黄河口凹陷明化镇组下段储层特征及其对产能的影响

利用钻井取心、流体、产能测试及分析化验等资料,对黄河口凹陷明化镇组下段储层特征进行了综合评价,在岩石学特征、物性特征、储层填隙物特征、微观孔隙结构特征等参数分析的基础上,建立了不同类型储层综合分类评价标准,明确了不同类型储层特征及其与产能的关系。研究结果表明,黄河口凹陷明化镇组下段储层可划分为三类,Ⅰ、Ⅱ类储层控制着含油有利区的分布;区内储层产能与流度具有较高的相关性,在流体性质相近时,砂岩储集体的颗粒分选越好,孔喉半径越大,孔喉结构越均匀,流度越高,比采油指数越高,产能越高。     

用分形理论研究低渗储层孔隙结构

储集层岩石的孔隙结构非均质性对于油气的渗流规律以及水驱油效率都具有重要的影响。利用分形理论对孔隙结构的非均质性进行研究。结果表明,分形维数不同孔隙结构不同,所研究的储集层具有单一分形（分形维数2.690 7～2.814 0）和分段分形特征（分形维数2.414 8～2.995 2）;以分形维数为基础,可以根据孔喉渗透率贡献判断孔隙结构的非均质性和复杂程度。     

水驱油田含水上升率主要影响因素研究与应用

含水上升率是研究含水上升规律的一项重要指标,可以判断一个油藏在某一含水阶段开发效果的好坏。那么通过研究含水上升率的影响因素,则可以分析油田开发效果好坏的原因。为此,利用数值模拟技术,开展了水驱油田含水上升率主要影响因素研究。结果表明,储层非均质性越强,含水上升率越大;当井网不完善时,含水上升率越大,而当井网后期变完善时,含水上升率又接近于理论含水上升率;当井网类型不同时,五点、直线行列、交错行列井网含水上升率相对反九点井网较高但含水上升率变化形态基本一致。这些结论对于油田开展下一步工作具有重要的指导意义。     

旅大27-2油田馆陶Ⅲ油组天然能量评价方法研究

油藏水体大小表征了天然能量大小,是确定油藏开发方式和开发对策的关键。合理利用天然能量开发对于油田最终取得较好的开发效果起着至关重要的作用。旅大27-2油田馆陶Ⅲ油组目前依靠天然能量开发,生产半年时间采出程度已达2.6%,采油速度6.5%,属于典型的高速开发油藏。该油藏地饱压差小,仅为1.5 MPa,如继续以高的采油速度开发,地层能量如果补充不足,势必面临油层脱气、开发效果恶化的严峻形式。为能合理高效的开发好,确保油田的持续稳产,制定合理开发方式,有必要对该油藏天然能量进行快速评价。本文在大量文献调研的基础上,结合目前油田实际资料,优选出合适的计算方法,计算了水体大小,评价了天然能量,对油藏的合理开发具有很强的指导意义。     

南堡35-2海上稠油油田热采初探

南堡35-2油田是迄今为止中海油在已开发油田中所面临的最具挑战性的稠油油田。该油田常规开发,油井产能低,采油速度小,预测采收率低。根据南堡35-2油田地质特点,结合海上开发及目前热采工艺新的突破,提出多元热流体吞吐热采思路,对开发层系、井型、井距、热采参数等进行优化,提出了推荐方案,并预测实施多元热流体吞吐后较依靠天然能量常规开发采出程度有效提高。矿场先导试验证实单井热采高峰日产油相比冷采邻井产能提高三倍。该研究探索出了一条适合海上稠油高效开发的新模式,开创了国内海上稠油热采的先例。     

水驱油田含水上升规律综合研究与实践

利用油田相对渗透率曲线,推导地质储量采出程度对应的含水上升率表达式,并通过实践论证。所推导理论关系表达式具有良好的适用性,可以分别表征3种含水率与采出程度的关系及相应含水上升率类型。     

低渗透油藏垂直裂缝井的产能分析

根据低渗透油藏的非达西渗流规律,建立并求解常流压条件下垂直裂缝井双线性流数学模型,推导出低渗透油藏垂直裂缝井的产能公式.研究表明,随表皮系数的增加,垂直裂缝井的产量在减小并趋于平缓,表皮系数5是一个明显的分界点,同时表皮系数对压裂井的初期产量影响很大.启动压力梯度对压裂片的初期产能影响不大.在生产后期,肩动压力越大,产量下降越快.因此,在进行低渗透油藏垂直裂缝井产能分析时,必须在生产的后期考虑启动压力梯度的影响.     

用磁场极值信号定位磁源的方法与实验

通过数字仿真和实验的方法研究了一种基于等磁场图板值信号的等效磁偶板子（Equivalent Magnetic Dipole,EMD）源重构方法,给出了磁偶板子源位置坐标的计算公式.用磁偶极子源模型产生的磁场数据检验了该方法的源定位精度.结果表明：当阵列测点间距为1mm,令方向磁矩为0时,单磁偶极子源定位的误差小于1mm;双磁偶板子定位误差在,,方向的均值分别为4.6mm,7.8mm,5.3mm.分析了双磁源定位的误差问题,还对用9通道低磁场强度检测实验系统采集的单和双磁偶板子实验数据的源定位结果进行了分析与比较.     

渤海油田聚合物驱储层吸水剖面变化特征及影响因素研究

聚合物驱(以下简称"聚驱")过程中,吸水剖面的变化直接反映聚驱的效果,而聚驱中低渗透层吸水剖面的变化则能直观地表现储层的进一步动用情况。通过对渤海油田聚驱吸水剖面的统计分析,发现聚驱后吸水剖面的变化特征为:绝大多数井聚驱后,纵向上层间的吸水剖面得到了有效的改善,中低渗透层吸水量增加;还有一部分井纵向上吸水剖面没有被改善,反而高渗透层吸水量增加,中低渗透层不吸水;同时,高渗透层的吸水量总体上要大于中低渗透层吸水量之和,这对聚驱不利。研究后得出,纵向上储层的地层系数级差对聚驱改善吸水剖面效果影响较大;当地层系数级差合适时,中低渗透层的吸水剖面会随着注入孔隙体积倍数的增加呈现先增加后减小而后再增加的周期性变化特征;地层系数级差过大对聚驱不利,若地层系数级差过大,则应先进行深部调剖而后再考虑聚驱;对于聚驱后吸水剖面发生明显好转的井,应着重关注聚驱中低渗透层吸水剖面随着聚合物注入孔隙体积倍数的变化规律,在其相对吸水量下降时采取一定的措施(分层注聚)来加强聚驱整体开发效果。     

油田开发全程储采比计算方法研究

油田储采比是衡量油田生产规模的关键指标,计算储采比对保证油田合理开发及制定国家能源战略具有重要意义。本文从储采比原始定义出发,结合上产阶段、稳产阶段及递减阶段累产油计算公式,产量增长率(或递减率)定义式,推导出了油田3个不同开发阶段储采比的计算公式。研究表明,在确定上年储采比及当年的产量增长率(或递减率)时,就可以计算出上产阶段(或递减阶段)当年的储采比;稳产阶段第n年储采比是稳产第1年储采比与稳产年限n-1之差。