海外油气田开发特点、模式与对策

基于中国石油公司20多年来海外油气田开发的经验,全面总结了海外油气田开发的特点、开发理念、开发模式及开发方案设计策略。海外油气田开发具有项目资源的非己性、合同模式的多样性、合作方式的复杂性等10大特点。基于以追求有限合同期内产量和效益最大化为目标的海外油气田开发理念,建立了早期优先利用天然能量开发、规模建产、快速上产、高速开采、快速回收的海外油气田开发模式。确定了适应不同合同类型的海外油气田开发方案设计策略,对于矿税制合同,优先开发富集且技术难度小的资源,依据合同规定的矿费变化确定早期投资进度、上产速度、开发工作量和产量;对于产品分成合同,高速开发,稀井高产,加快投资回收;对于技术服务合同,根据投资回报率确定方案的合理产量目标和工作量,确保高峰期产量和稳产期达到合同要求。     

海外油气田开发理念及技术对策

基于中国石油公司20多年来海外油气田开发的经验,全面总结了海外油气田开发的特点、开发理念、开发模式及开发方案设计策略。海外油气田开发具有项目资源的非己性、合同模式的多样性、合作方式的复杂性等十大特点。基于以追求有限合同期内产量和效益最大化为目标的海外油气田开发理念,建立了早期优先利用天然能量开发、规模建产、快速上产、高速开采、快速回收的海外油气田开发模式。确定了适应不同合同类型的海外油气田开发方案设计策略,对于矿税制合同,优先开发富集且技术难度小的资源,依据合同规定的矿费变化确定早期投资进度、上产速度、开发工作量和产量;对于产品分成合同,高速开发,稀井高产,加快投资回收;对于技术服务合同,根据投资回报率确定方案的合理产量目标和工作量,确保高峰期产量和稳产期达到合同要求。     

稠油油藏过热蒸汽吞吐开采效果综合评价

过热蒸汽吞吐井生产效果受油藏地质特征(储集层有效厚度、净毛比)、开发状况(采出程度、综合含水)及注汽因素(注汽强度、注汽速度、注汽温度和过热度)等诸多因素的影响。在对各影响因素逐一分析的基础上,建立影响因素集,利用各因素和吞吐井产量之间的相关性确定各因素的权重;将各因素的实际数值无量纲化,分别计算其测度值;采用综合评判方法确定各影响因素的综合测度值。统计肯基亚克油田已吞吐井影响因素综合测度值与开发效果之间的关系,发现综合测度值越高,开发效果越好,二者之间具有很好的对应关系,以此建立过热蒸汽吞吐开发效果综合评价模版,在实际应用中该模版总符合率达到96%,具有较高的可信度。图5表6参21     

肯基亚克油田盐上边水稠油油藏开发方式转换研究

哈萨克斯坦肯基亚克油田盐上边水稠油油藏经过多年衰竭式开采,边水突进,导致油井含水率高,产量低,采出程度低,亟待转换开发方式。为此,开展了热水驱、聚合物驱、饱和蒸汽驱、过热蒸汽驱的室内物理模拟和数值模拟对比研究。结果表明,对盐上油藏中侏罗统油层采用300℃(过热度为50℃)过热蒸汽开发效果最好,驱油效率最高可达到91.7%,对其开发指标进行数值模拟,预测采出程度最高可达47.96%。过热蒸汽吞吐现场先导试验也取得了显著的效果,单轮次吞吐平均单井增油量为1700t,平均含水率下降了13.6%。可见,过热蒸汽驱是适合该油藏储层特征和当前油藏状态的最佳开发方式。     

水平井挖潜剩余油抽象模型的建立及适应条件

水平井是挖潜剩余油的重要手段,但由于地层中剩余油存在的空间形态复杂,对水平井挖潜剩余油的适用条件并不清楚.通过对剩余油的空间形态进行抽象处理,建立了水平井挖潜剩余油的抽象模型.依据实际剩余油的分布特点,利用抽象模型建立的数值模拟模型研究了水平段纵向位置、水平段长度、剩余油形状、剩余油面积、油层厚度和生产压差6种因素对水平井挖潜剩余油开采效果的影响.结果表明,长宽比为4的长条形,厚度为6m以上,面积达到0.04km2以上的剩余油适宜利用水平井进行挖潜;水平段长度为剩余油长度的0.8倍,位于油层顶部1/3处的水平井进行挖潜能获得最佳效果.     

高含水期剩余油分布数值模拟的平面网格划分

从数值模拟对高含水油田富集剩余油分布的描述出发，研究了平面网格对富集剩余油刻画精度的影响，提出了平面网格的划分原则，即整个数值模拟的模型最大平面网格尺寸不超过所关心最小富集剩余油面积的1／9。在这种网格尺寸下，有可能更好地刻画剩余油分布面积大于所关心最小富集剩余油面积的富集剩余油，量化了高含水期剩余油分布研究中数值模拟所必须到达的平面网格尺寸精细程度。     

改进的混合单元格法预测最小混相压力

最小混相压力(MMP)是确定油藏能否达到混相驱的关键参数。混合单元格法作为一种计算MMP的方法具有快速、方便的优点,但在实际应用中常常难以找到斜率为0的关键系线,并且需要在临近MMP时作指数式拟合外推,从而导致预测结果存在较大的不确定性。为此,文中提出一种基于系线长度最小值变化规律的改进混合单元格方法。首先利用混合单元格法的气液混合过程计算得到系线长度曲线,研究系线长度曲线和临界点随压力的变化规律,提出了改进混合单元格方法的计算步骤,最后通过实例进行对比验证。研究表明,改进的混合单元格法克服了原方法搜索关键系线的不稳定性和参数拟合的不确定性。通过与4组已发表的算例对比,该方法与混合单元格法、系线解析法和细管实验法具有相近的计算结果,平均相差分别为1.07%,5.15%和4.20%,具有较好的稳定性和较高的预测精度。     

稠油油藏注过热蒸汽加热半径计算新模型

过热蒸汽注入油层后,经历了从过热蒸汽到湿蒸汽再到热水的相态变化过程,在加热区内形成过热区、蒸汽区和热水区,因此以注普通湿蒸汽为基础的传统加热半径计算模型对其不再适用。为了准确计算注过热蒸汽的加热半径,结合注过热蒸汽过程中油层温度分布的实际情况,根据瞬时热平衡原理,构建了一个新的稠油油藏注过热蒸汽加热半径计算模型。结果表明:新模型计算结果与CMG STARS数值模拟计算结果吻合较好,最大相对误差为7.4%,新模型具有正确性;虽然提高井底蒸汽过热度对扩大加热区范围并无明显作用,但其能有效增大井筒附近过热区半径。     

特低渗透各向异性油藏平面波及系数计算方法

特低渗透油藏常表现出非达西渗流和渗透率各向异性的特征,为了解决特低渗透各向异性油藏水驱平面波及系数的理论计算问题,通过构建考虑启动压力梯度的非达西流管模型,利用坐标变化将渗透率各向异性油藏转化为等效各向同性油藏,推导了特低渗透各向异性油藏五点井网油井见水时间和平面波及系数的计算公式。该方法可用于定量表征特低渗透各向异性油藏水驱平面动用程度,为特低渗透各向异性油藏开发设计和评价提供理论依据。以鄂尔多斯盆地某特低渗透各向异性油藏为例,利用该方法分析了启动压力梯度、渗透率各向异性系数和注采参数对特低渗透各向异性油藏平面波及系数的影响,结果表明,当油藏渗透率各向异性较强时,注入水沿主渗透率方向快速突进,导致平面波及程度低,可通过优化井排距、增大注采压差或者井网加密的方式,减小死油区,以提高注入水的波及程度。     

稠油油藏反九点井网非活塞水驱平面波及系数计算方法

为更准确迅速地计算稠油油藏反九点井网水驱波及系数,更有效地进行井网评价,根据正方形反九点井网的对称性,将其划分为2个对称的渗流单元,从非达西渗流出发,运用流线积分法推导了既考虑启动压力梯度又考虑油水黏度比的普通稠油油藏正方形反九点井网非活塞式水驱平面波及系数计算公式。利用该公式分析了启动压力梯度和注采参数等因素对普通稠油油藏正方形反九点井网水驱平面波及系数的影响,进而对哈萨克斯坦NB常规稠油油藏现有井网进行了评价,并提出井网调整方法。研究结果表明:减小井距或增大注采压差能有效增大常规稠油油藏平面波及系数,油藏的启动压力梯度越大,注采压差和井距大小对平面波及系数影响就越明显。