七个泉油田油基压裂施工评估

为了全面评价七个泉油田油基压裂的施工效果,本文采用七个泉油田油基压裂施工过程和施工后反馈回来的各种信息,分别从压裂施工过程、压裂经济效益、压裂施工工艺等方面进行了全面的分析和评价,给出主要分析评估的结果。为以后工艺措施的改进和完善提供有力的技术依据。     

七个泉油田地质建模与注水开发研究

七个泉油田地质建模与注水开发研究内容包括了构造、储层、油砂体评价、测井二次解释、油藏评价、油藏工程研究、油藏数值模拟研究、开发技术政策论证、注采方案论证、注水工艺研究等方面的研究。是一全面系统地认识七个泉油田研究成果。     

七个泉油田机采井系统效率状况分析

机采井系统效率是油田开发的一项重要经济指标，它集中地反映了油田开发中的技术装置水平和生产管理水平。1999年6月和2000年4月，采油三厂在开发工艺研究所的协助下，先后对七个泉油田进行了全面的系统效率普查，结果表明：七个尔油田机采井系统效率很低，2000年4月普查结果，平均为8.13%，吨液举升能耗为5.92KWh/100m，远远低于集团公司的要求。因此，对七个泉油田系统效率进行分析，找出提高系统效率的制约因素，对今后的研究工作具有重要的现实意义。     

七个泉油田近年压裂措施效果分析

为了更好地评价七个泉油田压裂效果，本文针对七个泉油田近年压裂效果变差，从选层、注水、地层压力、油基／无聚合物清洁液压裂液方面进行对比分析，给出了主要分析结果。为以后压裂选井选层工作提供依据。     

柴达木盆地西部七个泉与咸水泉油田原油地球化学特征对比研究

通过对取自七个泉油田和咸水泉油田原油样品中各类生物标志物的分布与组成特征的对比,发现七个泉油田原油中正构烷烃系列比较完整且丰度较高,而咸水泉油田原油中正构烷烃因轻微生物降解而被部分消耗,导致咸水泉油田原油的Pr/nC₁₇值和Ph/nC₁₈值明显高于七个泉油田原油。2个油田原油均呈现较强烈的植烷优势,七个泉油田原油的姥/植比更低,表明它们都来源于强还原环境下形成的烃源岩。在生物标志物分布与组成特征上,七个泉油田原油甾烷的C₂₇/C₂₉>1,而咸水泉[JP2]油田原油甾烷的C₂₇/C₂₉值均为0.8,意味着七个泉油田原油中浮游植物贡献高于咸水泉油田。咸水泉油田原油的C₂₉甾烷ααα20S/（ααα20S＋ααα20R）值和重排补身烷含量高于七个泉油田原油,暗示咸水泉油田原油成熟度比七个泉油田原油成熟度高。2个油田的长链藿烷序列均比较完整,伽马蜡烷含量也较高,对比长链藿烷和伽马蜡烷的丰度发现咸水泉油田原油的长链藿烷和伽马蜡烷丰度都比七个泉油田原油低,说明咸水泉油田原油形成的环境的盐度和还原性比七个泉油田原油弱。     

七个泉油田数值模拟研究

为进行七个泉油田的精细油藏描述和搞清油田储层中的剩余油分布规律，首次运用Landmark公司的Vip油藏数模软件进行了油田的数值模拟研究，通过数值模拟后，明确了七个泉油田目前的剩余油分布，纵向上N2^2、E3^2地层中的剩余油基本呈现原始状态，E3^1地层中的原油储量动用相对较好，但剩余油目前仍然呈现连片分布，说明油田目前的混层系开发不能够有效动用油田储量，有必要在七个泉实施细分层系开发。     

七个泉油田注水状况及对其水质超标原因分析探讨

七个泉油田属于“低渗透、低压力”难开采油田，自投注以来，注水一直比较被动，经常发生水质超标现象，为解决水质超标问题经采油三厂的委托，做了其原因的分析评价，为七个泉油田增注措施提供了理论依据．     

七个泉油田储层特征研究

通过对所取资料的分析研究得出七个泉油田储层非均质性极强，渗透率低，储层样品的饱和中值压力高，油田储层的平均孔喉半径（Rm）在0．146－1．447μm之间，平均0．65μm，储层中微细孔喉占比例较大。油田储层粘土矿物含量高，水敏性较强，今后开发七个泉油田必须实施改造油层的进攻性措施，同时油田的注水必须添加防膨剂，防止油层粘土矿物膨胀，损坏套管。     

同位素示踪剂井间监测技术在七个泉油田的应用

七个泉油田1997年开始试注水，2000年进行全面注水开发，到2003年注水效果仍不明显，为了搞清七个泉油田一区块七4—7注水井组油水井连通情况，找出井间存在的大孔道或高渗层，弄清油藏平面与纵向上的非均质性及剩余油分布情况。以便对该区块进行开发方案的措施调整，提高油藏最终采收率。2003年九月在该井组进行同位素示踪剂井间监测。     

七个泉油田微生物采油试验

针对七个泉油田地质特点和开发生产情况,经多方面咨询,文献调研后与美国SINOCAL公司、江汉石油学院合作在七个泉油田进行了微生物采油先导试验,结果表明微生物吞吐对近井地带及井筒结蜡有明显的效果。为七个泉油田及同类油田效益开发提供了决策依据。     

七个泉油田储层认识及测井多井解释

由于七个泉油田沉积环境复杂,多变,造成岩性复杂,多变,给测井资料的解释带来困难,储层难以识别,储层类型复杂。通过测井与岩芯的结合,对七个泉油田不同地层岩电关系进行了研究,确定了七个泉地区的储层电性特征,解决了长期困挠的储层识别的问题,为高效合理开发油田提供了科学依据。     

青海七个泉油田本源微生物区系初步调查

采用细菌通用引物和古细菌引物对青海七个泉油田本源微生物样品DNA进行扩增,根据基因库进行克隆和DNA序列分析,将测序结果通过与基因库进行比对．结果表明七个泉油田样品中有大量海杆菌属和甲胞菌属,样品中还发现存在产甲烷古菌及一些不可培养的其它古菌类群。它们的分离方法、功能和生长代谢特性有待于深入研究,以便筛选用于提高该油田原油采收率的采油功能菌群。     

生产测井技术在七个泉油田的应用

生产测井技术是油田开发过程中动态监测的主要技术手段，七个泉油田是一个处于开发中期的油田，在该油田采用的生产测井技术包括对水井注入剖面采用放射性同位素示踪测井法，对油井的产出剖面采用环空示踪流量测试法，通过现场实施效果较好，为油田合理开发提供了可靠的依据。     

HRS复合解堵技术在七个泉油田应用研究

HRS复合解堵技术在七个泉油田应用,解决了七个泉油田有机物堵塞无法解除的问题,经过先期一系列试验,选出了适合七个泉油田高效、低成本的解堵配方;使用HRS+酸这种安全有效的复合解堵技术将提升七个泉油田措施有效率。     

七个泉油田注水水质处理方法

通过对七个泉油田储层特性及目前水质现状的分析，结合目前进行了水质处理方法及注水水质化验，与以前没有方案进行水质处理的情况进行对比，并对目前水质处理方法进行分析评价。     

七个泉油田2000年度开发动态分析

本文从产量构成、含水变化、油藏压力和油田注水等方面结合七个泉油田地质特征，对油田2000年开发形势作了系统介绍和分析，对油田目前递减趋势作了分析并预测出2001年油田老井自然产能。在对过去工作充分肯定的同时，提出了下步工作部署意见。     

七个泉油田开发井网适应性评价研究

七个泉油田目前分三套层系开发,采用反九点法注水开发,井距240～260m。目前注水油压范围为4～20MPa,浅部一、二层系大部区域很难形成有效注采系统,注水效果较差,深部三层系通过压裂大部分区域能形成有效注采井网。本文通过实验,运用非达西渗流理论对七个泉油田进行注采压差和极限注采井距计算,并对七个泉油田目前开发井网适应性进行评价。     

七个泉、狮子沟油田MEOR菌种采油试验效果分析

文章主要针对七个泉、狮子沟油田单井自然产能低等特点，结合MEOR单井吞吐采油技术原理，培养筛选了与油田原油配伍效果良好的菌种，并通过优选的单井现场试验应用，累计增产原油447吨，取得了较好的经济效益，可为油田效益开发提供技术借鉴。     

七个泉油田油基压裂施工评估方法

本文主要结合七个泉油田油基压裂储油层增产措施改造的实际，给出了压裂裂缝形态分析、压裂施工模拟、关井压降分析、压后产能评估、经济效益分析的建模求解基本方法。     

七个泉油田注水系统运行现状分析

注水是油田开发过程中广泛采用的一项技术，注水系统在其中具有举足轻重的地位，系统的运行状况直接关系到全油田的能耗、经济性、以及设备的技术性能。本文在对七个泉油田注水系统现场测试的基础上，分析了注水压力与注水量关系、地面注水管网运行状况、注水泵及注水电机运行状况、注水系统能耗等一系列问题，并对以后的技术改进提出了部分对策。