塔河油田九区奥陶系岩溶作用研究

塔河油田九区奥陶系勘探开发具有一定的勘探开发潜力,岩溶作用是该区奥陶系储层形成的主要机制。本文通过钻井奥陶系岩心、薄片观察及地化资料的分析研究,认为同生期大气水溶蚀作用遵循三级层序高位体系域高频层序界面控制模式;海西早期岩溶遵循大气水沿断裂渗入流动岩溶模式,断裂是主控因素;海西晚期热液溶蚀也与断裂密切相关。区内奥陶系储层主要为岩溶洞穴型及孔洞缝型储层,且为受多期溶蚀或岩溶作用的改造而形成;其中加里东中期与海西早期岩溶作用叠加改造形成岩溶孔洞缝型储层和岩溶洞穴型储层,海西晚期热液溶蚀作用对岩溶缝洞型储层具有一定程度改造。该认识对于研究区内奥陶系储层的评价和后续开发部署具有重要意义。     

塔河油田水锥探讨

目前在塔河油田无论是碳酸盐岩油藏还是砂岩油藏都存在底水锥进造成油井含水上升快、产油量递减快的现象,含水快速上升是塔河油田产量递减的主要原因。在认真分析塔河油田水锥形成原因基础上,借签国内外防锥、消锥方法,结合塔河油田生产实际情况,开展了大量的富有特色的防锥、消锥工作,提高了产量。     

搅拌槽内桨叶安装高度的数值模拟

采用CFD软件对搅拌槽内的气、液、固三相流动状态进行了数值模拟,桨型采用的是六直叶圆盘涡轮桨,具体从桨叶安装高度进行细致的数值分析,得出能够获得槽内良好固液悬浮性能下的最优化结构,并和标准搅拌槽进行对比,本研究为工业中搅拌槽的结构优化和放大提供了理论基础。     

THN1凝析气藏开采效果评价及提液无效原因分析

塔里木盆地北部THN1凝析气藏边水较活跃,由于在气井开采中生产压差过大,导致边水突进加剧,边部气井相继迅速水淹停产,气井高含水与含水上升快已成为该气藏开发的主要问题。为此,从气藏地质特征、水侵方式、生产工作制度等方面入手,总结提出了一套开发管理措施:在边水气藏气井生产过程中遵循"少动、平稳、慢控"的原则,切忌猛开猛关和关井复压;在有水气藏开发过程中,加强产水动态监测,气井见水后要及早采取有效措施;提液开采不见效是多种因素导致的,应遵循相应的规则,不能急功近利;对较高部位的剩余气井,应及时调整工作制度,降低生产压差,或采取机械、化学方法堵水;对砂岩孔隙性边水凝析气藏,气井见水后不能靠少量井提掖排水。研究成果为该气藏后期开采或其他类似气藏的合理高效开发提供了技术支持。     

基于常规测井进行裂缝综合识别——以鄂尔多斯盆地麻黄山地区延长组、延安组裂缝为例

基于常规测井资料有效识别钻井剖面上的天然裂缝是进行裂缝研究及其评价的基础.以往基于常规测井的裂缝识别一般因使用测井系列单一、处理方法有限而造成裂缝识别精度过低不能被有效推广使用.因此,首先结合取心井上裂缝的描述,对照相应的常规测井响应进行了特征分析和提取;然后在此基础上通过深浅双侧向解释了裂缝孔隙度及张开度,建立了裂缝识别的判别方程及采用R/S分析对井剖面上裂缝进行了识别;最后综合裂缝的测井解释参数与各方法的识别情况,对照岩心上的裂缝特征建立了一套定量的裂缝综合识别标准.采用该标准对单井裂缝的识别结果与岩心上所见裂缝有很高的吻合性,并被很好地应用到了研究区延长组与延安组地层的裂缝研究及评价中.     

构造变形对现今地应力方向的影响

现今地应力场方向是油气藏开发方案编制、储层改造、注水开发等需要考虑的关键因素之一,针对构造变形对局部应力场方向的影响进行了研究.首先利用反映区域现今地应力场方向的各种资料确定了盐井沟构造沙溪庙组所在区域的现今地应力方向;利用钻井岩心进行了岩心古地磁定向、波速各向异性等实验,分析了构造核部钻井中现今地应力方向,对比发现井点处现今地应力方向与区域地应力方向不吻合,发生明显偏转;通过计算构造变形派生应力并与区域现今地应力场进行矢量叠加计算,认为现今地应力方向的偏转主要受构造变形所致.研究表明局部构造变形是造成现今地应力方向变化的一个重要因素,研究必须考虑大幅度变形构造上现今地应力方向.