用试井资料确定双重介质油气藏面积及边界形状

本文提出了利用矿场压力恢复试井资料,确定双重介质油气藏单井控制面积大小及其边界形状的方法。文中结合现代试井和常规试井分析法,导出了有关的分析公式,给出了矿场实测资料的处理方法、分析步骤等。通过多口井实测资料的处理分析表明,该方法具有快速准确地确定双重介质油气藏单井控制面积大小及其油气藏边界形状的特点。无疑,这对估算储量及指导生产、了解油气藏具有一定的意义。     

基于单井资料的早期油藏评价

以一个单井探明的油藏为例，阐述了利用第一口出油探井资料进行油藏区块评价的基本流程，该流程包括：①通过储层的岩性、物性、电性和含油性研究评价储层的静态特征，结合构造研究成果建立油藏的静态地质模型；②以试井资料分析为主，结合钻井工程和地质录井资料，评价油藏动态特征；③在上述研究基础上，估算油藏区块静态风险储量和单井控制储量；④应用节点分析法进行油藏产能规划，以动态资料评价产能。近５年的开采动态表明，评     

动态龟背图法计算气藏单井控制地质储量

气藏开发进入中后期经常需要对现有井网开发效果进行评价,评价过程中需要对单井控制储量进行准确计算。利用容积法计算气藏单井控制地质储量的过程中,传统的单井控制面积的确定方法如算术平均法和泰森多边形(Voronoi)图法等忽略了储层非均质性及气藏开发压力传递特征等影响到单井控制地质储量计算结果的重要因素。首先借助气藏试井、动态监测及生产数据等动态资料,计算出单井动态储量,将单井动态法储量作为该井对井区单井控制面积的控制能力因素融入到龟背图的绘制过程。这一新的控制面积确定方法表明:动态龟背图法计算气藏单井控制地质储量是在传统的龟背图法的基础上,借助单井动态资料对单井控制面积的计算方法进行修正,由此得到的计算结果更为合理。     

单井和区块动储量评估方法优选及应用——以某断块小气藏为例

气藏动态储量是气藏开发方案编制和气藏评价的重要依据之一。为提高气藏动储量估算的一致性和准确性,以某整装小断块气藏为研究对象,对物质平衡法和现代产量递减法等7种单井动储量估算方法进行了对比评价和敏感性分析,并提出了分析中可能会遇到的几种问题。同时研究了井间干扰对动储量估算的影响,并比较了单井累加法和多井Blasingame法在区块动储量估算中的准确性。结果表明,对于单井动储量估算,现代产量递减法操作简单、估算结果稳定、平均误差小于1%,相比之下,常用的物质平衡法在直线段拟合上缺乏稳定性和准确性。因此,推荐使用现代产量递减方法进行单井动储量估算。其次,对于区块动储量估算,多井Blasingame法是一种有效解决井间干扰的方法,只需使用一口井即可估算整个区块的动储量。使用该方法对10口井进行全区动储量估算,结果显示10口井各自得到的区块动储量均收敛于一个值,即断块动储量。最后,探讨了井控范围内的采出程度。针对采出程度低的井,建议保持气藏压力、提高气体的膨胀性以提高采收率。     

试油资料在油气勘探与储量计算中的应用

利用试油资料不但可以对油藏进行早期评价,同时在某些情况下,还可以对油气藏进行地质储量预测,尤其是对于裂缝型、岩性封闭以及断块型等复杂油气藏更为有效。对赵57井断块砂岩油藏和长3井裂缝性油藏试油资料分析,利用“动态法”进行单井控制储量计算,为正确估算油藏储量提供依据。     

利用数值模拟结果计算油藏水驱波及指标

根据波及系数的定义，利用数值模拟计算的结果，给出了考虑油水弹性作用后油藏水驱波及系数的计算方法，同时给出了含水率分布、水淹级别、单井控制储量的计算方法。并利用实际的油藏资料对以上参数进行了实例计算，结果证明文中给出的方法实用有效，提高了数值模拟后结果的可利用性和直观性，有利于指导油藏增产措施的分析和实施。     

单井新增可采储量和单井控制储量的关系

基于对石油可采储量计算方法行业标准中所列水驱砂岩油藏采收率计算公式的筛选结果,推导出了单井新增可采储量和单井控制储量的关系,结果表明单井新增可采储量与单井控制储量的平方成正比。对关系式系数进行了讨论,认为可以通过分析动态资料或类比驱油效率与单储系数的比值确定系数值,从而得到了考虑动态影响的关系式。典型油田应用结果表明,本文推导的关系式具有较高的预测精度,可以作为评价油田经济合理单井控制储量和经济合理井网密度的基础。     

低渗透气田单井控制储量计算的流动单元方法研究

低渗透储层具有物性差、非均质性强, 存在天然微裂缝以及储层连通性各向异性等特点。因此进行单井控制储量计算时, 如果简单地采用通过划分单井控制面积这种传统的方法来计算, 计算结果将会出现与真实值不符的现象。本文结合流动单元的划分原理以及低渗透气田储层特征, 提出了流动单元法计算单井控制储量, 即先划分流动单元, 再以流动单元体为计算单元计算单井控制储量。最后与通过划分单井控制面积法计算得到的单井控制储量及通过动态储量计算方法计算得到的单井动储量进行对比分析, 其结果论证了流动单元法计算单井控制储量的科学性和实用性, 使流动单元的研究在低渗透气田油藏精细描述中得到了进一步的推广和应用。     

新场气田沙二段低渗透气藏水平气井控制储量计算

新场气田沙二段气藏属低渗、低水干气气藏,该气藏水平井单井控制储量计算难度大,在理论研究、方法学习、现场验证和结果对比分析的基础上,利用动态监测资料计算水平井单井动态储量.主要利用产量递减法、流压法和产量不稳定法、历史拟合分析法计算动态储量.分析认为,产量不稳定法和历史拟合法计算结果较为可靠,实际应用中可综合利用这4种方法进行沙二段气藏动态储量计算.单井控制储量的计算为沙二段气藏气井的合理生产提供了依据.     

夏72井区风城组油藏早期评价

由于动态监测资料录取较少,造成对夏72井区单井动态控制储量、控制面积、压力保持状况和产能状况等认识不清。对历史不稳定试井资料综合分析表明,该油藏是一个低渗透性、异常高压油藏,采用大型压裂工艺可以改善开发效果。对单井范围内地层压力、污染状况、储层物性参数的变化进行评价,根据生产历史资料,给出了单井动态控制地质储量和剩余储量,对该区块的整体开发起到了很好的指导作用。     

应用DST和电子压力计试井资料对胜海区进行油藏评价

运用试油、测试及电子压力计试井资料对位个渤海湾浅海埕岛油田北区的胜海区进行油藏描述和评价。以油藏地质研究为基础，应用油藏动态条件下的测试资料描述胜海地区油藏压力、温度特征，判别油藏渗透性与非均质性，搞清其流体性质及分布规律，分析其油藏产能特征及影响因素，确定油藏动态储量及边界距离，为今后本区的勘探和开发提供准确的油藏参数和分析依据。     

一种碳酸盐岩凝析气藏储量的计算方法

碳酸盐岩凝析气藏地层压力下降到露点压力以下时,凝析油在地层及井筒内析出,井口产气量、产油量与井底产气量、产油量之间存在差异,导致储量计算存在困难。通过经验公式拟合得到露点压力,当地层压力大于露点压力时,将井口产油折成气,按单相气求取凝析气储量,再通过气油比折算凝析油储量和干气储量;当地层压力小于露点压力时,地层出现多相流,分别计算干气储量和凝析油储量;实例对比分析表明,该方法的计算结果准确可靠。     

水驱封闭油藏油井压力动态特征研究

将水驱油藏考虑为复合油藏，建立了复合水驱油藏中油井试井分析的数学模型，利用拉普拉斯变换方法获得了数学模型的解，在此基础上，利用数值反演方法计算了复合水驱油藏油井的试井分析典型曲线，对典型曲线进行了分析，得到了渗流特征，文中的研究为水驱油藏中油井的试井分析提供了理论基础。     

稠油油藏边水推进规律物理模拟实验

在边水活跃的稠油油藏开发过程中,因边水侵入而导致油井含水率上升快、采收率低,开发效果较差。为认清稠油油藏边水推进规律,在明确其地质及开发特征的基础上,建立储层均质及非均质二维可视化物理模型,对单直井、双直井和单水平井3种不同井型开采条件下边水推进规律及其对剩余油分布的影响进行实验研究。结果表明:不同井型开采条件下,均质油藏边水均沿压力梯度最大处向油井推进,非均质油藏边水主要沿压力梯度最大处和高渗透区推进;相同井型开采条件下,均质油藏边水推进前缘较为明显,采出程度高于非均质油藏。双直井开采条件下,储层采出程度远高于单直井,即增加油井数有利于采出程度的提高;对比单直井和单水平井条件下储层采出程度,水平井具有更好的开采效果。     

濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驱提高采收率试验

水驱废弃的高温高盐油藏,化学驱提高采收率的发展受到限制,为了探索进一步提高油藏采收率的新途径,在濮城油田沙一段水驱废弃油藏开展了CO2/水交替驱先导试验。通过细管实验确定了该区CO2驱的最小混相压力,利用长岩心物理模拟开展了完全水驱后CO2/水交替驱替实验。结果表明,该区注CO2的最小混相压力为18.42 MPa,目前油藏条件下,CO2/水交替驱可提高采收率35.89%。现场优选了1个井组开展先导试验,生产动态资料表明,地层压力保持在最小混相压力之上,产出油质变轻,驱替达到了混相,单井最高增油量16 t/d,采出程度提高5.15%。研究表明,CO2/水交替驱可以获得比水驱更高的采收率,试验规模可以进一步扩大。     

提高断块油藏采收率技术研究

针对濮城油田断块油藏非均质严重、采收率低等问题,通过剩余油类型及其分布分析,提出了该类油藏提高采收率的措施和技术支持。依靠多元配套技术,完善注采井网,提高驱油控制储量,从而提高区块采收率。     

委内瑞拉奥里诺科重油带油藏特征及开发潜力

奥里诺科重油带位于东委内瑞拉盆地南部斜坡带,总面积55 000 km2。重油带油藏埋深350~1 200 m,储层主要为渐新统和中新统未固结砂岩,平均孔隙度33.4%,平均渗透率4 760×10-3μm2;油层温度40~55℃;油藏压力为常压;超重油重度为7.5°~9°API,原地黏度介于1 000~6 000 cp;油藏有效厚度为6~120 m左右;探明原始地质储量11 220×108bbl,可采储量2 600×108bbl。重油带共有5个开发区块,日产油量约72×104bbl,已形成一套经济可行的开发技术系列。重油带开发区块动用的可采储量仅占重油带可采储量的3%左右,尚具有巨大的勘探开发潜力。     

挥发性油藏PVT数据矫正新方法对动态预测的影响

针对挥发油多次脱气实验过程中存在大量储罐油损失而导致实验数据不能直接用于油藏工程计算的问题,提出采用等容衰竭实验数据逐级压力矫正多次脱气实验数据的新方法。新方法不同于已有的采用单次脱气实验数据矫正多次脱气实验数据的Terry⁃Rogers方法。两种方法实例矫正对比表明,Terry⁃Rogers方法仅适用于传统黑油,对挥发油会出现不符合物理的矫正结果;新方法考虑排出气中储罐油含量随压力的变化规律,适用于传统黑油和挥发油,且在饱和压力下的矫正结果接近Terry⁃Rogers方法。最终,以物质平衡和油气两相渗流为原理,建立快速预测溶解气驱油藏动态的简易迭代方法,并对不同类型原油的实验数据以及Terry⁃Rogers方法和新方法矫正得到的数据对开发动态的影响进行计算对比。结果表明,典型黑油实验数据可直接用于油藏工程计算;原油的挥发性越强,新方法矫正数据计算原油采收率较实验数据计算原油采出程度更高,实例中强挥发性原油实验数据计算原油采出程度相对于新方法误差高达-13.82%.     

石油企业油藏经营管理的理论及方法探讨

通过系统分析国外油藏经营管理的内涵、基本特点、主要做法和最新进展，对比指出了中国石油企业推行油藏经营管理的有利条件；结合中国石油企业的实际情况，探讨了中国石油企业实行油藏经营管理的主要方法。中国石油企业应重点把握油气储量评估、储量资产经营、老油田精细管理和油气资本运营等重要环节，通过采用新的体制和机制，努力降低储量开采成本，达到资源利用和经济效益最大化的目的。     

辽河油田勘探阶段原油采收率研究

如何正确评价油气田勘探的成果,并为开发提供可靠的物质基础,是可采储量研究工作者所追求的目标。随着中油股份公司海外成功上市及中国加入WTO,对我国储量评估工作与国际通用标准接轨已势在必行。因此,有必要对可采储量计算中的参数进行认真选取,对计算方法进行充分研究和总结。在不增加勘探工作量的前提下,尽可能将油气田可采储量计算得更加接近客观实际。在收集辽河油区已开发油田的182个开发单元的静、动态资料的基础上,对影响采收率的因素进行了分析,采用多元回归、灰色理论分析方法建立数学模型,经过分析筛选,得出了适合辽河油区不同类型油藏采收率类比标准序列及经验公式,为勘探阶段采收率的标定提供了依据。该公式适用性较好,有一定的推广应用价值。