储层反演中有关特征曲线选择的探讨--以东海平湖油气田开发区储层反演为例

在储层反演中,要选择一条既能将储层与围岩区分开来又能与地震响应建立良好关系的测井曲线来重构储层、建立地质模型进行储层预测,这条曲线叫作特征曲线。根据平湖油气田开发区储层的特点,以及测井曲线的特征,提出用自然伽马曲线作为特征曲线,同时,详细叙述了选择特征曲线的理论依据和用特征曲线重构储层的过程,并用实际应用效果阐明了该方法的有效性和可应用性。     

基于超声多普勒的井下多相流量测量控制系统

本文主要介绍了一种适于油气田开发的井下超声波多普勒流量测量控制系统,该装置系统采用声学多普勒原理,通过控制超声波传感器的一对高精度换能器分别发射和接收超声波信号,并由流量计的硬件系统、TMS320F28335的数据信号处理器获取油管中的多普勒频移,计算出瞬时流量与累计流量,实现对油管中的油、气、水三相流进行实时在线流速测量和总体积流量测量,为生产系统提供一个比较准确的实时流速及总体积流量,以便对系统进行准确的管理及控制。实验证明,测量精度可达2%～3%。     

筛选驱油用表面活性剂方法初探

为解决原油在表面活性剂溶液中乳化快慢程度难以表征的问题,自制乳化测定仪器,并提出了乳化速度的概念,对其测定条件及影响因素进行了考察,通过最终的驱油实验将乳化速度与最终采收率进行了关联.实验结果表明:单纯表面活性剂体系乳化速度都较低,适量加入碱剂可以大幅度提高表面活性剂的乳化速度;在模拟地层温度(40-60℃)条件下,温度越高,乳化速度越大,乳化效果越好;最大乳化速度分别对应着适当的表面活性剂质量分数和碱质量分数.室内驱油实验发现:对于高乳化速度体系(1.8 mL/min),驱替达到含水率为98%时对应的注入孔隙体积倍数为4.5;而对于低乳化速度体系(0.2 mL/min),驱替达到同样条件,注入孔隙体积倍数仅为3.5,高乳化速度体系能多提高最终采收率超过10%.     

注水井永久式分层流量检测系统设计

设计了一种适应注水井测试需要的、能够长期驻留在井下的分层注水流量检测系统，包括井下系统、地面系统和传输系统。井下系统能够测量多个注水层的流量、压力和温度，并将测量结果通过金属铠装电缆按曼彻斯特码协议传输到地面系统，实时显示。流量测量采用基于超声波的时差法，根据实测温度和压力对超声波的传播速度进行修正；在计算体积流量时，结合流体的流动特性，对流速进行了修正。试验结果表明，所设计的系统有良好的性能。     

东辛油田营8断块区精细构造解释

为进一步挖掘老区潜力、提高油藏高含水开发后期的采收率,通过对营8断块区断裂系统和构造的精细描述解释,结合地质研究和开发动态资料,确定了断裂系统特别是断块内部低级序断层的分级标志,落实了5条Ⅳ级断层、14条Ⅴ级断层,精细的构造解释解决了生产中的注采井油水关系矛盾。在此基础上分析了断裂系统形成机制,从而为确定剩余油分布、部署开发调整方案提供指导和依据。     

水力喷射泵分层采油技术研究

针对层间矛盾突出的疏松砂岩油藏,为使各油层均衡生产,应进行分层防砂分层开采,为此研究了水力喷射泵分层采油技术。该技术主要由水力喷射泵采油管柱和分层防砂分层采油管柱2部分组成。分层防砂分层采油管柱分为分层防砂外管和分层采油内管2部分,防砂外管用于层间分隔;分层采油内管插入分层防砂管柱,由密封插头实现管内分隔。水力喷射泵采油管柱通过底部的密封插头与分层防砂分层采油管柱顶部的插入式悬挂封隔器相连接。该技术在现场1口井的应用中,原油产量由41.2m3/d上升到79.8m3/d,含水质量分数由88.9%下降到32%。     

叠前反演追踪砂体技术的应用——以平湖油气田花港组为例

平湖油气田是一个受构造和岩性共同控制、边底水活跃的中型油气田,主要含油层系为古近系花港组.目前油田已经进入开发后期,含水达97%,采出程度达40%.为确定该区剩余油分布,文中利用叠前反演储层预测技术,优选了泊松比、拉梅系数等参数,由构造解释、储层反演、砂体追踪入手.进一步落实了各小层砂体的构造特征、平面分布、相互接触关系,从而为油田的稳产提供了有力的支撑.     

丰深1 低渗透凝析气藏反凝析污染特征及解除措施实验

丰深1 低渗透凝析气藏具有低渗透、易出砂、特高含凝析油等复杂地质和相态特征，开发过程中反凝析污染不可避免，明确反凝析污染特征和建立污染解除措施十分重要。为此，开展了反凝析污染特征及解除措施实验。结果表明：当最大反凝析压力为19 MPa 时，长岩心气相有效渗透率降幅为90%以上，压裂能提高长岩心气相有效渗透率，但反凝析污染程度尚未明显改善。对于单一注入介质，注CO₂ 解除反凝析污染效果明显优于注甲醇和伴生气；甲醇与CO₂ 等比例混合介质解除反凝析污染效果好于单一注入介质，是最优注入介质。对于注入时机，在19 MPa 时注CO₂ 后裂缝长岩心渗透率恢复程度最高达61.18%，进一步衰竭至废弃压力时凝析油最终采收率可达36.2%，较5 MPa 时提高4.9%，较衰竭过程提高7.8%，是相对最优注入时机。