利用饱和度图版定量评价水淹层

利用含水饱和度与束缚水饱和度交会图版可以定量判别水淹级别.对不同水淹级别储层饱和度所对应的驱油效率在图中的分布进行聚类分析,划分各水淹级别所在区域,最终实现水淹级别的定量判断.在2003年和2004年,用该方法对P油田135口调整井进行了水淹级别评价,解释符合率从2002年的72.2%提高到80.8%.     

基于核磁共振技术的大庆油田X6东区剩余油分布特征研究

针对老油田可动用储量严重下滑的情况,以大庆油田X6东区开发油层为研究对象,将核磁共振技术与水驱油实验相结合,开展剩余油含量及其分布特征评价,为大庆油田X6东区主力油层的剩余油挖潜和其余非主力油层勘探开发提供依据。研究结果表明:岩心渗透率是影响水、油可动流体分布特征的重要因素;束缚水状态下含油饱和度为61.3%～74.9%,T2谱图几乎呈单峰形态,油体主要分布于T2弛豫时间大于10ms的大孔隙中,渗透率越大,含油饱和度越高;剩余油饱和度为16.4%～29.9%,主要分布于大孔隙中,被驱替出的流体相的分布空间以大孔隙为主,较大的孔道为主要渗流通道,较小的孔道成为剩余油分布的主要空间;当驱替倍数达到15PV时,岩心中含油状态基本稳定,驱油效率为60.1%～73.2%,大孔隙对驱油效率以及采出程度的贡献要远大于小孔隙。比对X6东区开发现状,主力开发油层和非主力开发油层均具有较好的挖潜和开发潜力。     

塔里木盆地超深致密砂岩气藏储层流体敏感性评价

明确储层流体敏感性及其评价方法对优选入井工作液体系和性能至关重要。超深致密砂岩气藏储层流体敏感性受矿物组成、孔喉特征及高温流体环境等因素的影响,目前行业常用的评价方法已不再适用。以塔里木盆地超深致密砂岩气藏为研究对象,提出了改进的稳态流体敏感性实验评价方法,包括实验全过程模拟地层温度、出口端预加高回压等,并选取12块具有代表性的超深致密砂岩基块样品开展了水敏、盐敏和碱敏实验评价。结果表明：储层基块水敏指数0.41~0.52,盐敏指数0.72~0.73,碱敏指数0.83~0.92。数据对比显示本方法获得的流体敏感性损害程度强于以往室温条件下获得的评价结果,与矿场数据契合度更高。分析认为改进的评价方法能更好地反映储层实际情况,降低实验误差;细微孔喉及发育的粘土矿物是产生流体敏感性的内因;高温条件增大矿物表面水膜厚度、降低有效渗流通道半径,加剧粘土矿物水化膨胀、促进地层微粒分散/运移,加速矿物溶解/沉淀是加剧超深致密砂岩储层流体敏感程度的主要机制。     

超深超高温潜山气井AT-6X井小井眼侧钻技术

为解决华北油田首口超深、超高温潜山内小井眼侧钻井AT-6X井在施工过程中遇到的地层岩石可钻性差、新老井眼分离困难、摩阻扭矩大及井温高等技术难题,进行了侧钻工具优选、送钻方式选择、抗高温低固相钻井液体系设计及抗高温MWD仪器优选等方面的研究。通过建立侧钻工具力学模型对不同条件下钻具侧向力进行分析,选用PDC钻头+直螺杆+2.5°弯接头作为侧钻的最优工具;以间接方位角校正法为基础设计了方位角校正系统,提高井眼轨迹的精度;采用半主动半自动送钻方式提升侧钻效率;优选抗高温低固相钻井液体系提高高温条件下的稳定性。上述技术在超深超高温潜山小井眼侧钻井AT-6X井进行了应用,将工具面调整为140°并结合半自动送钻方式成功完成了该井的侧钻施工,完钻井深6 059 m。该井采取的技术措施有效解决了侧钻难题,为高温工况下超深井侧钻提供了经验和借鉴。     

超高温水基钻井液技术在超深井泌深1井的应用

针对超深井钻井中存在的高温稳定性以及流变性、滤失性控制等钻井液技术难题,通过进行分子结构设计、单体优选和制备条件优化,研制出了抗高温抗盐聚合物降滤失剂和降黏剂,对比评价结果表明,研制出的降滤失剂的抗高温、抗盐抗钙和降滤失性能均优于国内外同类产品;研制出的降黏剂在各种钻井液基浆中的高温降黏效果明显优于国外的降黏剂.结合河南油田泌深1井深层钻井,对钻井液高温稳定性和防塌技术的需求,研制出了抗温达245℃的超高温水基钻井液,其具有高温稳定性强、润滑性好以及页岩抑制能力、封堵能力及抗污染能力强等优点.应用结果表明,应用井段起钻无挂卡,下钻能顺利到底,没有发生长段划眼情况;在井底241℃超高温条件下钻井液性能稳定;钻井周期短,钻井液成本较低.     

超深裂缝性储层漏失机理及堵漏技术

钻井液漏失及其诱发的井下复杂问题严重制约着深层裂缝性油气藏的勘探开发。概述了高温高压超深致密砂岩储层特点,并分析了钻井液漏失机理,总结了目前矿场常用的随钻酸溶、提高承压能力及屏蔽暂堵堵漏技术,分析了各堵漏技术优缺点。鉴于井漏是最严重的储层损害形式,建议采用基于储层保护理论的堵漏思路,强调以保护裂缝渗流通道和提高承压能力为漏失控制的关键。建议进行低损害、易解堵的堵漏材料及钻井液配方设计研究,最终形成一种低损害、广谱性、高承压且耐高温的油基钻井液堵漏技术。     

松辽盆地古龙页岩油储层可动流体饱和度测定方法

针对松辽盆地古龙页岩页理缝发育,孔隙度、渗透率极低,页岩油难以动用的问题,利用古龙页岩天然柱塞岩心,基于核磁共振扫描分析,分别开展离心法和气驱法2种方法的页岩可动流体饱和度评价,并与古龙地区致密砂岩进行了对比实验分析.结果表明:普通砂岩离心力选择标准已经不适合古龙页岩油,离心法也已经不适用于古龙页岩油可动流体评价,采用...     

超深高温油气井永久式光纤监测新技术及应用

常规温度计及压力计难以满足塔里木盆地东河油田超深高温的井下条件,且仅能监测单点的温度和压力。鉴于此,引进了永久式光电复合缆监测新技术。该技术中的监测系统主要包括井下光电缆、井下压力计、封隔器、地面系统四大部分及相应配件,创新性地将温度监测光纤与压力监测电缆一体化封装、捆绑在油管柱下入,实现了全井筒温度及部分井段压力的实时动态监测。试验结果表明:井下永久式压力计监测结果与梯度测试结果误差小于0. 5%,光纤温度监测剖面与梯度测试温度剖面很接近;根据永久式光纤温度监测系统的井筒温度分布解释结果可反演油井的产气剖面,从而指导注气开发动态调整。永久式光电复合缆监测新技术解决了超深高温油气井动态资料录取困难的问题,可满足生产井和水平注气井等井不同类型的监测需求,具有极为广阔的应用前景。     

超深高压裂缝性储层加砂压裂技术研究

针对大北、克深超深高压裂缝性砂岩储层改造的"三高"难题(施工泵压高、压裂液性能要求高、砂堵风险高),研究了降低井口施工泵压的对策。通过研发耐高温加重压裂液体系,配置大通径管柱结构,优选小粒径高强度支撑剂,配套高压施工设备和井口,应用小型测试压裂技术、支撑剂段塞技术、酸预处理技术等压前预处理技术,配合加砂压裂现场实施控制,形成了超深高压裂缝性砂岩储层改造技术,在大北、克深气田取得较好的增产改造效果。     

微生物采油技术实验筛选方法与评价效果研究

文章依据严谨的实验步骤分析了如何筛选细菌的评价方法,在此基础上对微生物驱油能力和机理进行研究。此外,分析了储层物性对微生物生长繁殖的重要性,并开展了模拟油藏条件下的驱替实验来验证微生物能使残余原油产生流动效应。在研究过程中,应用了微生物学、化学及石油工程等众多学科中的知识,从而获得了微生物采油的重要机理,并且优化了微生物提高原油采收率的筛选标准,提高了研究结果的准确性。该室内实验是在模拟油藏条件下开展的,因此,研究方法与研究成果具有良好理论意义和应用前景。     

特高含水期厚油层含水预测方法研究

为识别已进入特高含水开发阶段的大庆喇萨杏油田厚油层内水淹部位及准确划分其水淹级别,对油层含水预测方法进行了研究.分析了相对渗透率实验法和测井含水饱和度参数法的局限性,提出驱油效率加权计算方法.以油藏实际生产数据为基础,建立了驱油效率预测储层含水率数理模型,并对水淹级别界定标准进行重新划分.室内并联岩心模拟实验以及在大庆油田的实际开发井解释结果表明预测效果与测试结果接近,证明利用驱油效率预测储层含水率的方法是可行的.     

生产测井资料评价产层剩余油饱和度方法

利用两相流体渗流机理理论，并结合油水流动滑脱模型，建立了产层的含水率与含水饱和度关系，同时通过相关地层参数适宜性评价，计算产层的剩余油饱和度。该方法在丘陵、温米油田应用效果明显。     

用测井资料确定水驱油藏产层剩余油饱和度

高含水期油藏剩余油饱和度分布的确定，对二次及三次采油是至关重要的，探讨了用产出剖面和注水剖面资料计算剩余油饱和度的, 将分形几何学，地质统计学与流管方法有机地结合起来，提出利用测井提供的 井点剩余油垂向分布来确定井间或油藏内剩余油分布的新方法，实际油藏资料处理结果说明了该方法的可行性和有效性，从而为了生产测井资料开辟了一个新的应用领域。     

特高含水期厚油层层内剩余油研究方法——以济阳坳陷史南油田梁11断块为例

高含水期厚油层层内剩余油的分布异常复杂。针对史南油田梁11断块沙二段8油组2层反韵律厚油层非均质性严重的特点,细分层内沉积微相,划分均质段,建立厚油层层内三维静态模型,对单砂体进行了多层段的数值模拟,搞清层内建筑结构及剩余油分布,利用侧钻水平井、侧钻井、补孔改层、完善注采井网、间歇注水等措施挖掘厚油层剩余油潜力,提高了油藏采收率,实现区块控水稳油的目标。     

高温高盐油藏用调驱体系的研究进展

综述了聚合物冻胶、无机凝胶、无机盐沉淀、预交联冻胶颗粒、聚合物微球、柔性体6种耐温抗盐调驱体系,分析了各种调驱体系的特点、作用机理和现场应用情况,提出了今后耐温抗盐调驱体系的研究方向,即研制新型的耐温抗盐聚合物、加强对无机体系的研究和研制有机-无机复合体系。参48     

浅层稠油热坑道内开采技术

坑道采油技术是稠油开发的一项新技术，主要利用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）的原理，通过油砂层下面的巷道系统向油砂层中钻水平井进行热力采油，对开采特浅层、超稠油油藏和进一步提高稠油采收率（可达50％以上）有较好的应用前景。简要介绍了坑道采油技术在国外稠油油田的应用情况，并重点介绍了加拿大阿尔伯达油砂技术研究局利用竖井和坑道进行的UTF采油工艺以及水平井蒸汽辅助重力泄油开采技术，并介绍了与常规稠油开采方法不同的坑道内钻井施工，为国内开发稠油油藏提供了技术借鉴。     

注水开发油藏剩余油饱和度测量与监测技术及应用

我国大部分注水开发油藏采出程度高,综合含水率高,采收率低,而新增及剩余储量可动用性差。地下的剩余油对于增加可采储量和提高采收率具有巨大的潜力。文章简要介绍了剩余油的形成条件、分布形式、影响因素、研究方法等;剩余油研究的关键技术则是其含油饱和度的确定。所以文章重点介绍了针对裸眼井或套管井的中子寿命测井（NLL）、碳氧比（C／O）能谱测井等核法剩余油饱和度测井技术;电阻率测井等电法剩余油饱和度测井技术,并分析了孔隙度、胶结指数、地层水、储层温度、压力等地层参数对阿尔奇公式的影响,提出了消除地层水高矿化度影响的方法。在对剩余油饱和度的各种测量与监测手段比较分析后,文章阐述了该技术现状和发展趋势,并结合三次采油,对利用剩余油饱和度测量和监测手段进行剩余油挖潜的工艺技术予以探讨。     

产出剖面资料计算剩余油饱和度的方法探讨

以混相流体的渗流理论为基础，在将油粘度、水粘度、束缚水饱和度、残余油饱和度等参数合理求出之后，探讨了用产出剖面资料计算剩余油饱和度的模型。在文留油田某区块取得了很好的应用效果。     

吐哈油区稀油油藏开发实践及技术攻关方向

吐哈油区稀油油藏经历30 a的开发与实践,形成了一系列稀油油藏高效开发的方法。由于主力油田稀油油藏多为特低渗—低渗油藏,储集层非均质性强,低含水开发阶段采用强采强注面积井网,采油速度较高,开发效果较好;中—高含水阶段及时采取了井网加密等对策,短期为减缓递减、稳定产量发挥了重要作用。但油田开发初期的强注强采也影响了主力层的驱油效率和采收率,尤其是进入特高含水期,无效注水循环严重,套损井和停产井增多,造成地层压力保持水平低,常规措施治理难度大,稀油油藏开发进入低速低效开采阶段。为了从根本上提高开发效果,积极开展注气提高采收率、纳米微球复合调驱及转变渗流场等室内研究和矿场先导试验,取得了初步效果,形成一系列多元类型油藏分类提高采收率和提高开发效果的技术。随着这些技术的进一步发展和应用,吐哈油区稀油油藏自然递减率有望由19.8%逐步降至11.0%,采收率将提高2.00%～3.00%。     

濮城油田多油层非均质油藏剩余油研究

濮城油田沙二下油藏纵向上有8个砂组37个小层,渗透率级差在5~30倍,是多油层非均质油藏,目前综合含水92·85%。为了做好高含水、高采出程度阶段的油藏调整,对此类油藏分层的剩余油分布规律进行定性描述和定量评价。根据剩余油研究及分布特点,进行了细分调整。调整实施后,采收率提高0·82%,产量保持3年稳定上升,平均由16·84×104t上升至18·41×104t,综合含水下降2·1个百分点,取得了明显的效果。