一种含水饱和度的泥浆滤液浸入校正计算方法

密闭取心分析的含水饱和度是目前获取储层含水饱和度的有效方法，然而由于密闭率低或不密闭，钻井过程中有一部分水基泥浆滤液浸入了岩心，使得实验室分析的含水饱和度不能真实反映地下情况。本文提出一种方法，可以基本上校正滤液浸入对分析含水饱和度的影响，校正后的含水饱和度数值更能反映地层实际情况。     

辫状河储层内部构型研究与应用

大港油田采油一厂以河道砂岩控制的地质储量占总储量的85%,分布在明化镇和馆陶油组,目前已进入特高含水期,层间层内矛盾突出。其中馆陶油组主力开发油层普遍较厚,单砂体厚度可达15~30m,内部存在隔夹层,虽然经过长期高速开采,厚油层内仍然存在未动用或含油饱和度较高的部位,油层内部存在25~35%未采出的可动油,这些剩余油的存在大部分是由于对储层的非均质性认识不足造成的。本文在港东一区六断块馆陶油组综合应用多学科资料对辨状河河道砂体的内部构型进行研究,识别厚油层内部隔夹层展布特征,探索应用井-震结合进行辨状河储层内部构型研究的思路和方法,提高油层动用程度。     

重点密闭取心井文检3井钻井液技术

对密闭取心井而言,除了具备合适的取心工具、工艺以及性能良好的密闭液外,钻井液技术也是保证岩心少受污染、提高取心密闭率的关键。本文介绍了中原油田重点密闭取心井文检3井各井段钻井液维护处理措施,其中重点介绍了普通取心段和密闭取心段钻井液技术,认为在良好流变性、润滑性和防塌防卡性前提下尽可能降低失水是提高密闭率的关键。文检3井取心段API滤失都小于2ml,马氏漏斗粘度80～120s,各项性能优良,满足了密闭取心的要求。该井密闭率达到了89.24%,创中原局历史新高,超过了80%的设计标准。     

密闭取芯技术在白音查干查9-4井的应用

在油气田的开发中密闭取芯是准确取得地层岩性含油、水、气饱和度的一种方法,内蒙白音查干桑合探区是个新开发油区断块,原始地层孔隙压力变化不大,用密闭取芯措施取得该区块第一手资料进行分析,具有更深远的意义。查9-4井是该区块的一口资料开发井,连续密闭取芯95.54m,本文收集了密闭取芯技术在查9-4井的应用效果及对该区块的相关评价结论。     

A区水洗状况及剩余油浅析

A区处于高含水开发阶段,受封堵、两驱干扰、套损等因素影响,剩余油分布零散并且十分复杂,认清剩余油分布是目前特高含水后期挖掘潜力的关键。密闭取芯井的分析方法是最直观最可靠的方法。我们通过密闭取芯井的资料,对各类油层的水洗厚度变化进行分析,可清晰的看到随着油田注水开发的深入及井网加密调整,各类油层动用状况的演变过程。通过上述分析,认清A区剩余油潜力分布特点,以及应用效果评价,优化注采井网调整、配合措施改造,提高弱、未水洗油层动用状况,扩大波及体积,深挖剩余油潜力,将对该油田特高含水期油藏后续开发具有很大的指导意义。     

二、三类油层高含水期综合调整效果认识

二、三类油层利用化学驱井网进行水驱剩余油挖潜取得了较好的投产效果,但由于二类油层顶部剩余油挖潜效果差和前期笼统注水影响,含水上升较快。通过对注水井分层注水,油层动用状况得到明显改善,含水上升速度得到有效控制,通过周期注水改善"三高"井区开发效果,进一步控制含水上升速度,年含水上升速度控制在0.5%以内的较好水平,为今后二、三类油层水驱综合调整提供借鉴意义。     

渤海油田大斜度井连续密闭取心技术

渤海南部海域某油田，为了研究加深油田高含水期水淹情况及层内剩余油分布规律，提高“双高”阶段水淹强度评价精度，指导油田后续层内剩余油挖潜，在明化镇组进行密闭取心作业。为满足研究的相关需求，对取心的收获率和密闭率都提出了更高要求。本井为一口地层稳定周期较短的开窗大斜度井，相关人员针对这些难点进行了分析，提出相关应对性措施。在现场实际作业过程中进行精细化管理及操作，共计取心9桶，累计进尺69.5m，取得了密闭率100%，取心收获率100%的“双百”优秀成绩，并创造了渤海区域密闭取心作业最大井斜角纪录。表明所应用的技术能够有效完成大斜度井连续密闭取心作业，值得进一步推广应用。     

阿尔及利亚X区块低阻油层成因分析及饱和度评价

阿尔及利亚X区块三叠系的主要目的层段是TAGI组,它属于典型的低幅圈闭油气藏,其储层类型为河流相的砂岩储层。在新完钻的两口井中均钻遇了低阻油层,其成因十分复杂,油水识别比较困难。本文基于低阻油层的测井曲线响应特征,深入分析了该区低阻油层的成因,主要为高地层水矿化度、双重孔隙系统并存、泥质含量重及砂泥岩薄互层的影响。在此基础之上,建立了基于岩心分析、成像测井和电缆测压资料的低阻油层饱和度的计算模型,能准确计算研究靶区低阻油层的饱和度,为海外油气储量的准确评估奠定了坚实的基础。     

元城油田H区延10油藏合理开发技术政策研究

元城油田H区延10油藏边部油层薄,底水发育,经过3年自然能量开发,油井含水上升呈边部向中心推进趋势,部分采油井含水上升速度快。目前油藏平均含水54.8%,开发形势变差。根据该区开发生产特征,从储层发育状况、构造特征、固井质量、改造强度及开发技术政策等方面分析高含水现状。并结合目的层见水井含水变化特征,总结高含水成因及主控因素,为下步合理技术对策的提出打下基础。     

二类弱碱三元试验区高浓度聚合物调剖效果分析

二类弱碱三元试验区空白水驱阶段部分注入井存在油层动用不均衡,吸水强度差异大等问题;采油井初含水高,低效无效循环严重;由于油层含水饱和度高,水油流度比大,有的注入井部分层段不能实现流度控制。为缓解层内矛盾,提高流度控制能力,增强弱碱三元体系驱油效果,提高试验最终采出程度,需要对注入压力低、吸水剖面差异大的7口注入井及流度控制困难的13口注入井开展注入化学剂前调剖。调剖剂设计采用高浓度聚合物溶液,完成调剖施工19口井,调剖后效果明显,注入压力升幅大于非调剖井,调剖液主要注入调剖层,调剖层段吸水量明显下降。     

濮城油田沙二段下水淹层解释模型的建立及其应用

利用电阻率相对值在濮城油田沙二段下建立水淹层解释模型。并用该模型求取水淹层孔隙度、含水饱和度、束缚水饱和度、泥质含量、残余油饱和度、油相相对渗透率、水相相对渗透率、产水率等参数。经过对濮城油田沙二段下5口井16层的资料处理,符合率达87.5%     

油水相对渗透率曲线在特高含水油藏中的应用

运用相对渗透率曲线计算了纵向砂体的剩余油饱和度分布,结果表明,当油田综合含水率为98%时,水驱剩余油饱和度为40.13%,可动油饱和度为13.41%,油层存在非均质性,在剩余油饱和度相对高的部位仍有一定潜力;濮南沙二上2 3油藏平均油水相对渗透率曲线具有较好的代表性,可以在特高含水油藏中应用。     

碳氧比能谱测井技术在南堡陆地浅层油藏的应用

南堡陆地浅层油藏已进入中后期高含水开发阶段,重新评价油层剩余油饱和度至关重要。通过分析碳氧比能谱测井的原理以及影响因素,扩展了其应用范围:一是确定老区块剩余油饱和度,判断油藏开采程度和边底水油藏的水淹程度;二是在非主力断块的老油井中寻找遗漏油层;三是在构造复杂、认识不清的区块,寻找低阻油层补孔潜力。现场61口井的实际应用表明,通过优化测试仪器的技术性能,该技术具有良好的推广前景。     

高30断块表面活性剂体系筛选

华北油田高30断块油藏目前已进入高含水开发后期,含水率97.0%,标定采收率仅为29.4%。当前,可大幅度提高油层波及体积和驱油效率的复合驱,是提高油藏最终采收率的有效途径和方法。已有研究表明,动态界面张力达到1-0 2mN/m数量级的复合体系的驱油效果与1-0 3mN/m数量级平衡界面张力的复合体系的驱油效果基本相当。实验表明,随着表面活性剂浓度的增加,表面活性剂/原油的界面张力逐渐降低,当界面张力达到最低值后又逐渐升高并达到平衡状态。筛选出了适合于高30断块的表面活性剂体系-0.05%石油磺酸盐CDS-1体系,该体系与原油的瞬时动态界面张力和平衡界面张力达到可以大幅度降低残余油饱和度的1-0 2~1-0 3mN/m数量级。     

水平井技术在洼38块东二段薄层稠油油藏开发中的应用

洼38块东二段属于层状边水普遍稠油油藏,由于地质条件复杂,油藏含油饱和度低,加之开发初期对储层认识不清,在开发方式上采用大段合采,油藏开发效果差.2006年以来,在精细地质研究的基础上,开展了利用水平井技术开发该油藏的可行性研究.现场实践表明,水平井技术可有效地改善油藏的开发效果,实现了区块年产油量稳定增长,油藏采收率得到大幅度提高,这对于同类油藏的开发具有较高的借鉴价值.     

注CO2气驱提高采收率效果影Ⅱ向因素分析

目前油田常规注水开发难度不断增加,应用注CO2气驱技术能够有效解决注水困难等问题,提高了原油采收率。在室内实验研究的基础上,应用数值模拟技术优化了注气方式及注气时机;分析了油藏地质参数对注CO2气驱提高采收率的影响。研究表明：水气交替注入方式更优;非均质性越强,开发效果越差;油藏渗透率越大、含油饱和度越高、原油粘度越低,注CO2驱油效果越好。     

Enhanced oil recovery using nanoparticle-stabilized oil/water emulsions

We experimentally investigated nanoparticle-stabilized emulsions for enhanced oil recovery (EOR) applications. The emulsions were injected into a silica bead column containing mineral oil, and the oil recovery was calculated using a mass-balance approach. The experiments were carried out as follows: 1) The emulsions were injected into a column with 100% water saturation to investigate the mobility of the water and emulsions, 2) Water flooding was then carried out at initial oil and water saturation, and the emulsion flooding was injected to calculate the enhancement in the oil recovery rate. The results indicate that the nanoparticle-stabilized emulsions increased the oil recovery rate by 11% after water flooding. The mechanism for this is attributed to a greater pressure difference across the porous medium, leading to oil remaining in the pores being produced via a piston effect. These results indicate that nanoparticle-stabilized emulsions may be effective EOR agents.     

利用铂电阻测量油水两相流含油率

利用铂电阻基于流体传热方程测量油水两相流的含油率。研究了油水两相流含油率与电热器上下游铂电阻的温差和油水总流量之间的关系,提出用温差、流量校准系数对铂电阻的测量温差和油水总流量进行校正,对校正后得到的含油率测量模型进行了实验验证。实验结果表明含油率在0-50%范围内,平均测量误差为3.89%,提高了含油率的测量精度。     

木146区块扶余油层注采关系评价及水驱控制程度研究

146区块1976年投入开发,经历了4个开发阶段,从初期采用菱形反九点面积注水井网开发到现在改为200×100的线状注水开发方式,目前木146区块有油井82口、水井35口,区块日产液2405.6t,日产油55.9t,含水97.7%,区块已经进入特高含水开发阶段,开发矛盾突出。本文针对此问题从注采关系研究入手,分析了区块各沉积单元水驱控制程度,为下一步精细水驱挖潜奠定了基础。