濮城油田沙河街组二段剩余油的分布

濮城油田东区沙河街组二段为多油层非均质层状油藏,现已进入高含水开发期,其剩余油储量为96×10⁴t,主要集中在断层附近、构造高部位及复杂断块区.微构造和储层性质是影响剩余油分布的主要因素,正向微构造和小断层遮挡所形成的微型屋脊式构造是剩余油集中的部位;非均质性严重、渗透率低的流动单元其剩余油饱和度高.另外,注采系统亦对剩余油的分布有一定影响,注采井距加大,剩余油饱和度则增大.     

大庆油田剩余油的影响因素及分布

大庆油田现已进入高含水开发阶段,寻找和开发剩余油非常重要.大庆油田个密集井网区的实验结果表明,沉积微相是影响剩余油平面分布的主要因素,大型河道砂中的剩余油主要分布于砂体物性变差的部位,分流河道及水下分流河道砂中的剩余油主要存在于薄砂层或孤立的小透镜体中;沉积韵律层渗透性的差异控制剩余油的纵向分布,厚油层顶部是剩余油富集的有利区段.另外,开发因素对剩余油的分布亦有一定的影响.不同成因的砂体中,剩余油分布不同.分流河道砂体、分流间砂体及水下分流砂体因非均质性严重,故易形成剩余油.     

辫状河储层单砂体刻画及剩余油分布

针对辫状河储层非均质性强和剩余油预测难的问题,以渤海湾盆地L油田馆陶组为例,综合应用野外露头、现代沉积和密井网等资料,对辫状河储层单砂体进行定量刻画,并分析其对剩余油分布的影响.研究表明:研究区辫状河单砂体的平面接触样式分别为砂质接触、半泥质接触和泥质接触.心滩坝宽度250～750 m,长度600～1750 m,辫状河...     

低电阻率油层解释方法

储层岩性变化形成的低电阻率油层是测井解释的一大难题，因为它的电阻率接近或低于临近的水层，使解释常常出现失误，它的成因主要是储层岩石颗粒的相对变细和泥质含量的相对增高，导致束缚水饱和度增加，在沉积单元上，一般出现在河流相砂体的顶部，三角液水下分流河道的天然堤和三角洲前缘末端的朵状砂体等部位；在物性上表现为高孔隙度和低渗透率，在电性上表现为高时差，低电阻率和高自然伽马，解释时给出了时差曲线与孔隙度，渗透率关系的模型，即岩石颗粒愈细，时差值越高，含油饱和度的计算采用修正后的阿尔奇公式，所提方法对于正确认识储层，提高解释符合率有一定的指导意义。     

孤岛、孤东油田馆上段微相特征与剩余油分布

孤岛、孤东油田馆陶组上段为河流相沉积,发育的微相主要有心滩、边滩、谷底滞留沉积、天然堤、决口扇、河漫湖泊、河漫滩等。岩性以砂岩、粉砂岩为主,成分成熟度中等偏低,小型交错层理较发育,平面上呈连片条带状,垂向上呈板状或不对称透镜状,1～4砂组为曲流河沉积,5～6砂组为辫状河沉积,储层物性好,孔隙度大,渗透率高,不同微相储层物性有所差别。沉积相带控制了水洗过程中物性的变化,使孔隙度和渗透率显著增加,控制了驱油效率的大小。由于心滩和边滩水驱油较充分,剩余油相对较少,河漫滩和天然堤驱油效率低,剩余油相对富集,所以微相的展布影响着剩余油的分布;正韵律油层上部大都动用较少,以弱见水为主、剩余油较多。     

双河油田高含水期厚层剩余油分布及挖潜

双河油田厚油层发育,在目前特高含水期开发阶段厚油层厚油层的内剩余油分布主要受井网完善程度,地层纵向渗透性,砂体沉积特征,微构造及区域地层压力因素控制,剩余油在井网不完善井区,纵向中低渗透层,注采状况较差的分流河道沉积间及沉积末端,微构造高部位及局部注水压力平衡区相对富集,在完善井网的基础上根据地层地质特征加强注采结构调整及注水合理调配,是双河油田油层挖潜的有效途径。     

库车坳陷吐格尔明下侏罗统阿合组

吐格尔明下侏罗统阿合组为典型的辫状三角洲沉积,可分成三角洲平原和三角洲前缘亚相,沉积微相主要有辫状河道、水下分流河道、心滩和河口坝,沉积方式主要为侧积、填积、垂积和前积.储层层间非均质性受控于沉积微相,不同沉积微相砂体具有明显不同的孔渗值.三角洲平原亚相的辫状河道砂体物性最好,水下分流河道砂体、心滩砂体次之,三角洲前缘亚相的河口坝砂体最差.储层层内非均质性与沉积方式密切相关,侧积和填积而成的辫状河道砂体和水下分流河道砂体,,其渗透率成正韵律分布,最高渗透率段在底部,但辫状河道砂体渗透率最高值明显大于水下分流河道砂体;由垂积而成的心滩砂体,其渗透率在纵向上形成无规则的分布;由前积而成的河口坝砂体,其渗透率成反韵律分布,最高渗透率段在顶部.     

大老爷府油田低阻油气藏储层及流体分布特征

对吉林油田分公司低阻、低渗、高饱和油藏的储层油气水分布特征,进行了深入研究.本区构造平缓,属保康水系所形成的三角洲前缘相和前三角洲相.砂体类型以三角洲前缘席状砂体和远砂坝砂体为主,砂岩以粉砂岩、泥质粉砂岩为主,泥质含量较高.砂体横向上连通性好,纵向上砂层较多,属层状构造油气藏.该区青一段储层层内非均质性较强,属低-特低渗孔隙性储层,而且具有亲水性.以上诸特点使得各储层内均表现油气水混相存在特征,油气水平面展布特征表现了受构造控制的明显因素,高部位高产气,低含水,产油中等;低部位高含水,低产气,产油低;腰部位产油高.产能状况与沉积微相及储层物性参数之间关系明显.     

库车坳陷吐格尔明下侏罗统阿合组储层沉积非均质性

吐格尔明下侏罗统阿合组为典型的辫状三角洲沉积,可分成三角洲平原和三角洲前缘亚相,沉积微相主要有辫状河道,水下分流河道,心滩和河口坝,沉积方式主要为侧积,填积,垂积和前积,储层层间非均质性受控于沉积微相,不同沉积微相砂体具有明显不同的孔渗值,三角洲平面亚相的辫状河道砂体物性最好,水下分流河道砂体,心滩砂体次之,三角洲前缘亚相的河口坝砂体最差,储层层内非均质性与沉积方式密切相关,侧积和填积而成的辫状河道砂体和水下分流河道砂体,其渗透率成正韵律分布,最高渗透率段在底部,但辫状河道砂体渗透率最高值明显大于水下分流河道砂体,由垂积而成的心滩砂体,其渗透率在纵向上形成无规则的分布,由前积而成的河口坝砂体,其渗透率成反韵律分布,最高渗透率段在顶部。     

分析测井相预测歧50断块沙三段低电阻率油层

歧50断块是大港油田南大港构造带的富含油断块，主要含油层系沙三段发育岩性油藏且存在低电阻率油层，可划分为5套砂体单元，测井曲线对其沉积特征有清晰反映。高束缚水成因的低电阻率油层的主要特点是具有双组孔隙系统，其形成与沉积微相关系密切，砂体的坝体边部水动力变弱且不稳定，形成薄互层的岩性结构，导致储集层微观孔隙结构复杂化，具备形成低电阻率油层的地质条件；而砂坝主体的岩性结构与孔隙结构相对简单，油层电阻率较高。根据测井相准确认识砂体沉积微相的平面分布规律，有助于预测低电阻率油层分布。歧50-10井的3个小层因泥质含量高而电阻率较低被解释为干层，用此方法进行分析，认为它们具有低电阻率油层的特征，试油获得较高产量。通过测井相分析预测低电阻率油层分布，对老油田的进一步挖潜具有实际意义。图3参7     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。