鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏开发参数

鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏为低渗透油藏,常规开发指标计算方法并不利于油田进行油藏地质研究、开发政策制定与成本控制。对延长油田双河西区块长6油藏产量递减规律、水驱储量动用程度、注采比、含水率、注水利用状况及采收率进行分析。结果表明:双河西区块长6油藏产量递减规律为双曲递减模式;区块注水开发潜力较大,目前该区块水驱储量控制程度为74.54%,水驱储量动用程度为36.94%,注采连通率为27.27%;合理注采比约为2.5,随着采出程度增加,含水率上升速度先增大,后有所减小;根据存水率、耗水指数及水驱指数可知,开发后期,区块注水开发效果逐渐变好,最终采收率增加,研究区在开发过程中含水上升率应尽量小于6.1%,地层合理压力应大于9.1 MPa,在该开发条件下,研究区最终采收率约为23%。

低渗特低渗气藏剩余气分布的描述

低渗特低渗、无明显边、底水的异常高压干气气藏开采一段时间后 ,储层中不同区域的地层压力下降不均衡 ,但含气饱和度 (Sg)却相差不大 ,用含气饱和度无法准确地描述气藏剩余气的分布状况。因此 ,人们通常用开采过程中压力的分布来定性描述这类气藏的剩余气分布。根据真实气体的状态方程和可采储量的定义 ,建立了可采储量采出程度 (K)与地层压力 (P)之间的函数关系 ,将开采过程中的地层压力分布转化为可采储量采出程度的分布 ,实现了剩余气分布的定量描述。

低渗-致密砂岩气藏开发中后期精细调整技术

低渗-致密砂岩气藏进入开发中后期,面临如何进一步提高储量动用程度与采收率问题,开展开发中后期精细调整是改善其开发效果的重要技术手段。针对该类气藏进入开发中后期地质、生产动态以及开发方式上相对于开发早期的变化,梳理了开发中后期在剩余储量描述、提高储量动用程度和井网适应性评价中面临的关键技术问题,围绕气田挖潜与提高采收率,有针对性地提出了技术对策,提出了以开发中后期精细气藏描述、储量动用程度评价和井网井距优化为核心的气藏开发中后期精细调整的技术思路及流程。以C气田为例,采用该技术方法进行了气田中后期的开发调整,解决了剩余储量的有效动用问题,整体提升了气田开发效果和经济效益。

提高低渗碳酸盐岩储集层动用程度技术

让纳若尔油田为大型低孔低渗复杂碳酸盐岩油藏,储集层非均质性强,由于早期衰竭式开发、中方接管后提高采油速度,地层压力下降快,油田递减逐年增大。在大量生产测试资料统计的基础上,根据产液强度和吸水强度把储集层分为动用好、动用较好、动用差、未动用等4类,其中未动用和动用程度差的储集层占50%以上。提高储集层动用程度,改善注水开发效果是油田综合调整的主力方向。采取分层系开采、分层酸压、分层注水、井网加密、气举采油等多个储量动用对策,在平面上完善注采对应关系,提高平面注水波及面积,在纵向上改造弱动用层,提高水驱波及系数。经过3年的实施应用,注水开发效果得到明显改善,主力油藏递减率下降10%以上,储量动用程度提高12%,油田采收率提高4.3%。

多层合采气藏分层储量动用特征及判定方法

针对多层气藏合采过程中分层产气量差异大、储量动用不均衡的问题,运用物理实验和数值模拟相结合的方法,系统、定量地研究了层间非均质性和压力系统差异对分层产气量和储量动用的影响,提出储量动用均衡性的界定方法,即分层累计产气量贡献率比值小于3∶2为储量动用较均衡;分层累计产气量贡献率比值大于3∶2而小于3∶1为储量动用欠均衡;分层累计产气量贡献率比值大于3∶1储量动用不均衡。以此为依据,获得了多层气藏气井分层储量动用判定方法及判断图版。实例分析表明,利用此方法可在开发方案决策前对层间分层产气量贡献和储量动用均衡性进行评估,为气藏储量动用评价提供技术支持。

苏里格气田致密气藏水平井指标分类评价及思考

致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型,水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂,气层薄而分散,具有很强的非均质性,水平井产能差异极大。因此,采用气井分类评价的思路,建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系,按产能和经济效益将气井分为好、中、差3类。根据目前该气田水平井的部署情况,分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标,用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上,针对致密气藏产能评价的难点,提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路;从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度,初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式,并给出了相应的开发建议:非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发,主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下;水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。

非均质多层低渗油藏合理注采井距的确定

由于油水在储集层中的流动存在启动压力梯度,只有在渗流场压力梯度大于启动压力梯度的条件下,流体才能流动。对于非均质多层低渗油藏,每一层都有一极限注采井距。只有当极限注采井距大于实际注采井距时,储量方能动用,否则则不能动用。据此充分考虑了多层低渗油藏的纵向非均质性,建立了水驱储量动用程度与注采井距的关系,分析了影响纵向非均质多层低渗油藏水驱储量动用程度的因素,提出了根据低渗油藏水驱储量动用程度确定合理注采井距的新方法。

留17低渗透复杂断块油藏储量动用程度评价

留西油田为低渗透复杂断块油藏。油藏构造破碎,断层多,断块多,勘探开发难度大;砂层厚度大,平面变化快,隔夹层分布不稳定,储层非均质严重;储层物性差,开发中出现注水压力高,吸水能力差,油井能量低,采液强度低,纵向动用程度不均。结合数模和动态分析对留17断块进行了储量动用程度评价。从Eclipse数模模型中导出剩余油储量,然后利用C++编程将其转换为surfer格式的数据,并在surfer中进行运算,得到剩余油储量,根据原始储量丰度,计算出动用程度等。

杜66块稠油油藏储量动用程度评价

杜66块为薄互层状稠油油藏,在稠油油藏中具有一定代表性。油藏非均质性较为严重,纵向动用程度不均。通过各种监测资料的统计与分析,结合数值模拟,对采用蒸汽吞吐生产方式的油藏纵向动用程度进行了综合研究与评价。分析了提高油藏动用程度的影响因素,并制定了提高储量动用程度的对策,从而为该块及同类型油藏的开发提供了依据。

不同油藏类型地质储量动用程度的评价方法探讨

地质储量动用程度是油田开发的重要指标之一,长期以来采用两剖面厚度计算法,但仅限于人工水驱油藏,以及能测吸水剖面和产液剖面的油藏,其他驱动类型或油藏类型的地质储量动用程度的计算方法则很少有人关注。地质储量具有不确定性及影响因素的多样性,造成了地质储量动用程度的复杂性。应用某阶段的生产数据计算可采储量,可反映当期动用地质储量波及情况,再结合驱油效率计算地质储量动用程度,方法简捷、有效、方便。通过实例计算验证了该方法的可行性,并讨论了该方法的适应性与计算时需注意的问题。

川西雷口坡组储层孔隙结构特征及开发应用

川西三叠系中统雷口坡组雷四段上亚段属于潮坪相复杂碳酸盐岩气藏,利用铸体薄片、岩心压汞、CT扫描、气水相渗实验等方法,分析不同类型储层的孔隙结构特征,研究压汞、气水相渗实验在储量可动用评价和开发中的应用。研究表明,上、下两套储层微观孔隙特征主要有以下三个方面:①上、下储层段Ⅰ类储层排驱压力低、中值半径中等,渗透性中等,退汞效率较高,压汞曲线平台特征较明显,分选性好,孔隙结构简单,其中下储层渗透性更好,排驱压力更低;②下储层段Ⅱ+Ⅲ类储层排驱压力中等-高,中值半径中等-较小,渗透率中-低,退汞效率中等-较低,曲线平台特征中等-差,分选性中等-差,孔隙结构组合类型多样,其中上储层Ⅱ、Ⅲ类储层孔隙结构较差;③压汞和相渗实验研究认为含气饱和度较高、气柱高度中等-低,边水能量中等,原始条件下储量动用程度较低、采收率中等,需要通过改造提高动用程度和采收率。

石油资源合理开发利用评价研究与应用

基于我国石油资源合理开发利用“三率”最低指标要求,总结石油资源合理开发利用“三率”(原油采收率、原油回收率和共伴生资源综合利用率)评价方法与取得的效果,提出改进石油资源合理开发利用评价指标体系。从指标合理性、适用性和可操作性等方面考虑,根据油田实际情况综合分析评价,建议采用采收率、商品率、储量动用率3个指标作为开发利用评价的基本指标,将共伴生资源综合利用率作为开发利用评价的备选指标,原油回收率难以准确计算,不作为开发利用评价指标。对于石油资源合理开发利用评价和管理工作,建议从规范评价指标和评价方法、加强评价组织和管理、细化评价指标、改进和完善计算方法、分类界限标准动态调整等方面合理化修正。

一种重要水驱特征曲线的油水渗流特征及其使用价值

介绍了一类重要的Ｎｐ＝ｆ（ｆｗ）型水驱特征曲线，即ＬＰ＝ａ－ｂｌｎ（１－ｂ－１Ｎｐ），Ｎｐ＝ａ－ｂｅ－ｋＬＰ和Ｎｐ＝ｋ（１－ａｅ－ｂＬＰ）水驱曲线。推导了这类水驱曲线的Ｓｗ～ｆｗ关系，从而加深了对这类水驱曲线油水渗流特征的认识。由于推导是可逆的，从这个意义上说，我们也完成了这类水驱曲线的推导。这类水驱曲线的驱替特征表现为累积产油量与含水率成直线关系，并且对应于Ａｒｐｓ指数递减曲线。俄罗斯将这类水驱曲线作为评价提高采收率措施效果的重要方法。３个油田的累积产油量与含水率关系、可采储量含水上升率与可采储量采出程度关系表明有一些油田的含水动态确实符合这类水驱曲线。因而这类水驱曲线有较大的使用价值。

一种提高低渗透非均质多层油藏水驱储量动用程度的有效方法

提高低渗透非均质多层油藏水驱储量动用程度是高效开发此类油藏的主要措施方向.基于此类油藏存在启动压力梯度,每一层都有一极限注采井距的情况,充分考虑多层低渗油藏的纵向非均质性,建立了多层低渗油藏水驱储量动用程度计算模型,分析了影响纵向非均质多层低渗油藏水驱储量动用程度的因素,指出缩小井距和增大注采压差是提高其水驱储量动用程度的有效方法.方法简便、实用、易操作.

二氧化碳驱油藏开发指标计算方法研究

20世纪60年代,Koval基于水驱油相关理论(Buckley-Leverett水驱油非活塞理论)及二氧化碳混相驱特性(即混相驱油藏不存在界面张力,各相渗透率与对应相饱和度成正比),推导出二氧化碳混相驱流动模式下气体分流系数及采出程度与注入流体孔隙体积倍数关系式。Koval模式考虑了影响气驱效果的三个主要因素,即油藏的非均质性、原油黏度和累计注入量。本文基于Koval的研究成果,开展了二氧化碳驱油藏主要开发指标计算方法研究,将油藏实际开发数据与Koval模式理论曲线拟合,通过反复试凑油藏动用储量,直到两者数据充分拟合满意为止,可求得注气驱油藏动用储量,进而求得油藏采出程度、累计产气量、存气率及换油率等开发指标随注入量的变化曲线。通过苏北CS油田泰州组油藏实际开发数据拟合计算,求得的该油藏动用储量与容积法计算储量基本一致,理论产气量与实际产气量、理论换油率与实际换油率基本吻合。

高升探区滚动勘探实践

采用随钻分析、老井试油、加深钻探等措施对高升探区进行滚动勘探研究 ,以扩大该区的含油气面积 ,提高其储量动用程度。其结果 ,在牛心坨潜山、牛心坨油层、高升老区至东部陡坡带 ,滚动勘探获得了成功 ,深化了该区的勘探 ,并对下一步滚动勘探提出工作方向。实践证明 ,在勘探开发程度较高的老区 ,滚动勘探是行之有效的勘探方式 ,值得在类似地区推广。

某复杂断块油藏储量动用程度评价

某断块为一典型复杂断块油藏。区内断层多,构造破碎,非均质性强,开发难度较大。本文根据研究区油藏类型、储层性质、流体性质,运用多种水驱曲线预测采收率,综合分析评价标定区内采收率和可采储量。结合数值模拟研究了油藏储量动用程度,分析了油藏动用程度特点,影响因素,指出了潜力区,为后续开发提供了依据。

发挥工程技术优势提高难采储量动用程度的思考与建议

中国石油近年来新增储量规模快速增长,但大多为低渗透砂岩、海相碳酸盐岩、火山岩等低渗透难采储量,未开发储量动用率相对较低。为破解低油价下难采储量规模效益开发瓶颈问题,吉林油田建设新立大平台效益建产示范区,创新一套全生命周期一体化设计方法和管理模式。通过重新深化油藏地质认识、重新构建开发技术体系、探索效益开发新模式等举措,充分发挥工程技术优势,大力推进公司内部市场化机制和"一体化、标准化"管理,降本增效取得较好效果,单井产量、区块采收率显著提高,投资回报率为17.84%。为今后加大推广应用力度,就加快一体化管理建设、加强技术创新与协同发展、深化体制机制改革方面提出了相关建议。

水驱储量动用程度计算方法研究

水驱储量动用程度是水驱开发油田的重要指标,准确合理地计算出不同类型油田的水驱储量动用程度,对油田的开发调整具有指导意义。文中从水驱开发效果角度分析,认为水驱储量动用程度等于水驱动用储量与地质储量的比值。利用甲、乙、丙、丁4种水驱曲线表达式,从理论上推导出4种水驱曲线的水驱动用储量计算公式,然后结合水驱储量动用程度定义,就可以进行油田水驱储量动用程度计算。为了能准确可靠地利用目前的研究方法计算实际油田的水驱储量动用程度,对不同油田如何选择适合的方法进行了研究。研究认为,应根据实际油田的含水上升规律特征选择合适的水驱曲线,然后进行水驱储量动用程度计算。

水驱砂岩油藏开发指标评价新体系

为了准确、客观地评价不同流体性质、不同储层物性、不同开发阶段水驱砂岩油藏的开发效果,从井网完善程度、开发状况及注水状况等3个方面出发,选取了含水上升率、产量递减率、存水率、地层压力、水驱储量控制程度和水驱储量动用程度等6项评价指标,研究了指标理论变化规律,规范了指标的计算方法,在此基础上确定了各指标的评价标准,构建了新的评价体系。应用效果表明,新建体系评价结果准确可靠,能够为油田调整挖潜提供理论依据和方向。目前该评价体系已在渤海海域27个水驱砂岩油田或单元推广应用。