胜利油田海上安全督查存在问题及对策

本文针对胜利油田海上生产特点,详细分析了存在的各类问题,并提出了相应的工作对策,为胜利油田海上安全生产提供了行之有效的措施保障。

微生物驱油数学模型及其流线方法模拟

建立了一种实用的微生物驱油数学模型 ,在力求对模型简化描述的同时 ,较为全面地考虑了驱替过程的主要生化、渗流机理。论述了微生物在油层中的生长、代谢和基质消耗状况。考虑了扩散和吸附 ,建立了描述微生物菌体、营养液、代谢产物在油层中的运移方程 ,同时对微生物及其代谢产物与岩石、油、水的相互作用以及所引起的各种物理化学变化进行了研究。为了实现生产动态的快速预测 ,用流线方法替代传统的有限差分法求解该模型。在结合边界元方法确定复杂边界条件下稳态渗流场流线分布的基础上 ,对流管内的一维渗流问题进行了求解。应用显式全变差递减 (TVD)法求解了饱和度方程。在浓度方程求解过程中 ,空间项离散采用Crank_Nicolson差分格式 ,对滞留项系数变量进行了拟线性处理 ,保证了计算的稳定性。该模型输入参数较少、计算速度快 ,适应于对任意形状边界条件下各种井网配置的微生物驱油动态的计算 ,是油田微生物驱油的早期筛选及油藏动态管理的有效工具。

储层流动单元模式及剩余油分布规律

依据胜利油区河流和三角洲储层的岩性、物性、微观特征、渗流参数和动态信息 ,分别将该油区两种储层流动单元分为 4类 ,建立了河流和三角洲流动单元模式。其中 ,流动单元E的储层物性最好 ,流动单元G、M为最佳储层和产层 ,流动单元P的物性最差。在特高含水期 ,流动单元G、M内剩余油相对富集 ,宏观剩余油多富集在流动单元接合部位、隔夹层处 ;对于河流相储层剩余油多在韵律层上部富集 ;对于三角洲相储层多在韵律层下部富集。微观剩余油形式多样 ,有孤滴、薄膜、网状、斑状和连片状等 5种类型。

陆相断陷湖盆油藏流场宏观参数变化规律及动态模型

以胜利油田河流三角洲储层为例,综合应用多学科理论以及岩心分析、测井储层评价、物理模拟和油藏数模等多种方法,研究了陆相断陷湖盆高渗透储层和中、低渗透储层在长期注水开发过程中油藏流场宏观参数变化规律,建立了特高含水期宏观参数变化规律的数学模型和预测模型,探讨了油藏流场宏观参数的变化机理。研究结果表明,油藏开发流体对储层渗透率的改造作用最大,对孔隙度的影响较小,油藏开发流体的动力地质作用是导致储层宏观参数变化的主因。

王70开发效果评价及井网重建实践

从精细油藏描述入手,开展了王70断块开发效果评价、剩余油分布规律及挖潜对策研究。在油藏工程研究基础上,确立了重建井网的原则。开发中,应用定向斜井、侧钻井及水平井技术、水动力学方法进行调整挖潜。实施后,断块开发效果得到了明显的改善,采收率由15%提高到21.1%。此次调整的成功,对类似油藏高效挖潜具有重要指导意义。

东营凹陷古近纪沙三中期超深水湖泊的研究

利用地震剖面和连井剖面,结合岩心和测井等资料,通过恢复三角洲前积层的高度,探讨东营凹陷古近纪沙三中时期三角洲沉积时的最大古水深。结果表明,东营凹陷沙三中时期发育了很好的建设性三角洲,尤以在牛庄洼陷一带前积层非常发育;五个地震剖面的统计结果揭示了三角洲前积层的平均高度在485 m,校正后反演的覆水深度在681 m,说明东营三角洲在形成时期的湖泊古水深可达485~681 m;三角洲前积层主要为一套细粒沉积,以灰色粉砂岩和暗色泥岩为主,粉砂岩中常含漂浮泥砾,是一种沿三角洲前缘斜坡发育的砂质碎屑流和浊流沉积,进一步反映了深水的沉积环境。

利津洼陷沙四段烃源岩成烃特征及其对滩坝砂油藏的贡献

对利津洼陷沙四纯上亚段和纯下亚段烃源岩地球化学特征的研究表明,两套烃源岩达到了好-较好烃源岩的标准,均可作为本区的有效烃源岩。从成烃特征来看,二者在伽玛蜡烷、三甲基萘、硫芴含量方面存在差异。油源对比表明,滩坝砂中原油饱和烃特征与纯上段烃源岩相似,芳烃特征更接近纯下段烃源岩,可见滩坝砂中原油主要来自纯上段烃源岩,也不排除纯下段的贡献。最后结合典型油藏剖面分析,建立了三种滩坝砂油藏成藏模式。

三江盆地浓江凹陷前参2井油源对比

三江盆地浓江凹陷东南部钻探的前参2预探井发现油气显示,但油气来源尚不清楚。本文将前参2井油砂与盆地内三套烃源岩的生物标志化合物等地球化学参数进行分析比对,发现油砂与下伏新安村组和达连河组含煤泥质烃源岩具有类似的生物标志化合物分布特征,但成熟度很不匹配。结合周边盆地原油及烃源岩的地化参数特征,推断浓江凹陷原油可能来自深部古近系烃源岩或中生界含煤层系烃源岩,但浓江凹陷目前并未钻遇到更深的烃源岩,因此判断原油可能由其它盆地运移而来。

协调注采关系 改善水驱效果,提高井组开发水平

随着油田开采时间的推移,油、水井井况问题凸显,井网失控,原有井网变得不完善,部分区块注水补充不及时,另外受油层污染、储层特性、水质等因素引起注水井欠注,局部注采关系不协调,这些问题反映到油井上表现为含水上升、地层能量下降,注采压力不平衡,自然递减加大,开发形势恶化。本文以郝家油田河4-斜93井组为例,介绍协调注采关系,改善水驱效果,提高井组开发水平的方法。

三位一体精细管理提高史深100单元开发水平

2011年以来，史深100单元通过建立月度动态分析制度，实施三位一体精细化管理，工艺地质结合强化注水夯实油藏稳产基础；井筒管理积极做好三个优化；地面确保水质并加强运行保障实现了区块开发的良性循环。单元日产油水平由530吨／天上升到676吨／天，动液面由1545米恢复到1497米，自然递减率由15．76％下降到6．39％，各项主要生产指标明显改善。

深化油藏分析 系统控制递减

2012年现河采油一矿树立"以水为先、油水并重"的开发理念,加强新老区产能建设,深化"单元目标"管理,以精细化管理为基础,不断推进开发管理水平提升。

动动开发井组核算的脑筋

我国大部分油气田已处于中、后期开发阶段,更多的低效区块投入开发,开发生产的难度不断加大,工作量大幅度上升,油气生产成本呈现逐年上升的态势。因此,如何改进基层生产成本的核算与效益分析体系,促进精细成本管理和精细开发管理,提高油气开发的经济效益,也就成了各级管理者十分关心的重要课题。