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该区域老井沙二上1储层电测曲线的声波时差为200~230μs/m,自然伽玛80-100AP I,储层物性较差,但个别井点录井见到了油气显示,且多口井补孔或压裂改造后可达到3-15t的工业油流。因此对该区域整体构造格局、储层空间展布及岩性相变特点、油水分布状况等进行了深入细致的研究,以及储量综合分析,滚动开发潜力分析和方案部署,大胆实施了一批老井试油、试采,部署了一批评价井,取得了很好的效果,同时重新界定了特低孔渗储层的出油物性下限,解放了98×104t的低品位储量。 相似文献
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新型体膨型堵水剂的合成及其性能研究 总被引:2,自引:0,他引:2
以可溶性淀粉、丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为原料,硫酸高铈为引发剂,N,N′-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,通过共聚反应合成了一种新型体膨型堵水剂。研究了合成条件对产物性能的影响,确定的最优合成条件是:AA与AM质量比3∶1,淀粉用量15%,AMPS用量5%,引发剂用量0.5%,交联剂用量0.05%,反应温度60℃,反应时间4 h。通过并联岩心流动实验评价了合成的堵剂的选择性,该堵剂优先进入水层或高渗透地层,封堵效果好。 相似文献
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研发了适用于高温低渗油田调剖堵水的改性落叶松栲胶堵剂。基础配方(以质量计)为:6.0%磺化落叶松栲胶+2.5%~3.0%甲醛+1.0%~1.5%促进剂+水.pH值8~10。基础配方堵剂溶液25℃、35001/s黏度为1.5mPa·s;温度由120℃升至180℃时,成胶时间由7.5h缩短至约4h;从成胶时间和代表凝胶强度的突破真空度确定其适用的pH值范围为4~10;外加NaCI特别是CaCl2使其成胶时间缩短,突破真空度在NaCI加量≤50g/L时下降幅度很小。NaCl加量为100g/L时仍不低于66kPa。减少任一组分用量而保持其他组分用量不变,均使堵剂溶液成胶时间缩短,通过改变各组分用量和加盐量可在很大范围内调节堵剂溶液的成胶时间。堵剂在120℃放置48h后质量变化小于5%,在180℃放置120h后质量变化小于8%。堵剂凝胶在250℃的5%盐酸、5%苛性钠、10%NaCl溶液中至少可稳定存在6h。加入原油量超过10%的堵剂溶液不能成胶,因而该堵剂有一定选择性。在2支填砂管封堵实验中,封堵率为98.5%和97.6%,突破压力梯度为25.3和36,4MPa/m。讨论了栲胶与甲醛的交联反应。图7表1参5。 相似文献
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濮城油田低渗透砂岩油藏斌发主要机理及合理井距分析 总被引:1,自引:0,他引:1
低渗透油田开发效果比初期预测效果变差的原因:一是由于地层压力下降,净上覆压力相对增加而引起渗透率降低;二是储集层流态由拟达西渗流变为低速高阻非达西流。根据濮城油田低渗透油藏实际,定义了技术极限井距概念;根据渗流流量方程和流速方程,结合室内实验模型(临界驱替压力梯度)和现场资料,确定了技术极限井距计算公式,以濮城油田沙三上濮67块进行试算,计算结果比较合理。 相似文献
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