魏利燕[1]2003年在《新疆油田低渗透孔隙型油藏未动用储量评价及开发研究》文中研究表明截止2002年底，新疆油田公司有低渗透孔隙型油藏未动用石油地质储量20950×10~4t；占总的未动用储量的39％。从区域分布上看，低渗透孔隙型油藏未动用储量分布在准噶尔盆地西北缘、东部、腹部、南缘4个地区的14个油气田38个层块中。从目的层分布来看，低渗透孔隙型油藏未动用储量分布在侏罗系、叁迭系、二迭系中。 新疆油田低渗透孔隙型油藏未动用储量的主要特点为储层物性差、储量丰度低、油藏埋藏深度变化范围大等。 本文根据中国石油股份公司采用的未动用储量评价方法对新疆油田低渗透孔隙型油藏未动用储量进行评价。评价结果为：新疆油田低渗透孔隙型油藏未动用储量中没有待核销储量、表外储量这两类，只有落实储量和待落实储量；落实储量有19158×10~4t，待落实储量有1792×10~4t。落实储量中，近期可开发储量有1062×10~4t，低效益一类储量为零，低效益二类储量有738×10~4t，暂无效益储量有17358×10~4t。 从上述评价结果可以看出，新疆油田低渗透孔隙型油藏未动用储量中绝大多数采用正规开发的方式投入开发，是没有经济效益的。怎样才能盘活这部分难采储量，为企业的持续发展提供物质基础；为此，本文开展了典型区块的开发研究工作。根据该项研究结果，并参考国内外先进的开采技术成果，作者总结归纳出了同类油藏开发的相应对策：1)认真研究油气藏性质、提高储量落实程度；2)优选相对高产的区域、进行局部开发；3)采用先进实用的技术、改善开发效果；4)转变经营管理模式、加快难采储量的开发。
邵碧莹[2]2017年在《杏76区块扶余油层井网适应性评价及开发指标预测》文中研究指明杏76区块扶余油层属于低孔、特低渗岩性油藏,针对其河道规模较小,连通性不好,平面砂体转化快、连通性差、单砂厚度薄等特点,采用叁维可视化地质建模及油藏数值模拟软件,研究适于低孔、特低渗油藏的建模数模方法,在提高开发效果和指导开发调整方面起到关键性的作用。利用petrel地质建模软件,根据研究区地震解释、层位、断层、相数据等,以及油藏孔、渗、饱数据,结合油藏非均质性、相分布特征,利用相内插值技术,合理地划分流体性质及相对渗透率,最终完成叁维地质模型的建立,包括断层模型、构造模型、相模型、属性模型等。将地质模型导入数值模拟软件中,经参数调整完成历史拟合。总结纵向、横向剩余油分布特征,量化各小层、微相剩余油情况。截止至2016年9月,扶余油层总采油量为1.45×104t,综合采出程度为1.43%。根据纵向、横向量化结果来看,FI、FⅡ两油层组相较其他油层组来说动用程度较好,河道微相采出程度为1.75%。分别从动用特征、含水变化规律、产液变化规律、水驱特征曲线、合理注采井数比、井网控制程度及开发指标预测对比等多角度开展井网适应性分析,认为杏76试验区扶余油层井网水驱开发的适应性良好。针对该井网开展地层压力保持水平、合理注采速度等开发政策界限的研究,确定合理的注采速度等。应用数值模拟预测的方法,开展水驱开发10年及极限含水率情况下的开发指标预测。预测十年累产油量为13.89×104t,综合含水率达到92.52%,采收率达到13.73%。预测生产25年及达到极限含水率时,累产油量达到23.96×104t,综合含水率达到98%,采收率达到23.69%。
孟立娜, 周余[3]2017年在《六间房油田Z103X1区块潜力分析及油藏工程方案研究》文中提出随着近些年来老油田勘探及开发程度的不断提高,六间房油田的优质储量越来越少,而开发形势需要有持续稳定的储量投入,这就要求对未动用储量的动用力度要大大加强。本文通过对六间房油田Z103X1区块的构造、储层再认识,对该区的储量潜力进行了重新评价,在此基础上,根据区块老井的历史生产情况,结合油藏工程的相关知识,对该区的具体开发方案进行了研究,对下一步工作具有重要的指导意义。
彭小东[4]2012年在《底水油藏水淹规律及控水开发研究》文中提出底水油藏开采最主要特征是底水锥进，底水锥进导致油井提前见水，见水后含水急剧上升，易形成暴性水淹甚至停产。水锥形成以后，消锥困难，采用何种合理的方法抑制底水锥进是影响底水油藏最终采收率的重要因素。因此，研究底水油藏的水淹规律和控水开发政策对于合理开采底水油藏致关重要。Y2油藏为低倾角断背斜层状边水油藏。Y2油藏西北区地层平缓，油水过渡带面积宽，表现为上油下水的底水油藏特征，呈现出底水油藏的开采规律。而东南区地层较陡，呈现出边水油藏特征。原油密度低、粘度低，为低孔低渗砂岩储层，沉积微相类型主要为辫状河叁角洲河道沉积。Y2油藏西北区单井含水上升规律表现出明显的底水锥进特征，无水采油期短，含水率曲线主要表现为凸型，目前单井平均含水率高达96%，注水对抑制底水锥进效果不明显，目前采出程度仅8%。当井底附近压力降大于水油重力差时，底水锥进，二者相等时水锥稳定。采用数学方法和油藏数值模拟方法研究水锥形态，水锥形态类似于钟形。水淹规律研究主要是采用油藏工程计算方法和数值模拟方法展开直井和水平井底水锥进的临界产量和底水突破时间的计算及其影响因素对比分析。储层沉积韵律、储层各向异性、储层隔夹层的发育程度、储层厚度、水体、油水粘度、油水密度、井网井距、注采强度、避水高度、开采方式等都会影响底水锥进。分析认为Y2油藏西北区底水锥进严重的原因是：初期产量过大、射孔时没有考虑天然隔板的分布、储层垂向水平渗流率比值大、油水过渡带厚、油水密度差小、储层较薄。底水油藏注水开发水淹模式探讨分别采用数值模拟技术，流线模拟技术和虚拟示踪剂模拟技术。结合油藏实际开采效果，分析发现：大部分注入水先向下流动到底水区，然后在压差作用下驱动底水向生产井流动，生产井底水锥进严重，注水井与采油井之间的油层存在很大的未动用区域。该模式能成功解释注水抑制底水锥进效果不理想的原因。并得出向油层注水补充能量，不能有效抑制采油井的底水锥进的结论。该模式具有普遍适用性。控水开发政策主要讨论了隔板开发和水平井开发两种方式。隔板开发首先研究了人工隔板对底水水锥的抑制作用，然后计算讨论了隔板半径、隔板高度、隔板上油层的打开程度对底水油藏临界产量和见水时间的影响，认为隔板半径越大越好，应尽量大于30米，隔板与油水界面的距离为1/5油层厚度较好，隔板上的打开程度以0.7为宜。堵水时机在含水率曲线的拐点位置较好，一般在30%-35%左右。同时研究讨论了Y2油藏西北区的隔夹层类型、分布及其对底水锥进的影响。Y2油藏的天然隔板（隔夹层）按岩性具体分为2大类：高伽马隔夹层和高阻隔夹层。高伽马隔夹层分为：泥质隔夹层和杂基质隔夹层，高阻隔夹层分为：钙质隔夹层和致密隔夹层。统计分析了隔层的厚度分布以及夹层的频率分布和密度分布。夹层频率分布和密度分布与见水时间的关系整体趋势是频率、密度越大，见水时间越长。夹层对底水锥进抑制效果明显，因此，应合理利用天然隔板。水平井开采底水油藏具有明显的优势，能提高无水累积采油量，有比直井更高的提液能力。Y2油藏西北区地质、油藏特征适合加密水平井作业。结合目前井网分布，通过油藏工程方法和数值模拟方法分析认为水平段合理长度为210米，最优垂向位置为距离油水界0.8-0.9油层厚度处，平面位置应根据剩余油分布、构造和主渗透率方向来进行优选，由于水平井临界产量太低，考虑经济效益与直井的干扰，水平井合理产量定为20方/天。含水率大于92%后可考虑提液。其他常用的控水方法还有有排水采油法、油水井下分离法、压锥法、注气法、电磁加热法、注入井注水、聚合物、油水乳状液、泡沫和空气等方法。但都不太适合Y2油藏西北区。
陶自强[5]2005年在《碳酸盐岩潜山凝析气藏储量评价与开发综合研究》文中认为论文共有7 章组成,主要研究内容包括凝析气藏的识别与分类,凝析气井产能评价,可采储量标定方法,凝析气藏几个重要问题研究和千米桥潜山凝析气藏开发实践与思考。关于凝析气藏的识别和分类,论文总结了叁元组成判别法和相图判别法,并根据储层类型、驱动因素、凝析油含量和饱和类型进行详细分类研究。凝析气藏产能评价方法有稳定试井法、拟单相流法和两相拟压力法,确定凝析气井合理产量,通常采用节点分析法和极限流速法。结合理论研究和实际工作经验,总结归纳了凝析气藏可采储量标定的静态法和动态法。论文在以下几个方面取得重要研究成果:第一,组分变化对压降法储量计算的影响。经过理论推导和完善,论文提出考虑组分变化后的改进物质平衡法,计算结果更加符合油藏实际。第二,产量递减是预测凝析气田可采储量的重要方法。凝析气藏符合什么递减类型,干气、凝析油和井流体之间的递减关系尚不清楚,论文经过研究和大量的实际应用,发现叁者属于同一递减类型,递减率几乎相等,根据这种递减规律,可以同时预测干气和凝析油及总井流体的可采储量,实际应用效果较好。第叁,凝析油采收率是凝析气藏可采储量标定的难题。通过对板桥地区47 个已开发枯竭的凝析气藏实际资料的研究,明确了凝析油采收率的影响因素,并建立了相关的经验公式,完善了凝析气藏凝析油采收率标定方法。第四,由于反凝析作用的存在和凝析油的影响,水驱凝析气藏停喷压力预测存在比较大的困难。论文通过对板桥凝析气田实际资料的研究,得到了定容、弱水驱和强水驱气井的停喷压力计算公式,对同类型凝析气藏具有重要的参考价值。第五,千米桥潜山是20 世纪末东部地区发现的最大规模的凝析气藏。因此,论文对其进行重点研究。千米桥潜山储层属于裂缝系统,储层复杂、气水关系复杂、流体分布复杂,在原上报305×108m3储量研究的基础上,对重点区块进行储量复算,并有较大的缩减。论文通过压降法和弹性二相法,对叁个井区动态法储量进行核算,证明千米桥潜山投产井控制储层连通范围较小,未动用储量部署新井可以进一步增加动用储量,同时,论文对千米桥潜山下步研究提出具体意见。
丁亮, 刘玉亭, 张秀萍[6]2016年在《俄罗斯油气工业现状及中俄油气合作前景展望》文中研究表明俄罗斯是油气出口大国,中国是世界油气消费大国,两国又互为最大邻国,随着中俄政治互信程度的不断提高,两国在油气领域的合作将日益加深。通过对俄罗斯油气储量分布、潜力分析、生产现状、管理体制与政策及中俄油气合作现状进行系统的分析和总结,对目前俄罗斯油气工业发展有了新的了解和认识。2015年,俄罗斯石油探明储量为140×10~8t,占全球6. 0%,石油产量为5. 41×10~8t,占全球12. 4%,石油出口量达2. 55×10~8t,占全球12. 8%。西西伯利亚石油资源开发潜力巨大,伏尔加—乌拉尔油田后续操作成本较大,蒂曼—伯朝拉区域开发成本比较高,北高加索老油区剩余油分布零散挖潜难度大,东西伯利亚未来勘探开发潜力很大。俄罗斯约60%的石油产量出自俄罗斯石油公司、卢克石油公司和苏尔古特石油天然气股份公司,约70%的天然气产量出自俄罗斯天然气工业股份公司。化学驱和热采技术是俄罗斯油田工业化应用最广泛的提高采收率技术,中俄两国未来在油气领域合作潜力巨大。
参考文献：
[1]. 新疆油田低渗透孔隙型油藏未动用储量评价及开发研究[D]. 魏利燕. 西南石油学院. 2003
[2]. 杏76区块扶余油层井网适应性评价及开发指标预测[D]. 邵碧莹. 东北石油大学. 2017
[3]. 六间房油田Z103X1区块潜力分析及油藏工程方案研究[J]. 孟立娜, 周余. 中国石油石化. 2017
[4]. 底水油藏水淹规律及控水开发研究[D]. 彭小东. 成都理工大学. 2012
[5]. 碳酸盐岩潜山凝析气藏储量评价与开发综合研究[D]. 陶自强. 中国地质大学（北京）. 2005
[6]. 俄罗斯油气工业现状及中俄油气合作前景展望[J]. 丁亮, 刘玉亭, 张秀萍. 采油工程文集. 2016