任11井潜山油藏改建地下储气库的分析

根据任11井潜山油藏的地质和周边环境情况，分析了任11井潜山油藏改建地下储气库油、气、水三相渗流，气驱渗流阻力，气库的密封性，库容规模，钻井井位布置，老井处理及地面安全距离等需要解决的问题，提出了相应的建议和研究的方向。     

任11井潜山油藏改建地下储气库库容评价技术

通过任11井油藏注气地质特征综合评价和水驱开采特征的研究，认为任11井油藏具备改建地下储气库的地质条件。对任11井裂缝性底水油藏改建地下储气库后的库容评价进行了研究，重点开展了室内实验、数值模拟研究，借鉴华北雁翎油田注氮气驱油现场试验经验，进行了类比计算等油藏工程研究。综合利用已有的认识和结论建立了任11储气库的三维数值模拟模型。在精细历史拟合的基础上，对库容和溶解气量等重要基础参数进行了指标预测。结果表明，任11井油藏改建储气库后，可以形成30×108 m3的库容。     

苏桥潜山地下储气库完井工艺配套技术研究

苏桥储气库是华北油田自行设计、独立建设的首座储气库。面对多变的完井方式和复杂的地质结构,采取了多项工艺措施,如屏蔽暂堵技术,水平井或斜井洗井,施工液的研制创新,储层酸化改造,及管柱防硫性能等措施。建议在储气库前期或注采第一个周期结束,对施工液彻底抽排,避免施工液对地层造成重复伤害。     

永22潜山油气藏改建地下储气库可行性评价

经过多年的评价论证,华北油田永22潜山储气库于2009年开始钻探。从油气藏的构造特征、储层特征、断层及盖层的封闭性、储气库的容积计算等方面综合评价了永22潜山油气藏改建地下储气库的可行性。根据储气库规划设计原则确定了建库方案：在潜山构造高部位新钻5口水平井作为注采井,既能保证单井的高注采量,又能充分利用现有地面设施,可节约大量投资。     

海拉尔盆地裂缝性潜山油藏合理开发方式研究

针对苏德尔特油田布达特群潜山油藏具有裂缝型油藏和双重孔隙介质油藏两种储层介质类型的特点．参考国内外潜山油藏开发的经验，结合油藏工程方法、数值模拟方法，对苏德尔特油田潜山油藏合理井网井距及注水方式进行了研究，形成了潜山油藏注水开发技术，为苏德尔特油田的整体开发提供技术支持．同时为类似油田的高效开发提供借鉴。     

枯竭油藏改建储气库注采运行机理研究

采用先进的可视化气驱物理模拟研究手段,设计出直径为6 cm,长度为60 cm的高温、高压钢管填砂模型,模拟地层条件下枯竭油藏改建储气库注采运行;分析了储层物性对储气库库容的影响;测定多次注采后油气水饱和度的变化,研究多次循环注气、采气过程中的气液渗流特征及对注采气能力的影响.研究结果表明:枯竭油藏改建储气库多次注采,既能提高原油采收率,又能增加储气库库容.     

砂岩油藏改建地下储气库注气能力预测方法

目前国内对于水驱后期砂岩油藏改建地下储气库的建库筛选以及地质评价研究工作才刚刚起步,需要进一步深化与加强。在借鉴国外含水层建库技术经验基础上,提出了描述水驱后期砂岩油藏恒速宏观注气能力数学表达式,并利用该表达式进一步建立了宏观注气能力与油藏埋深、渗透率、注气增压系数等的关系图版。实例计算表明：在其他地质和工艺参数基本相同的条件下,选择埋藏适中的油藏建库,既可以保证较高的注气能力又可以节省建库投资;同时由于气液流度比的显著差异,利用高渗透且非均质程度小的油藏建库将更为有利。     

苏德尔特油田潜山油藏数值模拟研究

采用双孔双渗模型,应用时变技术将开发动态与储层裂缝物性参数的变化结合起来,模拟裂缝性潜山油藏裂缝物性变化对开发效果的影响。分析并预测了潜山油藏在裂缝影响条件下的油水运移趋势和剩余油分布规律。在此基础上,通过预测不同井网形式及注水方式的开发效果来指导油田加密调整。根据苏德尔特油田的地质特征提出了井网和注水方式调整办法并取得了较好的开发效果。     

苏桥深潜山储气库固井难点及对策

华北油田苏桥储气库埋藏深，地层温度高，钻完井难度极大。针对苏桥储气库固井难点，提出了优化井身结构和技术套管下入深度、优化堵漏方式、优化固井工艺、采用旋流扶正器和旋流发生器、使用前导低密度低黏切抗钙污染泥浆等技术对策。目前部分研究成果已在苏4K-3X井中应用，取得了初步效果，对下一步苏桥储气库井固井施工具有一定的指导意义。     

京58地下储气库群潜山型地下储气库完井工艺技术

华北京58地下储气库群首座储气库是在永22构造高含硫化氢、潜山构造上建立的,它不同于枯竭油气田型储气库和常规潜山储气库等完井工艺,有效地解决了高压、高含硫、水平完井的技术难题。对井筒环境、压井液都作了优化,彻底冲洗产层段,对原有屏障层化学降解,酸化,直至放喷测试,保证储气库长期有效正常运行。     

静北潜山高凝油油藏开发特征再认识及开发效果分析

静北潜山油藏是一个地质特征和原油性质复杂、开发难度较大的高凝油油藏。开发以来。应用油藏动态监测和生产资料，研究油藏开发特征，对裂缝发育状况、油层动用程度和油水运动规律有进一步认识，为井网调整、综合治理提供了依据。油藏连续5年高产稳产，开发效果较好。     

千米桥潜山凝析气藏成藏期次研究

依据对千米桥潜山流体包裹体的分析结果并结合板桥凹陷相邻地区的构造演化史、生烃史和潜山凝析气藏地球化学特征 ,判定千米桥潜山共有四期油气充注过程。第一期充注的是来自板桥凹陷成熟度较低的天然气 ,充注时期大致在沙一段―东营组时期 ;第二期充注的是来自板桥凹陷生成的凝析油气 ,时间大致在馆陶末―明下段时期 ;第三期充注了来自板桥凹陷高成熟凝析油气 ,时间应在明化镇组时期 ;第四期充注了来自板桥凹陷和岐口凹陷的高成熟天然气 ,充注时间为明化镇组至更晚的时期。     

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流体组分、产能分布、压力系数、凝析油轻烃等资料均表明千米桥潜山凝析气藏具有显著的流体非均质性。研究认为控制流体非均质性的主要因素有：①双向供烃：天然气碳同位素分析成果表明，潜山北侧凝析油气主要来源于板桥凹陷，南侧天然气主要来自歧口凹陷；②多期成藏：依据流体包裹体镜下观察、岩相学分析及均一温度测试，推测千米桥潜山有三期油气运移，进而根据流体地化特征和充注方向的差别，细化为四幕油气成藏过程；③总体成藏期晚：不同井、不同期次油气运移深度和运移时期的计算结果表明，其成藏期主要在新近纪以后，直到现代；④潜山断裂发育、储层非均质性强。上述因素使产自不同来源不同时期的流体在气藏内未达到充分混合，是形成流体非均质的主要原因。     

水平井技术在潜山油藏开发中的应用-以胜利油区郑家油田郑6潜山油藏为例

水平井技术目前已在砂岩油藏中得到广泛应用,但受到技术及地质认识等多种因素限制,仅在少数裂缝性潜山油藏中应用。文章以胜利油区郑家油田郑6潜山油藏为例,介绍了水平井技术在该类油藏开发中的潜力及其在控制底水锥进方面取得的显著效果。     

千米桥潜山凝析气藏数值模拟开采机理研究

1998年底大港油田发现了千米桥潜山凝析气藏。该气藏投产后,初期产量较高,但随着生产的继续进行,产量和压力不断下降,气油比和含水量上升很快:这些情况反映了千米桥潜山凝析气藏的复杂性。该项研究在流体相态评价的基础上,首先建立了单井模型。然后针对气藏开发过程中出现的问题,运用单井模型和油藏数值模拟技术对气藏产量的递减规律、气油比和水气比的变化规律、基质和裂缝间的渗流关系进行了分析。根据分析结果认为,裂缝系统在整个开发过程中起主要作用。建议对带有边底水的这类气藏的开采速度不宜过高,同时必须控制底水锥进的速度。     

裂缝性有水凝析气藏开发开采中的若干问题――以千米桥潜山凝析气藏为例

千米桥潜山凝析气藏属于裂缝性有水凝析气藏,是一个典型的复杂气藏。从系统工程的角度重新审视了该气藏开发中遇到的若干问题,主要包括裂缝识别与预测、油气层发现与评价、储层伤害与保护、气藏潜力与挖潜、气井积液与排液等几个方面,为相似复杂气藏的开发开提供了实例参考和研究方法。     

电磁感应加热技术解除凝析气井近井堵塞的可行性研究

井下电磁感应加热技术是一种针对凝析气井近井地层的新型处理工艺,其解堵增产机理主要是利用近井地层温度的升高来减轻近井积液对产能的影响。依据凝析气藏渗流规律和开采特点以及油气水三相渗流运动方程、能量守恒和物质守恒原理,建立了凝析气藏电磁加热数学模型并运用到实际气藏中进行数值模拟研究,和分析了电磁加热生产条件下气藏近井带压力、凝析油饱和度及气相相对渗透率的变化规律。认为电磁感应加热技术可以有效减轻或解除气井近井堵塞问题和提高气井采收率。     

大庆枯竭气藏改建地下储气库的可行性

地下储气库被许多国家认为是最安全、经济、高效的天然气储存、调峰设施,大庆地区冬夏用气不均衡,需建立地下储气库用于调峰。通过对大庆S储气库群的多种条件分析认为:储层上部发育稳定的巨厚泥岩盖层,对天然气起到了很好的封盖作用,断层整体密封性好,天然气不渗漏,储气库整体封闭性好;储层为单层砂体,分布稳定,储层物性条件非常好;气藏整体连通性也很好,受边底水的影响很小,设计的储气库运行参数合理。大庆S储气库群具备建库的有利条件,改建储气库可行。     

千米桥潜山凝析气藏工艺难点及对策

千米桥潜山是我国近年来在陆上发现的大型碳酸盐岩潜山凝析气藏 ,是CNPC1999年度重大勘探发现之一 ,它的成功开发将在很大程度上缓解京津及华北地区工业和居民生活用气的紧张形势。虽然通过前期的钻探及试采评价 ,取得了许多的重要成果及认识 ,但由于潜山内幕的复杂性、储层高温及存在腐蚀性流体等特殊情况 ,使其开发成为了世界性难题 ,工艺仍面临许多难点。试图在分析评价其储层特征、工艺现状及难点的基础上 ,从工艺配套的角度对开采工艺技术思路提出一些探索性意见 ,为有关专家下步进行深入研究提供一些参考。     

雁翎油田雾迷山组潜山油藏剩余油分布与预测

提高高含水期裂缝性碳酸盐潜山油藏开发效果的关键是预测剩余油的分布。在分析雁翎油田雾迷山组潜山油藏剩余油形成机理及其分布规律的基础上，对该油藏的剩余油分布潜力区作了预测。剩余油的形成与储层层的储集空间结构密切相关，剩余油的分布形式可分成微观和宏观两种，预测该油藏的剩余油主要分布在岩块油水界面以上，远离主断层井区，井间油水界面低凹区，流动屏蔽层完整分布部位以下以及水淹带Ⅲ类储集层区。