塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系

岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏特有的复杂地质特征,在一定程度上制约了人们对油、水体的赋存与分布状况及分布规律的认识,制约了预测和控制油井见水技术措施的实施。因此,充分利用岩溶缝洞单元的研究成果,结合开发井的油水资料,不断归纳总结不同岩溶地貌单元油井的开发动态特征,研究和探讨油水的组合规律、组合类型,分析油水分布变化状况,对油水体系进行划分,这对碳酸盐岩油藏开发具有重要的理论与实际意义。     

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏挤水泥堵水矿场试验

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储集体非均质性强,发育规律和控制因素复杂,纵向上受构造-岩溶旋回作用形成的缝洞系统控制,多个缝洞单元在空间上叠合形成复杂油气藏,具有独立的油气水系统和不规则的形态,油藏埋深5200～6500m,缝洞系统高差1200m以上。受底水油藏缝洞认识不足限制,堵水困难。为此,2006～2008年,利用水泥车、灰罐车、配水车和各种辅助设备,采用高压挤入管柱,进行挤水泥堵水矿场试验。挤水泥堵水工艺机理主要以造隔层为主,除在裸眼井段将水层封住外,主要是在油水界面造一水泥隔层,从而达到封堵水层的目的。该工艺实施的成功与否,主要取决于储集体类型、堵水时机、水泥隔层的延伸范围及厚度。3年来,共实施挤水泥堵水37井次,工艺成功率为100%,有效率为72.97%,累计增油45602t,累计降水74067t,平均有效期147.5d,吨油成本为749元。对于挤水泥堵水造成的地层污染,可以通过射孔、酸化等措施加以清除。     

均衡注采提高水驱油藏采收率

基于单元发展阶段,八区馆上现处于后续水驱阶段。对井网完善程度低,损失储量严重,高含水开发期馆陶组油藏,围绕“两率”(储量动用率、油田采收率)、“两控”(控递减、控含水),通过精细油藏分析,采取油水井综合治理措施,培养稳升井组和长寿井,改善了水驱开发效果,提高了区块采收率,对其它同类油田的水驱开发具有借鉴意义。     

越南白虎油田缝洞型基岩油藏特征与开发对策

白虎油田位于越南东南兰龙盆地早新生界中央隆起带基岩断块,以花岗岩和花岗闪长岩为主。白虎油田基岩油藏原始地层压力为41.7MPa,油藏温度为140℃,属于常温常压油气藏。原始相对密度为0.654,泡点压力为22.4MPa。原始气油比为190m^3/t,原始黏度为1.5mPa·s,地下原油相对密度为0.4.该油藏储量接近10×10^8t,单井日产油低的上百吨,高的可达几千吨,是少见的高储量丰度、高产能的基岩油气藏。微裂缝以及伴生洞对油气储集的贡献在70％～80％;采取底部注水形成人工底水的驱动方式,直井和侧钻井的注采井网,保持地层压力在泡点压力1～2MPa之上;油井自喷为主兼顾气举的开发技术对策,以及井网调整、吸水剖面与产液剖面调整、注采液量调整等对策的应用,保证了油井利用效率,使该油藏保持了长达15a的稳产高产,最高年产油达1300×10^4t,采收率可达39.3％。     

周43断块底水油藏高含水期提高采收率技术研究

宋家垛油田周43断块K2t1为一天然能量充足的疏松砂岩底水油藏,因底水锥进和储层出砂双重影响,高含水开发期剩余油分布相对复杂。该断块自1996年投入开发以来,经历过2次加密调整,但由于储层出砂、底水锥进等因素影响,油井无水采油期短、见水后含水上升快。截至2010年4月,区块采油速度下降到0．58％,含水上升到90．9％,阶段采出程度仅为13．49％。针对周43断块高含水期采油速度低、出砂严重、含水上升率快等问题,通过剩余油定量化描述研究．应用短水平段水平井整体开发调整、化学堵水,以及优化避水厚度和临界产量参数等防砂控水技术,采取防治结合的思路,日产油水平从调整前的40．7t／d最高上升到132t／d,综合含水由90．7％下降到80．3％,目前日产油水平为117t／d,综合含水为83.8％,采收率从调整前的24％提高到29．7％,采收率提高5．7％。     

吐哈油田温5区块注气效果分析

分析了吐哈油田温5区块水驱后注气项目实施情况,并对其进行了效果评价,对国内低渗透油田水驱后注气开发的实施有较好的指导及参考意义。     

安塞油田王窑区裂缝性储层注水综合研究

安塞油田王窑区长6油藏属典型低孔低渗油藏,主力油层为长611油层。该储层物性差,微裂缝发育导致油藏非均质性强,注水及剩余油分布明显受裂缝影响。进入中高含水开发期后,综合含水率上升迅速,产量递减严重。在进行野外露头观测和室内岩心观察基础上,对裂缝类型、性质、规模、密度进行定性和定量描述,使用古地磁方法确定主应力方向。结合实际生产资料,对注水开发中裂缝发育引发的生产动态特征进行分析,对比王窑区裂缝分布综合图与油井见水方位综合图,用生产动态方法验证裂缝研究的正确性。采用油藏工程与数值模拟相结合的方法,分析裂缝对注水开发的影响和剩余油分布特征。根据王窑区长611储层裂缝发育状况和裂缝发育区剩余油分布特征,提出在控制注水压力的基础上,进行强化注水、合理布局有效井网,提高侧向水驱效率,以及注水剖面调整等措施。     

松南深层气藏压裂井井下压力、温度监测技术应用

吉林油田松南深层气井由于储层温度高、地应力高、非均质性强等因素的影响,在压裂过程中不能按设计程序执行,降低了压后增产效果。通过在压裂施工前将可存储式电子压力计随压裂管柱下人到目的层,完整地记录压裂施工过程和压后排液阶段的真实井底压力、温度变化情况,利用所录取的数据,准确地计算出压裂施工不同阶段管柱的实际摩阻,建立深层气井压裂液摩阻图版。该技术应用后可科学指导破胶剂追加,确保压裂液及时破胶返排;优化设计固化剂固化温度和固化时间,有效防止气井压后返排时发生支撑剂回流现象;解释、拟合人工裂缝长度和储层渗透率等参数,有效评价压后增产效果。该技术在松南深层气井的实际应用中取得了良好的效果,提高了压后分析评价水平。同时为进一步优化深层气井的压裂施工设计提供了理论依据。     

我国深井钻井技术发展的难点及对策

分析了目前我国深井钻井技术面临的主要难点:井段内存在多套压力体系,喷漏共存;钻遇地层复杂,井壁稳定性差,井漏、井涌、井塌、缩径、卡钻等井下复杂情况频发;机械钻速低,钻井周期长,钻具易损坏;在地层倾角大的地区直井防斜难度大;深井井下温度高、压力大,钻井液、井下工具和测量仪器性能要求高;固井施工难度大。展望了深井钻井技术的发展趋势,并结合国内外钻井技术发展的最新进展,提出了加快我国深井钻井技术发展的对策:应用套管钻井技术、膨胀管技术,改善井身结构提高整体钻井速度;提高钻压、转数,增加钻头的切削能力和寿命,提高深部井段机械钻速;最大限度地扩大气体钻井的使用范围;增强地层承压能力,实现井壁稳定;降低固井施工难度,提高封固质量;提高工程事故的预防与快速处理能力。     

应力敏感对川西气田低渗气藏渗流的影响研究

川西气田中浅层主力气藏平均有效渗透率大多小于0.1×10-3μm2,具有典型低渗致密气藏特征.对于低渗油气藏渗流过程中应力敏感的影响程度,目前在国内外还存在较大的争议:有学者认为低渗透储层存在着较强的应力敏感性;也有学者认为储层岩石越致密,其对应力的敏感程度越低.地层压力变化可以作为验证低渗气藏是否存在应力敏感的重要参数.川西气田多数气井需压裂投产,因此本文仅针对压裂气井建立产能方程,并进行优化,从而建立物质平衡与方程优化法.利用物质平衡与产能方程优化法对CX135井,新场沙溪庙组气藏以及马井蓬莱镇组气藏的部分气井地层压力进行分析,发现考虑应力敏感和不考虑应力敏感计算所得的地层压力、无阻流量很相近,误差在5％以内,这说明应力敏感对川西低渗气藏气体渗流的影响较小,在产能计算过程中可以忽略不计.     

川西气田深层须家河组致密砂岩气藏成藏地质条件和勘探开发核心技术

川西气田须家河组具有资源丰富、储层厚大、保存条件良好、圈闭发育、成藏配套条件良好等天然气成藏地质条件.大型古隆起和斜坡区是天然气区域成矿带,继承性发育的古构造是天然气富集的有利地区,相对优质储层发育是天然气富集和稳产的基础,裂缝发育是高产的关键,相对优质储层叠加规模裂缝构成高产富集带.气藏具有埋藏深、高应力、高压、高温、致密、非均质等特征,高产富集带预测和规模建产难度大.针对高产富集带特点和气藏工程地质特征,初步形成了转换波三维三分量地震勘探和超高压大型水力压裂开发两大核心技术.勘探开发成效表明,基于转换波三维三分量地震资料的高产富集带预测技术,能较好地解决川西气田深层须家河组致密裂缝型气藏优质储层识别、裂缝检测及含气性预测等问题.基于提高深层高应力储层单井产量的超高压大型压裂技术,能较好地解决川西气田深层须家河组致密气藏规模建产的难题.     

燃烧室注水对燃气轮机运行和检修的影响

本文结合实践分析了燃气轮机燃烧室注水后对排放物、性能和检修等的影响.     

注水对燃气轮机联合循环机组性能试验研究

为了对比研究某机组注水脱硝系统对燃机出力及热耗率等的影响,对某燃气轮机联合循环机组进行性能试验。试验共分3个试验工况:相同基础负荷注水前后性能试验及注水后机组最大出力工况,计算了不同工况下机组出力及热耗率,计算了注水脱硝系统投运后NOx减排量和增加的度电成本,最后分析了注水对机组运行的影响,试验结果表明注水能够提高燃气轮机出力,增加热耗,降低热效率,注水可以大幅降低燃气轮机NOx排放量。注水会增加度电成本,降低电厂经济性。