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2012年特殊类油藏开发技术研讨会

2012年特殊类油藏开发技术研讨会

  • 召开年：2012
  • 召开地：北京
  • 出版时间： 2012-10

主办单位：中国石油学会

会议文集：2012年特殊类油藏开发技术研讨会论文集

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  • 摘要：乌里雅斯太油田是近年来华北油田发现的相对整装、规模相对较大的低孔特低渗透油藏.由于该区储层物性差,非均质性强,存在较大开发风险,为合理、有效地开发该油藏,在常规研究的基础上,重点开展了开发试验井组试验、沉积相及沉积微相研究、天然裂缝发育状况研究、可动流体饱和度及恒速压汞等室内实验研究以及合理井网井距、合理产能规模等开发技术政策研究等工作,落实了该区有利建产层位及建产规模,实现了该油田的合理、有效开发.
  • 摘要：通过研究热采机理、超稠油原油物性特征、地下原油渗流方式、目前开发现状及开发中出现的主要矛盾,提出注汽条件下地下原油3种物相状态、渗流特点、含油饱和度递变分布特征及目前吞吐和汽驱开发的局限性,进而根据超稠油剩余油分布规律及油藏地质特征特殊性提出相应的采油建议.为加大稠油受热表面积及泄油表面积，在剩余油高饱和区宜采用水力压裂吞吐或者电加热方式进行采油，开发中后期温度场建立区域进行压裂汽驱，以此来提高采油速度和最终原油采收率。rn 建议：①对于纯油藏，在油层底部水平井压裂蒸汽吞吐，而在油层上部采用蒸汽驱及吞吐引效技术；②对于底水油藏，油层底部打加密水平井，采用直井+水平井或是SAGD方式采油；③对于馆陶组边顶底水油藏，油层下部避底水加密水平井蒸汽吞吐，上部采用汽驱+吞吐引效技术；④对于Es,+：地层油层，宜采用大斜度井压裂、多井组同时注汽进行吞吐开采，中后期采用水平井加密挖潜，最后进行蒸汽驱+吞吐引效热采开发。
  • 摘要：北塘次凹古近系沙河街组沙三段发育一套泥质白云岩与白云质泥岩纹层状特殊岩性体.储层厚度为40～125m,孔隙度为7％,渗透率为0.28mD,属于低孔特低渗储层,黏上物质的含量为44.8％,异常高压系统,压力系数为1.56,自生自储,无自然产能,以上特征证实北塘次凹非常规油藏为致密油油藏.这套储层在1972年老井钻探时就已经发现,但由于储层改造措施不当,致密油未得到认识.2011年钻探的tg5井经压裂改造后获近百吨高产,揭开了渤海湾盆地致密油开发的序幕.由于致密油的聚集机理与常规油藏不同,致密油油藏连续分布,具有较大规模,其研究的核心问题是储层.通过储层识别、储层改造两大类技术的应用,北塘次凹致密油在先导试验区块试采成功,在此基础上,探讨了井网调整及能量保持的建设性想法,推动了该地区致密油的规模增储及有效动用.rn 由于泥质白云岩互层泥质含量高、介于泥岩与砂岩之间的特点，将GR数据体和常规波阻抗反演数据体融合，得到二次识别后相对高泥质含量、高波阻抗的泥质白云岩储层的展布。特殊岩性体沿北塘次凹盆地斜坡展布，分布范围大于100km2，展示了北塘次凹致密油勘探开发的前景。储层改造采用了水力压裂工艺。
  • 摘要：塘沽非常规油藏由泥质白云岩与白云质泥岩不等厚交互层构成,孔隙度为7％,有效渗透率为0.28mD,塘29-26C井钻遇该套特殊岩性体厚125.2m,测井解释油层78.1m.通过对该区域早期油层改造资料分析研究,揭示出:单纯基质酸化无法达到油层改造的目的,高压压开地层才是油层改造的关键;根据现场取样试验结果论证优化改造方案,水力压裂改造后初期最高日产油达到99.7t,取得了突破性进展.在此基础上,针对该区域油层特点,提出同层重复压裂、分段压裂和酸化压裂改造的新设想.塘29-26C井两次压裂改造的成功对于塘沽非常规油藏开发具有重要的现实意义.
  • 摘要：塔河油田实施注水替油生产是目前单井缝洞单元提高采收率的主导技术,但是失效井比例逐步增大,极大地影响了注水开发的效果.通过分析注水替油改善开发效果的作用机理,结合生产特征总结出含水率快速上升趋势、周期注水指示曲线出现上翘、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大是注水替油井的失效特征.油水置换率降低,边水、底水的再次突剖,周期注水量过大,焖井时间不够,井壁垮塌、砂埋为失效的主要影响因素.通过总结分析,为现场注水替油井的失效预警和注采参数调控提供依据.
  • 摘要：风城油田于2009年开辟重32、重37井区两个双水平井SAGD试验区,由于试验初期对循环预热阶段调控技术的认识不足,未实现水平段均匀连通.以循环预热机理研究为切入点,结合试验区启动阶段的现场实践历史,深入总结和分析了SAGD循环预热阶段所面临的一系列问题.以理论结合实际,探讨了双水平井SAGD启动阶段现场调控技术,对以后双水平井SAGD启动阶段现场实践具有指导意义.充分的、完善的循环预热是SAGD技术开采超稠油成功与否的关键，启动阶段必须保证管柱结构合理，否则，将制约各项控制参数稳定性，失去现场调控的基础;在启动阶段现场实践中，树立以控制压差为核心的操作观念，避免形成井间优先渗流通道;要保持SAGD井组启动阶段的正常运行，蒸汽干度、注汽速度、排液速度、环空压力这4关键参数必须保持平稳、相互协调、综合把握，以此为基础，做好压差控制工作。
  • 摘要：蒸汽吞吐措施工艺是辽河油田稠油生产中重要开采方式之一.介绍了水力喷射钻孔技术的工艺原理及优点,针对高3624区块的储层特性进行了钻孔参数优化设计,完成实施了国内首次砂砾岩油藏水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施工艺联作的现场试验,并获得成功,增油幅度达818％.试验表明水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施联合应用具有良好前景.rn 水力喷射钻孔技术可以在砂砾岩储层破岩并形成有效孔道，能够解决油井注汽量和注汽干度低的生产问题，布孔密度1孔//7 m是可行的，为了提高产层受热效果，可考虑提高布孔密度。水力喷射钻孔与蒸汽吞吐联作措施工艺，可以提高油井产量，为辽河油田稠油开采提供了新模式、新方法。在高3624区块的砂砾岩油藏上实施的水力喷射钻孔与蒸汽吞吐联作措施，取得了较好的增产效果，属于国内首创，国外也未见报道过，因此技术达到了国际水平。
  • 摘要：塔河油田奥陶系缝洞型油藏高产油井一直是生产主力军,很多井由于含水上升导致产量快速递减.为了高效开发未见水高产油井,以底水锥迸理论、油井节点分析和流体力学理论为基础,分析缝洞型油藏水淹预警机理,首次揭示了见水前异常信号,结合水侵影响因素研究,建立了包括31项评价指标的"缝洞型油藏油井见水风险分级评价指标表",形成了塔河油田缝洞型油藏高产井预警评价技术.利用本技术,延长了高产井无水采油期,通过预警评价控水,降低递减已初见成效.
  • 摘要：通过不断创新与实践,总结出了符合低渗透油藏实际的模型处理技术,形成了开发早期的评价技术、开发中期的指导技术、开发中后期的调整技术,在宏观把握油藏开发技术政策、进行开发效果评价、油藏动态预警管理、油藏井网适应性研究、精细配产配注、量化剩余油分布等方面形成了11项适合特低渗透油藏的数值模拟跟踪预测技术体系,实现了大型低渗透油藏科学合理开展油田开发调整工作,最终提高油田开发水平.
  • 摘要：碳酸盐岩油田地质条件多级约束储层建模,首先建立地层格架,划分储层类型,通过多级细分建立地质概念相知识库,在此基础上随机模拟建立多级次地质概念相模型,从而约束储层物性的随机模拟.该方法提高了井资料少、井点分布不均情况下,碳酸盐岩油田储层地质建模的置信度.
  • 摘要：滨深8井区位于歧口凹陷歧北斜坡带上,主要目的层为沙二段滨Ⅳ油组.油藏类型为斜坡构造背景上受砂体控制的构造岩性油气藏,原始地震资料的分辨率较低,难以满足对该区含油砂体的精细刻画.通过应用HFE拓频处理和AIW反演技术开展地震资料提高分辨率处理及精细储层预测,落实了滨Ⅳ油组两套主力砂层组的展布特征,为开发先导试验井组的部署与实施奠定了基础.滨深8井区单砂体多且厚度薄，原始地震数据无法满足其分辨率的要求，HFE拓频处理有效拓宽了地震数据的频带宽度(目的层段拓宽25Hz)，提高了分辨率。在此基础上进行的AIW反演，使得目的层分辨率达到lOm左右，且反演结果中滨Ⅳ含油层段可进一步识别为上下两套砂组，并预测出了两套含油砂体的平面分布范围。
  • 摘要：轮古油田属于超深、高温、高压、高矿化度酸盐岩油藏,储层非均质性严重,缝洞系统非常复杂,原油物性变化大,稠油和正常黑油均有分布.目前部分单井揭开潜山深度较深,储层上部大量剩余油在底水的作用下,常规方式(注水替油、关井压锥、强行提液等)难以有效动用,采收率偏低,需要转变开发方式,实施单井注气吞吐,形成注气人工气顶驱动顶部剩余油,提高采收率.针对轮古701-H1井剩余油分布状况,通过室内实验评价,优选注气介质,优化注入参数,完成轮古701-H1井注气吞吐试验方案,拓展了轮古碳酸盐岩油藏提高采收率技术方法.rn 考虑注气压力超高，目前注气设备只有液氮泵车能满足，采用液氮泵车将液氮注入地层。若每天注入量按10×l041113计算，折算液氮量为154.7m3，液氮泵车24h不间断连续注入，在工作压力下，排量大于107L min的液氮泵车就能满足施工需要，目前的液氮泵车基本都能满足注气要求。由于该井目前为电泵管柱，需要更换管柱满足注气要求，将目前管柱更换为带封隔器的气密封管柱，能完全满足注气工艺、安全需要。
  • 摘要：王庄油田郑411区块沙三1亚段为单砂体整体水平井开发的高孔高渗特超稠油油藏,蒸汽吞吐开采阶段,随着开采时间的延长,地层压力下降,汽窜越来越频繁,甚至出现远距离隔井窜,严重影响区块的开发效果.如何客观地认识汽窜,化弊为利,确保单井周期吞吐效果和区块的高效开发,成为油田生产的重要课题.从生产实际出发,深入认识汽窜的现象和实质,结合油藏认识,分析研究产生的主要原因,有针对性地采取"汽窜防治三步走"+"汽窜利用三结合"的动态交叉开发管理模式,有效地改善了水平段的动用程度,最大程度提高了单井和区块的开发效果,见到了显著的经济效益,为稠油油藏开发中汽窜的防治和利用提供了经验,具有重要的现实意义.rn 汽窜的发生使吞吐效果变差、油井出砂、管理难度加大。郑411区块超稠油蒸汽吞吐汽窜的产生，储层因素是内因;HDCS开发方式、邻井空间井距、注汽压力等开发方式是外因。联动注汽治理汽窜效果较好，结合多种防治利用汽窜措施提高热采开发效果。
  • 摘要：渤海A油气田是海上碳酸盐岩油气藏,气顶中凝析油含量为274cm3/m3,属中高含凝析油凝析气顶油藏.投产后以采油为主,衰竭开发,后因生产气油比、含水上升及产量递减快,开发经济效益差,关闭停产;历经10年关停期,该油气田重新启动投入生产,以气为主,油气并举,衰竭式开发,重启后油气井生产平稳.细致剖析该油气田开发历程并对其开发效果进行客观评价,提出碳酸盐岩油气藏开发策略,为指导海上碳酸盐岩油气藏的经济高效开发提供一些参考意见.rn 开发方式。前期采用保压开发，先采油环;后期以气为主，气油并举。对于储量丰富、气顶能量充足的碳酸盐岩油气田，先期可利用天然能量消耗式开发，后期可考虑注气保持能量;在气顶凝析油含量较高的情况下，应严格控制油井的生产压差，防止大规模气窜消耗气顶能量。rn 开发井型。水平井在控制生产压差情况下，可有效抑制地层流体的纵向窜流，抑制地层流体发生相变的程度(原油大规模脱气，凝析油的反凝析伤害)，保证气井产能，有利于形成稳定长久的流体流动通道，建议在条件允许的情况下采用水平井开发。rn 气井产水问题。建议两种待选方案。避水:逐层上返，同时注意生产压差。主动排水:在构造相对低部位的高产水井进行强排，防止水继续向气藏内部锥进，降低水锁损失;在同一口井中下双油管，气水同采(减小油管尺寸，提高气井携液能力)。
  • 摘要：石西油田石炭系火山岩潜山油藏位于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠之中,属深层(平均埋深为4385m)、网状裂缝发育、块状、强底水烘托的异常高压、弱挥发性油藏.该油藏为已开发的国内最大的火山岩油藏,复算含油面积为48.8km2,原油地质储量为3838×104t;也是国内较早利用水平井开发的油藏,1995年采用565.6m井距、直井与水平井联合开采方式,利用天然能量(底水和弹性能量)投入开发,总井数为54口,全部自喷生产.rn 该油藏自喷能力强,单井产量高,但是底水沿裂缝快速锥进,油井含水上升快,产量递减大.采取的稳油控水措施包括酸化酸压、补返层、调参、堵水等取得了明显效果.46口直井平均单井累计产油4.6×104t(最高22.5×104t),8口水平井平均单井累计产油17.3×104t(最高34.6×104t).与国内同类油藏对比,该油藏开发效果相对较好.对于强底水的裂缝性油藏，制订并且严格执行科学的开采技术政策，合理控制生产压差，是高效开发油藏的关键。石西油田石炭系油藏开发初期产量任务压得过重，有相当一部分高产井在临界产量以上运行，造成水锥过快上升，对于最终开采指标将带来不利影响。解放思想，大胆创新，重视对新工艺、新技术的利用，是稳油控水、改善开发效果的重要环节。石西油田石炭系油藏储集类型属裂缝一孔隙型储集体，储层非均质性强，目前约有1/5的油井停喷，需要部分转入二次采油阶段，正在论证抽油机采油和电潜泵采油的可行性。
  • 摘要：王徐庄油田沙一下亚段生物灰岩油藏为裂缝—孔隙型双重介质油藏,目前该层系采收率高达35％,已处于国内同类型油藏较高水平.针对裂缝发育对其开发效果、剩余油分布起控制作用的特点,通过应用三孔隙度测井评价、蚂蚁追踪等裂缝评价技术及裂缝油藏建模、数模一体化研究技术,实现了对生物灰岩储层裂缝分布的定量描述,量化了储层参数和剩余油分布特征,探索出了一套适合裂缝型生物灰岩油藏特点的储层描述研究方法,为提高此类油藏的认识程度、进一步提高采收率寻找到了有效的研究手段.
  • 摘要：七个泉油田为柴达木盆地西部坳陷区尕斯断陷亚区小红山-阿哈提-七个泉背斜带上的一个三级构造,该油田以特低渗透储层为主,沉积上受北西、北东侧冲积扇,西南侧辫状河三角洲和东侧滨(浅)湖3种沉积环境的交会,使储层具有薄、多、散、杂等特点,储层间非均质性极强.目前油田分3套层系注水开发,但水驱储量动用程度低,层间干扰严重,次非主力层动用难度大.针对油田目前面临问题,通过研究单井射开有效厚度上下限、单井射开合理油层数等技术政策界限,确定合理的井型、井距及井网密度,并预计合理的单井产能,充分利用已有井网,做出开发调整方案,以利于该油田的有效开发,并为类似油田的调整提供一定的参考.rn 油田储层的展布、物性分布及其影响因素、储层微观特征及渗流特征对于低渗透储层具有重要的影响，决定了注采井距不应过大，以保证注采对应率。层间非均质严重，单井射开层数多、井段长，将进一步加剧层间矛盾，纵向上射孔层数及厚度对油藏有效开发具有较大的影响。井网选择应综合考虑地层构造应力方向、裂缝延展方向等。
  • 摘要：克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏是一个发育高角度裂缝的特低渗透砾岩油藏,注入水沿裂缝方向高速窜进,在基质孔隙中则流动很慢.这种非均质性极强的渗流方式导致油藏整体水驱效果较差,油井兼有低能低液与高压高含水两种特征.油藏目前正经历第四次加密调整,历次系统的加密调整为识别水淹层及描述注入水体空间展布提供了基础.在测井水淹层解释基础上的水体几何形态描述表明:注入水沿裂缝方向(东西走西为主)形成长方体,规模与累计注水量正相关,最长的水淹体可达1000m,高度可达200m以上,但宽度多小于80m;注入水多顺层推进,受纵向上的裂缝影响向上下延伸(多数为向下);水淹体形态表明油藏中存在长期的双线性渗流.不同阶段的加密井显示,注入水形成的水体单体规模随开发时间增加、注水量增加而扩大,水淹体数量也相应增多.在累计注水量和水淹厚度/储层厚度间建立了较好的正相关关系,依据这个模型,结合油水井动态及上轮调整井的水淹解释就可以对目前的水淹状况作出预测.rn 根据测井解释资料结合动态分析建立了水体分布的四维水淹模型，并进一步证实了该油藏注入水并未流出乌尔禾地层，且水体多为顺层推进。注入水仍在下乌尔禾组地层中，没有外流，从水淹体的形态可以看出，注入水推进的非均质性极强。注水水体的长度及高度增大较快，而宽度增大较慢，可能与注水速度有一定关系。
  • 摘要：靖安油田五里湾三叠系长6油藏为湖成三角洲沉积,属低渗透储层,油藏自1997年开始大规模开发,保持了11年低含水高效开发期,自2007年综合含水突破20％,进入中含水开发阶段后,随着采出程度的增加,平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况日益复杂,水驱油效率降低;剩余油分布状况日趋复杂,挖潜难度增大,控水稳油形势日益严峻.同时,现有的注采调整方法及工艺措施已不能完全适应当前油田开发形势的需要,不利于油田的持续、稳定、高效开发,以及最终采收率的提高.因此,在该油藏积极开展了各项三采试验,目前复合空气泡沫驱取得了一定的阶段效果,预期在实践中摸索出一套适合五里湾油田中高含水开发期控水稳油及提高采收率的技术体系,最大限度地提高油田最终采收率,确保油田长期持续稳定开发.同时,对同类油藏的开发也具有指导和借鉴意义.
  • 摘要：矩形井网>菱形反九点井网>正方形井网，且试油、试采产量较好，采出程度较高、含水上升率较低。">胡尖山油田长7油藏是以"三低"(低压、低渗、低产)为特征的典型特低渗透油田,资源潜力大,目前控制地质储量1.3 ×108t,但储量丰度底,隔夹层较发育,储层物性差,开发难度大,投产井单井产能低.通过对该地区的构造特征、沉积相特征、油藏特征及所采用的6种不同开发试验井网井排距(矩形、菱形反九点、正方形、水压裂、水平井等井网)的试油、试采、工艺改造措施等进行分析对比,探索出一套适合长7油藏合理的开发技术政策,认为水平井井网在胡尖山油田长7油藏开发中有更好的适应性,为胡尖山油田的快速上产提供了强有力的支撑和保障.通过近两年实施进展得出:反七点法水平井井网实施效果>矩形井网>菱形反九点井网>正方形井网，且试油、试采产量较好，采出程度较高、含水上升率较低。
  • 摘要：随着勘探开发形势的不断发展,一种特殊类型的油气藏——泥岩裂缝油藏越来越引起人们的重视.大庆泥岩裂缝型储层广泛分布于古龙南地区的K1n2、K1qn1等层位.主要发育在古龙地区青山口组,勘探面积约5500km2,石油资源量丰富,裂缝性油藏的勘探将是油田新增储量的重要阵地和下一步勘探的重点目标.泥岩裂隙是一种特殊的裂缝性油气藏,由于这类裂隙储层的孔隙度很小,岩石物性参数变化不灵敏,并表现出很强的各向异性,勘探难度很大.通过调研巴肯(Bakken)页岩储藏和鹰滩(Eagle Ford)页岩储藏,对比储层深度、有效厚度、孔渗条件、汽油比、储层压力系数、原油黏度等物性条件,可知大庆泥岩储层具有特殊性,需在借鉴国外先进技术的同时,开展适应大庆泥岩储层的压裂增产技术.通过开展常规水基压裂液技术、高能气体压裂、清水压裂技术及纤维动态转向压裂技术现场试验,明确该类储层压裂的关键技术,探讨了压裂增产技术的可行性.rn 形成具有一定导流能力的体积网络裂缝系统是大庆古龙凹陷泥岩油储层的增产技术方向。针对古龙凹陷泥岩裂缝储层，常规水基凝胶压裂构造单一裂缝，沟通天然裂缝能力差，增产效果差。滑溜水缝网压裂能够沟通天然裂缝，受支撑剂嵌入的影响，导致部分裂缝闭合，不能形成具有一定导流能力的裂缝通道，系统连通性差，增油效果差。古龙凹陷泥岩油储层纤维转压裂能够实现裂缝转向，形成具有高导流能力的裂缝网络，实现储量有效动用。
  • 摘要：针对中深层特超稠油埋藏深、原油黏度高、常规热采注汽压力高、蒸汽热波及范围小、开发效果差的实际,通过开展水平井、SLKF高效油溶性复合降黏剂、CO2和蒸汽的协同作用机理研究,创建了超稠油HDCS协同降黏、混合传质、增能助排的新型开发模式.同时,利用数模、现场试验进行注采参数定量化研究,并配套相应的开采工艺技术,形成了一套适合中深层特超稠油开发的配套技术.该技术的应用使黏度大于300000mPa·s(50℃)、埋深大于1300m、油层平均厚度小于8m的超稠油藏实现了动用,目前该技术已在胜利油田得到规模化推广应用且取得了良好的经济效益。
  • 摘要：以克拉玛依油田特低渗透砂砾岩储层为研究对象,通过岩心应力敏感实验、岩心核磁共振、铸体薄片分析、X—衍射分析、扫描电镜和水驱油实验,分析了特低渗透砂砾岩储层应力敏感性的影响因素及应力敏感性对驱油效率的影响.研究表明:储层的微观孔隙结构及矿物组成是决定储层应力敏感性大小的内在因素.孔隙发育越差,大孔隙越少,应力敏感性就越强;储层可动流体饱和度越低,应力敏感性就越强;黏土矿物含量越高,应力敏感性就越强.随着有效应力的增加,无水采收率和最终驱油效率降低,最终驱油效率降低幅度与有效应力增加值呈良好的正相关关系.该研究结果对于合理开发低渗透油藏具有一定的指导作用。
  • 摘要：超稠油油藏开发是世界性难题,河南油田利用热化学辅助蒸汽吞吐技术成功实现了超稠油油藏的高效开发.分析了氮气和降黏剂改善蒸汽吞吐效果的机理,通过室内实验方法评价优选降黏剂,应用数值模拟方法进行了注汽强度、氮气注入量、降黏剂注入量等因素对开发效果的影响研究.该技术在河南油田超稠油油藏开发中得到了广泛应用,平均单井周期产油量提高了111t,含水率降低了8％,油汽比提高了0.12,取得了良好的开发效果,具有一定的借鉴意义.
  • 摘要：针对莫里青油田储层埋藏深、低孔低渗、水敏性强、岩石成熟度低的特征,压裂技术主要从储层保护和优化压裂设计等方面进行了研究攻关.通过室内实验研究分析了支撑剂嵌人对裂缝导流能力的影响程度，认为增加缝内铺砂浓度，可降低由于储层闭合应力高而导致支撑剂嵌入的影响，形成了兼顾裂缝长度和导流能力的优化设计模式。利用地应力剖面，通过优化射孔井段、低排量或变排量施工，可有效控制裂缝纵向延伸。压裂动态及生产动态分析并结合三维压裂软件模拟结果，是确定裂缝高度的简单可靠实用的方法。矿场实践证明，低伤害乳化压裂液体系具有低滤失、流变性能好、地层伤害程度低、携砂能力强的特点，有效解决了莫里青油田低渗透储层敏感性强的问题，自主研发的原油乳化压裂液体系的应用，降低了压裂成本，提高了压裂效果。
  • 摘要：针对准噶尔盆地西缘车排子凸起春风油田超稠油埋深为400 ～ 570m、油层单一且厚度仅为2 ～6m、油层温度下(26℃)原油黏度超过70000mPa·s的特点,采取了水平井、油溶性降黏剂、氮气、注蒸汽强化热采技术(简称HDNS),在开发先导试验基础上深入开展了采油机理研究.研究表明:油套环空注入的氮气起隔热作用;利用氮气的高膨胀性补充地层能量;利用氮气在地层内的超覆保持地层温度.利用蒸汽、油溶性降黏剂和注采一体化管柱技术解决了地层温度下原油黏度高的难题;利用水平井、防砂卡斜井泵工艺技术解决了油层埋藏浅引起的生产压差小问题.春风油田已采用HDNS技术投产新井175口,采油速度为3％,建成产能37×104t,实现了高效开发.HDNS技术已在春晖油田、孤岛油田推广,应用前景广阔.
  • 摘要：任丘雾迷山油藏的早期研究认为油藏是大规模裂缝型块状底水油藏,主要是油藏内部裂缝极为发育,沟通油藏流体,但目前的油藏的开发现状揭示出油藏非均质性极强,剩余油分布规律性差,缺乏后期挖潜的有效措施.针对这种现状重新进行了构造、储层、裂缝研究及预测,总结出6种剩余油分布类型,提出下步剩余油挖潜的方向和措施. 三管并联实验结果表明：在裂缝性油藏中，合采时，采油量80%左右主要来自于大、中缝洞组成的裂缝系统，20%左右来自于小缝、小洞；大、中缝洞水淹封堵后，增大驱替压力梯度，可以启动小缝、小洞，增加采油量，提高总采收率。碳酸盐岩裂缝性油藏随着开发程度的深入，储层的非均质性特征表现得越为明显，直接控制了剩余油挖潜的方向和策略。剩余油有6种分布形式，其中潜山顶部风化壳、稀井网区、局部构造高和内幕高及与潜山连通的顶覆砂砾岩是日前可行的挖潜对象。规模低渗透块和低渗包围的高渗“甜点”是下步大幅度提高水驱采收率的主要对象。
  • 摘要：文章剖析了马岭地区长8致密油藏地质特征,表明长8储层具有埋藏较浅,油层厚度薄,面积大且分布稳定;储层致密,但原油黏度低、流动性好;储层水敏矿物较少,有利于水驱开发;驱替效率较好.同时对开发技术进行了探讨:认为Ⅱ类储层适宜采用菱形反九点并网开发,并建议开展注CO2开发研究试验,提高油藏最终采收率.研究结果对致密油藏的高效开发具有一定的指导作用。
  • 摘要：以胜利油田渤南北带义104区块砂砾岩油藏为例,针对深层砂砾岩油藏具有储层物性差、内幕非均质性强等特点,分析油藏压裂改造中的难点,开展了配套的压裂工艺技术研究.分别探索变粒径变密度加砂、前垫液高效防膨、裂缝缝高控制、连续油管喷砂射孔分段压裂等技术,并在现场实施压裂,压后效果较好.rn 深层砂砾岩由于其固有的储层特性，导致压裂改造难度大。通过对义104区块开展岩心物理力学实验及水力裂缝扩张形态影响因素研究，结合区块储层特点，提出了相应的改造技术对策。从应用效果看，目前所采取的措施是有效的，具体有以下几点认识: 通过组合大粒径支撑剂，可以降低压裂施工风险，改善支撑剂的嵌人对导流能力的影响。采用低摩阻、低伤害压裂液体系，可以降低储层的伤害，改善压裂效果。巨厚砂砾岩采用分段压裂可一次实现全井段均衡改造，相对单段压裂单井产能会是一个重大突破。义104区块砂砾岩储层压裂改造技术的应用，取得了较好的增产效果，值得在以后类似储层的改造中推广。
  • 摘要：安塞超低渗油田试井曲线具有不同于其他油田的明显的特征,研究超低渗油藏试井曲线对油田开发调整具有重要的指导作用.通过对安塞油田压力及导数的双对数曲线的研究,对不同类型试井曲线进行分类.理论研究与现场应用结果表明,安塞超低渗油藏按储层可分为均质油藏、井底垂直裂缝油藏、复合油藏3类,对应试井曲线可分为7类,分别是大λ型、小λ型、大平行型、小平行型、下掉型、上翘型、重合型.分析压力曲线形态,结合油井开发动态资料,可以判断不同类型试井曲线所反映的储层地质特征和渗流特征,据此为油田开发动态调整、措施选井等提供有力依据。
  • 摘要：曙光油田以稠油、超稠油生产为主,其中超稠油年生产规模达百万吨,具有"四高一低"特征.随着超稠油开发进入中后期,注汽作业中在内、外因素影响下,油层伤害、堵塞等问题日益突出,表现为"注不进"、"采不出",开发效果逐渐变差.针对上述矛盾,开展了聚能冲击解堵技术的研究与应用,并在曙光超稠油区块进行了推广,现场应用表明,该技术可以有效解除油层伤害,提高油层的导流能力,恢复或提高地层渗透率,取得了良好的增产效果,现场应用前景广阔。
  • 摘要：王146区块属深层低渗稠油区块,该区块油藏埋藏深(＞1700m)且储层渗透率低(平均120mD),原油在地层下(87℃)黏度约300mPa·s.开发中存在的问题主要有:地层原油黏度高,储层渗透率低,常规冷采产能低;储层埋藏深,注汽压力高,注汽质量差,热采开发效果不理想.针对王146区块开发存在的问题,研究攻关了化学强化冷采工艺来实现该区块的有效动用.rn 新研制的复合型强化降黏剂兼具油溶性降黏剂及表面活性剂的特点,具备经济高效的优点,能够实现低剂量高幅度降低王146区块原油黏度,同时新型化学剂能够有效降低王146原油在砂岩上的黏附力,大幅度提高洗油效率.配套完善了化学强化冷采工艺技术，二氧化碳协同复合型强化降勃剂驱替可以大幅度提高管式模型驱油效率。数值模拟结果显示，化学强化冷采工艺在深层低渗稠油区块实施与热采吞吐项目具有更高的经济效益。化学强化冷采工艺在王146区块组织实施，从王154-P2井(化学强化冷采)、王154-P3井(热采吞吐)开发效果对比看，化学强化冷采在深层稠油区块实施效果更为理想，典型井例王146-ZP1井累计生产150余天，产油近1000t。
  • 摘要：吉林扶余类稠油油藏具有层薄、埋藏浅等特点,导致蒸汽吞吐的油层热效率较低,加热范围小,剩余油的流动性越来越差,多吞吐周期效果差等.研究表明,增加油层受热范围可以较大幅度提高产量,而在注入蒸汽中添加非凝析气(N2、CO2或烟道气)或混注发泡剂可以有效提高蒸汽吞吐的热效率,包括提高油层受热范围、抑制蒸汽窜流、增加返排效率、提高洗油程度等.文章通过对优选出的发泡剂性能评价及单管、双管物理模拟实验,结合数模研究成果优选出适合于各区块的最佳热采助排方式,并先后开展了在蒸汽中加入氮气、混合气泡沫、蒸汽泡沫、氮气泡沫、二氧化碳泡沫等助排开发方式试验.通过20口井试验,累计增油9900多吨,取得较好的试验效果.初步形成各区块不同特色的提高多周期热采效果的助排试验模式,为老油田的合理开发提供了技术保障.
  • 摘要：靖安油田三叠系油藏为特低渗透油藏,为了改善低孔低渗油藏开发效果,通常对区块采取整体压裂,但该技术是一把"双刃剑",压裂之后,地层存在天然裂缝继续扩张以及产生新的次生裂缝,虽然能够提升单井的产量,但同时也可产生油井产量递减快、注水水窜等许多新的问题,影响了油田的稳产基础,因此从裂缝识别技术研究出发,寻找区块的裂缝发育特征,提出下步裂缝治理技术和提高区块开发效果技术,为油藏高效开发提供技术支持.特低渗砂岩储层天然裂缝的识别方法主要包括岩心识别方法、测井识别方法和动态资料分析法。岩心观察法是基础，测井资料(成像测井和常规测井)识别裂缝是关键，动态识别方法是约束。
  • 摘要：针对塔河油田开采区块外扩,储层物性变差,对于距离井筒较远的有利储集体,现有的酸压技术手段不能满足塔河油田对酸压缝长的要求,需要用更长的裂缝才能实现油田增储上产的技术问题,借助室内实验和数值模拟两种手段,从工艺、泵注程序、施工规模和施工参数4个方面研究大型复合酸压中降低酸岩反应速度、降低酸液滤失、增加有效酸蚀缝长和导流能力的机理;并通过优选工艺、优化泵注程序、液体规模和施工参数,有效酸蚀缝长能够突破现有范围,可以提高单井产量和可动用储量.该技术在塔河油田进行了现场应用,现场实施效果表明该新技术达到了沟通地层深部储集体的目的,措施有效率高,增油效果明显.
  • 摘要：黄骅坳陷周清庄油田古近系沙河街组一段下部发育0～60m湖相生物碎屑灰岩储层,为湖泊中的碎屑岩一碳酸盐岩混积台地沉积.通过对沙一段湖相沉积水进超覆地层接触关系新认识,结合岩心微观特征进行岩相分析,建立碳酸盐岩缓坡相模式,总结出生物碎屑灰岩储层富集特点,进一步探讨滨浅湖相缓坡带生屑滩沉积储层分布特征及对油气控制作用,为下一步周清庄油田特殊岩性油藏开发调整提供依据.rn 通过本次研究，主要取得以下结论及认识: 研究区沙一下亚段湖相沉积水进超覆的组超层变地层特征清晰，正确认识地层接触关系是储层认识的基础。研究区沙一下亚段滨浅湖亚相可划分碳酸盐岩缓坡带和碎屑岩缓坡带。碳酸盐岩缓坡带生屑滩微相是主要储集相。生屑滩与古水深、湖岸线变迁和湖岸形态关系密切，多呈带状或椭圆状分布于古湖岸线附近，并随着湖平面的不断上升向西偏移。这种湖相碳酸盐沉积模式有利于指导油田开发调整。沙一下亚段生屑滩，油气多富集在沿岸储集性能好的滩体，研究区北部多为构造+岩性油气藏，西南岩性油气藏发育。
  • 摘要：低渗透、低饱和度油藏是油田二次开发过程中新增建产的重要组成部分,是措施挖潜、保障老区稳产的重点工作之一.然而这些潜力储量的开发难度和成本较常规油藏都有所增加,往往受技术指标和经济指标双重因素的共同制约.所以要对低渗透、低饱和度油藏进行有效的开发和后期调整,需要对油藏进行系统的全因素分析.车67井区就是通过系统研究分析之后,通过油藏工程研究和数值模拟分析,最终找到适合该井区有效开发的合理途径.实践证明，对低渗低饱和常规流体油藏，通过井网优化能够提高注水开发效果。对于储层较单一的低渗油藏，采用直井注水，水平井采油，将会获得良好的经济效益和最佳的采收率。小井段油、水层紧密分布时，应避免压裂措施，以防压穿水层，造成油井生产高含水。
  • 摘要：超低渗岩心的渗透率测试一直是开发实验的难点,多种常规测试手段在面对超低渗岩样时都有一定的局限性.为提高实验室工作效率,提出了采用非稳态法测试岩心渗透率的方法.实验中测试岩心下游端阀门关闭后下游端流体压力,通过与非稳态数学模型求解得出的下游端压力和时间函数关系式进行拟合,反推出岩样的渗透率.对两块长庆超低渗岩样的测试结果表明,该方法测试时间短、效率高,但结果与稳态法测试值有一定的误差,这可能与下游端压力测试精度和非稳态模型中未考虑非线性因素等方面有关.
  • 摘要：目前以水平井分段压裂技术为代表的致密砂岩油气开发技术的突破,大大降低了油气储层的物性下限,拓宽了油气开发领域.但在实施过程中,也发现这类多段压裂油井的生产具有初期产能高、产量递减快、井与井之间的差异大的开发特点.利用ECLIPSE、tNavigator等油藏数值模拟软件,采用黑油、组分等数模模型,分别就水平井水平段的长度、钻入油层的层内非均质性、厚度、泄油面积等井参数,压裂裂缝的数量、位置、缝长、间距、夹角、缝高等裂缝参数,以及天然能量补充、注水补充能量、CO2吞吐、CO2驱替等能量补充方式,进行了多段压裂井产能影响因素分析;并在实际应用过程中利用数值模拟成果进行了优化设计,从而取得了较好的开发效果.
  • 摘要：裂缝油藏火山岩储层受低孔渗、非均质性、导流导压能力弱、储层伤害及井储效应等影响,资料获取率和合格率低,大量续流资料无法用于储层评价.通过对大量现场测试资料进行统计分析,找出了储层特征的变化与储层压力恢复速率变化间的规律,据此提出等时速率解释法并建立模型,验证了解释结果并评价了火山岩储层特征.应用结果表明,等时速率解释法可以较好地评价三塘湖盆地火山岩储层的非均质性及伤害特征,完全适用于储层特征分析.
  • 摘要：伊拉克A油田白垩纪Mishrif段沉积环境为碳酸盐岩台地相.纵向上发育3套海退沉积层序,其中每套层序顶部均发育一套以生物礁或浅滩相为代表的相对高渗透层.平面上生物礁或浅滩相沉积总体呈连续分布,岩性以颗粒灰岩、泥晶颗粒灰岩为主,储层物性相对较好,但局部存在储层非均质性.通过油田地质主控因素分析,结合目前油田生产实际情况,对油田下一步开发提出建议。在优势相和成岩作用共同作用下，油田纵向上有3套Drain稳定分布，建议调整开发井井型，利用水平井提高油井产能;目前开发层位仅为Drainl，建议将高能浅滩背景下发育的Drain2和Drain3作为今后补孔增产对象;生产井位部署和加密井调整时要充分考虑A一3井区域沉积和储层的平面非均质性。
  • 摘要：针对超稠油油井多轮次吞吐热采效果逐渐变差的问题,开展了混注烟道气辅助蒸汽吞吐渗流机理数模研究,通过建立多相多组分非等温数学模型和油藏数值模拟,系统研究了烟道气、蒸汽和原油的相变规律及多组分体系的变相态渗流特征,并对烟道气的注人参数进行了数模优化.rn 结果表明,混注烟道气可有效提高油层中蒸汽干度2倍以上,烟道气中CO2和轻烃在注汽过程的蒸发与凝析有效提高了蒸汽热波及体积和原油降黏范围,同时烟道气中CO2溶解作用降低了油水界面张力,提高了微观驱油效率.混注烟道气辅助蒸汽吞吐周期累计产油较常规蒸汽吞吐提高1.7倍以上,日产油均较常规注蒸汽吞吐日油峰值提高1.5倍.烟道气混注参数优化数模结果表明,随着混注比的增加,周期累计产油呈线性递增的趋势,并且随着烟道气中CO2含量的增加,周期累计产油递增趋势明显增大.现场应用表明有效提高了超稠油多轮次吞吐热采开发效果,对同类油藏提高开发效果具有非常重要的借鉴和指导意义。
  • 摘要：大港油田部分区块油层埋藏深、井斜大、储层物性差、分注工艺难度大.受综合因素的影响,目前偏心、空心等分注工艺不能满足分注需求,部分区块被迫采用油套地面分注或笼统注水,不能实现井下细分注和套管保护注水.为提高油田注水开发效果,实现精细化注水,开展了同心智能测调一体化分注工艺研究与试验.采用同心可调配水器，无分注级数限制，可实现更为精细的多级多段分层注水。该技术集测试、调配、封隔器验封于一体,测调仪一次下井完成全井多层测调及验封,测试数据地面直读,准确可靠,测试精度高,测调效率高.该技术大幅度缩短了测调周期,提高了工作效率,实现了深斜井井下细分注的目标,为油田精细化注水提供了新的技术手段,具有良好的推广应用价值.
  • 摘要：枣35玄武岩油藏顶部埋藏深度平均为1578m,含油面积为3.3km2,石油地质储量为544×104t.其储层孔隙、裂缝发育,生产层位为沙三段,地面原油密度为0.9732g/cm3,地层原油黏度为5794.34mPa·s,为重质稠油油藏,该油藏从1996年1月投产后,初期弹性降压开采,平均单井日产油70t左右,从1997年单井产油量开始出现大幅度递减,注水开发后注入水快速锥进.针对该油藏的开发状况,通过室内筛选和分析研究,最终确定枣35玄武岩油藏深部调驱+蒸汽吞吐的开发模式,经过对军21-31等3口井深部调驱和军19-23等4口井蒸汽吞吐的现场实施,累计增油0.9203×104t,区块日产油从43t上升到61t,含水从89.35％降低到76.66％,从而说明了枣35断块深部调驱+蒸汽吞吐的开发模式的可行性,对类似油藏开发具有借鉴意义.
  • 摘要：针对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发过程中夹层发育制约蒸汽腔纵向扩展,导致油层纵向上动用程度低、油汽比低的问题,开展了SAGD与蒸汽驱联合开发机理研究及现场试验.实施后夹层上部油层温度由60℃提高至180℃以上,纵向上油层动用程度提高了35％以上,日产油提高了50t,油汽比由0.18提高到0.20.该研究可为夹层较发育的块状超稠油油藏进行方式转换提供一定的技术借鉴.
  • 摘要：总结了潍北凹陷孔三段火成岩油气藏以"精细油藏描述"和"贴身工程工艺设计"为核心的一体化滚动勘探开发技术.具体分析了"贴身工程工艺设计"中三段式井身结构设计、泡沫钻井液三开钻进、尾管+筛管完井技术、优化测井技术、优化投产作业技术、优化防蜡解堵技术。借助该技术孔三段火成岩结束了几十年只见显示和低产油流的历史,高效滚动开发了昌171和昌36等首批高产火成岩油藏,为火成岩油气藏高效勘探开发探索了道路。
  • 摘要：三叠系延长统长7发育湖相泥岩和浊积砂体及部分三角洲前缘沉积砂体,含油显示普遍,具有自生自储优势.采用细分小层和砂体展布特征分析、储层微观特征及影响因素分析、优选电测参数及平面特征分析、分小层预测油层厚度,进行了较为客观的描述.力图解决长7沉积复杂和预测油藏潜力中模糊的地质问题,为长7致密油藏开发试验和今后规模经济开发提供基础和依据.rn 长7沉积环境以深湖-浅湖相为主，导致重力流和三角洲前缘砂体沉积较为复杂，砂体内泥岩夹层发育，储层物性较差，细分小层分析砂体展布形态及成因机理，有助于找到叠加砂体厚带。储层孔隙类型单一，孔隙结构复杂，与物性的对比分析说明，常规物性较难适合描述油层的好差，必须同时考虑孔隙结构与较厚油层良好的匹配问题。砂岩孔喉大小和分布是影响储集性能的关键，要提高长7油层的储量动用程度，需要油层厚度和孔喉结构匹配良好以及合理的增产措施改造技术。
  • 摘要：风城油田重检3井区齐古组超稠油油藏是构造背景下的岩性油藏,该油藏存在较大能量的边水.齐古组油层黏土矿物含量高导致岩石阳离子交换增强以及胶结物中金属矿物导电,致使电测曲线响应不明显,油水层识别困难,油藏开发初期,高含水关井占总井数的10％,常规的解释图版无法满足识别低阻油层.通过侵入因子法和视自然电位差法制作的交会图版能有效识别出纯水层,通过试验取得较好效果,确定了潜力井段,通过优化注采参数提高了单井效果.重检3齐古组油藏油水界面复杂，不存在统一的压力系统;油井实施分类注汽，缩短油井排水期能有效地减缓热量损失，对提高单井轮累计油量有所帮助;油井实施分类控水，减缓边水上窜，对重检3齐古组油藏稳产意义重大。
  • 摘要：针对低渗透油田开发初期油井产量下降快的问题,开展控制抽油技术研究.首先分析了控制抽油的必要性,然后提出控制抽油关键是控制油井流动压力,并采用现场测试与理论计算方法相结合确定合理流压值,最后提出控制抽油具体措施.通过研究认为控制抽油技术对于低渗透油田建立起有效的驱替压力系统、稳定原油产量非常重要.为实现控制抽油生产目的，采取一系列配套措施。现场一是采用控制泵挂方法，在保证抽油泵正常生产沉没压力下，采用较浅泵挂，保证动液面高度，控制流动压力，从而控制采油速度;二是在满足排液需求条件下，尽可能选择小排量泵，不仅可以提高泵效，实现流压控制，而且配套杆组合及载荷下降，达到控制设备投资目的;三是抽油机配套二级减速电机，满足调低工作参数需求。通过举升设备及工作参数的合理设计，达到控制抽油生产目的。
  • 摘要：依据普通水平井注蒸汽井筒内参数预测模型,结合双油管质量流速耦合计算,推导出SAGD循环预热及生产过程中,不同管柱结构组合条件下注汽井筒内蒸汽流动的质量守恒、能量守恒及动量守恒方程,建立了双油管注汽井井筒沿程参数计算模型.利用该模型对某SAGD注汽井循环预热过程中井筒内沿程温度、压力等参数进行了计算,结果与现场监测结果吻合,证明了模型的准确性.利用该模型计算得出现有管柱结构下SAGD循环预热阶段最低注汽速度为60t/d,注汽井最大水平段长度为564m;针对现有管柱结构在SAGD生产过程中为两段式配汽,A点存在段通及点窜风险等缺点,对现有水平段内的长、短油管组合进行了优化,优化后的短油管下入水平段A点后150m、长油管下入水平段B点.数值模拟结果表明,采用优化后管柱结构组合,在SAGD生产阶段可实现三段式配汽,有效降低了A点段通及点窜风险.
  • 摘要：湖相碳酸盐岩在埕海油田具有岩性复杂、储集类型多样的特点.本项目通过研究建立了相应的岩性识别方法,结合不同储集类型在核磁共振测井资料上的响应特征形成了裂缝型、孔隙—裂缝型和孔隙型储层的识别技术,并开展流体性质评价研究,该技术在生产中取得了很好的应用效果.湖相碳酸盐岩岩性复杂，矿物成分多样。为了更好地将这几类岩性区分开，在对不同测井资料岩性敏感性分析的基础上，利用对岩性变化敏感的补偿声波、自然伽马曲线计算出岩性指数曲线，利用该曲线与补偿中子等进行交会来识别不同岩性。在综合测井、岩心化验资料的基础上，结合湖相碳酸盐岩不同储集类型在核磁共振测井资料上的响应特征，将其储层类型划分为裂缝型储层、孔隙一裂缝型储层和孔隙型储层3类。湖相碳酸盐岩储层流体性质识别采用补偿密度与深电阻率交会图法、电阻率差异法。
  • 摘要：吉林油区探明未动用储量超过3×108t,85％为低渗透资源,属于典型的致密油藏,现阶段常规压裂技术已无法满足致密油藏经济开发的需求.为提高储层改造程度、增加改造泄流面积、充分发挥单井产能、保证高效开发,压裂工作必须改变技术思路、创新技术理念,围绕体积改造开展技术攻关与创新,重点攻关直井多层缝网压裂技术与水平井多段多簇压裂技术,2011-2012年在超低渗透致密油藏规模应用压裂体积改造技术,通过井下微地震及地面电位法进行了人工裂缝监测评价,证明工艺上实现了体积改造,并取得了初步矿场应用效果.
  • 摘要：轮古油田已进入开发中后期,近年多口加密井因与旁边老井连通导致失利或低效.在加密井部署前,寻找无井控制缝洞单元进行部署,如何确定待钻井是否与边上老井的连通关系是核心.以轮古11井区为研究对象,在分析井间连通性的基础上,分析其控制连通性的主控因素,在连通性约束下进行储层与裂缝预测,再运用常规解析试井、生产动态、动态储量、单洞供液判断、数值试井等动态资料结合物探、地质等静态资料确定缝洞单元边界.最终共划分出81个缝洞单元,其中63个未动用,为提高在老区加密、侧钻或措施的成功率提供强有力的依据.
  • 摘要：塔里木盆地哈拉哈塘油田为典型的碳酸盐岩缝洞型油藏,具有超深、强非均质性、油水复杂的特点,因此效益勘探开发难度极大.借鉴塔北碳酸盐岩油藏重大开发试验平台,通过对哈7试验区油藏地质攻关,初步形成了以高分辨率地震资料的采集和深度偏移处理、多属性储层综合预测、缝洞量化雕刻与建模等为主的油藏精细描述技术系列.高分辨率地震资料适合碳酸盐岩缝洞型储层的精细描述，缝洞的精雕细刻和地质建模是精细开发的基础，该技术在试验区井位研究中发挥了重要作用,近两年储层钻遇率达到98％以上,钻井成功率超过90％,高效井比例在50％以上,具有很好的应用推广价值.
  • 摘要：针对九8区齐古组超稠油油藏开发中后期面临的油藏动用不均衡、井间富集大量剩余油难以有效动用、产量递减快、开发效果不理想等问题,综合运用油藏描述、三维相控建模和油藏数值模拟一体化研究技术,对油藏地质特征进行了二次评价,结合油藏动态监测资料,落实剩余油分布规律及潜力.并对该类油藏二次开发的开发方式、水平井可行性、井网井距选择、注采参数等进行研究和优化,探索了超稠油小井距蒸汽驱的可行性及汽驱开发参数的界限,初步形成了浅层超稠油油藏二次开发的总体思路及关键技术.研究成果在九8区齐古组超稠油油藏二次开发中取得了较理想的开发效果,对超稠油老区减缓产量递减、进一步提高采收率具有重要的现实意义.九8区齐古组超稠油油藏经过蒸汽吞吐，地层温度上升、地层压力下降后转蒸汽驱开发是可行的，是提高区块采收率、实现区块稳产的可靠途径。
  • 摘要：针对辽河油田杜84区块馆陶组油层在SAGD开发中存在的蒸汽超覆现象严重、蒸汽上升速度较快、顶水下泄情况越来越严重的问题,在对杜84区块超稠油地质研究和蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发效果评价基础上,优选适合杜84区块SAGP添加的非凝析气体的种类,研究设计并优化SAGP的有关注采工艺参数,给出了SAGP技术在试验区应用的开发指标预测结果,表明SAGP是提高杜84区块SAGD开发效果行之有效的手段.应用了数值模拟技术对加入N2辅助提高SAGD开发效果进行了研究。rn 研究结果表明，纯N2具有良好的隔热效果，有效地推迟了顶水下泄时间，同时N2是一种无腐蚀性的惰性气体，在现场应用中工艺上不存在防腐问题；在技术上还有生产指标上N2是最佳的辅助气体。气体注入方式采用段塞式注入，最佳段塞大小为3mon，最佳注入时机为实施SAGD后1年，氮气／蒸汽比为0.5。建议进行室内物理模拟实验研究工作，进一步搞清气体辅助SAGD的生产机理，为更深层次的研究提供基础。
  • 摘要：华北油田赵108断块是"九五"期间投入开发的一个较为整装的小断块油藏,储层物性好,油层连通率高.但该油藏是普通稠油油藏,油品性质一般,油水黏度比较高,注入水的黏性指进现象非常严重,导致注水开发后油藏产油量递减严重、含水上升速度快、层间矛盾突出、水驱效率低.由于含水上升速度对油藏注采比非常敏感,提高油藏注采比则会造成含水上升速度较快,使得油藏在恢复地层能量和控制含水上升速度两个问题上陷入两难的境地.rn 为了改善油藏开发效果,针对赵108断块稠油油藏特点及其注水开发特征确定了可动凝胶调驱与水驱替相结合，并采用周期性注入的开发方式。截至目前已进行了6个轮次可动凝胶调驱，累计注入可动凝胶38.1×104m3。断块开发效果得到明显改善，产量递减得到有效减缓，并逐步形成现阶段的一种主导开发技术。赵108断块开发效果表明，采取早期周期性可动凝胶调驱注水开发取得了较好的增油效果和经济效益，增强了油藏的稳产基础，并为冀中南部同类油藏探索出一条可持续发展的开发道路，具有积极的推广意义。
  • 摘要：本文以塘沽非常规油为研究对象,储层由泥质白云岩与白云质泥岩呈纹层交互构成,井震结合追踪其空间展布具有较大分布范围.通过沉积相、构造、储层及油藏等特征研究,提出注气保持能量开发油藏,后建储气库,采用"井工厂"模式开发.rn 塘沽非常规油藏主要为泥质白云岩与深灰色白云质泥岩呈纹层状，岩性以白云质泥岩为主，存在水敏现象，注水易引起勃土矿物发生物理化学反应造成储层伤害，不适合注水。注气开发较为适合，注人的气体在地层条件下很容易溶解在原油中，使原油勃度降低，有利于开采。若在地层条件下能实现混相或者半混相，则能大大减小毛细管力的不利影响，有利于提高驱油效率，这一点对孔隙孔道细小的低渗透油田十分有利。注气工艺方法较为简单，注气可以使油田的采收率大幅提高。目前认为注气开发较为可行，需要开展从方案设计到矿场实施配套技术研究。建设性建议是借助储气库建设，建立矿场注气开采，实现综合效益最大化。
  • 摘要：在引入储层物性断裂概念的同时,从储层段的岩心观察人手,对砂岩镜下铸体薄片和扫描电镜鉴定结果进行统计分析,总结了坪北长9油组储层微裂缝发育的主要特征.以盆地构造运动形成的应力场为线索开展机理分析,发现基底断裂及后期构造活动衍生的一系列剪切变形所产生的储层物性断裂具定向性且呈条带状展布,微裂缝的分布规律和发育程度与岩性、沉积微相带和岩层厚度密切相关,在天然微裂缝较为发育的低渗地区,经人工压裂形成的人工裂缝与天然裂缝交织在一起,对低渗透油藏开发影响较大.当实施注水开发时,应注意控制好相应的注水压力和岩石裂缝开启压力,采用菱形反九点井网和矩形井网开发裂缝较发育油藏时,应加大井距、减小排距,实施沿裂缝线状强化注水,微裂缝发育区的低渗透油气藏的开发效果将会得到有效的改善.
  • 摘要：石炭系储量越来越成为新的储量增长点,但有利储层识别难度和动用难度较大.通过石炭系地层期次划分、影响裂缝和溶蚀孔洞发育程度的主要因素分析,结合产能分布,指出了有利储层分布,评价了储集空间的有效性,确定了有效孔隙下限.综合物性、孔隙结构、裂缝强度、储能参数及弹性容量、试油产能,将火山岩储层分为3类,并预测出Ⅰ类储层分布规律,为储量评价及合理开发技术政策的制定提供了依据.石炭系火成岩地层是火山喷发和冲积扇沉积作用形成的地层建造，可以进行地层对比及岩相分布规律研究。rn 由于运载和成岩方式的不同，复杂火山岩油藏储集空间类型繁多，主要以次生储集空间为主。储集空间组合类型决定了储层类型分类，Ⅰ类为溶蚀孔洞一裂缝型;Ⅱ类为裂缝附近孔隙过渡型;Ⅲ类为裂缝型。西北缘石炭系油藏为火山岩潜山剥蚀型油藏，影响储集空间类型的主要因素是岩性和距剥蚀面距离。由于存在单一裂缝介质和双重孔隙一裂缝型两类储层，建议储量评价时应区别对待，两类储层划分标准应以可动孔隙度大于1%，即有效孔隙度大于2.5%作为基质出油底界。
  • 摘要：海拉尔盆地布达特群为基底变质岩潜山储层,岩石类型多样、成分复杂、基质致密,又因构造运动和应力等影响,储层裂缝发育.压裂改造施工压力高,早期发生砂堵比例高,施工难度大.通过对以往压裂砂堵原因分析及近井裂缝复杂性的认识,研究了储层天然裂缝的空间分布规律,建立了天然裂缝空间展布三维分形仿真模型,能够有效预测天然裂缝分布(预测有效率为80％)及分析对人工裂缝起裂与延伸的影响,明确了致密裂缝型储层人工裂缝延伸特征及规律,确定了压裂砂堵风险分析方法及现场施工工艺控制措施,施工成功率由73％提高到90％,效果显著.
  • 摘要：贝尔油田南一段储层属于中低孔特低渗透储层,岩石类型包括凝灰岩、沉凝灰岩、凝灰质砂岩和陆源碎屑岩,其中以沉凝灰岩和凝灰质砂岩为主.通过对投产的238口油井对比分析,常规水基压裂初期产量较低,产量递减较快,而应用乳化压裂的井初期产量最高,产量递减慢,说明乳化压裂液在贝尔油田适用性强.通过对贝尔油田凝灰质储层分布特征的认识,指导下步压裂液的选择.
  • 摘要：在实验研究基础上,根据边界层理论建立了三次梯度项特征的超低渗油藏非线性数学模型,并利用微分线性法建立了视渗透率模型,得到了渗透率与储层物性及压力梯度的关系.结果表明,在启动压力特征不明显的条件下,渗流模型具有三次连续函数形式,是对线性模型的修正,其物理意义明确,拟合精度高,便于工程应用;其渗透率随着压力梯度的增大而增大,表现出非线性特征.
  • 摘要：西峰油田白马南区为典型的特低渗油藏,其渗透率低、储层物性差、渗流阻力大、压力传导能力差.以描述低渗透油藏渗流规律的连续数学模型为基础,研究低渗透油藏注采井间压力及压力梯度的分布特征,分析驱替系统的影响因素,提出有效建立压力驱替系统的调整技术,对特低渗油藏合理开发具有重要的意义.特低渗透油藏中井间压力分布受到压裂缝、注采井距、渗透率、启动压力梯度、薪度等因素影响。白马南区储层物性差、微裂缝发育、井排距偏大等因素导致注采井间压力损失大，油井附近压力保持水平低，难以形成驱替压力系统。以降低渗流阻力和压力传导距离为目的的加密、转注、储层改造等方式，有助于储层驱替压力系统的建立。
  • 摘要：重点介绍了胜利油田在裸眼水平井多级分段压裂技术方面取得的一些进展和形成的配套技术,主要包括水平井井身轨迹优化技术、裂缝间距优化设计技术、裸眼封隔器压裂滑套完井管柱设计技术、水平井多级裂缝微地震监测技术.在此基础上,将上述技术集成配套,并在胜利油田樊154-P1井进行了试验,结合樊154-P1井压后排液及生产情况,研究了适合胜利油田特低渗油藏的多级压裂水平井生产试井及增产体积(SRV)分析技术.根据分析结果,对下一步水平井多级分段压裂缝长和缝间距的优化提出了建议.该技术的应用,极大地增加了特低渗透油藏的泄油体积,较大幅度地提高了特低渗透油藏的单井产能和生产有效期,提高了该类油藏的开发经济效益,为胜利油田此类油藏的开发找到了一条可行的经济开发技术路线,为胜利油田特低渗透油藏的高效开发奠定了基础.
  • 摘要：对于大多数石灰岩油藏,运用分形理论,考虑到具有双重分维(管径分维和迂曲分维)多孔介质中流体的流动,导出了计算渗流速度、渗透率及孔隙度的公式,建立了微可压缩流体的渗流方程,即双重分形的压力扩散方程,给出了线源条件的压力降落和压力恢复解.对于考虑井筒储存及表皮效应的实际井筒也求得了相应的解,并绘制出无限大地层样板曲线.表明对于研究的双重分形介质,用传统的压降半对数直线段试井分析、压力恢复的霍纳(Horn-er)法及Gringarten Bourdet图版曲线拟合法会带来很大误差,特别是迂曲分维较大的情形尤其如此.运用所建立的试井模型,对石灰岩油藏实测不稳定压力资料进行参数拟合分析,给出精确的储层有效渗透率、裂缝长度及分数维数.
  • 摘要：通过物性、岩心、薄片以及压汞资料分析,对比了不同低渗级别储层的物性特征,研究了岩石结构、粒度、砂岩级别和孔喉特征.对不同低渗级别储层的润湿性、敏感性、水驱特征和相渗特征等进行了研究.运用实验分析、油藏工程、油藏数值模拟和动态分析技术对比研究了不同低渗级别储层的物性特征和渗流规律,对超低渗油藏的开发,乃至致密油的开发具有一定的指导意义.rn 对比了不同低渗级别储层的物性和渗流特征，随着渗透率的降低，孔喉更加细小，粒度更细，面孔率更低。渗透率级别越低，渗流通道越窄。然而，较弱的敏感性和偏亲水特征，有利于采用注水开发。渗透率越低，排驱压力越高，注入压力要求越高。低渗透储层见水后，含水上升速度快，递减加快，因此延长低渗储层的中低含水期，是高效开发低渗油藏的关键。
  • 摘要：锡26块位于锡林好来构造环洼带,完钻井揭示本区环洼带腾格尔组上段沉积了一套湖相白云岩,储层岩性为泥质白云岩和白云质泥岩,油层在纵向上分布集中,含油边界由断层边界、岩性边界和油水边界组成.储集体在地震反射特征上表现为顶平底凹的强反射,明显异常于周边地层,剖面结构为顺向断阶,与地震反射异常体(湖相白云岩缝洞发育区)组合.对每口井进行储层精细标定,结果表明吸收系数反映缝洞储层的吻合率达到82％,可以用于储层预测.用弧长、均方根、波阻抗等多种方法预测,结果相似,桑合次洼白云岩缝洞在平面上呈条带状或蜂窝状分布,断裂带附近尤其发育.
  • 摘要：中东某地区X油田是20世纪70年代投产的一特大型油田,其主力油藏是白垩系Mishrif层位的MB21碳酸盐岩油藏.文章在对该碳酸盐岩油藏地质特征研究和油井生产动态分析的基础上,总结了该油藏的开发特征及其增产措施效果,同时也指出了开发生产中所面临的一系列问题,并提出了适用于该油藏下步大规模开发的技术对策.这些分析研究对该油藏的整体开发部署具有重要的指导意义.rn X油田MB21油藏一次开发效果总体较好，但存在压力下降明显、局部区域出水等特征;该油藏以孔隙为主，裂缝总体不发育，但油藏开发事实表明局部微裂缝对油井产能有一定的贡献，对油井含水上升规律也存在一定的影响;为整体部署开发X油田MB21油藏，建议取准取全油藏资料，深化地质油藏研究，优化注水时机，大力推广水平井，及早开辟试验区等。
  • 摘要：三塘湖油田牛东区块石炭系卡拉岗组火山岩油藏属于典型的多期次小规模喷发,呈现出岩性复杂、岩相变化快、储层非均质性强等特点,随着油藏开发的深入,层间、层内注水矛盾突出,火山岩注水见效低,开发难度大.经地质研究攻关认识到,火山岩相对火山岩储层分布起着重要的作用,因此刻画出有利的岩相带是解剖储层空间分布的关键.以"火山喷发模式"为指导,采用"井控、震控及火山相控"的方法,可以得到相对客观、符合实际的火山岩油藏地质模型.结合生产动态资料、成像测井及常规测井解释结果,最终实现了有利火山岩相带及有效储层空间分布的刻画.
  • 摘要：通过分析密度测井、声电成像及地层倾角和压裂曲线等资料,结合XMAC资料和岩心刻度测井研究了牛东火山岩储层的岩石力学特征、地应力大小和方位,用XMAC资料计算的地应力方位与由地层倾角得到的结果相一致,求取的压裂层段平均最小水平主应力值与水力压裂施工瞬时停泵时折算的压裂层段中点压力值基本吻合.
  • 摘要：以安塞三叠系王窑区长6特低渗透油藏提高采收率重大试验区为研究对象,从裂缝产生的机理研究人手,基于岩石破裂力学及应力场模拟恢复理论,建立了考虑人工裂缝的三维裂缝定量化模型,模拟研究表明该区人工裂缝主方位为NE51°～ NE70°,与该区水平最大主应力方向基本一致,局部出现北西—南东向裂缝,裂缝半长为60.1 ～ 127m,两翼长度差异较大,平均为80.1m,裂缝高度为10 ～ 17m,平均为8.9m,与井下微地震监测结果基本相符,剩余油呈条带状分布在裂缝侧向及井网不完善区域,与开发动态显示的结果相吻合,有效解决了特低渗透油藏以往数值模拟中对人工裂缝模拟采取等效处理方法造成模拟精度差、符合率低的问题,为特低渗透油田人工裂缝描述及剩余油研究提供了新的方法及途径.rn 裂缝三维定量描述方法考虑了构造应力、储层非均质性、人工裂缝等因素，有效弥补了数值模拟中等效处理所带来的缺陷，现场验证计算得到的人工裂缝分布状况及预测的剩余油平面分布与实际状况更接近，有效提高了模拟的精度，为低渗透油藏数值模拟过程中人工裂缝的描述提供了新的方法。新建立的精细地质模型中由于加载了人工裂缝模型，在模拟时对基质及裂缝系统采取了不同的网格步长，导致数值模拟计算中存在计算量大、周期长以及局部网格不收敛等问题，因此新的模拟、计算方法的研究是下一步攻关解决的重点。
  • 摘要：大港油田长芦、段六拨、小集等区块油藏埋深在2500 ～ 4000m,属高压、低孔、低渗油藏,泥质含量较高,由于油层中黏土矿物遇水膨胀、注水水质与油层不配伍,造成水化膨胀、孔喉堵塞,油层吸水能力下降,注水压力不断上升,直至注不进,影响油田注水开发效果.为解决低渗油田注水压力高、地层注不进及分层注水问题,2008年开展了低渗油田注水工艺配套技术研究,以防止油层水敏和黏土膨胀为研究目标,进行了注入水与油层配伍性研究试验,注水方式采用段塞防膨注水的新方法,运用注入水和防膨剂的交替循环注入,降低油层黏土膨胀系数,提高注入水与油层的配伍性;注水工艺上以有效注水、精细注水为研究目标,研究了高压注水工艺管柱和智能测调分注工艺,实现了高压套保注水和智能调配注水.通过现场42口井的试验表明,研究的注水配套技术实现了低渗油田注水井注的进,对应油井采的出的目标,取得了低渗油田高压注水技术的新突破,获得了良好的经济效益和社会效益,为低渗油田高效注水开发提供了一条新途径.
  • 摘要：大庆深层火山岩气井埋藏深、温度高、致密,试井中井筒内存在较大的温度变化.井越深、气产量越高,井筒内的温度变化越显著.而气体的特性参数受温度的影响很大,压力资料受到影响,造成试井曲线异常.这就是气井试井分析中的热效应影响.常用的试井分析方法,没有考虑井筒温度变化这一影响因素,不能对这种试井曲线进行正确分析,容易选择错误的模型,解释结果合理性也受到影响.通过渗流力学和热力学相关理论,建立考虑井筒热效应影响气井试井渗流模型,并通过数值求解得到新型理论图版,分析热效应对气井试井曲线影响规律。实际气井试井分析验证,该方法解释参数更加准确地反映了储层物性,有助于对储层做出正确认识和评价。
  • 摘要：扶余油田稠油油藏注汽开发过程中，油层纵向吸汽比例大小主要受油层渗透率、油层纵向位置、注汽质量及注汽工艺等综合因素影响。其中，油层渗透率、油层纵向位置及注汽工艺是影响油层吸汽能力的主要因素。经过多年的热采试验,热采技术已成为油田二次开发重要技术措施:扶余油田从2006年实施蒸汽吞吐以来,已累计吞吐井687井次,累计注汽76.96×104m3,累计增油187132t,油汽比为0.24,成为扶余油田稳产提供技术支撑.通过近年大量的高温四参数测试资料,深刻了解扶余油田各区块热采井油层纵向吸汽状况:扶余油田热采井油层总体纵向吸汽程度状况较差.根据对扶余油田热采井吸汽规律及特点的认识,通过现场优化施工参数及完善工艺设计,进一步提高注汽效果,挖掘潜力层,达到最大发挥单层产能的作用,为油田下步热采技术提供了技术方向.
  • 摘要：近年来渤海海域发现了越来越多的稠油储量,对部分难以动用稠油储量的开发探索和研究具有十分重要的现实意义.针对渤海湾X油田明化镇组重质稠油油藏,采用来自于油田现场的岩心和原油,设计了室内物理模拟实验方法和实验流程,分别研究了热水驱、蒸汽驱、天然气驱在岩心中驱油效果,对比了不同注入介质在岩心中的驱油效率大小,并分析了影响驱油效率的主要因素.实验研究结果为X油田的开发方式选择和开发方案编制等都提供了重要的决策依据.rn 对于X油田明化镇组重质稠油油藏的室内驱油效率实验研究具有如下规律: 注25090蒸汽的驱油效率最高，注250℃热水的驱油效率次之，而注SO℃热水的驱油效率最低;天然气驱的驱油效率大于注150℃和50℃热水的驱油效率，而小于注250℃热水的驱油效率;注入介质都为热水时，注入温度越高，原油赫度越低，驱油效率越大;相同注入介质和注入条件下，渗透率越高，驱油效率越大。
  • 摘要：本项目研究从油藏地质体入手,以单井、单层油藏地质研究为基础,在区域构造、储层参数、动用状况、采出程度、吞吐规律研究的基础上,运用数字化处理、数值模拟、统计学等技术,揭示了影响薄互层油藏火烧开发因素.研究结果表明:火线燃烧方向受多因素影响,火TE345;在火驱前期,完善井网利于火场形成,采取配套吞吐、反向火驱技术和注采参数调整可有效控制平面火线燃烧方向,应用注水调剖、分层注气等工艺技术,可改善纵向燃烧差异.
  • 摘要：评价了分子膜体系的吸附特性及对储层水相相对渗透率和润湿性变化特征的影响,验证了分子膜体系具有增加储层渗透率的特性,并进行了现场应用.结果表明,分子膜可改变储层润湿性,增加水相渗透率35％～40％,平均降低注水压力6.4MPa,平均单井增注38m3/d,有效期达到一年以上,能够有效改善超低渗储层注水开发效果.
  • 摘要：华北油田泽70断块是一个中孔中渗复杂断块普通稠油油藏,具有构造复杂、埋藏较深、储层非均质性强的特点.它的开发建设和调整治理具有复杂断块稠油油藏特点,但做法极富自己的特色.其曲折而艰辛的滚动开发过程,低投入的常规水驱开发技术对策,稠油冷采技术的全面应用为油藏的全面动用和高效开发提供了保障.该油藏含油面积2.1 km2,探明石油地质储量517×104t,1998年12月泽70断块采用200m井距的不规则三角形面积井网,常规注水开发,应用以螺杆泵技术为主的稠油冷采工艺,全面投入开发.针对常规水驱注入水突进严重,层间矛盾突出,水驱效果差的状况,制定了常规水驱、温和注水、逐步提液、周期可动凝胶调驱及细分开发层系的开发方式.自1999年以来连续稳产13年,到2011年底采出程度达10.27％.预计最终采收率40％,比开发初期提高24个百分点.
  • 摘要：草古1潜山与广气2潜山同为储集空间发育分布复杂并受构造、岩性等控制的溶洞—裂缝型碳酸盐岩潜山超—特超稠油藏.草古1潜山于1997年采用井间距350m、排距250m直井交错井网开发,广气2潜山采用水平井井网开发,两种开发方式表现出明显的生产效果差异.通过对两种开发方式的井网方式、生产参数优化、采液强度与单井产能对比、底水锥迸与含水上升率分析、储量控制与采收率等多项指标进行对比分析,从提高采收率角度提出适应于潜山稠油油藏的油藏工程方案设计与开发技术政策.rn 如草古1潜山这样的高角度裂缝十分发育的特稠油油藏，采用水平井加热采为主的开采方式是适合的，实践证明是比较成功的。因此对于特稠油、超稠油碳酸盐岩潜山油藏，宜采用以水平井为主的开采方式，同时建议初期利用蒸汽吞吐的方式降低开井时的启动压差，使其能正常开井。高角度裂缝十分发育的碳酸盐岩的底水十分活跃的油藏，油流在储层内的阻力大。开采实践证实，蒸汽吞吐开采方式适应性是比较差的，因此需要对注汽速度、注汽强度、工艺配套方面提出更高的要求。潜山油藏提高采收率的影响因素首先是开发方式的影响，其次在开发过程中的采液强度优化、配套堵水工艺技术优化也是直接因素。加强对水淹后的剩余油认识。由于高角度裂缝加稠油，应进一步落实构造与剩余油的关系，在此基础上进行调整，进一步提高采收率。
  • 摘要：风城油田重检3井区侏罗系齐古组油层因低电阻率特性致使油水层识别困难,以探井取心及试油资料为基础确立典型油水层;从试验区的生产动态数据出发,对误射水层和高产油层进行了识别.结合低阻油层的成因机制,对比分析了油水层的测井响应特征,确立了该区低阻超稠油层的测井识别标识.在此基础上,通过生产井油水层连井剖面对比与成藏地质条件分析,归纳和总结了油水分布规律.rn 以低阻成因机制为基础，可以降低油层识别的盲目性；而采用寻找典型油水层进行对比分析的方法，则能在区别油水层测井响应特征的同时，提高低阻油层测井识别的准确性。对低阻油层的识别，应摆脱油水层导电性能差异的传统测井解释思维，充分挖掘流体其他物理性质差异在测井上的响应信息。如重检3井区的低阻油层，即可以自然电位相对表现为中低幅度负异常并且密度值小于2.25g/cm3为识别标识。重检3井区油水过渡带位于G2砂层组下部，油水分布同时受构造特征与砂体发育程度两方面控制。东北部油水界面较高，而南部油水界面较低；平面上，油层主要分布在东部地区，西部及中部偏东地区、中部北端则普遍为水层。

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