简介:本文介绍了一种新的改善油气采收率(IHR)技术的筛选方法,该方法可用于(1)根据不同的改善采收率(IHR)技术的特点对候选油藏进行筛选和排序,(2)通过通用分区建模(genericsectormodeling)和情景模拟(proxysimulation)获取初步的液流模拟结果(flowstream)。这种方法能够根据储层的岩石/流体性质和技术/经济筛选标准快速的对多种EoR技术进行筛选,并对候选的EoR技术进行定量排序。此外,该方法还提供了一种手段,运用具体案例的动态曲线进行设施层面的模拟,以此对油藏动态进行首过(first—pass)评价。这种筛选方法已经在开展过或正在开展EoR的很多油田进行了全面的测试,所得结果与公开的资料非常吻合。这种方法有助于识别潜在的IHR机遇,使决策者能够快速确定某一油田或油藏开展IHR的可行性及能够带来的好处。
简介:本文介绍了几项先进的新技术,用于大型致密气田,可高效率且高成本效益地、筛选潜力比较大的、重新增产处理目标井。天然气技术研究院(GTI)前身是天然气研究院(GRI)。它对三项技术进行了研究,包括:产量统计法、虚拟智能法和标准曲线法。这些技术从仅用少量数据的、相对简单的研究发展为需要综合数据的、全方位工程研究。GTI的初步研究成果表明,美国落基山脉、中部和南得克萨斯地区的致密砂岩气藏增储的潜力相当大。这些技术曾在三个地区进行了测试,每种技术都基于不同的标准选出了不同的目标井。而本次研究表明,每种筛选方法似乎都在一定的条件下有效。这三个测试点是:格林河盆地弗兰蒂尔(Frontier)组,皮森斯(PICEANCE)盆地威廉姆斯福克(WilliamsFork)组东得克萨斯卡顿瓦利砂岩。本次研究认为,若按单井进行评价,在三个地区重新增产处理的九口井中,只有六口井的增产处理是经济有效的。但这九口井增产处理后,增储量达29亿立方英尺,平均成本0.26美元/千英尺3,即使把重新增产处理失败的井考虑在内,这个项目也非常成功。而对于那些增产处理成功的井,增储的成本只有0.10—0.20美元/千英尺3。
简介:本文通过实例说明了一种深海相沉积体系的筛选方法,该方法在挪威中部海域的沃灵(Voring)(〉18×10^4km^2)和默勒(More)(〉6.95×10^4mi^2)巨型盆地成功地得到了运用。优选了美国东部特拉华盆地和西班牙艾恩萨盆地的露头作为类比对象,把由这些露头得出的地层结构信息(architecturalinformation)与研究区的地震资料和井筒资料综合在一起,描述了研究区深海相沉积体系的三维几何形态。本文通过实例研究了沃灵和默勒盆地深海下扇沉积体系的地震相和沉积层序,说明了其几何形态和沉积规模具有较大的变化性。研究区的主要地层结构单元(architecturalelement)为:(1)以堆积作用为特征的盆地底部沉积,例如席状砂和舌形体;(2)多期充填的沟谷和河道沉积;(3)受地形控制、具有多种充填式地层结构的大陆坡沉积(slopeaccommodationdeposit)。在挪威中部海域,深海沉积体系到物源区的距离达数十甚至数百公里,盆地底部沉积地层的覆盖面积多达数千平方公里。然而,对由露头观察到的和地下资料所反映的不同规模的岩相分布和构造特征进行深入研究,发现在一条深水沉积剖面线上,规模大小不同的沉积体系,其沉积作用都是相同的。在未勘探的盆地中,砂体预测的规模都具有区域性,因此,在预测深水盆地的那些地方最有可能发育砂岩及其储集性能方面,文中所介绍的方法都是很有用的筛选法。
简介:在斯诺雷(Snore)油田,已对低矿化度(低盐度)注水提高石油采收率(IOR)进行了评价。为了测量注海水之后和注低盐度水之后的剩余油饱和度,进行了岩心驱替实验和单并化学示踪剂测试(SWCTT)的现场试验。在油藏和低压条件下进行的实验室岩心驱替实验,使用了从斯塔夫乔(Stafiord)组上段和下段以及伦德(Lunde)组采集的岩心材料。通过注入经过稀释的海水,斯塔夫乔组的岩心大约多采出了2%的原始石油地质储量(OOIP)。在随后的NaCl基低盐度注水中,也采出了类似数量的原始石油地质储量。同样的趋势在高压和低压实验中也可以观测到。对伦德组岩心的低盐度注水,没有发现明显的响应。无响应通常出现在碱性注水中。SWCTT现场试验是在斯塔夫乔组上段进行的。先后测定了注海水后、注低盐度海水后以及注新的海水后的平均含油饱和度;同时没有发现剩余油饱和度有明显变化。注海水后现场测得的剩余油饱和度数值与早先的特殊岩心分析(SCAL)实验数据一致。岩心实验三次低盐度注水的测量结果与SWCTT的一致。这两项测试均表明低盐度注水仅有很小的效果或没有效果。这些业已表明,低盐度注水对于所有含油的泥质砂岩地层都有提高石油采收率的潜力。从本项研究成果可以看出,初始润湿状态是影响低盐度注水效果的关键特性。
简介:阿曼石油开发公司(PDO)采用欠平衡钻井(UBD)技术要追溯至上世纪90年代中期,当时他们偶尔在一些项目中采用该技术,但直到最近才得以实际应用。尽管UBD带来的效益在北关已被广泛接受,但由于种种原因它至今尚未在国际上得到充分的利用;特别是在面对直观的“难以确定的”利益方面此技术难以证明增加钻井成本的合理性。在缺少有关增产的具体生产数据时,资产经理和油井设计人员尤其很难证明其合理性。阿曼石油开发公司着手集中进行一次会战来试用UBD,并且评价它作为可使用技术的适用性。此次会战引进了一项“实现零成本”法,2002年6月开始钻井。在赛赫劳尔油田,油井把欠压产层作为目的层要在7-in主衬管外钻成注采成对的五腿柱井。这些油井通常都是用电潜泵完井的。在赛赫劳尔油田UBD项目的工程技术中着重执行资产管理班子下达的避免油层损害的指令。就这样,选择了相应的设备并且研制了一套方案,即通过同心套管注入油田气来确立UBD的条件。因此项技术是新近才再次引进的,所以在钻探第一口井时采用了循序渐进法,而且最终显示了UBD的效益。就评价其技术的适用性而言,钻井后的引流试验证明它非常宝贵,试验结果表明在同一油层中相距约200m(762ft)的相临井产量明显增加。各种设计问题得到了解决,而且一般都认为SR153井的结果是成功的。