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第五届全国特种油气藏技术研讨会

第五届全国特种油气藏技术研讨会

  • 召开年：2012
  • 召开地：南宁
  • 出版时间： 2012-07

主办单位：中国石油学会

会议文集：第五届全国特种油气藏技术研讨会论文集

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  • 摘要：新民油田民36区块为岩性断块油藏,具有典型的低孔、低渗、低丰度和非均质强的储层特点,且已进入中含水开发期,油井普遍见水、含水上升速度加快、递减加大、控水稳油难度大.利用各种先进油藏监测方法揭示该区的水驱运动规律,同时简述裂缝对水驱规律的影响,并开展不同渗透率条件下不同砂组的合理压力系统研究,以及层内水洗特征分析.指出，中含水开发阶段含水上升速度快，剪裂缝及人工裂缝是目前制约水驱的主要因素。不同渗透率储层合理压力界限不同。不同地层压力水平开发条件下，合理压力恢复速度不同。研究成果对该区及同类区块的开发思路和开发方案的制订具有一定的指导和借鉴作用.
  • 摘要：欢616块莲花油层是典型的巨厚底水稠油油藏,采用蒸汽吞吐方式开发.由于底水锥进,油井迅速水淹,为改善区块开发效果,提高采收率,在该块进行了水淹规律分析和剩余油分布研究.通过实施人工隔板大剂量化学堵水、侧钻大修、水平井等技术,形成了1套巨厚底水油藏开发后期剩余油挖潜技术,通过各类措施井及水平井的实施效果验证,该方法对巨厚底水稠油油藏及同类油藏的挖潜具有较好的指导和借鉴意义.精细油藏描述及剩余油储量的精细复算是水淹区剩余油挖潜的前提和基础，精确分析剩余油的分布区域并适时制订合适的挖潜方法。人工隔板设计中，挤注夹层的位置应该在保证注入蒸汽储层动用程度和加热效果的前提下，尽量远离底水层，以起到更好地抑制底水锥进的作用。水平井技术是动用巨厚底水水淹稠油油藏的有效手段，根据投产水平井的生产情况，对水平井的参数进行调整，以实现区块稳产。
  • 摘要：分别应用半渗透隔板法毛管压力-电阻率联测和离心法测量了几种典型低渗透油气藏储层的饱和度指数n,对比分析了饱和度指数测量结果的差异性和机制,结合储层测井评价考察了方法的适应性.在实验考察的范围内,发现对于1×10-3μm2以上的低渗透岩心,2种方法均适用;当渗透率介于0.1×10-3～1×10-3μm2时,由于毛管压力与电阻率不平衡、存在"蒸发"的影响,离心法的适用性变差;对于排驱压力极高的超低渗岩心(小于0.1×10-31上m2),由于隔板的突破压力有限,隔板法也很难完成饱和度指数n的有效测量.
  • 摘要：杜813南块原油黏度高,50℃时地面脱气原油黏度为55047mPa·s.目前采用电热杆加热降黏,随着开发时间的延长,该降黏方式的局限性已不能满足现场生产需要,需探索1种新的降黏方式,提高油井的热能利用率,延长油井生产周期.借鉴普通稠油油藏掺油的成功经验,结合杜813南块兴隆台油藏兴Ⅱ油层组的特点,摸索出1整套适合超稠油降黏的新思路,即按照单井采出程度将区块油井分类,根据超稠油井不同吞吐周期的不同生产特点，制订出科学合理的油井生产制度和掺油参数，是油井生产的保障。下一步将继续细化油井生产制度，优化掺油参数，做到一井一策，保证油井高效、稳定生产，特别对于出砂井、易卡井等特殊井，量身定做油井掺油制度，实施重点管理。
  • 摘要：在碳酸盐岩形成过程中,胶结作用与沉积作用几乎同时进行,难以形成类似碎屑岩的"欠压实现象",因此碳酸盐岩地层异常地层压力的形成有别于碎屑岩地层.结合川东北地区实际资料,利用盆地模拟方法预测了单井孔隙流体压力在纵向上的变化,探讨了碳酸盐岩地层超压形成的影响因素.结果表明:构造作用、成岩作用和石油裂解生烃作用为川东北地区超压形成的主要机制,膏岩盐对于超压的封存具有重要作用。
  • 摘要：裂缝型油气藏的产量占目前全世界石油天然气总产量的50%以上，是21世纪油气增储上产的重要领域之一。变质岩潜山非均质性强,裂缝分布规律缺少有效的预测手段,是制约潜山勘探的主要因素之一.依靠单一的属性技术已不能解决精确预测潜山裂缝的目的。联合应用叠前属性、叠后属性、瞬时属性等多种属性,通过非线性神经网络计算,找出主控因素,最终达到精确预测裂缝的目的.通过对10次随机模型进行平均生成沈628块及安1块三维裂缝密度分布模型和裂缝分布概率模型，经统计裂缝密度分布为60-80条/m，均值为72条/m。在断层附近裂缝较发育也说明构造应力产生的机械破碎力对本区的裂缝的成因及展布起着重要的作用。从潜山顶面到潜山内幕，裂缝纵向发育规律较稳定，在大的断裂周围裂缝比较发育，整体没有形成明显的纵向差异。
  • 摘要：以孔南地区小集油田为例,阐述滚动勘探开发一体化在老油区应用的思路和方法.通过前期产能落实、地震数据采集处理、构造精细解释、成藏规律再认识,对小集油田孔一下段进行了整体的滚动开发一体化部署,使滚动增储和新区产能建设得到了有机的融合,在9个潜力目标区块实施了滚动井位11口,新增石油地质储量1674×10^4t,部署产能井位80口,建产能25.44×10^4t,对同类油藏具有一定的推广和应用意义.对开发介入时间的把握，应该在第1批滚动井位确定之后，较早的介入可以使滚动更有方向性，少走弯路。新区开发方案的研究和滚动井位的实施同步，必要时可以用产能井代替滚动井进行评价，新区的开发方案要和滚动井的实施实时进行调整，要做到边落实储量边开发。
  • 摘要：通过实验研究发现鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油气储层具有较强应力敏感性,岩石的应力敏感性和渗透率恢复程度与储层物性特征、岩石刚性组分和柔性组分含量关系密切相关,应力敏感性与岩石的孔渗呈负相关;与刚性组分成负相关;与柔性组分成正相关;伤害程度与渗透率恢复程度具有较好的对应关系,因此,在特低渗储层开发生产中应通过储层精细评价,划定应力敏感性强的工区,加强同步或超前注水,合理控制生产压差,减小应力敏感带来的伤害.
  • 摘要：风城油田位于新疆准噶尔盆地西北缘北端，已落实稠油资源为4.2×108t。采用常规技术开发难度大，采出程度低，需采用SAGD开发方式。SAGD对数据准确性要求很高,地质监测资料录取的齐、全、准是试验跟踪调控的依据,也是保证开发试验效果和成功的关键.针对目前数据方面存在着井口产液计量不精确、含水化验波动大、蒸汽计量准确度差、井口温压数据误差大,井底温压监测仪器失效等一系列问题,需进行产量标定、蒸汽计量标定、及含水化验方法的优化,来夯实数据基础,提高数据质量.
  • 摘要：断裂是含油气盆地中非常重要的构造类型，其形成与演化不仅控制着盆地的构造和演化，而且还控制着圈闭的形成与发展。在总结前人关于断裂及封闭性研究的基础上,认为断裂为具有复杂内部结构的三维地质体,应该把断裂当作1个"带"来研究其封闭性能.断裂带内部结构主要包括滑动破碎带和诱导裂缝带,通过对不同结构单元内部特征进行分析,得出影响不同结构单元内封闭性的因素及评价方法具有差异性.影响滑动破碎带内封闭性的主要因素为:两侧岩石滑动过程中充填进入其内部的泥岩含量大小以及流体运移过程中发生的成岩胶结作用;影响诱导裂缝带内封闭性能大小的主控因素为断面主应力引起的压实作用及充填作用.
  • 摘要：以系统观察岩心和详细描述岩心为基础,综合测井和录井等资料,对准噶尔盆地腹部主要含油层系夏盐—达巴松凸起三工河组J1s21段的沉积特征、相标志、沉积微相划分及平面相进行了研究.研究表明:在三工河组沉积过程中,研究区经历了曲流河三角洲前缘及滨浅湖沉积的交替演化过程;曲流河三角洲前缘发育水下分流河道、水下支流间湾及河口坝沉积微相,具备形成岩性圈闭的地质条件;滨浅湖沉积微相主要由滨浅湖泥构成;曲流河三角洲前缘的水下分流河道是有利的储集砂体.
  • 摘要：通过对测井资料、岩心资料的分析,对曙光油田杜48块的沉积特征、储层岩性特征、孔隙特征、填隙物类型、黏土矿物特征、储层非均质性及影响因素进行研究,认为沉积作用是影响储层性质的地质基础,埋藏成岩作用的机械压实、化学压实和溶蚀作用均是影响研究区储层物性的重要因素.
  • 摘要：欧31块属低渗透油藏,目前正处于递减阶段.经过13a开发,暴露出的主要矛盾和问题是:吸水能力低,注水压力高；下层系水淹严重,上层系注采对应关系差.2011年进行了以多氢酸解堵为主的增注工艺措施和完善注采对应关系为主的地质措施的综合治理.治理后,断块产油量上升,注水量上升,综合含水下降,递减减缓,地层压力稳中有升,取得了良好的开发效果.
  • 摘要：对目前主要油页岩原位热采开发技术原理及缺点进行系统分析,通过对比研究,认为埃克森美孚水平井水力压裂电加热技术具有技术推广性,能取得较好的开发效果.埃克森美孚工艺技术特点是能有效提高热利用率、增加热波及系数、改善并保护储层渗透性、改善油品性质、突破油藏开发深度限制,能更好地节约钻井成本、采油成本、炼油成本并获得额外工业副产品——碳酸钠.该技术改进后能提高油藏的采收率和最终采出程度,具有广阔的应用前景.
  • 摘要：碳酸盐岩油藏储层表现出埋藏深、地层温度高、产层厚度大、储层非均质严重、自然投产率低等特点,在勘探和开发中需要采取一些有效的改造措施,才能达到工业产能.为了提高增产效果,提出了活性水携砂与变黏酸复合改造工艺技术,实现大型复合改造的目的.以塔河油田TK10井为例,系统分析了变黏酸酸液体系性能机理,深入剖析优化设计情况及评价了最终的改造效果.该技术对类似油田的增产改造具有重要的借鉴意义.TK10井大型储层改造试验的成功实施，表明大规模、高泵压、高排量的活性水携砂与变黏酸复合改造作业方式，对于缝洞型碳酸盐岩油藏能够起到较好的重复改造作用。
  • 摘要：针对特超稠油油藏热采过程中,随蒸汽吞吐轮次的增加生产效果变差的难题,开展了空气催化氧化机理研究,包括催化剂、助剂优选,温度实验、反应时间实验,并优选出施工方案.通过室内实验证明:利用催化剂和空气的注入,在高温高压下能够发生催化氧化、裂化反应,使原油轻质化降黏和改善原油的表面活性,降低油水界面张力,具有较为明显的降黏效果.通过草4-8-X313井现场试验表明，空气催化氧化采油技术具有较明显的增油效果，含水降低明显。说明在高温高压下随着催化氧化反应的进行，注入空气中的氧被反应消耗，并部分产生CO2，形成CO2和N2混合物，改善了注汽剖面，使未动用层得到有效动用。
  • 摘要：随着油田进入二、三次开采，更多油田的开发特征趋向于底水类型油藏，给油井生产带来严重的产水问题，采油量严重下降。通过调研与分析,总结了国内外底水稠油油藏稳油控水技术措施,并首次系统确立了工作制度与方式调整、井身结构与井网调整、储层改造和降低水油流度比这4大类底水稠油油藏稳油控水技术方法。对每一种稳油控水技术研究分析了其技术特点、矿场应用效果及其对于不同油藏类型及含水时期的适用性。最后,提出了底水稠油油藏稳油控水技术的发展趋势,为国内外同类型底水稠油油藏稳油控水技术及控水时机的选择提供非常重要的指导意义.
  • 摘要：文章采用铸体薄片、扫描电镜、压汞等多种技术手段,对苏里格气田苏xx区块的盒8段、山1段砂岩储层的微观孔隙结构进行了深入的分析和研究.结果表明:苏里格气田苏xx区块山1段、盒8段储层为低孔、低渗储层,且非均质性很强;储层孔隙类型主要为岩屑溶孔和晶间孔;根据储层物性和孔隙结构参数将苏xx区块储层分为4种类型,但研究区以Ⅱ类储层和Ⅲ类储层为主;沉积作用和成岩作用是苏xx区块砂岩低孔、低渗的主要控制因素.
  • 摘要：断裂作为潍北凹陷主要的构造形态，不仅控制了盆地的原始沉积、后期的剥蚀改造等，同时也是油气成藏的重要控制因素。运用断层活动速率方法,结合典型的地质剖面,对潍北凹陷主要的控盆控带断裂的活动性进行了分析。研究结果显示:古城—潍河口断裂的活动强度较鄌郚—葛沟断裂和昌邑—大店断裂的大,并且断裂的活动具有明显的时空差异性,控制着盆地的沉积和沉降中心;柳疃断裂和柳南断裂的活动性规律相似,Ek3时期最强,之后又经历过1次峰值,而西利渔北断裂活动较晚,活动性也较弱.断裂活动性的研究对潍北凹陷油气成藏的研究有重要意义.
  • 摘要：陆相断陷盆地低位序潜山油气藏埋藏深、成藏条件好、勘探程度低,成为今后勘探的主要方向之一。但早期地震资料深层信噪比低、能量弱,单一利用地震资料难以准确识别潜山构造.以济阳坳陷沾车地区为例,采用高精度重力垂直二阶导数局部异常图与地震剖面、实际钻井资料对比分析,认为古潜山、砂砾岩体、火成岩和古生界盖层厚度变化等是引起局部重力异常的主要地质因素.结合区域地质、地震资料和钻井资料,落实了局部重力异常低位序潜山带,提高了古潜山解释的可靠性,在实际钻探中取得了良好的效果.在地震资料品质较差或者缺乏地震资料的地区，利用高精度重力资料是寻找低位序古潜山油气藏的一种有效手段，即使在高勘探程度地区，高精度重力资料和地震资料结合也是寻找低位序潜山的有效方法。针对不同的潜山目标，应采取不同的重力处理和解释方法，但重力资料的应用受到一定的限制，如重力资料不能精确反映古潜山的埋深，在没有探井的情况下，确定重力异常代表的地质意义具有一定的难度，还需要不断探索和完善。
  • 摘要：特低渗薄互层油藏采用直井开发存在注采井距小、难动用等问题,而水平井多级压裂注采系统可同时解决平面及纵向波及效率问题,为开发此类油藏提供了1种有效手段.对此类油藏开发井型井距、水平井长度及人工裂缝参数进行优化研究.研究表明:多级压裂水平井注采系统可很好的解决特低渗薄互层油藏注采井距小的难题,从而达到较好开发此类油藏的目的;水平井长度、多级压裂裂缝条数、半长及分布均影响单井产量和油藏开发效果,通过模拟计算得出了各参数最佳值,为此类油藏的开发工作提供了参考依据.
  • 摘要：曙光油田以稠油开发为主,其中薄互层油藏储量占68.4％,主力油层可采储量采出程度达到85％以上,在不转换开发方式的情况下,进一步挖潜难度很大.为稳定油藏的产量规模,杜66块首先实施火驱采油技术现场试验.该研究针对火驱各阶段的开发矛盾,运用蒸汽吞吐引效和逆向火驱等技术,调整平面火线燃烧方向;应用注水调剖、分层注气等工艺技术,改善纵向燃烧差异,取得了较好的效果,阶段采收率提高14.2％.
  • 摘要：在中国几乎所有中、新生界含油气盆地中均分布有不同规模的冲积扇体，它是l类重要的油气储集体，占中国碎屑岩储集层的6%。电法资料用于库车坳陷库车组冲积扇研究中,弥补了野外露头、测井和地震等传统识别和研究方法的不足.通过野外露头观察,结合测井解释成果,对测得的岩石电阻率值进行校正,确定该地区不同岩性的电阻率大小,使电法资料更加准确地反映库车坳陷冲积扇岩性的变化,然后将校正后的电法剖面与相对应的地震剖面叠合,建立地层格架,最终在底层格架内对库车组冲积扇进行精细的识别和研究.
  • 摘要：针对辽河油田稠油水平井受油藏特点、层间渗透率差异、油水黏度比以及蒸汽指进等因素的影响,导致水平井含水上升过快,油井水淹,直接制约水平井生产效果的矛盾,结合辽河油田稠油水平井筛管完井特点,研制开发了水平井化学分段堵水工艺技术.该技术根据水平段出水井段分布情况,设计了脚尖、脚跟堵水2种堵水工艺方案,同时开发了双激发无机堵水剂、触变性液体桥塞等新材料,通过工艺设计、材料组合实现水平井化学分段堵水.该技术在辽河油田现场试验9井次,施工成功率100％,取得了显著的降水增油效果.
  • 摘要：针对超稠油的开发,从完井、油层保护、注汽参数优化、举升等工艺进行完善,形成了超稠油分支水平井开发配套模式.通过在埕南91-支平1井上应用,取得了良好的效果.实践表明:分支水平井可有效增大渗流面积,减少油流阻力;采用生物酶完井液保护油层,后期实施冲洗工艺可有效解除全井段泥饼堵塞,打开油流通道;运用插管密闭注采一体化管柱和电热杆举升工艺,配套应用HDCS强化热采技术,实现了超稠油的高效开发,为今后深层超稠油油藏的开发探索出1套经济可行办法.
  • 摘要：松辽盆地南部长岭气田登娄库组致密砂岩气藏具有埋藏深、岩性致密、物性差、地应力高的储层特征,无自然产能.前期开发实践证明,应用水平井开发和常规的直井压裂开发难以实现稳产.阐述了该区优选长水平段、小井眼水平井裸眼封隔器完井滑套分段压裂工艺,优化水平井完井及压裂设计,应用大规模穿层压裂技术,在压裂测试技术指导下和深井大型压裂施工安全、地面工艺得到保障的情况下,成功进行了致密气藏水平多段大规模压裂施工.为实现长岭气田登娄库组致密砂岩气藏的高效经济开发提供了技术保障.
  • 摘要：从油藏地质体入手,以油藏单井、单层地质体为研究单元,在区域构造、储层参数、动用状况、采出程度、蒸汽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,揭示了影响薄互层稠油油藏火驱开发的因素.研究表明:火驱效果与井网井距、储层物性、地下亏空、蒸汽吞吐阶段汽窜通道、注气速度及采液量有关.杜66块地质条件、井网及构造位置适合火驱试验要求。蒸汽吞吐后期，地层温度高于70-80℃的油藏可自燃点火，提高空气注入速度和温度，点火并附近含油饱和度大于30%即可维持燃烧。蒸汽吞吐阶段形成有效通道，利于后期火驱受效;注气速度最终影响开发期限;储层物性影响火驱效果;排液量增加到一定值后，增产幅度不明显。
  • 摘要：吉林油田作为典型的低渗透油藏,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、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年在超低渗透致密油藏规模应用压裂体积改造技术,取得了初步矿场应用效果.对于纵向上有多个储层的致密油藏，采取“直井多层+缝网”体积改造技术能有效提高单井产能，可扩大试验规模。对于薄层和纵向上跨度不大(缝高范围)薄互层致密油藏，采取“水平井多段+多簇”大规模改造方式能够增加改造体积，提高泄油面积和单井控制储量，能有效发挥单井产能。直井“多层缝网”和水平井“多段多簇”只是“体积”压裂手段之一。要抓住改造程度最大化这一核心，寻求更多提高特低渗透油藏产能的方法。
  • 摘要：低渗透油田滚动开发总是逐步优选有利部位优先部井,因此,随着开发的深入,油藏品味不断变差,油层的生产能力不断减弱,举升参数需要针对不同时期油藏条件进行优化设计,以提高不同时期生产能力及整个油田采收率.总结大情字井滚动开发的实践,提出不同时期的泵挂、泵径等举升参数的优化设计方法,低渗透油田滚动开发过程中，需要根据不同时期油藏条件的变化及开发特点的变化优化举升参数。对于溶解气能量充足的油藏，开发中需要充分利用其能量，逐步放大压差生产，控制递减。泵径设计需要根据不同排液目标参数的需求分阶段设计，保证泵效长期处于合理的区间。泵挂设计需要考虑不同时期开发的需求，设计合理的流压，以最大程度地发挥单井产能。
  • 摘要：牛居油田目前处于高含水、高采出程度的"双高"阶段,水淹严重,采出程度高,层间矛盾严重,剩余油分布零散.针对牛居油田现状,利用多参数分层测试技术,有效落实纵向地层压力及剩余油分布规律,实施措施挖潜,取得较好的增油增气效果.该项技术能够提供每组地层的多个地质参数，实现真正意义上的动态分层测试，为油藏的动态分析、开发调整提供真实、可靠的地质数据。该项技术能够在测试管柱一次下井的情况下测试多个地层，节约了堵水作业投资和时间，在复杂断块油藏的剩余油挖潜方面具有很好的应用前景，可以推广。
  • 摘要：针对龙11块地层横向变化大、地层对比难度大、完钻井断点不易识别、断层组合难度大、构造认识与油田开发动态相矛盾、剩余油分布认识不清等问题,开展复杂断块油藏基础地质研究,重新选择该区地层对比标志层,建立对比原则,结合三维地震资料进行断层组合,绘制构造图,根据新认识构造及剩余油分布规律,采用部署调整井及深部调驱等手段进行二次开发，取得了较好效果.针对集中分布的剩余油采取侧钻井挖潜。优选4个剩余油集中分布区域，利用周围报废井实施侧钻挖潜，共部署侧钻井4口。针对分散分布的剩余油采取调剖、调驱等挖潜措施。优选8个注采井组进行深部调驱试验，使调驱区域日产油由试验前的32t/d上升至试验后的54t/d。
  • 摘要：研究了庄海8Ng底水油藏大位移水平段井的梯级筛管防砂控水技术和分层开采工艺技术先导试验及应用情况.通过数值模拟分析方法模拟不同井型不同工作制度下的开发效果,确定了采取水平井分段小压差开采的新工艺,油井见水时间明显延长,累计产油增加.该项工艺的成功实施，为开采底水非均质油藏提供了宝贵的经验，对同类油藏开发具有一定的借鉴意义。
  • 摘要：对辽河油田水平井举升技术进行了一系列研究与完善,技术应用规模正在逐步扩大.其中重点研究和应用水平井气举技术和水平井有杆泵举升技术,针对辽河油田的实际情况,研究与试验了水平井替泥浆、气举一次管柱技术,水平井替泥浆、气举、转抽一体化技术,水平井有杆泵举升设计，柔性金属泵举升技术,水平井防偏磨技术.水平井气举和水平井有杆泵举升技术2010年共实施210井次,累计增油26348.5t,创经济效益1.2353×108元.
  • 摘要：辽河油田自2009年8月1日起开始执行辽宁省地方性污水排放标准《辽宁省污水综合排放标准》,此次标准中直接排放的最高允许浓度为50mg/L,辽河油田现有污水处理厂CODcr排放值均超过100mg/L.针对新标准,结合国内外采油污水达标外排技术总体趋势,分析现有控制技术及其存在问题,提出提高掺加生活污水提高可生化性和人工芦苇湿地的联合应用技术.室内实验研究表明，生活污水同气浮污水按1:2体积比混合时，气浮污水可生化性提高至0.3以上，达到利用生化处理的临界点。自由表面流人工芦苇湿地处理系统对特征污染指标CODcr具有较高的去除率，对芦苇的材质无明显影响，既无二次污染又可获得可观的经济效益。采用提高污水可生化性和人工芦苇湿地的联合应用技术，对COD具有较高的去除率，可实现采油污水达标外排，该技术具有很好的推广价值。
  • 摘要：齐40块构造位置位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡南部，原油类型为稠油。齐40区块经过近20a的蒸汽驱开采,区块生产过程中出现了汽窜、油井高含水、驱油效率低等现象，有必要对油藏进行重新描述。于2009年在试验区开始进行热水先导性试验,为了评价试验效果,进行了示踪剂监测,进一步了解注采井间的连通情况、平面水流方向和速度、油层非均质性等,为下步工作制度调整提供依据.检测结果表明：注入井齐40-9-新26、齐40-9-新027、齐40-8-新27井与对应生产井连通性好。示踪监测资料与静态资料相结合研究认为，该区域注入水流向东部。试验区3个井组东北部均存在高渗通道，导致注入水沿高渗通道突破，水驱效果差。井间示踪剂监测技术作为1种科学的监测方法为油田开发后期重新认识油藏及措施调整提供了可靠依据，具有广阔的发展前景。
  • 摘要：准噶尔盆地重32井区齐古组油藏为浅层超稠油油藏,投产后当年发生地表汽窜,目前地表汽窜影响区域较多,对油井产量影响较大,大量地质储量无法动用.通过运用井间电位监测技术,查清地表汽窜通道,采用高温封堵技术从地下封堵汽窜节点井,从根源上治理地表汽窜.目前已完成4个地表汽窜区域治理,措施成功率为100％.恢复油井89口,日增油为217.7t/d,恢复储量动用86.95×104t.
  • 摘要：南图尔盖盆地基岩潜山圈闭的油源、运移和盖层等成藏条件较好,但潜山岩性复杂,盆地北部和东南部基岩以碳酸盐岩为主,其他大部分地区为不同变质程度、不同岩性的变质岩,储层预测较困难.在石油地质综合研究的基础上，针对南图尔盖盆地基岩潜山岩性变化快、储层非均质性强的难点，充分利用各种地质、地震、测井等方面，探索了复杂潜山储层的预测方法和技术。南图尔盖盆地凹陷之间的隆起区发育变质岩潜山圈闭，油源、运移和盖层等成藏条件较好，但储层物性的好坏是影响单井产能的关键因素。储层测井综合评价在变质岩储层综合评价流程中起着至关重要的作用，是地震储层预测的基础，需要认真总结研究区潜山变质岩裂缝性储层的评价标准，为地震储层预测打下扎实的基础。对于变质岩潜山储层物性变化快、储层非均质性强的地区，单用某项地震储层预测技术进行变质岩储层预测效果往往不理想，需要综合利用反演、相干分析、子体相干、多子波地震分析等技术进行变质岩储层预测，相互验证、综合应用才能取得较好的评价效果。对于复杂变质岩裂缝型储层的预测和评价难度很大，还需要进一步地探索其他方法和技术，以取得更理想的勘探效果。
  • 摘要：辫状河储层是1种重要的沉积储层。结合前人研究结果和区域地质背景,利用单井相和测井相分析临盘油田大芦家区馆三段沉积特征,结果表明该区发育冲积扇-辫状河沉积,可以细分为河道充填、心滩、漫滩、道间滩地和泛滥平原5种沉积微相;以馆三7砂层组为例,物源来自西北方向.砂体在平面上具有宽条带状分布、高宽/厚比的特征,自西向东减薄直至尖灭.单砂体内部结构复杂，存在各种类型的间歇面，以成岩作用形成的钙质夹层界面为主，极少见泥质和物性夹层。随着辫状河的发育演化,心滩微相的规模和数量均减少,而漫滩和道间滩地沉积增多,后期呈大面积连片分布.
  • 摘要：通过细化分层,结合油层厚度、平面展布及稳定性,在杜84块北部兴Ⅲ2组开展单砂体油层试验,部署1口水平井——杜84-兴H3080井.根据单砂体发育范围,并充分考虑周边直井动用程度优化水平井轨迹,把轨迹设计在油层最厚的剩余油富集区.加强随钻跟踪,油层钻遇率高,投产后取得较好效果,达到了井间挖潜的目的,为同类油层部署开发提供了依据.
  • 摘要：延长油田属于低孔特低渗油气田,储层物性差,地层水矿化度高,采收率低,一次采收率平均仅11％左右,注水开发二次采收率为19％～25％,仍有80％左右的原油滞留在地层中无法靠弹性能量开采.通过溶解性、界面张力、耐盐性、抗钙镁、驱油实验和经济效益评价等一系列性能测试,评选出了适合延长油田的、可大幅度提高驱油效率的驱油剂配方,明确了各种优势驱油剂适用的地层条件.生物表面活性驱油剂具有界面张力较低、较好的抗盐和抗钙镁性能，具有较好的注入性能和较好的驱油效率，适用于低渗特低透油藏提高采收率应用。生物表面活性驱油剂能有效改变储层岩石润湿性，降低注水压力，提高水驱波及效率，提高水驱后的采收率15%左右。生物表面活性剂经现场试验见到了良好的增油效果，对同类低渗透油田的提高采收率技术研究应用具有借鉴作用。
  • 摘要：辽河油田兴古7块为古潜山裂缝性稀油油藏，根据兴古7块的油藏特点,研制了气举排液诱喷管柱,介绍了该管柱的技术参数以及结构设计，并利用气举排液诱喷技术实现了该区块的快速投产.截至2011年10月利用气举排液诱喷技术现场施工51井次,探井投产2井次,施工成功率为100％,平均单井日产油高达61.1t/d.利用气举诱喷开采技术大大降低了该区块开发的实施成本，取得了较好的开发效果，投产效果明显。气举诱喷开采技术利用天然能量高效开发水平井，突破了巨厚潜山开发难题，为更深层的巨厚潜山油藏持续勘探奠定了基础，为油田高效开发生产提供了有力的技术支持。
  • 摘要：为提高八面河油田面138区薄层超稠油油藏的动用程度,应用STARS数值模拟软件,对单个水平井进行了参数优化设计.研究结果表明:通过对八面河油田面138区薄层稠油油藏不同厚度薄层(1-2m,2-4m)稠油水平井的长度、纵向位置、平面位置进行数值模拟研究，优选出最佳的单井设计方式为水平段长270m，水平井位于油藏下部，距离边水100m。优选出的方案实际投产取得了良好的增产效果，说明方案可行，为油田的调整挖潜提供了理论和实际支持，也为同类薄层稠油油藏水平井的单井设计提供一定指导。
  • 摘要：随着中海油开发力度的加大,越来越多的优质储量已被动用,未开发储量中的低渗难采储量比例逐渐增加.低渗透油田虽然地质条件差、开发难度大,但随着中国经济的快速发展,石油产品的需求不断增加,低渗透油田的丰富石油储量越来越受到关注.分析海上低渗透油田的油藏地质特征和开发生产特点,调研国内低渗透油田的开发模式、经验、对策,提出具有海上特色的低渗透油田开发策略.海上油田开发投资大、成本高，开发时需储量分级、优化开发顺序，差中找优，先开发优质储量，主要动用渗透率大于10×10^-3μm2的储层和5×10^-3-10×10^-3μm2的储层，而渗透率小于5×10^-3μm2时的储层在目前条件下暂不考虑动用，力争在难动用储量开发前减少部分开发投资。结合海上油田开发特点，提出海上低渗透油田开发应从“少井多控”、“强化注采”及“高效压裂”方面考虑，应用目前相对成熟的长水平井、多底井和多枝导流井，逐步推进整体压裂技术，优化注水时机，创新应用“经济技术可行”的新井型和新井网。海上低渗透油田面临的主要挑战是经济性，其工程投资、钻完井投资巨大，为降低海上油田开发成本，应通过区域开发规划，充分依托现有设施，以好带差，分步开发，降低开发投资。
  • 摘要：济阳坳陷位于渤海湾盆地的西南部，走滑特征很明显。走滑作用对渤海湾盆地新生代构造变形、盆地形成和油气的运移聚集都起着非常重要的控制作用。针对济阳坳陷走滑构造发育的特点,通过大量地震及岩性资料统计分析发现:济阳坳陷内部不同走滑构造带发育的走滑构造样式不同,而且走滑构造样式发育的规模和层位也存在明显的差异性.这种差异性的形成与济阳坳陷的构造特征有关,新生代时期整个济阳坳陷受控于郯庐断裂带的右旋走滑活动,而埕宁隆起和鲁西隆起在走滑活动中起到了挡板作用,使得济阳坳陷内部走滑特征东部最明显,南部次之,北部最差.
  • 摘要：以NB油田实际油藏为例,针对白垩系储层分流河道发育的特征,在测井研究的基础上,通过地震剖面识别及地震多属性的综合分析。NB油田白垩系的沉积环境主要为浅海沉积、三角洲平原及前缘相沉积，河道砂体发育，是白垩系主要的储集体，河道储层岩性主要为细-粗粒岩屑砂岩，物性好，为中孔高渗储层。河道具有平面上相互交错、纵向上多期发育的特征;砂体在岩心上具有多种反映牵引流特征的沉积构造;在测井相上具有箱形、平滑钟形和微齿钟形等特征，这些特征是地震相地质解释的基础。NB油田白垩系河道砂体在地震剖面上表现为“下凹上凸”的丘状、点状、透镜状等反射形态，同相轴延伸短，两端有明显中断点及下拉现象等，这些特征的认识为该区河道砂体的直接识别提供了简捷的方法。NB油田白垩系河道砂体在地震属性上表现为反射振幅强、能量强、频率低及阻抗低等特征，相干体和振幅类属性对河道敏感，这些特征的认识为该区河道砂体的精细刻画提供了依据。
  • 摘要：吐哈盆地煤层特征、变质程度及其含气性与美国波德河亚烟煤盆地非常相似,通过对盆地煤层发育特征、煤层气含量与成分、煤层的等温吸附特征、煤储集层特征等煤层气成藏地质特征的研究及综合评价,证实吐哈盆地煤层气资源潜力巨大,具有很高的勘探开发价值.对优选出的最有利勘探区沙尔湖洼陷煤层气成藏地质特征研究及排采先导试验结果表明,沙尔湖地区煤层气资源量为1880×108m3,煤层最大单层厚度为135m,含气量为1.72m3/t,资源丰度为1.41×108m3/km2,商业性开采前景看好.
  • 摘要：春晖油田哈山地区侏罗系下统八道湾组，储层厚度大,岩性、物性纵向上差异较大.为更好地评价该区块特超稠油油藏不同岩性的产能,设计了阶梯状水平井分段开采储层上部含砾细砂岩和中、下部砾岩层.通过评价不同岩性的产能,为后续大规模开发春晖油田,确定开发方式、井网井距、完井方式、采油工艺等,进行技术探讨和工艺储备.
  • 摘要：曙光油田是一个以热采稠油为主的老油田,经过近30a的开发,大部分区块处于开发后期,由于一次开发多为蒸汽吞吐开发,目前地层能量均处于较低水平,而受益于水平井开发技术的不断成熟,水平井在这类油藏调整挖潜中的应用前景越来越广,曙光油田也大力开展了稠油油藏水平井二次开发的探索,并针对各种类型油藏的自身特点及一次开发后期的诸多矛盾,对水平井开发可能存在的风险进行了全面研究,以此指导水平井地质设计,降低实施风险.水平井钻井揭露地层单一，对于多层和厚层状油藏来说，必须进行分层系规划才能达到整体动用、高效开发的目的。通过对水平井布井方式、等靶前钻井轨迹、水平段钻井轨迹进行优化，提高了产量，取得良好的效果。
  • 摘要：以层序地层学、沉积学为理论基础,运用高分辨率层序地层学理论和技术方法,详细研究了地质、钻井和地震资料,并结合邻近的露头剖面等多种资料,对塔里木盆地塔河油田下白垩统进行层序地层学研究。对研究区白垩系地层进行了划分与对比，研究区内白垩系仅发育下白垩统，自上而下主要为巴什基奇克组、巴西盖组、舒善河组和亚格列木组。上库姆格列木群呈平行不整合接触，下与下侏罗统呈平行不整合接触。对研究区白垩系层序界面类型、特征及层序叠加样式进行了分析，以AD6井为例将下白垩统划分为3个超长期、6个长期和16个中期旋回，并探讨了各级层序特征;其中早白垩世最大湖泛面位于舒善河沉积时期。
  • 摘要：金湖凹陷西斜坡作为苏北盆地东台坳陷西部的1个次级构造单元,构造运动控制斜坡的形成、发展和演化,控制着沉积物的充填过程和充填样式,同时还控制着斜坡内各种沉积体系的发育和空间展布.应用厚度分析法对金湖凹陷西斜坡阜宁期断层活动强度进行了研究,并通过对研究区取心井的岩心观察、描述,结合录井、测井及地震资料,分析了阜宁组的沉积相类型、特征及时空演化.在对断层活动强度、沉积相研究的基础上,结合区域构造背景,分析构造对沉积的控制作用.研究认为:金湖凹陷西斜坡阜宁期断层活动由早到晚逐渐增强,断裂活动对沉积起到明显的控制作用,主要表现为物源方向、构造转换带、古斜坡地貌综合决定砂体的入湖位置,断层活动对沉积相类型的控制以及断层组合样式对石油储集体分布的控制.
  • 摘要：关于巨厚潜山裂缝性油藏的开发,目前国内外尚无可借鉴的开采方式.针对辽河油田兴古7块油藏开采能量下降快、直井动用程度低等问题,运用数值模拟技术进行了巨厚潜山油藏开采方式的探索与研究,创新采用交错叠置水平井部署、直井水平井底部组合注水、水淹井逐层上返转注水和顶部注气的开采方式,取得了显著的开发效果,为该区块及类似厚、巨厚潜山油藏的合理高效开发起到较好的借鉴作用.
  • 摘要：潜山油藏油气成藏条件优越,已探明石油地质储量为1.27×108t,在兴马潜山带共布署各类井131口.由于潜山油藏埋藏深,温度压力高,井场周边环境复杂,实施钻井困难很大;油藏构造复杂,岩性多样,随钻地质跟踪难度大;超深井段在完井及固井方面提出更高技术要求;油藏特点显著,无开发先例,对开发管理研究提出挑战.如何实现131口井的投产是当前面临的难题.以油藏地质研究为基础,在分析现场实施过程中各个重要环节风险因素的基础上,结合地震解释,研制适合潜山油藏现场实施的应用技术.应用组合钻机瘦身技术，既降低钻井投资，又能有效解决深井钻井施工难的问题;引进轨迹设计及计算分析系统，优化水平井轨迹，在钻井施工中有效避免干扰潜山上覆地层油气水井及潜山裸眼井的生产;研制完井液“段塞”技术提高电法测井效果;引进遇油(水)膨胀封隔器技术有效解决长井段深井固井问题;研制的新工具破解了开发生产中的问题;转变投产方式提高油井投产速度，节约作业费用;通过油藏开发规律研究，合理工作制度调整，确保油藏长期稳产。水平井矿场实施技术是一项系统工程，涉及地面、油藏及上覆地层开发井、地层压力及钻井等众多环节。只要把握各环节技术关键点，全方位提高矿场实施水平，就能够取得显著效果，获得更大经济效益。
  • 摘要：龙湾筒凹陷是在海西褶皱基底上发育起来的以中生界沉积为主的断陷湖盆，以钻井剖面、测井曲线分析、岩心观察为基础,对龙湾筒凹陷三维区下白垩统沉积体系进行全面研究,明确了龙湾筒凹陷发育湖泊、扇三角洲、滑塌浊积扇沉积体系.确定了不同层位扇三角洲、滑塌浊积扇发育范围,并对九下段火山岩相有了初步认识.扇三角洲前缘、滑塌浊积扇砂体及溢流相、爆发相火山岩为有利的储集相带.沉积相的识别，对储层预测和油气勘探的范围提供依据，为进一步勘探开发指明方向。
  • 摘要：饶阳凹陷是属于渤海湾盆地冀中坳陷中的1个次级构造单元，通过岩心和测井资料分析,系统的研究了饶阳凹陷馆陶组的沉积特征.研究表明:馆陶组主要发育辫状河和曲流河2种沉积相类型,不同时期、不同相带的沉积特征表现各异,从馆陶组沉积早期到晚期,研究区沉积相类型逐渐由辫状河演变为曲流河.结合沉积相研究得出,馆三段储集层与馆二段盖层在饶阳凹陷东部断阶带形成了1套有利储盖组合,结合油气成藏的主控因素,认为饶阳凹陷东部断阶带是有利的油气分布区.
  • 摘要：综合利用薄片、压汞、物性等分析化验资料,对十屋油田营城组储层特征及控制因素进行了研究.结果表明:研究区储层属低孔特低渗储层,沉积相、成岩作用和构造作用控制了储层物性。梨树断陷十屋油田营城组碎屑岩储层岩石类型主要为长石砂岩、岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩，经历的主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。十屋油田营城组储层储集空间主要为原生孔隙和次生孔隙，孔隙类型主要为细孔微细喉型，储层平均孔隙度为8.9%，平均渗透率为3.8×10-3μm2，属低孔特低渗储层。
  • 摘要：微破裂四维向量扫描技术可以应用于生产监测,在压裂结束后进入到排采生产阶段,对该区域井组进行24h或更长时间的生产监测,通过对地下单元能量的传输,根据处理后的数据可以得到压裂裂缝闭合或有效支撑情况、井组有效产区域的位置、地层水与井组的沟通方式、该井组是否存在天然裂缝等,工作人员通过调整生产参数即可实现最优化的生产方式.该技术的运用必将使压裂评估工作更加科学，推动压裂技术在油气田开发及油藏管理领域的技术变革。
  • 摘要：在综合评价浊流相低渗透储层质量和形态各项参数的基础上,利用非均质综合指数来定量表征储层非均质特征,介绍了非均质综合指数的原理及求取方法.应用该方法综合表征了渤南油田五区浊流相低渗透储层非均质性,结果表明:综合指数介于0.5～0.7之间的区域与数值模拟剩余油富集区吻合较好,取得了良好的应用效果,为剩余油富集区预测提供了1种方便、有效的方法.
  • 摘要：针对井控程度较低的J12-18块兴隆台薄层稠油油藏,充分利用完钻井动、静态资料和三维地震资料,通过合成记录制作及对主力产层所处目的层段的精细层位标定,对目的层段地震反射波形进行识别,参照井旁地震道反射波形特征,将该区目的层段地震反射波形分为2大类4小类,利用聚类分析技术,对非井旁地震道目的层段反射波形进行识别归类,从而完成地震反射波形平面分布的追踪刻画,指导开发井位的规划部署,为区块的评价与高效开发奠定了基础.
  • 摘要：随着曙光油田杜84兴隆台区块超稠油开发的不断深入,部分油井蒸汽吞吐周期及采出程度的不断增高,低产井逐年增多,严重影响区块开发效果;另外由于井下技术状况差等原因,造成选配注、调剖等增产措施无法实施.为此,如何提高低产井产量成为目前急需解决的主要问题.重点对低产井的生产历史以及汽窜历史进行了细致的分析,从中寻找增油潜力点.从窜源井开始注汽，有针对性的选取相邻注汽井干扰低产井,实现低产井受窜增油.从低产井受窜增油的现场应用效果来看，该技术的增油效果十分明显，因此，利用汽窜特征和规律，对低产井进行主动受窜增油的方法是科学可行的，而且不会影响窜源井的整体生产效果。
  • 摘要：利用OPC(OLE for Process Control)技术标准、数据存取、数据交换技术及其在工业以太网中的应用模式,给出了辽河油田SAGD项目部2号注汽站OPC数据存取服务器设计与实现的方法,利用服务器组态软件进行整体生产流程的监控.给全面实现数字化SAGD生产带来了方便,使生产相关人员随时随地都能掌握生产情况,对正确决策提供了依据.
  • 摘要：大洼油田作为兴隆台采油厂第2大油田,动用石油地质储量为2202×104t,占全厂的10％;年产油为10.43×104t/a,占全厂的8.8％,占全厂老区产量的23.8％,在老区产量稳定方面发挥着至关重要的作用.该油田是典型的复杂断块油田,平面上具有断块含油面积小、储量小、形态各异的特点,纵向上具有含油层系多、含油幅度大、油层发育分散等特点.近几年,大洼油田产量持续下降,自然递减率达到32％.为了减缓产量递减,提高采油速度,利用现有完钻井资料与地震资料相结合,储层反演等新技术,重新落实了该区构造、沉积、储层及油水分布等特征,挖掘油田的剩余油量.在精细油藏描述基础上,综合调整油田生产工作,减缓产量递减,控制含水上升速度,提高采油速度和开井率,改善油田开发效果,为老区稳产提供了坚实保障.实施注采结构综合调整，挖潜滞留区剩余油，明显改善了大洼油田的注水开发效果，是油藏高含水开发后期改善注水开发效果的有效方法之一。实施注采结构调整成功与否，取决于对油藏水淹规律、剩余油分布规律的正确认识、油藏良好的地质条件和较高的压力水平。
  • 摘要：针对研究区测井系列不统一、储层平面变化快、非均质性强等问题,在测井资料标准化处理的基础上,对含油层系沙二段进行储层物性测井二次解释.通过标准井车古201井"岩心刻度测井"方法,建立岩心孔隙度与声波时差、密度、补偿中子和泥质含量等曲线或参数的拟合关系,结果表明与声波时差呈线性关系,相关性最好.进一步建立孔隙度与渗透率二次解释模型,为储层的精细描述和油藏数值模拟研究提供有利的参考依据.测井资料标准化是资料预处理的关键，是获得高质量二次解释成果的基础，为研究储层非均质性和综合评价提供了准确的参数模型。
  • 摘要：热采产出流体为稠油油藏开发效果分析、开发方式调整与转换提供重要的依据,通过研究建立了适合辽河油田稠油热采方式产出流体的监测技术,应用结果表明:该系列监测技术在各种复杂条件下,能够准确监测产出稠油、污水的物理化学性质以及及时有效地监测到危险气体,客观真实地反映产出流体的特征,是认识稠油油田开发规律并指导开发实践的基础,同时为火驱技术攻关、稠油产出水深度处理等重大科技攻关项目提供了直接证据.
  • 摘要：页岩气藏的开采过程中伴随着吸附气解吸和流体低速非达西渗流.为了更好地认识页岩气藏的井底压力响应特征,根据页岩气渗流机理、吸附气解吸特征和渗流理论,建立了双孔介质页岩气藏数学模型,应用有限差分法,得到了相应数值模型,编制了计算程序,模拟了井底压力响应.分析了吸附气、启动压力梯度和窜流系数对气井井底压力变化的影响.结果表明;启动压力梯度使压力导数曲线径向流后期出现上翘;吸附气解吸作用使基质系统中的综合压缩系数增大，对气井井底压力分析和产能预测非常重要。
  • 摘要：DPF区块位于辽河东部凹陷中南段，由于采集区块地质构造的影响,三维观测系统的实际面元属性与设计模板对应的面元属性存在较大差异，直接影响深层目的层三维地震的采集效果，制约后期偏移成像的效果。基于三维地质模型,在保持相同覆盖次数的前提下,分析不同观测系统深层目的层的DMO脉冲响应、三维射线照明强度和叠前时间偏移脉冲响应属性,优选三维观测方案,确保设计的观测系统有利于深层地层的成像,为针对深层目标的三维采集方案的设计提供了新的分析手段.根据采集区块的构造特点，在保持相同覆盖次数的条件下，对比不同观测系统对深层目的层照明强度的相对强弱，能够对实际采集区块的三维观测系统进行优选。通过针对目的层的照明强度分析，能够早期评估某种确定的三维观测系统在采集区块不同部位的采集效果，为地震采集工程实施前制定针对性的技术措施提供指导与依据。通过针对深层地层的DMO脉冲响应分析、叠前时间偏移脉冲响应分析，能够直观地评价不同观测系统自身对绕射能量归位能力的强弱，优选具有较强偏移噪音压制能力的三维观测系统，更利于提高采集区块地震剖面的成像精度。
  • 摘要：在研究分析石油地震勘探各个环节的基础上,优选盆地内欢喜岭和外围地区龙湾筒的三维资料展开研究.从采集、处理高精度成像的角度,重点对地震采集技术及质量控制技术、叠前数据体净化技术、偏移成像技术的理论和方法进行了研究.提高了地震勘探野外采集的质量,逐步形成了地震资料采集、处理高精度成像技术一体化思路,为精细地震资料勘探提供了技术保障.
  • 摘要：三叠纪末,受印支运动影响,鄂尔多斯盆地抬升,遭受风化及河流侵蚀等地质作用,形成了沟谷纵横、残丘广布的古地貌景观,在此基础上经早期沉积充填逐渐发育起侏罗纪延安组富县期和延10期的河流相沉积.通过对研究区前侏罗纪古地貌的恢复,并进一步对古地貌单元进行划分.认为研究区内古地貌总体处于甘陕古河的河谷部位,延安组延10砂体受前侏罗纪古地貌的影响,沉积物搬运方式和沉积环境不同,在地层厚度、岩性特征及沉积相序等方面出现差异,古河道成为油气运移的主要通道,古地貌斜坡带成为油气聚集的主要地区,研究前侏罗纪古地貌特征,对下一步的油气勘探开发有重要意义.
  • 摘要：渤中S油田是渤海地区典型的窄河道型稠油油田.经过多年的注水开发,该油田含水逐渐升高,剩余油分布趋于复杂.本文通过对储层细分流动单元研究,将研究区储层划分为A、B、C三类不同的流动单元,并结合沉积微相分析绘制出不同层段的流动单元分布图.结果表明:主力小层主要以A类优质流动单元为主,而次主力小层则发育有大量B类、C类流动单元.根据油田开发生产动态资料和数值模拟结果,分析了不同流动单元的水淹特征,研究了流动单元与剩余油分布的关系,总结出剩余油分布规律,并指明了下一步挖潜的方向.本文的研究为窄河道型稠油油田注水开发调整提供了重要依据.
  • 摘要：地震沉积学是以现代地震勘探技术为手段，以沉积学思想为指导，在地震地层预测技术、沉积学、层序地层学等多学科基础上发展起来的一门交叉边缘学科。运用传统地球物理学方法对地震沉积学研究方法相位转换、地层切片等问题进行探讨,发现相位转换后的地震剖面与地质剖面并非完全一一对应,在一套参考的等时地震同相轴之间内插的地层切片所对应的地震数据体界面,也并不一定是等时地质沉积界面,为了建立更准确的地震剖面与地质信息的对应关系,阐述了相位转换以及地层切片的适用范围以及存在的问题,指出在厚度较大,起伏变化较小,断裂系统较不发育的地层较为适用,对于指导隐蔽油气藏薄互层勘探过程中等时地质界面的刻画具有十分重要的意义.
  • 摘要：新疆油田九6区齐古组特稠油油藏汽窜干扰现象频繁、水淹水窜严重、注入蒸汽波及范围受限,蒸汽热利用效率低,油藏平面、纵向动用不均加剧,油藏开发效益逐渐变差.为提高蒸汽驱效果,采取分类分治的原则对不同类型井组实施不同的注汽方式,取得较好的效果,形成蒸汽驱中后期开采配套技术,对提高浅层特稠油蒸汽驱开发效果具有重要意义.蒸汽驱井组存在物性差异，导致蒸汽驱井组的见效程度不一致。通过对蒸汽驱井组的精细划分和分类管理，能有效建立注采井之间的驱替关系，达到提高油藏采收率的目的。蒸汽驱中后期汽窜、水窜的增加，导致油藏含水逐步上升。利用整体高温封堵调剖和大规模平行主河道的间注方式相结合，扩大蒸汽在平面上的波及程度。
  • 摘要：克拉玛依油田六东区克下组Ⅲ类砾岩油藏1998年进行规模注水后,以100m×140m井距转注蒸汽热采开发,随着热采时间延长,套管损坏问题逐渐凸显,井点损失严重,油藏开发形势日趋严峻.为提高油藏整体开发效果,通过油藏地质研究和加密调整井开发效果分析,重新对检查井开发效果进行评价,进一步开展剩余油分布规律再认识,重新论证了利用水平井进行加密调整的可行性,进一步分区优化加密开发井网,对于不同的潜力分区进行了对比调整部署研究,有针对性的实施油藏二次开发调整,采用水平井与周围直井组合蒸汽吞吐的生产方式，达到提高油藏最终采收率的目的.
  • 摘要：曙光油田随着超稠油产能建设的持续部署实施,新的产能接替资源日趋匮乏,老区由于开发时间长,总体采出程度较高,迫切需要提高储量动用程度来改善开发效果.中厚层状油藏杜210块为难动用储量,目前已进入开发后期,总体采出程度为24.65％,边部区域采出程度仅为5.95％.针对这一状况,综合利用地震精细解释、储层评价等多种技术手段,通过对边部区域地质特征的再认识,提出直井水平井组合式开发方案,并针对区域储层及原油物性较差、井控程度低、油藏变化快、出砂严重、注汽质量差等问题采取了优化措施,油藏储量动用程度得到提高,开发效果进一步改善.
  • 摘要：针对曙一区超稠油油藏蒸汽吞吐井出水较为严重的问题,对油藏油水分布规律、钻完井方式、开发方式进行研究.结果表明:油藏油水关系复杂、隔夹层发育较差、钻完井方式及生产工艺技术不完善是导致油藏出水井多的重要因素.针对油藏特点,采取防、治结合的办法开展了高抗挤毁强度套管技术、提高固井质量、增加避射厚度、机械堵水、挤灰堵水等配套技术研究,现场应用后取得了较好的效果.
  • 摘要：克拉玛依油田六、九区稠油油藏具有埋藏浅、储层物性及原油性质变化大的特点,开发初期效果较好,采油速度高,但稳产期短.根据生产动态分析,针对油藏热采进入中后期地层亏空大、油层动用不均、原油黏度高、含水上升快、汽窜出砂频繁等问题,运用加密调整、氮气辅助蒸汽吞吐、高温封堵调剖、蒸汽混相驱油、化学采油、化学防砂等综合治理技术,通过在现场的实际应用,提高了蒸汽波及效率和油藏采收率.该研究对该类油藏措施方案的优选、注采单元的整体治理及经济有效开发具有重要的指导意义.
  • 摘要：通过岩心精细观察、岩电对应关系和检查井的岩心剩余油分析,对葡北油田葡Ⅰ油组储层夹层类型、分布特征、沉积模式及对剩余油的影响进行了研究.研究结果表明:研究区主要发育了泥质夹层、钙质夹层和物性夹层3种类型.在平面上,夹层集中在河流弯道或分岔位置.叠加河道砂体的中心线到两侧表现出冲刷界面—物性夹层—泥质夹层的规律性分布.夹层的发育使得剩余油相对富集,其中泥质夹层物性差,分布相对较广,对剩余油分布影响最大;物性夹层和钙质夹层对剩余油影响相对较小.
  • 摘要：以裂缝的微观成因机理为基础,建立了裂缝参数计算的数学模型,利用有限元分析方法对库车坳陷克拉A气田巴什基奇克组的储层裂缝进行了预测,并从储层裂缝的角度对有利勘探方向进行分析.研究结果表明:克拉A气田储层裂缝在背斜构造顶部较发育,裂缝密度、孔隙度和渗透率均显示高值.同时,该部位易于形成油气圈闭,对气藏的形成十分有利,因此,背斜构造顶部具有很大的开发潜力,是今后勘探开发的重点方向.
  • 摘要：黄沙坨油田是国内外具有重要研究意义和代表性的火山岩油藏,由于边部储层非均质性强、物性较差,6个难采储量井区采出程度仅为1.38％.利用地震资料重新落实局部构造，用裂缝建模技术开展地质体储层精细研究，利用数值模拟方法，开展剩余油分布研究，对小24井区难采储量进行评价。根据国内外裂缝性油藏水平井开发经验，总结出适合水平井开发的静、动态参数筛选标准，并与小24井区各参数进行对比。对比结果表明，小24井区符合水平井部署条件，在此基础上对水平井进行优化部署。
  • 摘要：本文以胜利油田滨南采油厂的稠油开采为研究对象，合成了1种油溶性的新型稠油低温水热裂解催化剂，通过稠油水热催化裂解静态模拟实验评价催化剂裂解性能,研究单因素条件对水热催化裂解反应的影响规律,最终确定出催化剂作用下水热裂解的最佳反应条件。反应温度为200℃,反应时间为24h,催化剂浓度为0.3％,加水量为30％,pH值为7,供氢剂浓度为3％。制备的新型低温稠油水热催化裂解剂能够有效裂解改质稠油，最佳反应条件下可使滨南稠油降黏率达到85.3%，降黏效果较好.
  • 摘要：风城油田重检3井区齐古组超稠油油藏在蒸汽吞吐开采中，因存在较大能量的边水,且其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,常规的解释图版无法满足识别低阻油层的要求.应用侵入因子法识别重检3齐古组油水层效果较好，通过该方法对低阻油层进行了重新解释，判定了一些潜力油层。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，对提高单井周期产油量有帮助。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：运用三维地震资料精细解释、构造分析、沉积体系分析、储层特征分析等方法对辽河断陷茨榆坨中段油气成藏地质条件进行研究认为,该区受基底和后期断裂活动控制,基底整体构造形态为西高东低、北高南低、区域东倾的地垒,在斜坡的构造背景下,具备发育岩性油气藏的良好条件.在三维地震资料的分析研究及对含油气储层进行标定的基础上,进行了储层反演,确定含油气砂体的分布范围.在此基础上,进行了滚动勘探部署,使该区的滚动勘探取得了突破.
  • 摘要：为满足鄂尔多斯盆地白豹油田白102区块油藏的开发要求,需对该区块进行全面系统的储集性能特征研究.以延长组长3段油藏为研究目的层,从储层物性特征、孔隙结构特征2大方面,对该区块油藏孔隙度、渗透率、岩石孔隙类型及特征等储集性能进行了定量表征评价.该评价为白102区块下一步剩余油分布及其运动规律的研究奠定了一定基础.长3段储层孔隙度平均值为9.8%-13.0%，渗透率平均值在0.5×10^-3-5.8×10^-3μm2左右，长33段储层渗透率比长32段储层高。根据石油行业通用物性划分标准确定，该区主要为低孔特低渗储层。长3储层层内非均质性强，主要表现在纵向上渗透率的变化;层间非均质性较严重，总体来讲长33砂体比长32发育；平面上储层物性主要受沉积微相控制，相对高孔高渗一般位于砂体比较发育地带。
  • 摘要：利用钻井取心、岩石薄片和成像测井等资料,对广饶潜山油藏的储层岩石学特征、储集空间类型、特征及其控制因素进行了深入的研究.结果表明,广饶潜山油藏储集空间主要以裂缝以及与裂缝有关的孔洞为主,是构造作用和溶蚀作用形成的次生成因裂缝-孔洞型储层;中高角度的张性裂缝和孔洞是该区主要的储集空间,是今后勘探开发研究的重点.
  • 摘要：辽河油田J块兴隆台油层稠油难采区块存在储层出砂严重、油井产能低等难题.通过对该块难采原因深入剖析,确定出J块难采的主要矛盾,开展了以油藏精细地质研究为核心的评价方法研究.通过井震结合技术实现地层精细对比研究,落实层位项面微构造发育特征.在储层四性关系研究基础上,运用测井解释技术对有效储层、有效油层开展二次解释,并对有效油层内含油单砂体进行精细刻画,从而实现优化井位部署、有效动用难采储量、充分挖潜剩余油的目的.J块已投产4口井的成功实施，充分证明了该稠油难采储量评价方法的科学性与高效性。在落实微构造、开展储层四性关系研究、划分有效油层等工作中，有效运用测井解释、地震解释等技术是实现该块高效开发的重要保证。
  • 摘要：不同油品性质的油藏、不同井眼轨迹的注水井,应选择不同的注水工艺.根据各注水工艺技术的特点,在满足各项必要的生产条件下,最大限度地使注水管柱的优点充分发挥出来,为注好水、注够水提供可靠的技术保证.注水工作是一项细致的工作，尤其在稠油高凝油区块应根据不同的生产经营情况，不同的井况，所需的分注级别选择适合的注水工艺。在不需细分注水且注入水水质较差、井况较差、短时间内无法解决的地区，根据分注级数应优先选用油套分注工艺技术(2级注水)和三管分注技术(3级注水)。在确需3级以上分注时应优先选用偏心注水工艺，但在实施时必须按照工艺要求逐条落实。如果由于油品、水质、井斜度等因素严重影响投捞成功率，或由于资金人员紧张无法组织进行偏心注水工艺时，考虑选用同心注水工艺技术。
  • 摘要：近年来,随着油气资源日益紧张,国内页岩气资源勘探受到极大重视,如何科学有效评价页岩气富集区块资源量,是摆在科研人员面前的重要课题.以鄂尔多斯盆地为例,运用体积法对该盆地上古生界页岩气资源潜力进行评价,研究中利用多种手段对有效厚度划分、含气饱和度、孔隙度及吸附气含量等关键参数的求取方法进行了深入探讨,最后成功地评价了盆地内页岩气资源潜力.该方法对其他类似页岩气资源评价有较好地借鉴作用.
  • 摘要：陈家洼陷页岩油藏属于裂缝型页岩油藏，具有较大的勘探潜力。应用地质录井、测井、地质实验等资料对西部陈家洼陷SG165井区的泥页岩分布特征、地化特征、储集特征及保存条件进行分析.研究表明:西部凹陷古近系沙三段、沙四段湖相泥页岩分布面积广，为典型富油气凹陷，具有形成页岩油气藏的物质基础、储集条件和资源潜力。西部凹陷深凹区页岩油气成藏条件有利，主要表现在页岩储层单层厚度大，有机质丰度高，有机质类型以Ⅱa型为主，少量为Ⅲ型，显示良好的倾油性。热演化成熟度适中，微孔隙微裂缝发育等特征，页岩油气保存条件较好。西部凹陷存在页岩油、页岩气2个领域，有机质类型、热演化程度控制页岩油气空间分布;凹陷中心区和临近凹陷中心的斜坡区是页岩油气聚集有利区带，受埋藏深度和地温梯度影响，纵向上页岩油气藏具有“上油下气”，在平面上“北油南气”的分布特征。页岩油藏类型可以分为基质孔隙型、裂缝型和混合型。
  • 摘要：蒸汽驱开发是稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果、提高采收率的有效手段,并在齐40块中厚互层状油藏成功实施.与齐40块相比,欢127西块油井井况差,顶水下窜导致油层水淹严重,地层压力高,因此如何有效排出外部入侵水,降低地层压力,保证蒸汽驱开发效果是开发设计中的主要问题.系统分析了油藏蒸汽驱设计中的主要矛盾,有针对性的优化设计立体井网,满足蒸汽驱生产井排液量、采注比的要求,预测8a阶段采出程度为22.3％,最终采收率为65.8％.
  • 摘要：超声波近井解堵技术是对现有酸化、压裂等传统解堵技术的有力补充，其凭借工艺简单、高效、低成本、无污染等优势，一直受到广大石油工业者的高度重视。利用自主研制的波场采油动态模拟实验装置和人工岩心碳酸钙结垢样品,研究了超声波解除岩心碳酸钙结垢的整体效果及关键的波动参数、工艺参数和地层参数对解堵效果的影响规律.研究结果表明:超声波频率、功率、超声处理时间、岩心初始渗透率均影响超声波解堵效果.超声波频率、功率增加,解堵效果变好;累计处理时间80～120min解堵效果最好;岩心初始渗透率越高解堵效果越好.
  • 摘要：超稠油油藏蒸汽吞吐井为非等温非等压流入动态,除已注入的蒸汽外,油井是在油藏没有其他外来能量补充的条件下,以消耗方式进行生产.随着流体的采出,受热区温度、地层压力逐渐降低,油井产能也相应发生变化.在考虑地层压力随采注比呈线性降低趋势下进行产能公式推导,并考虑采出液温度及含水率变化条件,根据现场参数变化规律分阶段对采出液黏度进行数值拟合,得到黏度与时间变化规律.通过对不同温度下抽油泵泵效的数值拟合得到蒸汽吞吐不同时期的泵效变化,最终推导出针对风城超稠油油藏蒸汽吞吐开发的产能经验公式.
  • 摘要：中深层特、超稠油埋藏深、沿程热损失大、地层压力高、蒸汽释放的热量少,热采方式转换难度大.针对深层块状特、超稠油油藏蒸汽吞吐后期原油产量递减快、吞吐效果变差、油汽比低等开发矛盾,开展重力泄水辅助蒸汽驱方式转换研究.研究结果表明,利用叠置水平井重力泄水辅助蒸汽驱技术能够提高注入油藏蒸汽干度,降低油藏压力,提高油藏采注比,实现稠油老区的开发方式转换.重力泄水辅助蒸汽驱技术研究为同类油藏提高开发效果具有重要的指导作用.
  • 摘要：锦45断块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田西部,是辽河油田最大的稠油区块.自2003年开始各项开发指标明显变差,区块已进入蒸汽吞吐开发后期,产量开始快速递减.针对断块地质条件复杂、开采时间长、采出程度高、递减速度快的开发现状,"十一五"以来加强了对各次级断块的精细研究,以"精、细、深"的开发思路为宗旨,根据各次级断块的不同油藏特征和开发特点,开展水淹规律、剩余油分布特征、蒸汽驱、水平井开发等多方位、多角度研究挖潜工作,有效延缓了递减速度,取得了极好的开发效果.
  • 摘要：渤南油田一区进入特高含水后期,平面、层间和层内非均质性严重,储量动用不均衡;主力油层动用程度高,水淹严重;井下技术状况恶化,开井数减少,注采井网不完善.开展了精细油藏描述、剩余油分布及提高采收率技术研究.通过完善和恢复注采井网,提高储量水驱动用程度;通过分层注水和封堵高含水层,减缓层间矛盾;通过不稳定注水和选择性提液,实现主力层控水稳油;通过储层改造、强化注水、单层开采,挖潜非主力层潜力.区块开发效果明显改善,进一步提高了采收率.精细油藏描述和剩余油研究是提高采收率的基础，通过精细油藏描述技术，对地质体、剩余油分布规律重新认识，为制定相应的调整方案提供可靠的依据。
  • 摘要：川西中浅层气藏具有致密、低孔、低渗、储量丰度低、单井产量低等特点,压裂改造是建产的必要手段,提出了采用水平井裸眼分段压裂开发.优化裸眼水平段分为8～10段改造,砂比浓度优化为17％～21％;压裂前置阶段采用支撑剂段塞处理近井效应,降低了施工压力并减少多裂缝的形成;设计的分段压裂管柱可替出水平段泥浆;实现了循环、旋转、加压的管柱下入保障措施及大小油嘴交替更换排液工艺.以上工艺和措施应用在XP105-1H井,获得天然气无阻流量产量23.168×104m3/d,有效的增加了单井日产气量,为类似致密低渗气藏水平井的开发提供了参考.
  • 摘要：针对高18块莲花油层目前尚无明确主导开发方式、原井网濒临废弃、采油速度低、采出程度低等突出问题,在深化地质认识、科学评价油藏开发效果的基础上,开展了底水油藏二次开发探索研究,研究表明，莲花油层Ⅴ砂体纵向上Ⅴ3小层上部含油饱和度高，剩余油富集。莲花油层Ⅴ砂体底水能量不足，且具有层状特点，内部隔夹层发育。针对高18块目前无明确主导开发方式，井网不完善的开发实际，创新开发理念，以注水为主导，重构注采井网是实现二次开发的有效途径。
  • 摘要：通过有限元软件ANSYS中显性分析模块,对水平井完井管柱整个下入过程进行判断分析.以实际井眼轨迹参数绘制井眼模型,假设油管在自重作用下下入井内,综合考虑了各种因素对摩阻扭矩的影响,以求更精确分析水平井完井管柱下入过程受力情况,并做强度校核.探讨1种能够指导水平井完井管柱下入过程的理论指导新方法.对完井管柱下至目的位置瞬间管柱上有效应力进行模拟分析，由于造斜点管柱重力分量大多数由刚进入水平段处所给的支持力和摩擦力承担，因此该处有效应力最大。由于造斜段弯曲最大，因此，该段油管上表面压应力表现最大。由于管柱受井眼轨迹影响变形，造斜点位置剪切应力分布于整个管柱界面，以下位置剪切应力出现在某一单一端面。说明在下入过程中，管柱所受附加应力是复杂并且叠加的，方案设计过程如果单一考虑某一附加或分开考虑某几种附加作用，均存在一定的局限性;而且剪切应力分析显示，管柱下入性设计时，造斜点位置剪切作用对管柱强度的影响不可忽略。
  • 摘要：在输油管道设计中,为维持管道稳定运行,常采用变频调节技术,使用大口径串联泵机组，虽然会增大投资,但节能效果却是节流调节无法比拟的,其应用越来越广泛.通过建立变频节能计算公式计算节能效果,并以大庆—锦西原油管道工程大庆—锦西段为例,说明变频调节在节能技术上的显著性,该技术的应用可以带来较大的经济效益.大口径串联输油泵机组变频调速节能技术是实现输油系统节能的有效技术途径，其将阀门节流工况调节方式改为输油泵的变频工况调节方式，具有调节方便的特点，有效避免了输油泵出口阀的节流损失，可产生巨大的节能功效。
  • 摘要：通过对高升油田雷家地区原油特点及油井结蜡规律进行分析,得出了该区油井清防蜡工作难度大的主要原因,并在此基础上研究了磁防蜡技术、防污染洗井技术、电加热清蜡技术等清防蜡技术,并通过室内研究,对各项技术的相关参数进行了优化,结合油井不同的生产特点,针对性对性地采取相应的清防蜡措施,解决了单一措施针对性强、清防蜡效果不佳的问题,取得了较好的现场实施效果.大幅延长了热洗清蜡周期，保证了油井稳定生产，为其他区块油井防蜡工作提供了借鉴与参考。
  • 摘要：油井网状纤维防砂技术是注入携砂液的同时添加短切纤维、网络剂和砂子混合或尾随注入相结合，在裂缝中形成复合介质，其支撑剂(砾石)为基体，纤维为增强相。在不下筛管的情况下,向携砂液中填加纤维胶结砂和网络剂,充填到油层后,在充填层中依靠其接触压力和摩擦力的相互作用,达到力学平衡,进而形成网状纤维阻挡,防止地层排砂,达到防砂的目的.经室内实验和现场应用表明,网状纤维防砂技术具有较好的防砂效果和增油效果,是1项现场认可的防砂技术.室内评价及现场实验表明，网状纤维防砂技术所采用的纤维在弹性、刚性、分散性、耐热、耐碱、耐水及耐携砂液方面具有很好的稳定性，而且添加到携砂液时，分散性特别好，不成包块，施工简便易行。该技术具有非常好的防砂效果，对地层伤害小；不受井下温度控制，避免了常温井的树脂预包砂在夏日软化结块而使施工难度增加的问题，同时也不用考虑上措施后，井温没恢复到预想温度而影响树脂砂固化的问题。
  • 摘要：辽河油田井位大部分位于自然芦苇塘、旱田、水田、海边、河流周围,每年还有一定时间的汛期,对油田勘探开发作业的环境保护与污染治理有着更高要求.针对辽河油田井场污泥、污水多的特点,经大量室内实验和多种处理方案的筛选,从实用性、有效性、环保性、经济性出发,使用破乳剂、絮凝剂、酸、碱、COD祛除剂、恶臭祛除剂、金属捕捉剂、祛油剂、针对性的重金属捕捉剂、土壤修复剂等化学药剂，根据实际情况确定复配使用中的最佳加量，提出处理的技术方案，优选出的药剂配方在污水处理后技术指标上能满足环保要求。处理后的泥浆池污水经检测分析，石油类、pH、色度、COD、重金属等污染物含量均能达到联合站进水要求。
  • 摘要：以深层稠油油藏S块s1+2油层为例,对深层稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱开发可行性进行论证.利用数值模拟及油藏工程方法对该类油藏蒸汽驱开发合理注采参数进行优化设计,同时分析了注入蒸汽质量及注入压力与油藏压力的匹配关系对蒸汽驱开发效果的影响,为辽河油田二类储量蒸汽吞吐后转蒸汽驱注采参数设计提供参考.

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