丘陵油田陵二区三间房组油藏剩余油分布规律

目的 对丘陵油田陵二区三间房组注水开发生产状态下的剩余油分布做进一步的分析研究。方法 以地质研究成果为基础，结合生产动态资料，运用动态分析等方法对丘陵油田陵二区三间房组油藏的剩余油进行研究。结果 受地质因素和生产状况双重作用的控制和影响，纵向上三间房油层组顶部动用程度差，剩余油相对富集，中下部动用程度高，剩余油饱和度低；平面上剩余油主要分布在主相带的侧翼、断层附近、注水井间压力平衡区和采油井之间的死油区。结论 为加密井井网调整提出理论指导，最终达到稳产、增产，提高采收率的目的。     

陵二西区三间房组油藏储层动用状况分析

目的 研究丘陵油田陵二西区三间房组油藏储层动用状况的影响因素.方法 利用油田的动静态资料、测井资料、录井资料等进行综合分析.结果 一般注采比越高,储层动用程度也越高;平面上砂体分布面积广、连片性好、钻遇率高的小层动用较好,反之则较差;辫状河道沉积的砂体动用程度好于溢岸沉积的砂体;剖面上的动用程度与沉积的旋回性及韵律性有关,一般正韵律的储层动用程度较差,复合韵律的储层动用程度较好,并且随着时间的推移动用好的小层会越来越好,动用差的小层会越来越差;渗透率大小较其非均质程度对储层动用控制作用更为明显,但当渗透率接近时,渗透率的非均质程度对流体渗流才会起到明显的影响;但也有相反的情况,还有待于进一步研究.结论 研究例区储层动用程度的好坏与多种因素有关.     

魏岗油田井组周期注水先导试验

根据魏岗油田断层多，储层非均质性严重等特点，对某井组进行了周期注水先导试验，结果表明，周期注水不仅可以降低含水，提高原油产量，同时周期注水还有助改善油井纵向产液剖面。     

延长油田志丹西区延长组天然裂缝发育规律研究

为确定天然裂缝对志丹新区注水开发的影响,通过野外露头地质调查、岩心观察,结合实验分析研究了天然裂缝发育规律.结果表明,延长油田志丹西区延长组天然裂缝发育燕山期E-W向、NW-SE向和喜山期S-N向、NE60°四组区域构造裂缝,其中以E-W、S-N向最为发育,NE60°较为发育.地下裂缝与野外露头裂缝发育规律基本一致.天然裂缝类型主要为直立、近直立大型剪切裂缝,微裂缝不发育.天然裂缝主要在砂岩中发育,泥岩中发育较少;岩性一致时,裂缝密度与层厚呈负乘幂关系,裂缝发育程度随埋深加大而降低.     

三间房组油藏沉积旋回及对注水开发的影响

按储层沉积旋回和沉积韵律特征,将三间房组油藏进一步细分为２４个小层。结果表明：油层动用程度好的层段主要为每一砂岩组底部的第３,４小层;明显的沉积旋回和韵律性加剧了注水开发中的层间、层内矛盾,使注入水单层突进严重,含水上升较快,开发效果不佳。     

青平川油田关庄地区延长组油气富集规律

鄂尔多斯盆地东缘延长组剥蚀区石油成藏条件研究程度较低,石油勘探一直未取得较大突破。为进一步研究延长组剥蚀区石油富集规律,以青平川油田关庄地区为例,通过沉积、储层、盖层的系统研究和对其构造、裂缝发育特征的探索,总结了该区延长组油藏的分布特征和规律,分析了其油气富集成藏的主控因素。结果表明:青平川油田关庄地区延长组主要为岩性油藏和构造-岩性油藏。沉积微相控制下的优质储层发育对油藏分布具有重要的控制作用,而盖层发育对延长组油藏特别是长4+51油藏的保存至关重要,构造、微裂缝对油井高产起到了积极作用。     

鄯善油田三间房组油藏油水界面分布状态的主导因素分析

近期的新钻加密井发现鄯善油田三间房组油藏油水界面与开发初期所认为的形态有明显不同.通过对油水界面分布情况及地层水矿化度、化学成分、水型等方面的研究,认为造成这种状况的主导因素是鄯善油田正好位于地下水排泄区内,地下水自西北部侵入鄯善油田,使西区、北区油水界面严重抬升,地层水矿化度及化学成分也发生了相应的变化.这对确定新钻加密井井深,提高水淹层解释符合率具有现实的指导作用.     

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。     

陕北张天渠油田延长组储层划分与注水开发研究

文章通过油藏精细描述和储层连通性的研究，对注采井网优化部署并适时合理调整，单井产量及采收率明显提高，驱油速度均匀平稳，避免采油井暴性水淹，油田开发效益明显，具有对类似油田开发工作借鉴参考意义。     

哈南油田阿尔善组油藏剩余油分布规律及开发对策

哈南油田阿尔组油藏是一断层发育，构造复杂破碎多层油藏，其油藏流体类型属于黑油。该油藏１９８９年６月正式投入早期注水开发，经历了三次大的调整和不断加密，完善井网，至１９９７年１２月，基本形成了四套较完善的独立井网注采四套层系的局面。     

胜利海上埕岛油田注水系统腐蚀机制

采用标准失重法和电化学方法研究胜利海上埕岛油田注水体系金属腐蚀状况。结果表明:挂片在注入水中腐蚀速率随温度改变呈抛物线形态变化,50～60℃时腐蚀速率最高,腐蚀速率与水中的溶解氧含量呈正相关关系;挂片在3种水样中的腐蚀速率由高到低依次为水源井水、采出水、海水;3种水样中的腐蚀过程主要受阴极控制,在海水中的腐蚀类型为全面腐蚀,在采出水和水源井水中存在孔蚀,且在采出水中的孔蚀反应电阻远大于水源井水的;配伍性良好的回注水体系可在一定程度上降低挂片的腐蚀速率。     

南中块西部聚驱后注入方式优化研究

南中块西部于2004年7月份开始注聚,到2009年底该区块聚合物驱开发结束时,聚驱阶段提高采收率为11.6个百分点,采出程度只有50.34%,地下仍有近一半的储量没有开采出来。从喇嘛甸油田一类油层直接转入后续水驱区块效果看,无效循环严重,采收率提高幅度只有3.61个百分点。为最大限度地改善区块开发效果,在砂体精细解剖基础上,结合注聚后期剩余油分布特点,开展聚驱后注入方式研究。     

延长油田特低渗透浅层油藏注CO_2提高采收率技术研究

针对延长油田特低渗透浅层油藏储层物性差、破裂压力低、注水开发效果差等开发难点,为探讨注二氧化碳提高采收率的可行性,利用复配原油通过室内实验研究了地层条件下溶解不同含量CO2对原油高压物性的影响,并通过数值模拟技术对注气量、注入速度、注入方式、段塞大小及气液比等注气参数进行了优化.结果表明:CO2能很好地改善原油性质,CO2溶解能力强,能有效增加地层弹性能量,降低原油黏度;但是注气参数对最终采收率影响较大,气水交替注入方式优于连续注气开发,最优注气量为0.3PV,最佳注气速度为8 103m3/d.采用变气液比的方式开采,可以缩短投资回收期.该研究结果对延长油田特低渗油藏及类似油田的注气高效开发具有一定的指导作用.     

合水超低渗透油田庄9区见水方向研究

为掌握合水超低渗透油田庄9区水驱方向规律性,利用示踪技术、ERT测试技术及脉冲试井技术等,综合分析了研究区水驱方向的特征.研究结果表明,研究区注入水发生突进导致油井过早见水的方向为NW70°左右和NE70°左右的共轭方向.     

长庆油田庆二联采油污水回注处理研究

为了提高庆二联采油污水回注效率,并确保其达标回注,针对其含油量、悬浮物、硫化物、细菌含量高的特点,应用化学氧化/絮凝处理方法,通过对pH值、除硫剂种类及加药量、无机絮凝剂和有机絮凝剂种类、加药量及加药时间间隔的优选,对采出水进行了回注处理研究.结果表明:当pH值为7.5、除硫剂质量浓度为60mg/L、无机絮凝剂质量浓度为100mg/L、有机絮凝剂质量浓度为1.5mg/L、加药时间间隔为30s时,处理后水悬浮物质量浓度和含油质量浓度分别为1.98mg/L和4.65mg/L,平均腐蚀速率和细菌含量分别为0.0128mm/a和101个/mL,达到油田回注水的水质标准.     

顺序注射分析法测定自来水中硫酸盐

建立了在线沉淀顺序注射分析法测量了自来水中硫酸盐的方法.沉淀稳定剂:氯化钠-盐酸-甘油-乙醇和氯化钡;载液:蒸馏水.对沉淀体系中影响显色的诸因素进行了实验研究.方法检测限为10mg/L,线性范围10～1000mg/L.r=0.9993.对65.6mg/L自来水样品进行11次平行测量,测得相对标准偏差为3.3%.回收率97.2%.检测速度70次/h.结果:方法准确、可靠,具有实用价值.     

中原油田采油污水腐蚀因素灰关联分析

根据注水水质分析和腐蚀监测结果 ,应用灰关联分析方法对 2 0 0 1年 2月至 2 0 0 3年 6月中原油田生产系统腐蚀状况进行了分析 ,根据灰关联度的计算结果得知 :影响中原油田处理前采油污水腐蚀性的主要因素为 HCO3 -质量浓度、p H值、SRB(硫酸盐还原菌 )、TGB(腐生菌 )含量和Σ Fe质量浓度 ;影响中原油田处理后采油污水腐蚀性的主要因素为 ,矿化度、Na+、Ca2 +、Mg2 +和 Cl-质量浓度 .通过对中原油田采油污水处理前、后的水性、水质及腐蚀速率的比较可知 ,提高处理前采油污水的p H值 ,控制污水中 SRB及 TGB含量 ,降低污水中Σ Fe质量浓度 ,对于降低腐蚀速率意义重大 ;同时也证实了用灰关联分析方法研究影响中原油田采油污水腐蚀性的因素是可行的