“深地一号”累产油气突破1000万吨

截至2023年12月31日,“深地一号”顺北油气田累计油气当量产量突破1000万吨,其中原油588.84万吨、天然气51.73亿立方米;2023年油气当量产量达301.32万吨,比上年增长46.3万吨,原油、天然气产量均创历史新高,标志着300万吨产能阵地顺利建成。顺北油气田是世界陆上最深的商业开发油气田之一,也是我国第一个以“深地工程”命名的油气项目,具有超深、高温、高压的特点,部分油气资源埋深近万米.

低阻油层综合分类及支持向量机评价——以Muglad盆地Fula凹陷AG1层为例

Muglad盆地Fula凹陷内大部分油田进入开发中后期,低阻油层成为重要的剩余资源。低阻油层预计的采油强度和累产油量等是在油井措施实施中的关键参数,直接决定经济效益。本文对凹陷内4个主力油田AG1层已生产的51层低阻油层的储层特征、渗流特征和产能特征进行分析,并以采油强度和累产油量为核心,将低阻油层分为三类。然后利用支持向量机对低阻油层所属类型进行判别,研究其对低阻油层类型及采油强度和累产油量等指标的预测能力。结果表明,以密度、声波时差、中子孔隙度、地层深电阻率、自然伽马、自然电位幅度比等作为模型变量的支持向量机分类器检验样本判别准确率为75%,可对低阻油层采油强度和累产油等进行一定程度的预测。

CO2井网驱油封存联合优化设计与敏感性分析

伴随碳捕集、利用与封存(CCUS)技术的应用,CO_2驱油作为其中重要一环在提高采收率、增加CO_2封存量方面发挥着重要作用。井网的合理布置能够改善驱油效果,是实现增油、减碳目标的关键。应用改进的粒子群算法对非均质油藏环境下CO_2驱井网进行驱油封存联合优化设计,实现非常规布井,使其相对于传统模式在得到较大累产油量的同时获得较小的气油比,并对影响参数进行敏感性分析,结果表明较大的渗透率有利于原油开采与CO_2封存,气油比大小受井距制约。数值模拟结果证明了本文方法的有效性。

海上裂缝性低渗透油藏矩形井网合理井距研究——以渤海B油田为例

为了确定海上裂缝性低渗透油藏采用矩形五点法井网的合理井距,尽量平衡海上少井高产与建立有效注采之间的矛盾,根据谢卡尔乔夫公式提出了利用海上平均单井累产油最大化来确定油井井距的方法。方法计算结果表明:随着井距的增加,井组累产油呈现先增加后减少的趋势,即存在一个最佳的井距使得井组累产油最高,且这个最佳井距随着渗透率的增加而增大。该方法与考虑启动压力梯度的极限井距相结合可以综合判断海上裂缝性油藏采用矩形五点法井网开发的可行性,指导海上裂缝性低渗透油藏合理井距的设计。

一种新的注采比与含水率关系式的研究与应用

目前对于水驱油田注采比的确定方法较多,但各类方法计算过程较为复杂。因此基于注水开发油田注采关系及水驱特征曲线,得到水驱油田合理注采比与含水率关系式。此模型参数使用比较简单,模型中所需要的生产动态数据较少,且结果预测准确,适用于动静态参数相对较少的油田。利用该理论关系式,可以评价油田水驱开发效果,为目标油田的下一步开发调整提供理论支持。研究分析表明,利用丙型水驱特征曲线得到的注采比与实际值较吻合,应用效果较好。且实际值与理论值越接近,水驱开发效果就越好;否则油田需进行综合调整,以改善水驱开发效果。结合K油田实际生产动态数据,验证了该理论关系式的适用性和可靠性。

一种新型水驱特征曲线的研究与应用

常规水驱特征曲线多为单一曲线,适用范围较窄,人为选取直线段会引入误差,不利于开发效果评价。针对这一问题,结合两种常规水驱曲线,建立了一种新型水驱特征曲线。该曲线表现为"曲线簇",适用于不同类型的油藏,扩大了水驱特征曲线的适用范围。实例分析表明,新型水驱特征曲线不仅适用于中高含水期、不同原油物性的油藏,也适用于化学驱油藏,扩大了特征曲线的适用范围。利用非线性回归法对动态数据进行拟合,避免了人为选取数据所产生的误差,含水上升规律预测精度高。新型水驱曲线可以很好地评价不同类型油田开发效果,从而指导不同类型油田的开发调整。

一种预测注采关系调整效果的数学模型

在油田开发过程中,由于某些油层的注采关系并不完善,需要补充注水井调整注采关系,为了实现对注采关系调整开发效果的预测,本文利用劈分方法、注采平衡原理、油水两相非活塞式水驱油理论等理论方法,推导出了一套计算注采关系调整开发效果的数学模型,利用该模型对大庆油田注采关系调整试验区的G161-483井进行了实例计算.根据劈分方法,计算得出G161-483井的4口受效井的劈分系数,分别为0.28、0.12、0.43、0.17.由G161-483井产油量与累产油量的关系得出水驱极限累产油量为0.0750×10^4m^3,注采关系调整极限累产油量为0.6395×10^4m^3,计算得到增油量为0.5645×10^4m^3.由受效井产油量与累产油量的关系得出,该井的水驱极限累产油量为12.5023×10^4m^3,注采关系调整极限累产油量为13.4416×10^4m^3,计算得到注采关系调整技术增油量为0.9393×10^4m^3.最终得出了注采关系调整技术总的增油量为1.5038×10^4m^3.结果表明,注采关系调整技术能够有效地延长经济极限开发有效期,提高波及体积,增加生产期的累产油量,从而提高采收率.