吉林油田高含蜡稠油油藏有效开发方式研究

C油田为吉林油田新发现的浅层稠油油田,由于埋藏浅而引起油层低温、低压,油层条件下原油流动性差,开采过程中储层易受析蜡冷伤害,造成常规开采产能低,甚至无产能,严重影响了油田的正常生产,制约了该区储量的有效动用。针对这一现状,对该油田重点开展了原油析蜡实验、热采物理模拟实验、热采数值模拟研究,从理论上明确了提高地层温度、保持地层压力、预防原油析蜡是实现C油田有效开发的关键。结合现场蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等多种热采试验的开发效果,明确了主体资源可采用热水驱开发,局部低温、高含蜡区可采用火烧油层的开发方式。

吉林油田低渗油藏水平井开发技术

针对吉林油田低渗透油藏水平井开发状况,建立了吉林油田低渗透油藏水平井适应性地质参数评价标准,根据不同渗透率级别,优选出2类8个适合水平井开发区块。以M区块、N区块、E区块水平井开发油藏为例,从精细地质体描述、油藏工程参数优化、投产投注方案优化、水平井轨迹控制、能量补充5个方面对水平井油藏工程优化设计进行研究,给出了适合吉林油田地质特点的水平井油藏工程设计参数,形成了水平井系列开发技术。利用Eclipse软件对N区块不同能量补充方案进行数值模拟研究,结果表明,直井位于水平井趾端注水时,水平井产量最高。M区块水平井应用效果表明,水平井平均累计产油量是周围直井130-6井同期累计产油量的2.5倍。

影响别古庄油田京11断块开发效果的地质因素耦合作用研究

为遏制别古庄京11断块油田产量急速下降,改善油田开发效果,应用地质、测井和生产动态资料,通过对储层微构造、沉积微相、储层非均质性的精细刻画,对影响油田注水开发效果的地质因素及其耦合作用进行了深入研究。结果表明,微幅鼻状构造(微鼻)和三角断块高点连线构成的6个微构造凸起带是剩余油分布的最有利构造部位;砂滩和砂坪以较差的储层物性成为注水效率较差的储集相带;储层宏观非均质性直接决定了注入水推进方向和速度,形成差异性水驱,是影响油田注水开发最关键的地质因素。在上述3个地质因素的耦合作用下,处于微鼻和三角断块砂滩、砂坪沉积微相是剩余油最为富集的区域,也是油田部署加密井最有利的目标。

启动压力测定对吉林油田低渗透油藏开发效果的影响

存在启动压力梯度意味着流体的渗流偏离达西定律,为非线性渗流。通过对吉林油田部分区块的启动压力测定及测试结果分析,得出结论:在低速渗流条件下,流体的流动为非线性渗流;流体在低渗透岩心中渗流时,存在启动压力梯度;启动压力受样品渗透率的影响,相对气测渗透率来说,岩心的渗透率越低,水测和油测渗透率的下降越显著,其启动压力越高;驱替速度对低渗透油藏采收率有较大的影响,有一个最佳的驱替速度。

开发技术的进步是吉林油田发展的根本动力

吉林油田以低渗透储层、低丰度储量和低品质资源著称。吉林油田从早期开发简单的构造油藏发展到目前的深层火山岩气藏,走过了一条艰难而又令人振奋的技术发展之路。文章通过总结吉林油田50年来开发技术4个里程碑式的发展阶段,阐明了油田开发技术的进步是吉林油田生存、发展的根本动力,它的技术发展改变了人们的认识,提高了它在油田家族中的地位,增强了人们对付难采油田的信心。研究吉林油田开发技术发展历史,在油田开发对象日益复杂的今天,具有一定的现实意义。

吉林油田F118区块空气泡沫驱泡沫体系室内实验研究

为选取满足F118区块油藏条件的空气泡沫驱注入参数,采用静态、动态实验相结合的方法,开展了空气泡沫驱室内实验。模拟F118区块流体和油藏物性,评价了不同起泡剂和稳泡剂的能力,以及不同气液比下的泡沫体系封堵性能。实验结果表明:F118区块空气泡沫驱的合理气液比为3∶I,最佳泡沫剂浓度为0.4%,最佳稳泡剂浓度为0.1%,在此条件下有最优的扩大波及体积和提高驱油效率的能力。

吉林大情字井油田开发的哲学思考

大情字井油田是吉林油田成规模开发的低渗—特低渗复杂岩性油藏,其开发历程及科研包含着众多的哲学思想。从油田开发的历程、技术攻关和开发部署等方面入手,以哲学的矛盾论、实践论等为指导,阐述和论证油田开发针对主要矛盾及矛盾主要方面的认识与解决、认识和实践的相互验证与促进等遵循和包含的重要哲学思想与实践。油田开发要抓住主要矛盾及其阶段性特点,适时调整阶段性的主要矛盾,选用合适的技术、方法、开发原则与开发参数。认识与实践相互验证,理论认识指导生产实践,生产实践深化理论认识,相互指导又相互补充,推动油藏认识与生产实践的健康发展。正确认识和处理油田开发中整体与个体的分割与联系。油田开发要在考虑整体的基础上又考虑到个体特点,在顾及个体特性前提下又统筹整体发展,保障油田长期可持续发展。

大情字井油田黑89区块有效开发方式研究

本文通过对吉林油田大情字井黑89区块的直井和常规水平井的高台子油层的开发效果分析,并参照扶余油层致密油乾264区块的长水平段体积压裂提产的成功案例,不断探索该区的效益开发方式,逐步推动未动用储量有效开发。

物探技术在吉林油田D区块油藏研究中的应用

历经十余年的持续开发,吉林油田D区块逐渐形成了较为成熟的油气富集区。但随着开发程度的加大,资源品质逐年变差,目前未动用资源主要分布在远物源岩性油藏区及近物源构造低部位的高含水区,此类油藏油层薄,储层连续性、物性差,隐蔽性强。通过围绕青一段主力油层开展精细构造解释及属性分析,落实小断层及微幅度构造,明确青一段Ⅰ砂组砂岩分布范围,有效指导油藏开发部署。

吉林低渗透油藏气驱开发潜力

在老区稳产和新区上产难度越来越大的形势下,为有效提高低渗透油藏采收率和储量动用率,吉林油田提出转变开发方式,全面推进气驱开发的发展战略.从油田资源特点出发,对气驱开发的技术需求、可行性和潜力进行分析,对矿场试验和工业化推广作出部署.吉林油田拥有丰富的CO2资源,可动用储量具备形成年产200＆#215;104t CO2的产能规模.适合气驱的油藏储量资源规模较大,混相和近混相驱石油资源占39.9％.气驱开发将以CO2混相驱技术为引领,逐步拓宽气驱类型.在长岭气田周边优先开展CO2驱,在距离CO2气源较远的油田开展空气驱,规划2020年气驱年产油量达到80＆#215;104t.吉林油田气驱开发具有资源优势和技术基础,潜力很大.

微地震波监测技术在水驱前缘与裂缝研究中的应用——以乾安油田为例

应用潜入式水驱前缘和裂缝监测系统,通过微地震信息的现场监测和解释,结合生产动态及其他监测资料综合分析,描述了乾安油田注水开发状态下水井井周裂缝发育特征,确定了水驱前缘位置,研究了地下油水运动规律,结果表明,乾安油田水驱前缘"指状"突出现象普遍,油井排100m附近剩余油较多。

吉林外围盆地地质特征及勘探方向

通过对吉林的区域地质特征分析,认为区域构造运动控制了外围盆地的形成及演化,外围盆地经历了古生代海相沉积和中、新生代陆相沉积,为多类型的叠合盆地。综合分析外围盆地的基本石油地质条件,揭示吉林外围盆地存在古生代海相碳酸盐岩和中、新生代陆相两大油气勘探领域,具有广阔的勘探前景。进一步明确吉林外围盆地的勘探方向,坚持海相和陆相勘探并举,古生代与中、新生代兼探。

砾岩油藏流动单元研究——以克拉玛依油田二中西区八道湾组为例

针对克拉玛依油田二中西区八道湾组砾岩油藏高含水开发期的特点,提出了砾岩油藏流动单元定量划分方法。通过对取心井参数优选,采用聚类分析的方法将储集层流动单元划分为4种类型,建立了各类流动单元的数学判别函数进行判别分析,对非取心井进行了流动单元划分,并应用序贯指示模拟方法建立了流动单元三维地质模型,更加准确地反映了地下流体的流动特征,为预测剩余油分布规律、油田后期开发调整及提高采收率提供了重要的地质依据。

低渗透油藏水平井井网开发产能研究

利用水电相似原理和等值渗流阻力法,同时考虑启动压力梯度,对低渗透油藏水平井与直井联合开发的四点法、五点法、七点法及九点法井网产能计算公式进行了理论推导,分别给出了上述4种布井方式下水平井产能计算公式,并分析了穿透比、储集层厚度及启动压力梯度等方面对不同井网产能的影响因素。分析结果表明,对于低渗透油藏,由于启动压力梯度的存在,使得不同井网产能比均减小;随着穿透比的增大,水平井不同井网产能比均增大;随着储集层厚度的增大,不同井网产能比均减小。这一研究结果可应用于现场开发方案的编制及井网产能预测。

吉林油田油藏描述技术的发展与思考

吉林油田多是以裂缝性中低渗—特低渗透砂岩储层为主的构造—岩性油藏,它从初期简单构造油藏的发现、开发到目前的复杂岩性油藏的规模、有效开发,经历了50年的发展,逐步形成了具有地方特色的低渗透储量有效动用的配套技术,其中,油藏描述技术的发展最为典型而又有实效,代表了整个油田开发技术发展的水平与高度。文章回顾了油藏描述技术的发展历程及其在油田开发中所起的作用,提出了今后需要进一步研究的一些问题。

吉林油田低渗透油藏储层综合分类评价技术

吉林油田低渗透储层注采关系建立难度大,采收率较低,且不同区块开发效果存在较大差异。分类参数、界限不统一,储层分类评价无法进行。总结吉林油田低渗透油藏宏观、微观储层特征,结合典型区块动态开发效果影响因素,先初选分类参数,再利用灰色关联法确定最终分类参数。引用概率累积法,计算各定量参数的分类界限,同时借鉴Feci综合指数法,对储层进行综合分类评价,建立了吉林油田扶余、高台子油层的综合分类标准。利用储层分类的标准,对各油田扶余及高台子油层的146个开发单元进行了归类,总结出制约低渗透各类储层开发的主要矛盾和问题,明确了提高采收率的攻关方向,为各类储层制定主导开发技术政策奠定了基础。

扶余油田水驱转注蒸汽驱提高采收率试验研究

从扶余油田东区油藏参数、原油粘度、高温相渗、驱油效率及波及系数等方面论证了扶余油田水驱转注蒸汽开发的可行性,同时在优化注蒸汽技术参数研究基础上,在扶余油田东九区开展了先导试验,取得了比较好的试验效果,为注水开发油田转变开发方式,进一步提高采收率,提供了新的思路。

三肇凹陷葡萄花油层已开发区块综合评价方法研究

三肇凹陷葡萄花油层地质条件复杂、区块较多。在评价单元划分的基础上,结合研究区的具体地质特征和开发动态特征,采用聚类分析方法,结合各参数的地质意义和开发意义,优选出6个地质参数和4个开发参数。在单因素评价的基础上,针对单因素分类评价存在的分类结果不唯一问题,进行了多因素综合定量评价,并建立分类标准,根据分类标准可以将三肇凹陷葡萄花油层已开发区块划分为三类。Ⅰ类区块在地质上和开发上好于Ⅱ类区块,Ⅱ类区块优于Ⅲ类区块,分类评价结果与实际地质特征和开发特征相符合。

乾安油田剩余油分布规律及挖潜研究

通过定性与定量相结合的研究思路,采用沉积微相、动态监测、油藏工程及数值模拟等方法,总结了乾安油田剩余油分布规律研究的有效做法,明确了乾安油田剩余油分布垂向上仍以主力油层为主,平面上分布在以河口坝为主体的相带内,落实到井网,剩余油分布在油水井排非主流线区域。应用剩余油研究成果,有效地指导了乾安油田的挖潜工作,在确定合理的井网方式基础上,开辟井网调整试验区,取得了较好的调整效果。

吉林油田庙130区块水平井稳产数值模拟

针对吉林油田庙130区块油藏特点,利用Eclipse油藏描述-数值模拟一体化软件,预测了区块的储集层物性分布,真实反映出该区块储集层孔隙度、渗透率、含油饱和度变化情况。针对该区块产量下降快、含水率上升的特点,设计出4套开发方案,并对不同方案进行开发指标预测。预测结果表明,方案4含水率最低,采出程度最高,地层压力最稳定,为最佳开发方案。