华北油田可动凝胶调驱现场试验

室内研究和现场试验证明,华北油田在复杂断块砂岩油藏实施的可动凝胶调驱取得了突破性进展.17个区块阶段累积增油5.8×104t,综合含水率平均降低了10%,投入产出比达到1:3.试验结果表明,可动凝胶调驱能改善注水井、采油井的吸水和产液剖面,降低水、油流度比,从而降低油井的含水率及增加产油量.在注水开发经济效益变差的情况下,实施可动凝胶调驱的时机是越早越好;影响可动凝胶调驱效果的因素主要有:油藏本身的地质条件,油藏开发现状,可动凝胶体系性能,注入方案的合理性,现场实施过程中的操作管理和监测等.为了进一步提高调驱效果,应综合考虑调驱剂的用量及注入速度的关系、调驱与油水井措施的关系、调驱后续注水工作制度、周围未调驱油、水井动态等方面的问题.可动凝胶调驱是改善注水砂岩油田水驱状况的一种有效的技术手段.

童氏图版的改进及应用

童氏图版法在国内外注水开发油田采收率预测中得到了广泛应用,但它只能应用于油田开发的中后期,对于采出程度较低的水驱高粘度油藏和低渗透复杂断块油田,童氏图版对含水率与采出程度的描述与实际不符。从数学意义及油藏开发理论角度,分析了童氏图版的某些不合理之处;在水驱曲线理论推导的基础上,对童氏图版计算公式进行了改进和完善,拓宽了童氏图版的应用范围。实例应用表明,改进后的童氏图版对含水率与采出程度变化规律的描述更加符合实际,预测的采收率更准确。

任丘雾迷山组油藏目前开采方式调整的数值模拟研究

华北油田任丘雾迷山组油藏是我国已发现的最大的裂缝性潜山油藏，经过２１年的开发，已进入开发后期。１９９４年以来，该油藏实行了全面停注降压开采，获得较好的开发效果。由于该油藏目前压降已接近允许的压降界限值，需要对下一步开采方式进行调整。应用数值模拟方法，对该油藏８种继续降压而产液量不同方案和４种恢复注水保持不同压力水平方案、６种周期注水方案的开采效果进行了模拟研究和预测、对比。根据模拟结果认为，在油藏压降未达到极限压降值之前，继续降压开采仍可发挥油藏弹性能量，但提液或降液开采都会使开发效果变差；在压降达到极限压降值时，应补充注水保持较低压力水平开采，压力水平越低效果越好，但同样不宜提液或降液开采；对于综合含水已达８７．９％的该油藏而言，周期注水方式开采提高采收率的效果不明显。

任11井山头注氮气可行性研究

碳酸盐岩潜山油藏是华北油区的主要油藏类型,其动用地质储量占全油区的60%左右,目前已进入高含水开发期,如何挖潜剩余油潜力,进一步提高采收率,是目前的主要工作方向。针对任11井山头块状底水潜山油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在数值模拟的基础上,论证了任11井山头注氮气提高采收率的可行性,对注气井数、油气水平衡时间、采液速度、注气采油方式、注气速度、注气时机和开发井网等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,任11井山头在一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计注气形成的富集油带厚度约200m,采收率提高4%左右。

凝析气井动态分析方法及应用

将节点系统分析方法引入凝析气井的动态分析，并编制了完整的计算软件。该方法根据生产实际对所需参数的要求和分析问题的不同，可将节点设在井口、井筒或井底。应用该方法对苏桥凝析气井进行了计算分析，根据计算结果及节点分析动态曲线确定了气井的最大稳定产能和最佳匹配压力，并对油管直径、井口压力、地层压力等因素进行了敏感性分析。

任丘油田开发后期不稳定注水开采效果评价

任丘油田是我国最大的碳酸盐岩油田。在其主要开发期取得了良好的开发效果。为进一步提高原油采收率，进入开发后期以来，开展了降压、周期注水开采的矿场试验，至目前已有６年。文中应用数值模拟技术，将降压、周期注水与其它各类调整措施分解开来，进行单因素分析研究，旨在对降压、周期注水改善油藏开发后期开采效果的作用做出客观的评价。研究认为，尽管到目前为止降压、周期注水开采所增加的油量占总措施增产量的比例不大，尤其新井在稳产中还起着很重要的作用，但从开采机理上讲，其提高采收率的作用是新井和其它油井措施不可替代的。因此，在碳酸盐岩油藏开发后期对适合条件的油藏实施不稳定注水开采是必要的和可行的。

二连低渗透砂岩油藏开发中的几点认识

二连油区的低渗透砂岩油藏已投入开发十几年，其年产量曾一度稳定在70×104t左右，其开发过程具有自身的特点，尤其是以“西南”油田为代表的多数区块，为了改善开发效果，实施过完善注采系统、细分开发层系、井网加密、强注强采、调水增油等措施，开展过储层伤害、裂缝分布、周期注水等方面的研究，目前已进入深度开发阶段。开发过程中取得了一些成功的经验，也暴露了一些开发问题。本文从油藏工程的角度，总结分析了该类油藏在注水政策、压裂与重复压裂、油层伤害、地层裂缝、井网部署与调整、稳产接替方式、低速低效区块的二次开发、经济效益以及新技术应用等方面的实践经验，讨论了开发中存在的一些问题，提出了一些新的认识，并指出了今后的工作方向，目的是更清楚地认识和解决油藏开发中的某些问题，以期为该类油藏的合理开发提供参考。

北京地区地下储气库方案研究

在对京５８气顶油藏地质及开持征研究基础上，大量借鉴了国外建库的成功经验，并结合北京市用气的特点，进行了多种建库方案的模拟运行预测研究，且通过技术经济的综合评价确定了最优方案部署。方案部署结果表明，在京５８气顶油藏建库是完全可行的，气库建成后工作气规模可以达到２．２９×１０＾８ｍ＾３，最大日调峰气量可达３００×１０＾４ｍ＾３，可以满足北京市近期对季节调峰气量的迫切需求。

岔河集油田岔15-141井组二次加密试验及效果

岔河集油田属河流相沉积复杂断块油藏,一次加密结束后油田依然存在井间油层连通率低,油层水驱控制程度低的问题。在180～200 m的井距下能否再加密,增油效益如何必须论证,1999年进行了旨在提高油水井连通率的二次加密单井组试验,区域油层连通率提高了17.1百分点、水驱采收率大幅度提高,为岔河集油田进行二次井网加密和下步产量接替提供了科学依据。

伊拉克孔隙型碳酸盐岩油藏产水特征及控水对策

伊拉克AH油田是一个以孔隙型为主、局部发育缝洞的碳酸盐岩背斜油藏,主要依靠天然能量和注水开发。结合油井生产动态分析,针对油井见水、含水高和油水关系复杂的特点,根据水油比曲线划分出6种典型产水类型,延伸了产水特征曲线的应用范围。研究表明,以孔隙型储层为主的碳酸盐岩油藏,储集空间类型是水驱开发的关键地质要素,局部受溶蚀塌陷作用的影响。通过储层分类表征,有针对性地制定稳油控水对策。

气顶边水油藏开发策略研究与实践

气顶边水油藏在开发过程中容易引起气窜和水窜,造成不可挽回的储量损失。B区块具有一定的气顶规模和油环宽度,弱边水,根据这些特点,通过研究其储层的渗流特征,制定了气顶注水障+边外注水+内部点状注水的方法,指出了影响开发效果的主要因素。同时,配合注水,采取了一些油藏和工程方法,包括合理的生产压差,合理的流压界限,合理注采比以及避水、避气射孔。通过这些开发策略的制定,B区块的开发取得了良好的效果。区块含水和气油比保持相对稳定,各项指标均表现出良性开发的特征,为此类油藏的开发提供了借鉴。

埃及阿布吉拉迪盆地AESW区块上白垩统碎屑岩沉积相及储层特征

埃及阿布吉拉迪盆地白垩系碎屑岩储层发育,具备良好的油气勘探开发前景。以Alam El Shawish West区块(简称为AESW区块)上白垩统Abu Roash组G段(简称为AR-G段)为例,在岩心、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、压汞实验、物性分析、地化分析及测井资料等研究基础上,对碎屑岩沉积微相及储层特征进行了研究,并对影响储层发育及分布的重要控制因素进行了分析。结果表明:(1)AESW区块AR-G段碎屑岩主要为潮坪沉积,发育潮间带、潮下带亚相及多种微相。(2)砂岩类型以石英砂岩及长石质石英砂岩为主,颗粒分选性及磨圆度较好,成分及结构成熟度较高。(3)储集空间包括剩余原生粒间孔、次生的粒间及粒内溶孔等,依据压汞曲线形态及孔喉半径分布等特征,将砂岩储层分为3类,分别对应于粗-中喉道、中-细喉道及微喉道。(4)储层主要为中孔中渗型,次为中孔低渗型,孔渗相关性较好,储层整体上以孔隙型为主。(5)储层发育及分布受沉积微相及成岩作用等多种因素控制。其中潮下带水下砂坝及潮汐水道砂体物性较好,为区内有利的储层发育微相类型。溶蚀作用能够形成次生储集空间,极大地改善了储层物性条件,最终形成潮坪相砂岩储层。

埃及阿布吉拉迪盆地下白垩统三角洲碎屑岩储层特征及控制因素——以Alam El Shawish West区块为例

针对埃及阿布吉拉迪盆地Alam El Shawish West(AESW)区块下白垩统Kharita组三角洲碎屑岩储层特征认识不明确,预测难度大等问题,综合利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、物性分析、地震及测井等资料,对砂岩储层特征及控制因素进行了研究。结果表明:Kharita组砂岩以石英砂岩为主,成分及结构成熟度较高。剩余原生粒间孔、次生的粒间及粒内溶孔为主要储集空间,形成以孔隙型为主的砂岩储层。储层发育及分布明显受沉积古地貌、沉积层序、沉积微相及成岩作用等多种因素控制。沉积古地貌低部位砂岩储层厚度大,分布范围广,易于形成规模型砂岩储集体。砂岩储层主要发育于水进体系域内部,厚度较大且物性较好。三角洲前缘水下分支河道及分支河口坝微相物性条件好,席状砂、支流间湾及前三角洲泥等微相较差。压实及胶结作用导致储层物性变差,溶蚀作用对储层物性具有重要的改善作用,所形成的次生粒间及粒内溶孔为重要的储集空间。

确定新区开发井经济界限方法研究

根据确定技术经济界限的基本原理—投入产出法，提出确定新区开发井经济界限的模型。