钙质层发育的普通稠油边际油藏高效开发技术探讨——以Wll-1E油田为例

涠西南凹陷W11—1E边际油田在常规的开发模式和技术下难以投入生产,充分利用现有平台,采用大位移井开发是解决这一问题的有效途径。目前针对发育有钙质层的普通稠油油藏提高采收率方面的研究甚少,主要矛盾是在合理利用水驱能量的同时,最大限度地提高单井产量和采收率但又不至于发生水窜。在水平井参数优化和规避地层原油黏度风险的基础上,充分利用顶、底钙质层对边水锥进的抑制作用,解决了该矛盾。3口大位移水平井投产后效果好,初期产能高,含水率低,最终实现增储上产与高效开发同步进行。     

随钻测井技术在柳赞油田柳18断块的应用

水平井钻井技术作为提高单井产量和采收率的有效手段之一在世界范围内得到了越来越广泛的应用。随钻测井因能够实时确定水平井的井眼轨迹,提高水平井钻进的精确度,而成为水平井开发的主要应用技术。2008年6月,在柳赞油田柳18断块馆陶组油藏部署实施了柳18-平1井,介绍了随钻测井技术在柳赞油田柳18断块的应用。     

贝克石油工具公司推出新型油藏优化系统

在2007年SPE年会上,贝克石油工具公司发布了最新设计完成的油藏优化系统EQUALIZER。该系统可以有效地解决水平井、多分支井和大斜度井出现的早期水气突破等完井问题,延长油井寿命,利用较少的井眼与油藏保持更大的接触面积,最大限度地提高油气采收率,增加油田的经济效益。     

平湖油气田八角亭构造BG1井低产分析及储层改造

BG1井为平湖油气田八角亭构造一口气井,该井于2006年11月完钻并投产P11层。投产初期BG1井的产能较高,天然气产量最高达到10×10^4m^3/d,但产量下滑迅速,后虽补开P12层,但产量并未有起色,不久产量便下降至数千方。结合地质认识、油藏开发特征以及压力测试等资料进行分析研究,明确了BG1井产量下滑是受储层非均质性、凝析油反凝析、地层水不配伍等多重因素影响。根据方案对比,提出了解堵和压裂联做方案。并于2008年9月对BG1井实施了压裂改造措施,基本解决了井筒附近的污染,产量恢复至3.5×10^4m^3/d,对东海低渗透储层的改造具有借鉴意义。     

表活剂对低渗裂缝性砂岩油藏渗吸驱油效果影响分析

由于低渗裂缝性油藏储集空间物理性质的复杂性和特殊性,渗吸效果控制着低渗透裂缝性油藏水驱开发动态与开发效果,而现场所采用的表面活性剂对渗吸驱油效果的影响将决定着措施成败。在分析油藏渗吸驱油机理基础上,通过对比实验研究,综合分析了不同种类和浓度表活剂对渗吸驱油效果的影响。总体上岩心渗吸驱油效率随表活剂浓度增加而降低,但一定浓度的,能较好的改善岩石表面润湿性的表活剂溶液将有助于渗吸驱油。这一研究为制定低渗裂缝性油藏合理的渗吸注水开发方式提供了理论依据。     

渤中3—2边际小油气田开发策略研究

渤中3—2油田位于渤海中部海域,其距已探明的油田远,储量规模小,抗风险能力差。在研究油田储量充分动用的基础上,运用油藏工程和数值模拟技术,对油田开发方式、层系、注采井网、井型、井位及井距等参数进行精细研究,得到了通过提高初期单井产能实现油田经济高速高效开发,体现边际小油田开发特点的开发方案。为了更有效的规避油田开发中的风险和挖掘油田的潜力,方案对风险和潜力进行了细致研究并制订相应对策,使开发方案的可操作性更强。合理简化工程设施,采用“简易井口平台＋可移动式采油平台”“蜜蜂式”采油设施,改善了油田的开发效果,为渤海湾今后大规模开发中小型边际油气田积累了实践经验,开辟了新的思路。     

储层预测技术在渤海W油田的综合应用

近几年,新近系砂岩油藏的开发已经成为渤海油田实现增储上产的重要保障.此类油田沉积类型主要属于河流相和浅水三角洲相,砂岩具有分布范围有限,单层厚度薄,纵向上泥岩隔夹层比较发育,横向上物性变化快,油水界面受构造和岩性边界双重因素控制等特点.为了规避这些因素给油田开发方案设计和井位优化尤其是水平井实施带来的风险,在W油田开发过程中综合应用层位精细标定、高频拓展处理、叠前多参数同步反演和属性约束储层参数预测技术,实现了储层精细描述,准确地认识了储层的响应特征、几何形态和隔夹层发育情况,对储层的物性和含油气性也有了较可靠的预测.这一技术体系的研究成果为W油田的科学高效开发提供了重要保障.     

QK17-2油田注N2-WAG提高采收率可行性实验研究

气水交替驱（WAG）是增加油田水驱后的波及体积和减弱气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象的有效方法。QK17-2油田为注水开发油田,目前油田综合含水率已超过80%,已经进入开发中后期的高含水时期。针对QK17-2油田水驱后面临高含水、产油量下降的问题,通过地层流体相态实验、注N2膨胀实验、细管实验、长岩心驱替实验,研究注水后再注N2-WAG可进一步提高采收率的可行性。结果表明,单纯注N2效果不佳,注N2-WAG采收率较单纯水驱采收率提高4.46%~6.24%,而长岩心驱替在带倾角条件下注N2-WAG采收率较单纯水驱提高11%~12.58%,可见由油藏高点注N2-WAG采收率将有明显提高。     

世界大洋金属矿产资源勘查开发现状及问题

世界大洋底蕴藏着丰富的金属矿产资源,其所含的锰、钴、镍、稀土等矿产是陆地含量的数十倍乃至数百倍或更高,因此是未来矿产资源的接替区。本文介绍了世界大洋多金属结核、富钴结壳、多金属硫化物及深海稀土等资源现状、分布及潜力,分析总结了21世纪以来国际海底区金属矿产勘查合同现状,并介绍了俄罗斯、巴布亚新几内亚、日本、中国等国家在其专属经济区内进行多金属结核、多金属硫化物开采实验的情况。由于世界大洋金属矿产资源丰富,潜力巨大,其勘查开发日益受到世界各国的重视,国际海底勘探合同不断增加,商业开发提上日程,但国际海底区的金属矿产资源开发仍面临技术、规章、环境等方面的制约和挑战。     

大港油田中103-1井区压裂改造工艺技术

针对北大港复杂断块油田地质条件复杂,渗透率低,断层发育,断块小,层间差异大,储层低孔、低渗,地层能量不足,层多且薄,压裂过程中易形成窄裂缝,断层性质不清楚,试油具有一定的产能,产量递减快等特点,提出一套具有国内领先水平的复杂断块压裂改造工艺技术。在压裂液方面,研制了新型无残渣压裂液;工艺方面,通过压裂工艺设计优化,采用低起步、大排量、线性加砂压裂工艺,应用测试压裂技术,提高工艺设计适应性,达到改善压裂效果的目的,实际应用效果明显。     

普通稠油水淹层顶部剩余油水平井技术界限研究——以孤岛中二北Ng5为例

具有较大边底水的中等厚度的普通稠油油藏,长期以来利用直井开发,效果不佳。在高油价的有利条件下,针对该类油藏,提出了利用水平井挖潜,以孤岛中二北北部Ng5稠油区块为例,建立实际参数的概念模型,分不渗透隔层和无隔层两种类型,对水平井的开发方式、最小有效厚度、水平井垂向位置、排液量、井距及水平段长度进行了优化,给出了对应两种类型的水平井技术界限,现场实施取得了良好的开发效果。     

山东胜利油田海洋石油勘探开发现状及前景分析

胜利油田海上勘探区 ,位于渤海湾南部的极浅海海域 ,其范围为 :西起四女寺河口 ,经套儿河口、老黄河口、新黄河口、小青河口 ,东到潍河口 ,海岸长 4 1 4km,胜利矿产登记线内面积 4 870 km2 ,水深一般 0～ 5m,最深 1 8m。截止 2 0 0 0年年底 ,已完成二维地震 71 3 6.1 km,三维地震 1 588.58km2 ,完钻探井 1 0 2口 ,测井解释油气层井 87口 ,试油 85口 ,其中 74口获工业油流 ,6口获低产油流。发现了埕岛、埕北 3 0、新滩 3个油田 ,在明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组、中生界、上古生界、下古生界、太古界中发现了 8套含油层系 ,6种类型的油气藏 ,已探明含油面积 1 45.8km2 ,石油地质储量 3 860 9万 t;控制含油面积57.5km2 ,石油地质储量 894 8万 t,其中埕岛油田是渤海域发现最早的亿吨级油田 ,目前已建成 2 1 6万 t年生产能力 ,累积产油 1 0 57万 t。根据两轮资源评价及勘探实践的认识 ,与本区有关的 8个生油凹陷 (岐口、沙南、渤中、埕北、桩东、青东、莱州湾、潍北 )总资源量约 1 2 .0亿 t,目前已找到探明加控制石油地质储量为 4 .75亿 t,仍有较大的勘探开发潜力。今后将对 8个构造带 (埕子口、埕岛、埕北 3 0、长堤、垦东、青东、青坨子、潍北 )进行勘探 ,落实探明储量 ,进一步投入开发 ,为胜利油田     

低渗透油藏有效厚度下限标准研究

低渗透油藏储层物性较差,通常油层在酸化压裂等工艺技术措施下,才可产出工业油流,对低渗透油藏有效储层进行测井解释较为困难。从冷家堡油田冷46区块的油藏特征出发,建立了一套有效厚度下限标准研究方法。为检测油层有效厚度划分精度,在取心井中选取5口井进行岩心厚度与测井厚度对比,层划准率达100％。并据此标准划分39口单井有效厚度,有效地保证油层射孔,为注水开发提供可靠的依据。     

水平井技术在秦皇岛32—6油田西区底水油藏中的开发实践

随着油田开发技术的进步,水平井开采技术日趋完善,在底水油藏应用中取得了明显效果。秦皇岛32—6油田西区是典型的底水油藏,该区主体于2002年采用定向井投入开发,投产后基本没有无水采油期,底水锥进、突破很快,经过6年多的开发已进入高含水期,至2008年初,含水83．7％,采出程度5．05％,开发效果较差。基于水平井开发底水油藏试验研究,总结出影响该区水平井开发效果两个主要因素：水平段距离油水界面高度和水平井区隔夹层分布状况。在此基础之上,通过开展隔夹层及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在实施中应用了随钻跟踪及先进的完井技术。该区6口水平调整井投产后初期产能约是定向井的3倍,全油田预计最终采收率提高0．36％,取得了良好的效益。     

埕岛油田馆陶组油藏开发调整技术政策评价

埕岛油田进入综合调整阶段后,研究形成了一套基本的开发调整技术政策,并已在个别区块实施。通过对已实施区块的跟踪,对已有的开发调整技术政策进行了评价,认为层系细分能切实减小油层干扰,提高采油强度;井网加密后随着井距的缩小和井网形式的改变,注采对应率和水驱储量控制程度大幅提高;通过油井提液,单井产量得以明显提升;通过应用水平井,实现了储量的有效动用,提高了单井产能。综合分析认为现有的调整技术政策能够满足埕岛油田在该阶段高效开发的需求,也可以为后续区块及海上相似油田的的调整提供借鉴。     

济阳坳陷成熟探区探井失利地质原因分析

胜利油田经过近40多年的勘探,按照国内外勘探程度划分的标准,其主力探区济阳坳陷目前已处于成熟勘探程度,全面进入隐蔽油气藏勘探阶段,勘探难度越来越大。尽管济阳坳陷探井成功率保持较高的水平,但仍有50％左右的探井落空或低效。根据“失利”探井定义,从生、储、盖、图、运、保等6种油气成藏控制因素出发,参考济阳坳陷石油地质特点和近几年的勘探经验,主要从圈闭是否有效、储层是否存在、输导体系是否发育、油气充满程度等4个方面进行失利探井地质原因分析,建立起成熟探区探井失利地质原因分析方法。总结了济阳坳陷“十五”以来主要增储目标,即：砂砾岩体、浊积砂体、滩坝砂体、河道砂体等储层类型的失利地质原因。在明确上述目标类型最主要勘探风险的基础上,提出了勘探攻关重点及风险规避建议。     

埕北油田聚合物的筛选与性能评价

埕北油田具有原油黏度高、油层渗透能力强和非均质性严重等特点,水驱开发效果差,剩余油储量大。目前,埕北油田综合含水90%,采出程度30%左右,而生产平台工作时间已达到设计使用寿命,急需高效、快速的开发技术。针对埕北油藏地质、流体性质和开发现状,利用室内仪器检测和理论分析方法,开展了聚合物筛选和聚合物性能评价,利用模糊综合评判方法对聚合物进行了优选,推荐使用中国石油大庆炼化公司生产＂抗盐＂和＂超高＂部分水解聚丙烯酰胺。     

渤海油田泡沫吞吐解堵技术研究与应用

稠油油藏由于储层胶结疏松,原油胶质、沥青质含量高,加上稠油中重质组分与细粉砂、泥质成分混在一起,往往在防砂管柱筛孔处形成堵塞,造成近井地带堵塞,影响了油井产能。常规的有机解堵或酸化增产措施很难解除这种复合堵塞,即使解堵后,效果也不理想。针对上述问题,提出了泡沫流体吞吐解堵技术,进行了室内实验和数值模拟计算。优选的高效清洗剂Po-Ca,在5%浓度时降黏率达到99.28%、对油砂的清洗效率达到94.6%,并通过在渤海油田一口稠油井首次成功应用后该井由停产井变为产量为28-30 m^3/d的高产井,取得了满意的效果。该技术为海洋稠油油藏低产低效井综合治理提供了一种新的技术手段,对渤海油田低产低效井的增产具有重要的意义。