油田注水配注合理注采比计算方法研究

为了稳定油藏原油产量、控制含水上升速度,需要确定油藏在注水开发过程中的合理配注量或注采比。通过应用油藏工程方法中广泛使用的经验公式和理论公式推导出了新的注采比随含水率变化预测模型。该模型直观表达了油田累积产油量与含水率关系及油田注采比随含水率变化的关系,其特点在于给定未来某一时刻油田含水率,就能确定其合理注采比。通过实例计算表明,应用该关系式计算结果可靠,参数获取简便,可用于指导生产静动态参数录取较少的区块油藏进行配注计算。     

底水油藏水平井最优避水高度及合理长度的研究

底水锥进是开发底水油藏时遇到的最大问题,制约着水平井的有效开发.应用Green函数和源函数法对底水油藏水平井的压力分布进行了半解析求解,推导了见水时间和临界产量公式.通过实例计算分析了避水高度和水平井段长度对见水时间和临界产量的影响,确定了底水油藏水平井的最优避水高度和水平井段合理长度.该方法对提高水平井的开采效果和节约开采成本具有一定的理论指导意义.     

长庆油田马家山东区块姬六注水系统的压力损失分析及其调整与优化

通过对姬六注水系统的压力损失分析,提出了调整与优化该系统注水压力的方法：增大姬六注至地90-90配的管道直径并适当降低水的流速,以减小系统的压力损失;减小姬六注的注水半径,为以后提高泵压留有一定的余量;新建地209-67注水撬,地209-64、208-63、209-67、209-69及213-74等由新建注水撬管辖,可以有效满足其注水需求,减小注水系统的压力损失并保证其安全、平稳、经济运行,解决了马家山东区块注水亟待解决的问题。     

应力敏感对裂缝性油藏合理注水时机及压力保持的影响

 对于具有应力敏感的裂缝性油藏,在开发过程中因地层压力下降导致基质与裂缝体积缩小,渗流能力降低.如何有效抑制这种油藏特性对开发效果和最终采收率的影响,是制定裂缝性油藏开发策略的关键.本文以渤海某裂缝性油藏为例,对应力敏感与注水时机及地层压力保持水平之间的密切关系进行分析和研究.结果表明:在不考虑应力敏感时,裂缝性油藏合理注水时机为地层压力降至饱和压力时实施注水;在考虑应力敏感时,裂缝性油藏合理注水时机由应力敏感程度决定.当油藏压力降至饱和压力处渗透率保留率在80%以上时,注水时机为地层压力降至饱和压力时实施注水.否则,必须在原始地层压力实施注水.同时,裂缝性油藏合理地层压力保持水平应该维持合理注水时机下的地层压力不变,但考虑到后期提液、打井等挖潜措施及综合调整的实施,可根据实际情况适当提高.     

氟氯甲烷CC1_4，CFC1_3，CF_2C1_2，CF_3C1及CF_4的量

本文用量子化学从头计算法在ＨＦ／４－３１Ｇ水平上对氟氯甲烷（ＣＦＣｍｎ）分子作了计算，从分子结构参数及前沿分子轨道组合上做了详细分析。说明了随着Ｆ原子取代ＣＣ１４中Ｃ１原子的增多，分子的各化学健均增强，稳定性增加，ＨＯＭＯ能级降低，ＬＵＭＯ能级升高；ＨＯＭＯ对Ｃ－Ｆ和Ｃ－Ｃ１键都无甚键合作用，ＬＵＭＯ对Ｃ－Ｃ１起反键作用，当ＨＯＭＯ上电子被激发到ＬＵＭＯ上时，分子发生解离。造成大气平流层臭氧消耗的分子光解出来的Ｃ１原子，εＬＵＭＯ与εＨＯＭＯ差值越大，光解需要的紫外光波长越短，发生光解时在大气中的高度越高，大气滞留时间越长，解离出的Ｃ１原子消耗的臭氧分子越多。     

五配位铜配合物执合物Cu[C11H13C1N202]2O成、晶体结构及荧光性质的水

对氯苯氧乙酸通过分子修饰得到丙酮缩对氯苯氧乙酰腙,采用水热法合成了新型的五配位丙酮缩对氯苯氧乙酰腙铜配合物,并用IR和x-射线单晶衍射进行了表征．结果表明,配合物属单斜晶系,空间群为C2／c,每个配合物中铜与来自2个酰腙配体的氮原子和氧原子配位,形成了2个稳定的五元环结构,并呈现出以铜离子为顶点的四棱锥构型．配合物中μ-OH提供一个氧O（3）原子与不同配合单元的氮原子和氢原子形成弱的作用力,使得配合物呈现出1D链结构．荧光测试结果表明,标题配合物较配体荧光性增强．     

水合鸢尾异黄酮磺化物[K（H2O）]（C17H13O6SO3）的合成及晶体结构

目的 合成一种新的水溶性水合鸢尾异黄酮磺化衍生物[K(H2O)](C17H13O6SO3),并确定其分子结构.方法 在60 ℃条件下用浓H2SO4磺化30 min,得到尼泊尔鸢尾异黄酮磺化物,并用体积比为 1/1 的乙醇-水溶液培养单晶,采用X-射线四圆衍射、IR和元素分析等方法表征其结构.结果 和结论将尼泊尔鸢尾异黄酮在60 ℃用浓硫酸磺化,高选择性地在底物B环的3′位引入一个磺酸基,合成了水溶性尼泊尔鸢尾异黄酮衍生物,产率为82%.该合成方法简单,反应条件温和,选择性高,产物容易分离,且产率较高,是合成标题化合物一种理想的方法.X-射线晶体结构表明该化合物属于单斜晶系,空间群P21m,晶胞参数a=0.835(4) nm,b=0.728(3) nm,c=3.000(14) nm,β = 96.09(7)°,V=1.814(15) nm3,Dc=1.650 g·cm-3,Z=4.在化合物的晶体结构中, 相邻的钾离子之间被O6,O7和O8桥链形成聚八面钾离子链.此外,化合物中还存在多个氢键,这使化合物自组装成一个三维网格结构的超分子.     

低渗透油藏考虑压裂的合理注采井距研究

基于点源点汇渗流理论,推导了低渗透油藏考虑压裂措施的注采井间压力梯度分布方程,结合启动压力梯度 与低渗透油藏渗透率关系式提出了合理注采井距计算方法,并结合低渗透油藏实例,进行了注采井间压力梯度影响因 素分析,得到了低渗透油藏合理注采井距理论图版,验证了该方法的可靠性。结果表明：在渗透率、注采压差和压裂裂 缝长度一定的情况下,存在合理的注采井距,且合理井距随渗透率、注采压差和裂缝半长的增加而增大;认为采取压裂 等增产措施,有利于建立起有效的驱替压力系统,能较大幅度地提高合理注采井距。推导出的考虑压裂的注采井间压 力梯度表达式能够较准确地反映真实地层驱替压力系统,研究结果对合理开发低渗透油藏具有一定的实际意义。     

喷射压力及混合比例对生物柴油喷油特性的影响

试验研究了生物柴油BD100及其混合燃料BD70、BD30的喷油特性,考察了喷射压力和混合比例对喷油速率、循环喷油量及其循环变动的影响。结果表明,燃料BD100、BD70和BD30的喷油始点一致,随着燃料中生物柴油比例的减少,喷油持续期明显延长,喷油终点延后。喷射压力升高,喷油初期喷油速率上升和喷油末期喷油速率下降变陡,针阀完全开启阶段的喷油速率升高,循环喷油量增加。燃料BD100的最大喷油量循环与最小喷油量循环差别主要由针阀完全开启阶段的喷油速率波动所致。燃料BD70和BD30的最大喷油量循环与最小喷油量循环差别主要由各循环的喷油持续期不同以及喷油持续期内的喷油速率波动所致,燃料BD30尤为明显。随着燃料中生物柴油比例的减少,燃料BD100、BD70和BD30的循环喷油量的变动率逐渐增大。     

孤东油田水平井合理生产压差研究

孤东油田属于底水疏松砂岩油藏,出砂严重,底水锥进速度快,本文从不出砂以及减缓底水上升两个方面进行合理生产压差研究,应用摩尔-库伦准则计算了孤东油田出砂临界生产压差为2.11 MPa;应用数值模拟方法综合考虑了不同生产压差下含水率以及累产油的变化,得到了减缓底水上升的合理压差为6 MPa,综合考虑得到孤东油田水平井合理生产压差为2.11 MPa,为水平井合理开采提供理论依据。     

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

松700区块注水开发效果评价

为了更好地利用注入水高效开发油田,迫切需要对松700区块注水开发效果进行系统评价。从含水上升规律与含水变化原因两方面对综合含水率进行了评价。通过对松700区块产量变化特征分析、地层压力保持状况、吸水能力及水驱动用状况、注水利用率等参数进行了研究,结果表明注水利用率比较高,注水开发效果比较好,为下一步技术完善提供了基础资料。     

高地层倾角油藏高低部位油井液量配比研究

在高倾角断块油藏中,受重力作用影响,高、低部位油井开发效果差异大。运用物理模拟实验分析了地层倾角对高、低部位油井开发效果的影响,推导了考虑均衡驱替的水驱断块倾角油藏高、低部位油井产液量配比计算方法,并通过与数值模拟结果对比,验证了油井产液量配比计算方法的准确性。研究发现：随着储层倾角的增加,高部位流线变少、水驱波及区域变小、采出程度变低。随着储层倾角增加,达到均衡动用所需的油井产液量配比(高部位油井产液量与低部位油井产液量比)增加。在相同储层倾角的情况下,随着原油密度和注水强度增加,倾角对达到均衡驱替所需的油井产液量配比的影响变弱,油井产液量配比降低。该研究对高倾角断块油藏均衡开发具有指导意义。     

不同油藏区块注水系统能耗指标体系的构建

针对目前油田注水系统缺少地下系统能耗评价指标,且地上系统能耗指标不完善的问题,从不同油藏类型、区块注水效果角度提出了注水地下系统的能耗评价指标。研究了主要的储层参数——渗透率、孔隙度、饱和压力、地层水矿化度等与地面注水系统重要参数标准单耗的关系,综合了地面注水和油藏注水与采收效果评价体系,以注水能耗替代注水量,实现油田开采效益最大化;新增了站效、管网能量利用率为注水地上系统的能耗标杆指标。从而建立了完整的地上地下注水系统的评价指标体系,综合评价了整个注水系统的能耗现状。为衡量注水系统能耗状态提供了具体完整的标杆指标。     

高浅南区边水断块油藏类型及剩余油特征

复杂小断块油藏的剩余油在开发后期极为复杂,不仅受多个因素的控制,同时,某一种因素单独控制的剩余油非常分散且数量有限。针对高浅南区小断块油藏边水发育的特点,考虑剩余油的主控因素、断块油藏的形状、天然能量的充足程度以及能量供体等将边水断块油藏划分为3 类：开启型边水断块油藏、半封闭型边水断块油藏以及封闭型边水断块油藏。并研究了每种油藏类型的剩余油分布特征和挖潜潜力。发现：开启型边水断块油藏采出程度最高、剩余油少而分散;封闭型边水断块油藏采出程度最低、剩余油多而连片;半封闭型边水断块油藏介于两者之间。在以上研究的基础上,根据每种油藏类型的特点提出了下一步挖潜的技术对策。     

低渗油藏表活剂降压增注性能评价研究

为提高纯17-1块低渗油藏注水开发效果,设计耐特高温表活剂,针对表活剂油水界面张力、注入速度、段塞大小及不同渗透率岩心对表活剂降压增注效果的影响进行室内驱替实验研究,并利用多元非线性回归得出上述因素对降压率的影响程度.研究表明,降压率随界面张力及注入速度的增大而减小,随段塞及渗透率的增大而增大;1#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、段塞长度、界面张力、注入速度;2#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、注入速度、段塞长度、界面张力.研究结果可为低渗油藏表活剂驱注入参数的优选提供有力依据.     

底水油藏水平井开发影响因素研究

利用水平井技术可有效控制底水油藏普遍存在的水锥问题,然而这一技术受油藏地质条件、操作参数等许多因素影响。本文以江苏油田永安25区块为例,详细研究了不同油藏参数、操作参数等对原油产量的影响。研究结果表明,水平井产量随水体倍数、油层厚度、平面渗透率的增加而不断增加;对于该地区,合适的避水高度为0.3h～0.4h;合适的采液速度为130m3/d;合理的提液时机在含水率达到50%～60%时。