低-超低渗透砂岩油藏水驱采收率影响因素权重分析

针对主观赋权法在确定低-超低渗透砂岩油藏水驱采收率影响因素权重时存在主观随意性,客观性较差的问题,本文应用85个低-超低渗透砂岩油藏实际样本,结合大量科研和现场认识筛选了影响水驱采收率的9个重点因素,并根据客观赋权法更客观、精确的计算出低-超低渗透油藏水驱采收率影响因素的具体权重。研究表明低-超低渗透油藏水驱采收率影响因素中,注水开发效果指标影响权重最大,其次为储层物性,流体性质影响最小。     

江坪河水电站坝址深层风化岩体对坝型选择的影响研究

江坪河水电站坝址河谷呈"V"形,宽高比约1. 8,具备修筑高拱坝的地形条件,但坝址两岸尤其是右岸谷坡在进入弱风化下限或微风化岩体后,出现范围较大的深层风化岩体。通过分析深层风化岩体对拱坝和面板堆石坝2种坝型坝基变形、坝肩及边坡稳定的不同影响表明,坝址区地质条件对修建拱坝的适宜性较差,工程处理费用高,可实施性及实施效果有待论证;面板堆石坝虽然施工条件较差,但对地基要求低,对地质条件适宜性较好,工程处理难度较小,为可选坝型。     

塔里木盆地深层凝析气藏涡流排液采气工艺及应用

雅克拉、大涝坝、轮台等凝析气藏属于深层、高温、高压、中高含凝析油的边底水凝析油气藏;2005年投产采用衰竭式开发,凝析气井受边底水的侵入、反凝析、地层能量不足的影响,多次出现因井筒内积液导致油压不足、产气量下降的情况,严重的积液使气井停喷。前期试验了放嘴排液、泡沫排液、柱塞气举、机抽排液等排液采气技术,效果不佳。为此,开展了深层凝析气藏涡流排液采气技术研究。     

黄陵油区低孔低渗储层改造配套技术应用及效果分析

黄陵油区延长组长6储层物性差,属低孔、特低渗、低压、低产岩性油层,储层非均质性强,裂缝发育,常规的增产技术改造效果较差。为了提高增产改造效果,分析导致增产改造效果较差的原因,找出适合该区块储层的增产措施。多种增产技术分析机理及现场试验显示,黄陵油区长6储层改造应在主裂缝的基础上沟通更多天然裂缝。现场试验认为,暂堵压裂和组合粒径支撑剂两种改造技术效果较好,可为黄陵油区勘探开发提供参考。     

裂缝性低渗油藏复合体系协同驱油适应性研究

针对低渗油藏注水开发过程中对储层微裂缝简单调驱后，注入水易沿高渗条带发生绕流造成开发效果严重受限的问题，评价了泡沫体系起泡、稳泡性能和一种改性淀粉凝胶成胶性能，开展了泡沫微观调驱和裂缝性低渗岩心复合体系协同驱油实验，并利用径向流模型模拟油藏实际井网对复合体系协同驱油适应性进行了验证。实验结果表明：起泡剂和稳泡剂最佳质量分数分别为0.5%和0.1%，改性淀粉凝胶体系成胶后具有较高强度和突破压力；注入泡沫体系后水驱，小孔隙微观驱油效果较前期水驱提高14.21%，其在渗透率级差约为30时具有更好的调剖性能；裂缝性低渗油藏水驱过程中，采用改性淀粉凝胶联合泡沫协同驱油效果最佳，其较注入单一改性淀粉凝胶或泡沫体系后水驱采收率可分别提高22.17%和46.07%，且径向流模型验证实验表明该协同驱油方法在裂缝性低渗油藏的适应性较好。     

应用数字岩心技术研究低阻油藏成因

根据某油田的低阻岩心和常规岩心资料建立数字岩心,通过对比研究地层水矿化度、微孔隙度、粘土含量、阳离子交换能力以及泥浆滤液侵入程度等对岩心电阻率的影响情况,认为地层水矿化度、微孔隙度、粘土含量是导致该区块油层低阻的主要因素。     

低渗砂岩气藏地层水回注研究

新场气田目前地层水采用集中处理后外排的方式,规模小,成本高,环境保护压力大;新场气田须家河组气藏上产任务重、产水量大,该处理方式已不能满足生产需求。针对川西一系列气藏进行筛选后,在气藏精细描述和落实剩余气分布的基础上进行了新场蓬二气藏地层水回注选区选层及地层水配伍性先导研究,形成了一套适合低孔、低渗、岩性气藏的地层水回注选区选层技术方法。初期回注运行试验已取得成功,创造了良好经济效益,实现了降本增效以及消除环保隐患的目标,为川西气田下一步规模化回注提供了理论依据和实践经验。