含水软弱夹层地下洞室稳定性模型试验研究

软弱夹层是影响岩体稳定性的重要薄层,是造成工程灾害的原因之一,研究其特征具有重要工程意义。为探索软弱夹层特征对地下洞室稳定性的影响,以夹层含水状态、夹层位置和夹层厚度为因素,通过自研的杠杆式平面应力模型试验系统进行多工况对照模型试验,分析了不同工况下开挖和蠕变试验阶段洞周各测点的应力和表面收敛变形量的变化规律。试验结果表明：进行开挖时,开挖轮廓正上方测点的垂直应力下降,临近洞肩测点应力上升,离洞室越远,开挖影响越小;开挖结束后,应力呈增加趋势,动态调整幅度减小,最终趋稳;洞室开挖时,模型表面洞周各测点主要表现为竖直收敛变形,开挖贯通后,依然是竖直收敛变形为主;开挖试验阶段和蠕变试验阶段,软弱夹层特征对地下洞室稳定性的影响程度为：软弱夹层含水状态>软弱夹层位置>软弱夹层厚度。在具有软弱夹层的地下洞室工程,特别是软弱夹层含水时,应采取疏通排水等措施控制软弱夹层对地下洞室稳定性的影响。     

强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明：现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为：爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为：构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。     

底水油藏含水上升规律研究——以Y2油藏西北区为例

Y2油藏西北区为底水油藏,开采效果差。研究含水上升规律对于改善该油藏的开发效果有重要的作用。首先通过实际的含水率曲线与相渗计算的理论含水率曲线对比发现,实际的含水上升速度远大于相渗计算的理论含水上升速度。单井含水率曲线主要表现为凸型。根据产油量和含水率的变化,分三类对单井的含水上升规律进行了讨论,并分析了每类的原因。最后在单井含水上升分析的基础上,分析了油藏整体的含水率曲线出现台阶状的原因。该油藏底水锥进严重,剩余油主要是富集在注采井间,因此,可考虑水平井技术用于该油藏的深度挖潜。     

孔店油田含水上升规律及剩余油挖潜措施

针对孔店油田馆陶组油水同层油藏的开发特征,采用油藏工程动态分析法研究孔店油田的含水上升规律,以期改善开发效果。同时利用油藏数值模拟,研究单砂体剩余油分布控制因素、分布规律及相应挖潜措施。结果表明:通过准确预测剩余油富集区,完善注采井网,高粘度稠油区部署热采井,采油井采取放大生产压差提液、卡层堵水等措施可以有效动用油水同层油藏剩余油。     

鄂尔多斯盆地致密砂岩气储层饱和度测井评价方法

 以鄂尔多斯盆地某区域石盒子组致密砂岩气储层为例,研究了其饱和度测井评价方法。宏观上基于岩屑石英砂岩及岩屑砂岩,微观上基于残余粒间孔及溶蚀-粒间孔,结合岩样薄片显微分析资料、岩电试验资料以及网络模型数值模拟结果,分析获得致密气储层的导电规律:地层因素F、孔隙度φ与电阻率指数I、含水饱和度S_w的关系由于岩性及孔隙类型的不同而存在差异,岩屑砂岩因其岩屑成分及孔隙类型的复杂性,增加了岩石的导电难度,在同等条件下,地层因素及电阻率指数均高于岩屑石英砂岩;电阻率指数与含水饱和度呈现指数关系,而非Archie模型的乘幂关系。在此基础上,分类型建立了可变胶结指数(m)的改进Archie模型,并应用于石盒子组致密气储层饱和度测井评价,结果显示饱和度计算值的绝对误差小于5%,验证了该测井评价方法的实用性。     

含水介质中石油类含量测定的改进技术

通过引入油烘干损失系数λ,推导并建立含水介质中石油类含量的新计算公式,并据此对传统测量方法进行改进。结果表明,改进后的测定方法可准确测定石油污染含水介质的干固体质量和石油含量;λ值因石油的种类、含水介质的类型而异,柴油在粗砂中的烘干损失系数约为0.66,测量误差仅约为0.4%,远低于现有方法测量误差,且不受石油挥发性和含量的影响。     

高压低渗油藏层间精细挖潜的做法及认识

文东油田文13西块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼,目前已进入高含水开发后期。受湖泊-三角洲沉积影响,储层层间非均质性严重,层间动用差异大。为此,1992年开始进行层系细分加密调整,取得了较好的开发效果,2000年以后,层系打乱,油水井大段合注合采,开发效果逐年变差,针对开发中存在的主要问题,2007年在剩余油研究的基础上,通过压缩开发层段,缩小开发井距,井网重组等,开发对象向二类层转移。     

起伏地形下井一地联合电阻率观测含水陷落柱模型异常特征

针对在起伏地形的情况下,含水陷落柱的异常形态特征的系统研究不足的问题。本文采用井-地联合电阻率观测装置,用有限单元法对起伏地形下不同形态和位置的含水陷落柱模型进行正演计算,对正演的结果进行系统的分析。结果表明起伏地形对地下情况的勘探有较大的影响,含水陷落柱处于地形产生的低阻异常区域时产生的异常被掩盖,含水陷落柱处于地形产生的高阻异常区域时会产生新的低阻异常,并能根据新的低阻异常推断含水陷落柱模型位置,得到的系统对比分析的结果对于实际勘探有指导作用。     

低渗透油田油井高含水处理措施

<正>川口油田经过一段时间的开采后,陆续出现了不同的问题,如,地层压力递减、注水后产生油井高含水、水淹、停产等问题,导致油田产量下降,影响了油田的经济效益。一、油田生产过程中存在的突出问题1.采油井水淹后,给注水油田带来了新的问题。比如,加大注水量会加快水淹进程,而减少注水量则会导致油井产液、     

高含水期油藏层间压力结构差异量化方法研究

由于长期注水开发和层间非均质性影响,高含水期油藏各小层层间压力结构差异严重,掌握差异状况是合理调整的重要依据。针对现场分层测压资料少,单层压力资料获取困难的情况,应用渗流力学原理建立了高含水期地层层间压力结构差异量化数学模型,模型的关键参数可以通过生产数据计算获得。枣园油田的实例验证表明,高含水油藏层间压力存在明显差异,该方法能够确定各小层的压力差异状况。量化计算结果和实测资料相接近,有利于认清开发矛盾,为合理调整提供技术依据。