兴隆台潜山带变质岩油藏采收率计算方法

在兴隆台潜山带亿吨级新增探明储量申报过程中,从石油地质储量到可采储量计算的关键是要合理、准确地确定采收率,它是衡量油田开发效果和开发水平的重要指标.由于油藏处在开发初期,受资料所限,采收率只能应用经验公式法、经验取值法、类比法和数值模拟法求取.取值合理与否的关键是明确影响采收率的主控因素.通过分析,明确了影响变质岩潜山油藏采收率的主控因素包括储集岩岩石类型、储层物性、油藏驱动类型、油藏类型和地层原油粘度等.通过类比主控参数,确定类比油藏为边台潜山,相对准确地确定了兴隆台潜山带石油技术可采储量,为亿吨级探明储量的申报奠定了基础.     

低渗透油藏渗吸采油主控因素

渗吸采油是利用低渗透油藏自身的毛管压力,强化基质与裂缝间的油水置换,从而有效提高采收率的一项新技术。目前关于渗吸采油的基本规律缺乏系统研究,对其主控因素不明确。使用高温高压渗吸仪,以渗吸采收率为指标,系统评价储层特性、流体性质和边界条件等3类7项参数对岩心自发渗吸作用的影响。使用灰色关联分析法对各影响因素进行权重分析。结果表明：低渗透油藏渗吸采收率随着岩心渗透率和长度的增大而减小。油藏温度升高,原油黏度降低,渗吸作用增强,渗吸采收率增大;两端开启岩心渗吸采收率高于周围开启岩心;油水界面张力越低,岩石表面亲水性越强,渗吸采收率越高;裂缝越多,渗吸采收率越高。各影响因素权重由大到小依次为：岩石润湿性、油水界面张力、裂缝条数、油藏温度、端面开启位置、岩心渗透率和岩心长度,其中油水界面张力、岩石润湿性和裂缝条数与渗吸采收率的关联度均在0.95以上,为渗吸采油主控因素。     

《真武油田改善水驱提高采收率研究》通过验收

通过3年来的攻关研究,由江苏油田分公司承担的中国石化股份公司科技项目《真武油田改善水驱提高采收率研究》2014年4月22日在京顺利通过了验收。该项目完成了不同类型油藏开发效果评价、油藏精细描述、储层时变规律、剩余油潜力评价、改善水驱提高采收率技术对策等多方面的研究，建立了高含水油藏直井和水平井组合开采的经济界限模版。目标区块经过调整，新增了较为可观的可采储量，提高采收率2．2％，并形成了定量评价水淹层的“含水率-电阻率比值法”、超高含水阶段储层参数时变规律研究新方法等创新性成果。     

砂砾岩油藏采收率的影响因素与预测

国内上报和动用探明储量中,砂砾岩油藏比例明显有所上升,准确地标定可采储量,为有效开发和及时评价提供依据,而目前还没有考虑砂砾岩油藏的特殊储层与渗流特征的采收率预测方法。通过调研砂砾岩油藏开发实例及相关资料,选取典型的胜利油田砂砾岩油藏,详细研究了砂砾岩油藏的渗流机理与开发特征,确定了影响砂砾岩油藏采收率大小的主控因素,建立了适于砂砾岩油藏采收率标定的计算方法。对类似砂砾岩油藏采收率的标定具有重要意义。     

濮城油田沙一段储层宏观非均质性及其对剩余油分布的影响

储层的非均质性是影响油气藏油、气、水渗流及油气采收率的主要因素之一。因此,进行储层非均质性研究,找出其影响规律,对于搞清油藏剩余油的分布、采取合理性措施、提高采收率显得十分必要。利用测井多井评价资料求取的储层参数,结合岩心分析资料,对濮城油田沙一段储层层内、层间、平面非均质性进行了多角度的研究。结果表明：研究区整体上属于强非均质性储层,其储层非均质性受沉积环境和成岩作用控制,是影响注水开发效果的主要因素。     

低渗透油藏CO2驱采收率评价理论模型

经过多年开发实践,针对低渗透油藏CO_2驱提高采收率作用机理等方面的研究已相对成熟,但油藏工程理论研究尚不完善,目前尚无针对低渗透油藏CO_2驱采收率评价的理论模型。基于低渗透油藏CO_2驱提高采收率作用机理,利用广义油藏工程方法,筛选用于CO_2驱采收率评价理论研究的基本相似准则及关键参数,建立能够表征低渗透油藏CO_2驱开发特点和提高采收率作用机理的主控因素表征函数,构建低渗透油藏CO_2驱采收率评价理论模型。依据代表性低渗透油藏CO_2驱开发实际参数,应用单因素虚拟开发模拟方法求解出该模型的各项系数。利用多因素虚拟开发模拟方法分析该模型的适用性,通过对比油藏实际采收率与理论模型公式计算采收率验证该模型的可靠性。研究表明,低渗透油藏CO_2驱采收率评价理论模型具有较好的适用性和较强的可靠性,对定量评价低渗透油藏CO_2驱开发效果、完善低渗透油藏CO_2驱评价方法和油藏工程理论研究提供了理论依据和技术支持。     

灰色系统理论在类比法确定热采稠油油藏采收率中的应用——以辽河油田J612油藏为例

类比法是新发现、新开发或开发初期油田或区块确定采收率的常用方法.类比参数的确定、类比油藏的选择成为合理确定目标油藏采收率的关键.通过采收率经验公式确定类比法评价参数,运用层次分析法确定评价参数的加权关联度,进行多目标决策理想点法优选美比油藏,最终确定目标油藏采收率.     

砂砾岩油藏影响压裂效果关键地质力学因素研究及应用

地质工程一体化技术是致密砂砾岩油藏实现效益开发的有效途径,地质力学参数在地质工程一体化中起桥梁作用。以准噶尔盆地中拐—玛南地区上乌尔禾组砂砾储层为例,分析了影响储层压裂效果的关键地质力学因素。首先,通过研究乌尔禾组储层岩石力学参数与声波、体积密度间的关系,揭示储层岩石力学参数的响应机制,并建立储层岩石力学参数的测井计算模型,基于已钻井压裂和测井资料,建立了地层孔隙压力多参数预测模型和地应力计算模型;然后采用灰色关联法研究了地质力学参数与米采液指数的关联程度,明确了影响压裂效果的地质力学主控因素依次为水平应力差、脆性指数、弹性模量、抗张强度以及单轴抗压强度;最后利用层次分析法构建了综合考虑主控因素影响的储层压裂工程评价模型,为研究区储层压裂优化设计提供了依据。     

渤海天然能量开发砂岩油藏采收率经验公式研究

采收率是评价一个油田开发效果的重要参数,目前,对注水开发砂岩油田、稠油热采及底水碳酸盐岩油藏的采收率预测方法做了较多的总结和较深入的研究,但是,对于天然能量开发的砂岩油藏采收率预测方法研究较少。分析了影响天然能量开发砂岩油藏采收率的主要因素,重点分析了油藏的流度、储层的变异系数及井网密度对采收率的影响,采用多元回归方法建立了采收率的预测公式,利用渤海砂岩油藏天然能量开发的实例对回归的经验公式进行了验证。结果表明:所建立的预测公式在计算海上天然能量开发砂岩油藏采收率方面具有较高的精度,将为今后海上天然能量开发砂岩油藏的开发评价、编制开发方案提供可靠依据。     

综合运用核磁共振、地层测试、井测试和岩心资料计算渗透率

渗透率是进行油藏评价和井眼评价的关键参数，准确求取渗透率是储层预测和制定生产计划的关键步骤。不同方法求取的渗透率往往差别较大，常导致油藏评价和产能评价结果存在差异。本文探讨如何运用现场数据有效确定渗透率，如何将核磁共振测井(NMR)渗透率校准到电缆测试(MDT)渗透率或常规岩心渗透率，并将计算结果用于油藏评价和井评价。通过计算岩心测试实验中的毛管压力，得出准确的渗透率值，用这些准确值校准NMR渗透率数据，再将校准值和模拟值与标准的井眼测试数据(DST)进行对比。研究结果表明，如果这些不同方法求得的值能够很好地匹配，便可确定一个准确的井生产模型。     

提高油气储量精度的关键

油气探明储量是勘探阶段的最终成果,又是编制开发方案和油田建设投资决策的重要依据,因此探明储量精度是勘探头等重要的大事。如何提高油气探明储量的精度,关键是要在油田评价勘探(详探)中,求准储量计算的参数,即:含油面积、油层厚度、含油饱和度、体积系数、原油密度和采收率。     

原油采收率影响因素探讨及油藏综合分类

影响采收率的因素大体上可以分为油藏地质特征与开发、采油技术两大类。对于勘探阶段或开发初期新提交探明储量的油藏,影响采收率的因素主要是油藏地质特征。合理的综合油藏分类是采用类比法和经验值取值法的基础。单一因素的油藏分类方案很多,例如据圈闭类型、原油物性、岩石类型、岩石物性的分类以及根据油藏的原始驱动类型分类等等。这些单因素分类方案对于估算采收率都有一定的片面性。利用400多个已知油藏资料,在各类油藏地质特征与采收率的相关统计基础上,确定了油藏综合分类原则与依据。以估算采收率为目的,建立了一套新的综合油藏分类方案。     

油田稳产界限分析方法研究

统计分析国内外47个结束稳产期的油田实际资料,研究了油田稳产期的特征和一般规律,应用统计预测方法建立了稳产时间与稳产阶段采油速率、稳产时间与剩余可采储量采油速率的定量关系。只要能确定合理的采油速率,就可以保证油田较长时间稳产,认为保持可采储量采油速率2.5%、剩余可采储量采油速率8%,是油田至少稳产10a的界限经验值。从油藏工程原理出发,依据油田开发特点,研究了确定保持油田稳产的合理采油(液)速率的方法,对埕北油田、大庆油田进行了实例分析。图3表1参4（张永庆摘）     

注水开发油田高含水期开发技术经济政策研究

对高含水油田开采技术经济政策界限的确定以及其他调整与措施，关系到油田的开发水平和总体经济效益。注水开发高含水期油田开发技术经济政策方法有：地质条件和开发效果双体系评价分类方法．原油成本分类与预测方法，油井经济极限指标的计算方法，油田开发项目经济开采年限的确定方法．经济可采储量的计算方法。基于水驱特征曲线的图版拟台方法。注水开发油田高含水期开发技术经济政策应用研究包括：中高含水砾岩油藏开发效果评价，可变成本的预测，油井经济极限指标、经济可采储量指标、含水上升率等指标的计算。     

致密油生产动态特征及可采储量评估方法

致密油生产动态特征分析和可采储量评估是当前储量评价工作的难点之一。与常规油藏不同,致密油井产量受储层品质和大型压裂工程技术双重因素影响,压裂工程强度越大,致密油层的产量越高;相同压裂工程技术条件下致密油层品质越好,产油量越大。因此,储量评估中致密油层段仍需划分有效层与非有效层。致密油单井生产动态具有"两段式"特征,初期产量高、递减率大,中后期产量低、递减率减缓,在生产早期阶段,常规产量递减曲线法评估可采储量具有较大不确定性。基于致密油生产动态特征分析,针对早期生产阶段提出了两种可采储量评估方法,一是物质平衡时间法,主要用于评估试采阶段出现边界流动特征的单井可采储量,评估结果较为客观;二是产量类比法,主要用评估短期测试井的可采储量。从而为致密油单井可采储量评估提供了一套客观简便的方法。     

东濮凹陷濮城下第三系含油气系统运聚系数研究

一个含油气系统的油气运聚系数是指其油气聚集量(或资源量)与生烃量之比,它是油气资源评价的关键参数之一.东濮凹陷濮城下第三系含油气系统为勘探程度高、地质认识程度高及油气资源探明程度高的地质单元,是一个洼中隆构造.其供烃边界分布清楚,对油气藏特征、成藏条件、及成藏历史认识深刻,可视为一个由油气运移分割槽所围限的、具有相似油气运移特征的,独立和完整的油气运聚单元.油气运聚系数研究是评价各地质要素对油气运聚效果的综合影响,用盆地模拟方法计算出最大生烃灶的有效烃源岩的生烃量,然后以现今已经聚集的探明油气地质储量为基础,利用油藏规模序列法及翁氏旋回法预测出最终可探明的油气地质储量,近而反算出该含油气系统的油、气运聚系数分别为12.9%～15.6%(油)和0.905%(气),该结果对地质条件相似地区的油气运聚系数研究及选取具有参考意义.      

济阳坳陷未来10年石油探明储量增长趋势分析

济阳坳陷经过40多年的勘探,目前正处于隐蔽油藏勘探阶段,但仍有较为雄厚的剩余资源基础。通过多种方法预测,济阳坳陷未来10年探明储量仍会相对稳定增长,而岩性、第三系地层、潜山等隐蔽类油藏储量所占比例将会成为主体。为了保障未来探明储量的稳定增长,必须采取一些相应的勘探对策。     

用系统动力学方法研究油藏管理

油藏管理是实现油田高效开发的重要途径,是一项系统工程。该文引入系统工程中的系统动力学方法研究油藏管理,将油藏管理视为一个系统,开展系统分析和系统结构研究,指出油藏管理系统由油藏资源、生产（管理）、技术（管理）、组织管理等4个分系统组成。选取油藏资源与生产管理分系统为研究重点,对其相互作用机理进行研究,并在此基础上构建生产-资源复合系统的系统动力学仿真模型,并以SL等油田的实际数据和资料进行仿真实验,分析采收率、年勘探开发总投资、新增探明地质储量、年原油产量、储采平衡率等油藏管理关键指标之间的关系,就如何确定合理的原油产量和储量目标、提升油藏管理水平,提出了“合理原油产量目标是关键、优化勘探开发投资比例和聚焦提高采收率”的相关建议。      

利用油藏地质参数建立翁氏旋回区域模型

在合理开采的基础上，石油产量变化规律主要取决于油藏的石油地质特征，利用油藏基本地质参数探明石油地质储量，可采储量，油层孔隙度，地面原油密度等，可以建立翁氏旋回模型－－一种石油年产量预测方法－－方程系数B的地区性求解方程，在此基础上，根据翁氏旋回模型的收敛特性，以可采储量，原油初产量拟合误差最小为约束条件，利用迭代方法可以计算出系数c,n，从而在早期建立油藏的翁氏旋回产量预测模型，利用济阳坳陷21个油田及世界各地10个油田的数据分别进行研究，证明这一方法是可行的，该方法可用于油田开发初期计算经济可采储量，评估地质储量，合理制定产量发展指标等。     

PI决策技术在中原油田的应用

中原油田是一个复杂断块砂岩油气田 ,储集层埋藏深 ,渗透率低 ,非均质严重。进入高含水开发期以来 ,高渗透层段 (或条带 )水淹严重 ,而中、低渗透层吸水很差或根本不吸水 ,剩余油比较富集。这部分油单靠强注强采、加密井网以及其它常规工艺措施很难采出来 ,而三次采油成本很高 ,且注入水波及系数也难以有大的提高。对PI决策技术在油藏整体调剖堵水方面的进一步研究证明 ,通过PI决策整体调剖 ,能有效地封堵高渗透层或条带 ,使油藏在平面和纵向上压力指数值基本接近 ,力求达到储集层在平面和纵向上均质化 ,改善中、低渗透层 (或条带 )的吸水状况 ,提高注入水波及体积和注入水利用率 ,遏制油田含水上升速度 ,提高水驱采收率 ,延长油田稳产期。对中原油田 1 3个区块的PI决策整体调剖分析和评价 ,证明无论是在油藏吸水状况、产能及含水变化态势、水驱采收率变化 ,还是在经济效益等方面 ,都有较大的改善 ,油田开发水平明显提高。图 2表 3参 3 (王元胜摘 )