靖安油田长6低渗透储层润湿性及其影响因素

通过靖安油田长6层位的取心井岩心相关的数据信息,利用自吸法对长6油层岩心润湿性予以了严格规范地测定,并研究了自生矿物、地层水、渗透率等因素对润湿性的影响.结果表明,长6油层岩石润湿性呈现出明显的复杂性,其中最突出的特征是强亲水,也呈现出一定的弱亲油特性,靖安油田长6油层整体为强亲水-弱亲油的润湿性,且中性样品比较少.地...     

川口油田长6油层组沉积相特征与储集条件

通过对川口地区长６油层组的划分与对比，结合特征的岩相组合、骨架砂体的几何形态、盆地古地理背景的综合分析，以及储层的岩性特征和孔隙结构的研究，认为长６油层组的环境演化代表了浅水台地型三角洲逐渐转变为陆上平原的历史；曲流河道砂体是区内油气富集的有利相带；长６１段和长６２段是主力油层。     

测井曲线相关性分析及其在复杂润湿性油层识别中的应用

复杂润湿性条件下,油、水层电阻率对比度低,导致流体性质识别困难。基于岩石物理基础理论及Archie公式,总结并提出了利用电阻率-孔隙度曲线相关性分析识别复杂润湿性油层的方法。考虑测井曲线分辨率匹配和泥质含量的影响,选取泥质砂岩岩石物理体积模型,利用声波时差曲线计算孔隙度,并对电阻率和孔隙度曲线分别进行归一化处理。每次计算窗长n值优选为12,对储层实现连续处理。基于鄂尔多斯盆地陇东地区81口试油井长81储层的处理结果,统计每个层段正相关系数的厚度与有效厚度的比值λ,通过试油结论标定:当λ≥60%时,判定为油层;当60%λ40%时,判定为油水同层;当λ≤40%时,判定为水层;油、水层识别符合率达到80.25%,为复杂润湿性油层定量识别提供一种可行的方法。     

聚合物驱后储层及水洗特征研究

利用双河油田Ⅱ油组聚合物驱后油层新鲜岩心的现场观察结果,分析化验以及测、录井等资料,综合研究了聚合物驱后储层特征、水洗特征,及不同水洗程度下剩余油分布情况。研究结果表明:随渗透率增大,孔喉大小偏于粗孔喉,聚合物驱后强水洗厚度占76.21%,平均驱油效率44.57%,油层润湿性由"偏中性-弱亲水"向"亲水-强亲水"转化,总结出聚驱后剩余油分布特征。     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田上三叠统长6油层孔喉结构特征及其影响因素

长6油层为该区的主产层之一.为了确定造成长6油层低渗、特低渗的原因,对储层岩石学、沉积体系、孔喉结构及孔渗特征进行了综合分析,总结了长6油层的孔喉结构特征,进一步分析了其影响因素.结果表明:长6油层的孔喉结构主要为中、低孔—微喉型,孔喉结构的特征主要是受成岩作用的影响而形成的;长6油层这种中、低孔—微喉型孔喉结构控制了长6油层的产能,使长6油层成为低渗、特低渗型油层.     

鄂尔多斯东南部长12油层段开发层系厘定及在油田开发中的应用

探讨鄂尔多斯盆地延长组岩石地层学及含油气层系的划分,为准确、高效地开发长12油层段提供理论依据和简便易行的工作方法.从延长组的命名及其沿革入手,分析其岩石地层和含油气层系划分的现状,严格按照行业规范,将鄂尔多斯盆地内中一晚三叠世形成的一套河 湖相沉积物划分为:延长群含油气层系,其2级单位是10个油层组(长1—长10),其中的长2油层组可分作3个油层段(长12—长32).长12油层段又可进一步地细分、厘定为3个复层和若干个单层.开发实践证明,长12油层段开发层系的科学划分和精确厘定是该区油田开发最基础、最关键的研究.     

泥浆滤液侵入对油藏岩石中油和水相对渗透率的影响

用模拟油藏注水驱油的不稳定状态法测定了油藏砂岩岩样的润湿性对油、水相对渗透率以及驱油效率的影响。测定结果表明，试验所用的油基和水基泥浆滤液的侵入均对油相渗透率造成相当严重的损害。油基泥浆滤液比水基泥浆滤液更容易使亲水砂岩转变为亲油砂岩。润湿性改变使油、水相对渗透率关系曲线发生明显变化。与亲水岩石相比，亲油岩石的驱油效率也明显下降。     

不同润湿性修饰石英吸附甲烷的模拟研究

润湿性是油气藏储层岩石的重要基础参数之一，其特征直接影响流体在岩石孔道内的微观分布和宏观分布特征。从微观层面认识页岩气与矿物的相互作用是深入理解页岩气赋存状态的基础。采用分子模拟研究了甲烷在不同石英模型中的吸附行为，考察了不同晶面、亲水与亲油官能团修饰模型对甲烷吸附的影响。研究结论表明，不同晶面模型中，（100）面的吸附量大于其他晶面的吸附量；甲烷在亲油修饰模型中的吸附量大于亲水修饰模型的吸附量；两种修饰模型吸附量均随着压力增加而增加，随温度的升高而减小，且温度对吸附量的影响小于孔径的影响；相同条件下，润湿性修饰模型的吸附量远大于无润湿性修饰模型的吸附量；1 nm修饰模型中甲烷只在壁面处形成吸附层，而2 nm修饰模型中形成多个吸附层。     

安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验

安塞油田长6油层的地质特征及油井生产状况显示，该油层存在着含水率上升快、区块内产量和压力分布严重不均等问题，这直接影响了油田的开发效益和最终采收率，对油田稳产造成严重威胁。针对长6油层的特点，采用了蜡球暂堵端部脱砂的压裂改造技术。该技术主要通过在原裂缝内形成新的裂缝和沟通部分天然微裂缝来增加泄油面积，提高裂缝导流能力。现场试验表明，蜡球暂堵端部脱砂重复压裂技术能够解决长6油层侧向井重复压裂改造的难题，使油井产量得到了大幅度的提高，并取得了明显的压裂效果。     

鄂尔多斯盆地白豹地区长4+5油层组储层特征及储层评价

用石油地质综合方法,结合现代测试技术,宏观与微观相结合、区域资料与单井资料相结合,综合评价长4+5储层。研究可知,长4+51在白豹、南梁、元城地区发育I～II类储层;长4+52在白豹、元城、南梁地区发育Ⅱ～Ⅲ类储层。长4+52油层不是研究区内的主力油层,长4+51油层物性较好,是白豹地区的主力油层。     

分层注水技术在长6油藏开发中的应用

长6油藏在不同方向的物性差异、层间矛盾、层内矛盾十分突出,在注水过程中的单层突进和舌进现象十分明显,导致注入水推进不均匀.为了解决这些问题,改善吸水剖面,稳定油井产量,在长6油藏采取了进行分层注水措施.应用结果表明,分层注水可使长6油藏吸水剖面明显改善,吸水状况良好,有效地解决了剖面上吸水差异.同时分层注水可使长6油藏对应油层得到充分的能量补充,对应油井逐渐收效.     

泥浆滤液侵入对油藏岩石中油和水相对渗透率的影响

用模拟油藏注水驱油的不稳定状态法测定了油藏砂岩岩样的润湿性对油、水相对渗透率以及驱油效率的影响.测定结果表明,试验所用的油基和水基泥浆滤液的侵入均对油相渗透率造成相当严重的损害.油基泥浆滤液比水基泥浆滤液更容易使亲水砂岩转变为亲油砂岩.润湿性改变使油、水相对渗透率关系曲线发生明显变化.与亲水岩石相比.亲油岩石的驱油效率也明显下降.     

云南中甸长苞冷杉群落的生物量和净生产量研究

本文研究了云南中甸县吉迪村长苞冷杉群落的生物量和净生产量。结果为：长苞冷杉群落的生物量为３５１．６２３ｔ／ｈｍ￣２，其中乔木层占９７．８７％，灌木层占０．１４％，草本层占０．１７％，苔藓层占０．６７％，凋落物占１．１５％。群落的净生产量为１２３０．６ｇ／ｍ￣２·ａ，其中乔木层占９４．６２％，灌木层占０．７０％，草本层占１．６３％，苔藓层占３．０５％，优势种长苞冷杉的生物量和净生产量分别为３３４．７７７ｔ／ｈｍ￣２和１０９７．８ｇ／ｍ￣２·ａ，分别占群落总量的９５．２１％和８９．２１％。其它乔木材种的生物量和净生产量分别为９．３６４ｔ／ｈｍ￣２和６６．６ｇ／ｍ￣２·ａ，分别占群落总量的２．６６％和５．４１％。     

鄂尔多斯盆地王家湾地区长2油层组沉积相分析

分析研究了长2油层组中长2~1、长2~2、长2~3油层段的沉积相。在前人研究成果基础上,运用岩心观察、砂岩粒度分析等手段,以及单井和剖面上沉积相特征研究,并结合砂岩物性参数分析,对王家湾地区长2油层组各油层段沉积相进行研究。结果表明:该区长2~1段属于曲流河相,进一步划分为边滩、河道侧翼、天然堤、决口扇和河漫滩微相;长2油层组长2~3、长2~2段沉积特征相似,属于辫状河沉积体系,划分为河床滞留沉积、心滩、河道侧翼沉积和泛滥平原微相。本文研究认为长2~1段中的边滩微相以及长2~2、长2~3段中的心滩微相为储层发育有利相带。     

低渗油田表面活性剂驱油机制

以降低启动压力理论为依据,结合表面活性剂溶液对相对渗透率影响等实验,研究表面活性剂降低油层注入压力的机制。结果表明,表面活性剂可降低油水界面张力,增加原油流动能力;表面活性剂能改变岩石表面润湿性,使岩石润湿性向亲水方向转变,减小水驱毛管阻力;表面活性剂能增加水相渗透率,降低注入压力;当表面活性剂质量分数为0.2%、注入量为0.5 VP(VP为孔隙体积)时,选择含水率低于70%注入活性剂驱油效果较好。     

安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验

安塞油田长 6油层的地质特征及油井生产状况显示 ,该油层存在着含水率上升快、区块内产量和压力分布严重不均等问题 ,这直接影响了油田的开发效益和最终采收率 ,对油田稳产造成严重威胁。针对长 6油层的特点 ,采用了蜡球暂堵端部脱砂的压裂改造技术。该技术主要通过在原裂缝内形成新的裂缝和沟通部分天然微裂缝来增加泄油面积 ,提高裂缝导流能力。现场试验表明 ,蜡球暂堵端部脱砂重复压裂技术能够解决长 6油层侧向井重复压裂改造的难题 ,使油井产量得到了大幅度的提高 ,并取得了明显的压裂效果     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长9油层组沉积特征与储集条件

通过对鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长9油层组物源、沉积相及其微相特征综合分析,对储层岩石学、孔隙类型、结构、物性特征研究,认为长9油层组总体属辫状河三角洲沉积体系,长91局部出现浅湖沉积,储层类型以Ⅱa、Ⅱb型为主.长91为主力油层,主要分布于三角洲前缘相带,其中盐池地区物性最优,发育良好的储集空间,为有利勘探区.     

延长东部油田长6油层采收率标定方法研究

延长东部油田广泛开采的是低-特低渗透的长6油层,目前适用于特低渗透油田的采收率标定方法少。通过研究,优选出适合延长东部油田长6油层的系统的采收率标定方法,为储量计算、开发方案编制、开发效果分析提供计算依据。     

蟠龙油田三叠系长2油组油气富集规律

鄂尔多斯盆地陕北斜坡为一平缓的西倾单斜,通常认为长2油藏的形成和分布主要受沉积相和优质储层控制,构造、裂缝等其他地质因素作用较弱。对陕北斜坡东部蟠龙油田长2油层组油气富集主控因素的研究表明,蟠龙油田长2油藏的形成和富集受沉积相带和优质储层、鼻状隆起背景、区域盖层与局部盖层、运移通道等多种因素控制,其中,鼻状隆起与局部盖层对长2油藏意义更为突出,鼻状隆起的围斜部位油藏最为富集,而局部盖层拓展了油层纵向分布范围。长2油藏类型复杂多样,除岩性油藏以外,以构造-岩性为主的复合油藏是该区长2油藏的主要类型。     

表面活性剂作用后的固体润湿性

通过考察经石油磺酸盐(PS)浸泡后的载玻片与油、水的接触角以及经石油磺酸盐浸泡后的云母片的表面形貌,研究表面活性剂作用后的固体润湿性。结果表明:对于亲水固体,经低质量浓度的石油磺酸盐作用后,其上因石油磺酸盐单分子层吸附而发生润湿性反转,而经高质量浓度的石油磺酸盐作用后,其上因石油磺酸盐双分子层吸附而保持水湿性,同时其润湿性达到稳定的时间随石油磺酸盐温度的升高而缩短;对于亲油固体,经低温高质量浓度的石油磺酸盐作用后,其润湿性难以改善,而经高温低质量浓度的石油磺酸盐作用后,其润湿性易因油湿性物质脱附而反转,但若此后该溶液继续作用,石油磺酸盐则会在新固体表面发生单层吸附,令其再次亲油;要高效利用表面活性剂改善润湿性,需要综合考虑表面活性剂浓度、温度以及作用时间的影响。