液、堵调、增加注汽井点三种措施,理论与实际相结合制定合理生产压差,降低边底水推进速度,提高无水产油量,延缓见水期含水上升速度,延长生产周期,从而获得较高的最终采收率。     

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.     

深入油藏调查研究 提升区块开发潜力

渤南油田义80块由于注采井网不完善、储量控制和水驱动用程度低、目前地层压降大,已经严重影响到油藏的开发效果,在精细地质研究和剩余油分布规律分析的基础上,进行以完善注采井网为主的开发调整。调整后,义80块的开发效果明显提升,储量控制程度及水驱储量明显增加,区块整体产量得到提高,递减减缓。