我国陆相低渗透砂岩油层的粒度和孔隙系统特征

应用２０个油田，２７个油层的Ｃ－Ｍ图和７０３２块样品的粒度资料，编制成我国陆相低渗透砂岩油层的Ｃ－Ｍ图。低渗透砂岩油层形成于山麓冲积扇－－水下扇三角洲和浊积记忆只体系，有四种岩石类型，砾岩、砾状砂岩（或含砾砂岩）、砂岩（粗、中、细）、粉砂岩。四种曲线形态；一段型、二段型、三段型、多段型。低渗透砂岩油层的粒度分布宽，颗粒不集中，混杂，成熟底低，分选差，泥质含量高；中高渗透层的粒度分布范围宽，颗粒不集     

卞,杨油区碎屑岩地层裂缝特征及其形成条件

火成岩、变质岩、碳酸盐岩地层中裂缝的分布规律已被人们所认识，碎屑央寺层中的裂缝虽已发现，但对其分布特征的认识还处于探索阶段，苏北盆地卞东、杨家坝油田阜二段地层是一套湖相沉积的碎屑岩地层。开发实践证明，该段储层是一类以低渗秀为背影的以重介质储层，裂缝在注水开发中起有重要的影响作用。以该油区为例，从描述裂缝特征入手，力图寻找碎屑岩地层中裂缝分布规律的静态信息。‘     

气井多层合采渗流特征及接替生产物理模拟

对于低孔、低渗气藏,为了提高单井产能和改善气田开发效益,许多生产井都采用了多层合采方式进行生产。为了更真实地认识低渗气藏多层合采的渗流特征以及确定最佳合采接替时机,通过设计室内物理模拟实验,模拟气藏多层合采开发过程,研究了地层压力、渗透率及主控因素共同作用下的气藏渗流特征对开发效果的影响以及合采接替生产时机,认为多层合采时,高压、高渗层产量贡献率始终高于低压、低渗层;而对于低压、高渗层,实验初始阶段低压、高渗层的产量贡献率高于高压、低渗层,实验后期从主产气层变为次产气层;在不同的接替时机下,随着接替点压力的降低,采出程度呈现出降低的趋势;低渗层接替生产要比高渗层接替生产效果要好。采用物理模拟实验研究多层合采产气渗流特征尚属新的尝试,其研究成果对制定类似气藏的合理开发技术策略提供了参考依据。     

文东油田沙三中油藏储层裂缝特征研究

本文利用多种技术手段研究了文东油田沙三中油藏裂缝的存在、特征、成因及形成的主要时期。分析了储层裂缝对开发效果的影响，并提出了开发调整应采取的对策。     

低渗透油藏储层特征研究和开发的建议

在对岩样中可动流体饱和度的测定、可动油饱和度与裂缝－基质孔隙度的关系、储层渗流的启动压力梯度、流固耦合作用和自发吸渗驱油等问题研究的基础上,提出了低渗透油田开发的一些建议。     

低渗透油气储集层裂缝空间分布的定量预测

根据控制裂缝发育的内外因素，提出了定量预测低渗透油气储层集裂缝空间分布的三维有限元数值模拟方法。经过多个油田应用和实践证明，该方法具有较高的符合率，对指导隐蔽性油田的勘探具有重要的意义。     

砂砾性低渗气层压力敏感性的试验研究

低渗气层压力敏感性是钻井过程中造成气层损害的主要因素之一。采用来自胜利油田的岩样作为代表低渗气层的标准岩样,进行了气层压力敏感性的试验研究。试验表明,气层压力敏感效应的强弱决定于压力敏感声、的大小,气层存在明显的压力滞后现象,另外,气层内部含水饱和度越高,气层的压力敏感效应越强。     

低渗砂岩气层孔隙结构及特性特征研究进展

介绍低渗砂岩气层孔隙结构及性特征的研究进展，阐述物性特征与孔隙结构之间的关系，着重介绍分形几何及水膜理论在该研究领域中的应用。对前人有关水膜作用的认识邮质疑。     

文东油田沙三中油藏储层裂缝特征研究

本文利用多种技术手段研究了文东油田沙三中油藏裂缝的存在、特征、成因及形成的主要时期。分析了储层裂缝对开发效果的影响，并提出了开发调整应采取的对策。     

长跨距油层葡、扶合采采油工艺技术

本文论述了埋藏深度差异较大的大庆外围油田葡萄花、扶余油层分层注水、合层采油的工艺技术、同时,对各工艺技术的优缺点进行了分析,提出了有益的认识,为今后低渗透油田高效开发提供了新的思路。     

低渗气藏多层合采可行性分析及产量预测研究

针对气藏多层开采的特点,利用压力平衡原理计算和绘制各个气层和气井的流入动态曲线,建立一套以时间为变量的气藏多层节点分析方法,形成多节点协调分析的多层合采可行性分析与产量预测研究方法,利用该方法可对气井生产全过程和气层产能及压力变化进行准确的描述与预测.研究分析表明:气层间压力差异是影响合采可行与否的主要因素,气层物性变差和提高气井产量可降低倒灌气量,而增加单层控制储量会延长倒灌发生的时间.当倒灌气量相当大时,合适的井下节流器能够大大降低层间倒灌气量,从而实现多层正常合采.多层合采预测方法经现场实例分析.证实其计算结果与实际生产情况吻合,可靠性较高,适宜指导现场生产.     

用于揭开下部气层合采作业的控压暂堵一体化修井流体

天然气井纵向上有多套气层共存时，实施封下采上投产一段时间后，需要再打开下部产层进行合采作业，此时需要一种既能配合冲砂、洗井循环等工序，又能暂堵上部低压气层的流体。为此，基于绒囊修井流体进入地层通道后，通过堆积、拉抻、填塞方式形成承压结构，平衡井筒流体与地层间压差的特点，在室内配制了绒囊修井流体，考察其在模拟地层用50～120 ℃、10～30 MPa的密闭圆柱液缸静置0～64 h后存留性能的变化情况。实验结果表明：①测定流体密度变化范围介于0.02～0.09 g/cm3，表观黏度变化范围介于4.0～12.0 mPa·s，清水混浆段低于20%，所配流体表观性能稳定；②采用直径25 mm、长50 mm的岩心柱塞，注入绒囊修井流体1.5～4.2 mL后，重复注入地层水，测定驱压升至20 MPa所需时间随流体静置时间增加而延长4.86～19.66 min，封堵性能衰减速度可以被接受；③卸掉驱压再反向气体驱替，基质和裂缝渗透率恢复均大于88%，伤害程度低。在鄂尔多斯盆地试验6井次，注入绒囊修井流体封堵上部压力系数为0.58～0.72的气层后，井底预留24～45 m3，上部灌满清水至井口后顺利完成冲砂、磨铣等作业；揭开下部新层后液面下降，井口补充清水8～15 m3后再次见液，计算井筒液柱压力波动幅度小于8 MPa。结论认为，所配制的绒囊修井流体保障了新、老气层作业后产量快速恢复，提高了气井多层接替稳产效果，实现了控压暂堵一体化修井作业。     

多层合采气井产量劈分新方法

在分析突变理论原理的基础上,综合考虑影响各产层产量贡献的储量特征、开发特征和地质特征3类因素,首次应用突变理论建立了多层合采井产量劈分的新方法;把储量特征子系统的有效厚度、孔隙度、含气饱和度以及开发特征子系统中的渗透率、层间干扰系数、气层中深压力分别构建成2个燕尾突变模型;地质特征子系统中的沉积微相、砂岩含量、储层密度和气层中深4个因素构建成蝴蝶突变模型。在求得各子系统产层目标值与相对突变面目标值的基础上,计算了各产层产量劈分系数。通过实例详细介绍了新方法的计算过程,并应用于鄂尔多斯盆地榆林气田南区12口合采气井的产量劈分计算。结果表明新方法考虑因素全面,具有可靠性强、计算速度快的特点,新方法计算的劈分结果精度大幅度提高。     

两层合采井分层测压技术研究

针对两层合采井无法进行分居压力测试这一问题，开展了两层合采井分层到压技术研究。结合两层合采井特殊的举升工艺，对井下仪器与井下工具进行了一体化设计，通过特殊的传压结构，井下仪器可以同时检测葡萄花层和扶余层的压力，通过电缆将整合调制后的数据伶输至地面仪表中，地面仪表具有存储和直读两种工作方式。现场测试结果证明该技术可以满足葡扶合采井分层压力测试。     

合采井分层产量贡献地球化学实验监测技术

采用单组分分离、多内标绝对浓度色谱定量分析、生物标志物质谱分析、碳同位素组成分析等方法,建立了地球化学产能监测实验方法,能快速有效识别分层原油差异。首次利用原油非均质性评价结果,采用聚类分析统计方法和原油混合配比实验选取了多套地球化学产能监测指标,评价了各类地球化学产能监测指标的适用性。所选色谱指纹化合物经过色谱-质谱定性鉴定,证实非混合化合物。运用原油色谱指纹技术在W1和W2油田4口合采油井上进行了现场分层产能监测,色谱指纹法的计算结果与生产测井结果相对误差在10%～15%左右,能准确判别主力油层。地球化学产能监测技术具有快速、经济的特点,结合生产测井使用,对油田的生产优化具有重要意义。     

基于历史生产数据的多层合采井产量劈分新方法

目前现场一般采用PLT测试分析合采井各层的采出情况,但测试成本高,持续获取较困难。利用相渗曲线回归公式结合Buckley-Leveret方程、水相分流量方程建立了两相渗流产量计算公式,并分见水前后两种情况进行合采井产量劈分计算;为减小误差,借鉴数值模拟处理思路,通过修正渗流参数拟合PLT测试数据以提高劈分结果准确性,形成了一种基于历史生产数据的产量劈分新方法。W1油田W1-8井应用结果表明,新方法产量劈分结果与现场测试资料劈分结果基本一致,并且与数值模拟法劈分结果接近(误差小于5%)。新方法适用于压力资料丰富、有产出剖面测试资料的边水驱油藏,可代替数值模拟用于快速获取合采井劈分产量以指导现场油井动态跟踪等分析工作,为边水驱油藏合采井产量劈分提供了一种新的技术手段。     

苏里格气田上、下古生界气藏合采气井的集输工艺

随着苏里格气田下古生界气藏的不断开发,现有的集输工艺及场站建设已不能满足生产需要。为此,在综合分析该气田现有上古生界气藏气井的集输工艺和靖边气田下古生界气藏气井的集输工艺的基础上,根据苏里格气田目前完钻井的情况,选择了“小站脱水、天然气净化厂集中脱硫”的上、下古生界气藏合采气井集输工艺,确定了其主要工艺路线为：井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、集中处理。在对集输场站的流程、平面布置、设备选型进行分析后,确定了新的集气站流程：排污和放空共用一套系统,其余均分开设置,充分利用公用系统,减少下游处理装置负担;统筹考虑上古生界气藏气井的集输系统与上、下古生界气藏合采气井的集输系统,按照同类系统靠近布置的原则,重新进行集气站的平面部署;还对站内设备重新进行了选型,确定了中压系统下的抗硫生产设备。最后讨论了新集输工艺存在的问题及下一步研究方向。新的上、下古生界气藏合采气井的集输工艺和场站建设满足了气藏合采气井的开发要求,经济合理地解决了下古生界气藏含硫气的处理难题,为规模开发上、下古生界气藏奠定了基础。     

无碱二元体系在孤东七区油藏流变性和界面活性分布

为更好地揭示无碱二元体系在油藏中性能损失规律,结合胜利孤东七区非均质强、储层结构疏松等油藏条件,在不同长度岩心中开展二元体系溶液渗流实验。通过进行聚合物溶液对表面活性剂界面活性以及表面活性剂对聚合物溶液黏度的影响来研究两者间的相互作用;并在不同长度岩心出口端取采出液,测试不同位置处黏度与界面张力的变化研究该二元体系溶液在近井和油藏流变性和界面活性分布特征。结果表明:加入聚合物溶液后,二元体系界面张力变化规律与单一表面活性剂相似,但使油/水界面张力达到超低时间要长;表面活性剂对聚合物溶液黏度影响不大,二元体系能保持良好的增黏特性;渗流开始时,二元体系A和B黏度保留率较单一聚合物溶液要高,而界面活性主要损失在近井地带（相对距离0~20%）,并在相对距离60%~100%处达到稳定;渗流达到稳定时,二元体系黏度保留率在0~20%处从100%降为84.2%,并在油藏深部分布均匀,受到相对距离的影响不大,二元体系与油滴间的界面张力在60%时达到稳定。     

应用新型粘性暂堵酸化技术提高气藏产能研究

新型粘性暂堵技术是采用一种粘性酸液体系作为暂堵剂来封堵高渗透层,使酸液转向低渗透层.这种粘性酸液体系在高温下能保持较高的粘度,耐温性能良好,酸化后其粘度能很快降低,对储层伤害小.室内并联岩心实验模拟暂堵酸化,结果表明,暂堵效果较好,由此建立了非均质储层粘性暂堵酸化的数学模型.粘性暂堵技术解决了常规颗粒暂堵剂耐温性能较差的问题,适用于非均质性较强、小层较薄的气藏.采用这项技术在大北气藏进行了暂堵酸化施工,获得了显著的增产效果,采气指数增加了2.2～19倍,对开发类似气藏具有重要的推广价值.