朝长地区扶余油层储层动态分析

在朝长地区静态分析的基础上,结合储量分类情况,充分利用测试、试采及开发井等动态信息,对各类储量区压力、产量数据的变化特点进行分析.应用试井技术定量描述各类储量区块稳产能力.在朝长地区开展了储层动态分析研究,为准确预测该区产能,提交高品质探明储量以及后期开发方案的编制提供了重要的依据.     

一种基于动态储量分级的致密砂岩油藏合理井距确定方法

长庆华庆地区超低渗透油藏目前开发难度逐渐加大,合理的井网井距一直难以确定。本文根据选定区域开发动态及渗流特征,分析应用水驱特征曲线法、产量不稳定分析法确定其计算动态储量的适用性,结合实际的动静态资料,进行了动态地质储量的计算;然后通过计算单井的动静储量比,给出了动态地质储量的分级指标。通过储量动态分级,从而建立了动态储量与井排距之间的关系,在确定单井动态储量的情况下为设计出合理的井距奠定了基础。通过实例分析表明,该方法计算简单、实用,为油井的合理井距设计提供依据,对超低渗透油藏的开发具有重要意义。     

徐深气田升平区块火山岩气藏合理开发井距的确定

气田合理开发井距一方面使单井能控制足够的储量,低丰度区单井控制储量应大于经济极限储量;另一方面确保单井生产能波及到该井所控制的面积,使气井具有一定的生产供气能力和稳产期,以保证气井生产取得最好的经济效益。通过对升平气藏地质特征的认识,利用国内外类似气藏开发井距经验、经济极限井距、试井分析井距、压裂投产井距等对比分析,确定了升平区块火山岩气藏的合理井距取值。     

火山岩气井动态储量预测模型研究

气藏单井控制储量的确定在气藏的开发过程中占有重要地位。由于火山岩气藏在横向上物性差异很大,它的动态储量的计算应当考虑火山岩气藏双重介质储渗模式和存在启动压力梯度的特点。通过流动分析,将火山岩动态储量的增加分为未达到拟稳态流阶段和拟稳态流阶段,建立了火山岩气藏井控储量预测数学模型。以徐深1-1井为例,通过模型计算结果与试井解释结果的对比,验证了模型的正确性;并参照试井解释结果,进一步给出了井控储量随时间的变化模式,从而更加有利于确定动态储量,为火山岩气藏的开发提供了依据。     

低渗透气田经济极限储量界限研究

根据盈亏平衡分析,结合天然气开发企业的特点,考虑了收入、成本费用、投资等经济参数,建立了天然气经济极限储量评价模型。利用模型,通过试算得到了在一定内部收益率的条件下,天然气价格、井深与经济极限储量之间的关系,同时探讨了不同内部收益率下的经济界限值。选择了某低渗透气田的10个井区进行了实例分析,把这10个井区根据经济效益的好坏分成了3类,最后利用这10个井区的计算结果进行回归,得到了含气面积与经济极限储量成幂指数关系的结论。因此,根据一个井区的井深和含气面积就可以粗略的估算经济极限产量和经济极限储量,为天然气经济效益储量评价方法提供了一种新思路。     

松辽盆地北部朝长地区扶余油层油气来源及成藏特征

分析朝长地区扶余油层的油气来源,并对成藏特征进行系统总结,预测油气有利勘探区,为该区勘探部署提供了理论支持.应用烃源岩评价、油源对比技术分析了油气来源;应用流体势恢复、疏导体分析、油水关系、油藏类型分析及成藏主控因素分析等多种方法对扶余油层的成藏特征进行研究.研究结果表明:朝长地区扶余油层中的原油主要来自三肇凹陷与宾县—王府凹陷2个高势区的成熟源岩,在流体势的作用下,油气通过南西—北东向展布的砂体与近南北向分布的断裂带侧向运移到低势的朝长地区,该区整体呈现上油下水特征,源储压差决定油柱高度,正向构造背景控制油气富集.扶余油层河道砂体是有效储层,控制了油气藏的分布.该区主要发育构造、岩性-构造、岩性、断层-岩性、构造-岩性共5种油气藏类型,存在自源超压上生下储短距离垂向运聚、近源常压-负压中距离侧向运聚2种成藏模式.     

大庆长垣东部地区扶杨油层高分辨层序地层应用研究进展

目前,大庆外围油田扶杨油层主要为特低渗透、低产、低流度的油藏,探明地质储量6.3×108t,已动用地质储量2.6×108t,经过近20年优选开发,不断增加开发井、评价井,还有3.7×108t难采储量在目前技术经济条件下不能有效动用,随着油田勘探开发的需要,相继进行了构造、地层、沉积相、油田地质、油藏工程等方面的研究工作,取得了一定的研究成果。为了进一步加大开发的力度,对低孔低渗的细粒储集层发育的地区进行深入的剖析式研究,已成为油田增加动用储量、提高产量的重要手段。     

单井水驱储量评价研究

油田进入中高含水期后,研究剩余可采储量的分布规律是调整、挖潜的物质基础,而准确计算单井的水驱控制储量是分析剩余油分布的重要方法。通过分析单井的水驱特征,认为由于储层物性的差异和水驱控制程度的不同,单井之间的开发动态差异大,单井间的水驱控制储量相差悬殊;在油藏的开发过程中,储量会发生再分配,部分单井会“借走”邻井的储量,使其水驱控制储量比地质储量大。因此,评价研究单井的水驱控制储量具有现实意义。     

陕西咸阳矿产资源赋存条件及开发利用分析

根据咸阳地区各类矿产资源的分布状况,对其赋存条件、开发利用现状及存在问题进行了分析.结果表明,本区矿产资源分布广,储量丰富,开发历史长、潜力大,优势矿种为石灰岩和煤.但矿山规模小,勘探程度不够,综合利用低.提出了要大力引进资金和技术,重点开发,综合利用,走矿业开发和环境保护相结合的道路.     

大港南部叶三拨地区未动储量开发对策及潜力分析

本文剖析了叶三拨地区未动用储量的资源特征,即具有低渗透、区块小、物性差、油层深、分布散等特征,将叶三拨地区未动用储量划分为落实未动用及待落实储量二大类,结合目前油田开发技术状况,针对落实未动用储量的油藏特点,提出了相应的开发对策,并分析了在不同油价条件下的开发潜力。尤其是在油价为80美元的条件下,可动用的潜力储量可达到总未动储量的90%以上。     

S气田合理井距研究

S气田储层渗透率较低,断层发育,砂体横向上连续性差,气藏规模较小,存在单井点控制的断块气藏,且气藏储量丰度低,导致井控动态储量低,为低压、低产气田.结合气田实际情况,运用单井产能法、产能动态预测法以及井控动态储量公式法等,确定出S气田的合理井距范围,对气藏合理开发有一定的指导意义.     

利用物质平衡法评价气井井间干扰

在对气藏投产过程中气井流动边界变化、单井动态储量变化和压降曲线变化分析的基础上,本文提出了五种不同压降特征曲线的物质平衡模型。反映了气井受到井间干扰后的不同压降特征。并利用某区块内一口典型气井进行了计算。结果表明,干扰后气井动态储量比干扰前明显减少。为利用气井生产数据准确判断气井的干扰程度和动态储量的准确计算提供了实用的方法。     

红河油田致密油藏产量递减规律——以红河92井区长8油藏为例

认识致密油藏的生产特征及产量递减规律,有助于实现该类储量的有效动用和效益开发.通过分析红河92井区试采井的历史生产数据,明确不同生产阶段产量下降的递减规律,建立了该井区长8储层致密油藏产量的指数和双曲产量递减模型,并利用模型对生产井未来产量、递减率等指标进行了计算和预测.同时提出温和注水、体积压裂及"压-采"一体化等开发策略建议,为提高致密油藏的采收率和整体开发效益提供参考.     

动态物质平衡在海上凝析气田中的应用

气藏储量的确定是安排采气速度、制定合理气藏开发方案的基础。静压法储量计算前提是需关井恢复并获取地层压力,对于凝析气井的关井会造成井底的积液,积液严重者开井后可能不会实现自喷。借助成熟的管流软件建立井筒管流模型,在优选流动相关式的基础上通过井口油压来求取井底流动压力。基于拟稳态条件下油气藏生产特性,应用动态物质平衡法来确定海上某凝析气藏动态储量。该方法不需关井即可获得地层压力,减小了气井产量损失,对于不便经常开展测试作业的海上气井具有十分重要的应用价值。     

西非某深水浊积砂岩油藏动态储量评估方法探讨与应用

系统地阐述了美国证券交易委员会(SEC)关于油气储量的定义及分类标准,比较了SEC准则下的储量与国内储量定义的异同。总结了SEC准则下5种常用的储量评估方法及适用条件,并着重分析了目前国际上最为常用的动态分析法——递减曲线分析法。随后以西非某深水浊积砂岩油藏为例,结合该油藏不同生产井的产量、压力、含水率、工作制度等油藏动态生产形势,分别选取了不同储量评估方法,并结合该油藏单井经济极限产量,最终确定了SEC准则下的储量。本文对已开发油藏SEC准则下动态储量评估方法及实际应用进行了总结与探讨,对于同类型海相浊积砂岩油气藏SEC动态储量评估具有一定的指导和借鉴意义。     

喇萨杏油田水下分流河道砂体剩余油分布研究

喇萨杏油田已进入特高含水期开发阶段,剩余油高度分散,厚油层基本上层层见水,但是未水洗厚度比例仍占25%,剩余储量主要集中在河道砂储层,占水驱剩余地质储量的70%。水下分流河道砂体是典型的河道砂体,主要分布在大庆喇嘛甸至杏树岗的非主力油层。以喇萨杏油田水下分流河道砂体为主要研究对象,综合利用密闭取芯检查井、油水井分层测试、测井水淹层解释及生产动态等资料,采用密闭取芯检查井资料分析法、油藏工程方法、油藏数值模拟方法、物理模拟、综合分析法等方法,研究了喇萨杏油田水下分流河道砂体的剩余油形成机理及剩余油影响因素,并提出了剩余油分布模式。     

油藏数值模拟技术在自来屯枣21断块的应用

自来屯枣21断块目前采油速度低(0.43%),采出程度不高(16.2%),地下剩余地质可采储量多(20万吨),具有挖掘的潜力,但针对处于高含水阶段的中低渗透率、孔隙度的稠油油藏,利用常规的动态分析方法分析剩余油分布并不明朗,最终确定应用油藏数值模拟方法对枣21断块进行剩余油分布的量化研究及开发调整方案的编制。     

低渗碳酸盐岩气藏提高采收率技术对策

系统的提高采收率技术对策是改善低渗碳酸盐岩气藏进入开发中后期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早期的变化,围绕气田挖潜与提高采收率,梳理了该类气藏在面临侵蚀沟槽发育、储层低渗非均质性强、低压低产井多等特征时,剩余储量挖潜、提高储量动用程度和井网完整性评价中的关键技术问题。并在复杂岩溶储层描述、低渗气藏精细动态评价技术的基础上,提出以"沟槽挖潜、井网优化、增压开采、排水采气"为核心的提高采收率技术思路与对策,并将研究成果应用于鄂尔多斯盆地M气田。结果表明:M气田可新增动用储量220.3×10~8 m~3,增产气量303.4×10~8 m~3,提高气田采收率6.8%。研究结果对国内同类气藏的开发与实践具有指导意义。     

有水气藏开发早期动态储量计算方法研究

某地区须家河组有水气藏开发早期气水关系复杂,气井普遍产水,动态储量一直难以确定。根据低渗有水气藏生产动态及渗流特征,分析应用弹性二相法、压降法不能计算其动态储量。气井产水使气藏供气能力不足,气井生产制度不合理,造成用弹性二相法计算的动态储量偏低;产水气井和水淹井测得地层压力值偏低,导致压降法计算的动态储量必然误差较大。针对两种方法的缺点,建立了更适合产水特征的物质平衡方程,提出了计算有水气藏动态储量新方法——产量不稳定分析法,在计算过程中避免了"假拟稳态"的出现和实时测量井底流压的困难。通过实例分析研究表明,该方法计算简单、实用、准确,为气井的合理配产提供依据,对有水气藏的开发具有重要意义。     

渤海古近系复杂断块油藏潜力识别技术研究

走滑断裂控制下的古近系复杂断块油藏潜力识别一直是海上油气田开发的难点,亟待深入开展研究。以渤海古近系W油田东块沙河街组为例,针对总体储量探明程度低、分布较零散、评价难度较大的特点,利用压力资料分析、成熟区类比分析及相邻断块油柱高度类比分析方法开展了古近系走滑断裂系统控制下复杂断块油藏潜力分析及判别挖潜技术研究。通过技术模式创新及实践,在W油田相继成功评价落实了2个成熟区潜力层位和3个相邻潜力断块,升级和新增探明石油地质储量近600万方,其理论性和实用性可为渤海类似复杂断块油田开发提供指导和借鉴。