复杂断块底水油藏含水上升规律

渤海湾盆地南堡凹陷发育带有隔夹层的复杂断块底水油藏。底水油藏油水界面处隔夹层控制着底水锥进速度及单井水淹时间,如何利用隔层控制油藏含水上升速度对延长单井见水时间及提高油藏水驱开发效果至关重要。在精细刻画油藏隔夹层分布模式的基础上,利用修正的底水油藏见水时间公式,研究了隔夹层对油藏含水上升的变化规律。最终确定油井隔层半径为150 m时,既可以有效传导底水能量,又能够延长油井见水时间,此时计算油井见水时间为2 a;南堡凹陷堡古2油藏应用针对性的控水稳油对策,取得了较好开发效果。     

热沉淀法调剖提高原油采收率技术研究

为降低油藏高渗透层的渗透率,使二次采油或三次采油能够有效提高原油采收率,提出热沉淀法调剖提高采收率方法。 通过热沉淀法调剖理论研究,建立基于热沉淀预测孔隙度减小比例模型,给出热沉淀后岩心孔隙度的计算方法。 选用硼酸钠溶液作为调剖剂,进行热沉淀和热沉淀法调剖驱油物理模拟实验。 研究表明,热沉淀对不同渗透率岩心孔隙的封堵效果均很明显,经过 １０ 倍孔隙体积注入水冲刷后,渗透率减小比例保持在 ３４. １％ ～５７. ９％。 由此可知,热沉淀法调剖驱油能显著改善吸水剖面,提高原油采收率。     

低渗透储层油水相对渗透率最优目标函数处理方法

对于非均质和亲水性强的低渗透岩心,使用常规JBN方法整理非稳态实验数据得到的相对渗透率曲线,存在因计算失效导致的水相相对渗透率曲线出现"驼峰"等异常现象.除了岩样的非均质性、出口端提前见水、驱替速度不合适以及难以测定油水黏度比等实验因素,利用JBN等常规方法处理非稳态水驱油实验资料的局限性是产生相对渗透率曲线异常形态的...     

油藏改建地下储气库库容量计算方法

库容量计算是地下储气库(以下简称储气库)建库地质方案设计的核心研究内容之一,油藏建库由于存在气油水三相渗流和复杂的气—油组分交换相行为,其库容形成机理与气藏建库具有显著差别。为此,基于多轮气驱、相平衡实验和数值模拟等研究,剖析了油藏建库库容形成机理及其影响因素,结合建库不同阶段储层流体分布及运移特征,提出了将建库油藏纵向划分为气驱纯油带、气驱水淹带/油水过渡带和纯水带3个不同区带,进行差异化计算库容量的新思路,并建立了以“有效储气孔隙体积”为核心,综合考虑不同流体区带注气微观驱替效率、宏观波及系数、剩余油二次饱和溶解及其性质变化等多相渗流和相行为的油藏建库库容量多因素预测数学模型和计算方法。研究结果表明：(1)油藏水驱后气驱改建储气库,微观气驱效率和宏观波及系数是影响油藏建库库容规模的主控因素;(2)剩余油二次饱和溶解及其体积收缩对库容规模具有一定的影响,原油挥发性越强、建库稳定剩余油越多,剩余油二次饱和溶解和原油性质变化对库容量影响越显著;(3)冀东油田堡古2挥发性油藏建库次生气顶自由气有效库容量为18.61×10⁸ m³,其中气—油组分交...     

南堡2号构造中深层油水相渗曲线分析及应用

针对南堡2号构造中深层高含水、低采出程度的问题,根据归一化油水相对渗透率曲线揭示了油水两相渗流特征,并利用相对渗透率曲线法进行了含水上升和产量递减规律研究,得出南堡2号构造中深层注水开发的基本生产特征。结果表明:南堡2号构造中深层的水相相对渗透率曲线呈下凹型,随含水饱和度的增加,水相相对渗透率的增幅变缓;进入中高含水期排液会比较困难,提液潜力较小;采出程度与含水率关系曲线属于凸型,理论曲线与实际数据吻合较差;开发应有效提高高含水期采出程度;在确定产液速度的条件下,含水上升率和递减率的变化规律一致。     

压裂井油层参数对增产效果的影响分析及应用

利用统计分析方法研究了油层参数与压裂增产效果间的关系,并对参数进行了无因次化处理,开展了敏感性分析,并将其结果应用到模糊决策.采用模糊综合评判方法,建立了相应的数学及求解模型,对油井(层)能否采取压裂作出定量判断.经七个泉油田压裂井实际数据进行计算验证,方法可行,从而为油田压裂选井选层提供了理论依据.     

渗透率级差对底水油藏剩余油分布规律影响

渗透率级差是影响底水油藏剩余油分布及油水运移规律的主要因素。油田投入开发后,纵向非均质底水油藏内部剩余油分布规律极其复杂,使得油藏后期调整开发潜力及编制剩余油挖潜方案更加困难。基于不同渗透率级差,利用油藏数值模拟方法,建立了不同韵律下4个底水油藏剩余油分布机理模型;研究不同渗透率级差对底水油藏剩余油分布及油水运移规律的影响。模型计算结果表明,渗透率级差越大,正韵律储层下部剩余油分布越多;渗透率级差越小,反韵律、复合反韵律及复合反正韵律储层下部剩余油分布越多。实例证明,考虑储层不同渗透率级差能够准确有效地描述底水油藏剩余油分布规律。     

冀东南堡凹陷碳酸盐岩古潜山油藏开发关键技术

南堡凹陷古潜山油藏在开发过程中形成了一系列关键开发技术,包括岩性判识技术、裂缝综合预测技术、动一静结合的储集空间厘定技术以及基于溶蚀孔洞发育模式的储层综合预测技术。这些技术的应用较好地描述了古潜山碳酸盐岩储层,在此基础上进行了开发部署优化,提出了初期立足天然能量开发、水平井与定向井相结合、顶密底稀不均匀布井等开发技术政策,保证了南堡古潜山油藏的经济、科学开发,对该油藏下一步的滚动开发具有指导意义。     

脑胶质瘤术后超选介入化疗联合系统化疗的临床研究

目的 探讨术后超选择介入化疗联合系统化疗治疗脑胶质瘤的优势。方法　　　２００６年至２００９年山东济宁市第一人民医院介入科收治４６例脑胶质瘤的患者,据患者自愿入组的原则分为两组。治疗组:２５例患者手术后先行常规放疗,然后行超选介入化疗,同期进行系统化疗。对照组:２１例患者手术后先行常规放疗,然后只进行系统化疗。定期随访,复查颅脑ＣＴ,测量肿瘤的体积,并进行Ｋａｒｎｏｆｓｋｙ预后评分。比较肿瘤体积变化及两组间Ｋａｒｎｏｆｓｋｙ预后评分的差异。结果　　　平均随访２．３年,两组均无死亡病例。化疗前两组肿瘤的体积差异无统计学意义,（Ｐ ＞ ０．０５）。化疗１年后介入化疗联合系统化疗组肿瘤缩小率为６７．１１％,系统化疗组肿瘤缩小率为４５．７９％,两组肿瘤体积经独立样本ｔ检验显示肿瘤体积差异有统计学意义（Ｐ ＜ ０．０５）。治疗组在化疗期间出现癫痫３例,眼痛５例,头痛９例,恶心呕吐８例,血小板下降１例。对照组出现癫痫１例,头痛７例,血小板下降３例,恶心呕吐６例。Ｗｉｌｃｏｘｏｎ秩和检验Ｋａｒｎｏｆｓｋｙ预后评分显示介入化疗结合系统化疗组的预后优于单纯系统化疗组。（Ｐ ＜０．０５）。结论　　　术后放疗结合介入化疗联合系统化疗的治疗方法,与术后放疗结合系统化疗的治疗方法相比,可以更有效的控制肿瘤的生长,改善临床症状,提高生活质量,是值得进一步探讨的化疗方法。     

中原油田注空气驱油试验研究

在分析中原油田开发特点的基础上，对已应用的提高采收率技术进行了分析，指出了存在的问题，提出应用注空气驱技术可进一步提高油藏采收率。介绍了空气驱低温氧化机理，建立了室内试验装置。针对胡12块油藏原油，研究了不同压力、温度下注空气动态驱油情况。分析了压力、温度等因素对气体突破时间、突破时气体含氧量和驱油效率的影响。试验结果表明：注入温度一定时，随着无因次压力的增加，气体突破时间缩短，突破气体含氧量增加，气体突破时驱油效率降低；无因次压力一定时，随着温度的升高，气体突破时间缩短，突破气体含氧量降低，气体突破时驱油效率增加。该试验对中原油田安全、有效地应用注空气驱油技术具有重要的指导意义。