HPAM/AlCit胶态分散体系段塞驱油试验

采用部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和柠檬酸铝(A lC it)合成了可用于油田高含水期段塞驱油的部分水解聚丙烯酰胺/柠檬酸铝胶态分散体系(HACDS)。利用人造岩心和岩心流动实验装置进行了HACDS段塞驱油试验研究。研究结果表明,注入HACDS段塞后,水驱压力明显升高;HACDS段塞可以在水驱油的基础上进一步提高原油采收率10个百分点以上,并可降低采出液含水率;HACDS重复驱油有效,但提高采收率效果变差;成胶时间对HACDS段塞驱油效果有一定的影响;HACDS中的HPAM浓度要与岩石的渗透率相匹配。该研究对于进行胶态分散体系驱油现场试验具有指导意义。

部分水解聚丙烯酰胺/柠檬酸铝胶态分散体系在多孔介质中的渗流特征

利用胶结砂和填充砂2种多孔介质物理模型,通过岩心流动试验的方法评价了部分水解聚丙烯酰胺/柠檬酸铝胶态分散体系(HACDS)在多孔介质中的流动性能.试验表明:随多孔介质中HACDS注入量的增加,水驱压力波浪式升高;HACDS的残余阻力系数随流速的增加而减小;HACDS的残余阻力系数远大于同浓度的HPAM溶液的残余阻力系数;成胶后的HACDS较未成胶的HACDS具有更好的封堵效果;HACDS具有选择性封堵作用;HACDS的突破压力梯度随流速的增加而增大,而且重复注入后,突破压力梯度大幅提高,是一种较好的调剖材料.

HPAM/AlCit胶态分散体系对岩石润湿性的影响

以部分水解聚丙烯酰胺、柠檬酸铝为主要材料合成了可用于油藏深部调驱的新型胶态分散体系(HACDS),利用自吸吸入法研究了HACDS注入量、岩石渗透率等因素对岩石润湿性的影响。研究表明:HACDS的注入能使岩石的润湿性向亲水方向转化;HACDS的注入量对相对润湿指数有一定的影响;在实验测定范围内,HACDS对渗透率大的岩心润湿性的影响不如渗透率小的岩心显著。分析认为:HACDS在岩心中形成吸附膜是导致岩心润湿性改变的主要原因。

北部湾盆地涠西南凹陷WH油田沉积相研究及甜点预测

WH油田主要含油层段为流沙港组流一段,储层厚度和岩性变化快,砂体分布及连通性复杂。为厘清流一段储层分布和甜点区域,提高油田开发效益。通过测井、岩心分析和地震资料分析认为,流一段储层为缓坡陡倾型扇三角洲前缘亚相沉积,识别出水下分流河道、河口坝、席状砂、前缘滑塌、水下碎屑流、分流间湾6种沉积微相。通过物源分析、单井与连井微相、砂体追踪和储层反演预测,厘清了井间砂体连通性,精细刻画了储层展布特征,并建立了油田沉积模式和沉积演化规律。纵向上,流一段早期为扇三角洲平原和三角洲前缘亚相,逐渐演化为滨浅湖亚相;晚期演化为席状砂为主的扇三角洲前缘—前扇三角洲亚相。平面上,在5井区发育扇三角洲平原亚相沉积;3井区与6井区发育前缘水下分流河道沉积;2井区为前缘远砂坝—席状砂和前三角洲泥沉积;提出无井控的中部砂体为甜点区域。

HPAM/AlCit胶态分散体系成胶性能评价及其对岩石润湿性的影响

以部分水解聚丙烯酰胺、柠檬酸铝为主要材料合成了可用于油藏深部调驱的新型胶态分散体系(HACDS),评价了HPAM浓度、放置时间、HPAM/AlCit质量比对HACDS成胶性能的影响,并利用自吸吸入法研究了HACDS对岩石润湿性的影响.研究表明:随HPAM浓度的增加,HACDS的成胶时间缩短;随放置时间的增加,HACDS的粘度增大;HPAM/AlCit质量比对HACDS成胶时间有一定的影响;HACDS的注入可使岩石的润湿性向亲水方向转化;HACDS的注入量对相对润湿指数有一定的影响.分析认为HACDS在岩心中形成吸附膜是导致岩心润湿性改变的主要原因.

HPAM／A1Cit胶态分散体系的微观形态及粒度分析研究

在不同的HPAM浓度、HPAM／A1Cit质量比和矿化度等条件下合成了HPAM／A1Cit胶态分散体系（HACDS）。将合成的HACDS在常温下干燥，制得干片，利用Olypus偏光显微镜观察了HACDS的微观结构。采用ZetaSizer3000型电位，粒度分析仪测量了HACDS成胶过程中的粒度变化。试验结果表明：在微观状态下，成胶后的HACDS呈明显的树枝状或枝杈状，没有形成网状结构；在成胶初期，HACDS胶粒的尺寸在纳米级，而且具有多峰性的特点，随成胶时间的增加，HACDS的主粒径变大。

低阻油层成藏模式及开发早期含水规律探讨

WZA油田为低阻油藏,早期含水规律与常规油藏不同。本文探讨油气成藏作用力的关系,结合岩芯实验结果,提出低阻油藏"可动水"模式。研究认为WZA油田构造幅度低,地层倾角小,油水密度差异小,储层中大部分孔喉半径小于11.9μm,在成藏时毛管附加力大于浮力,影响油气充注,油藏内高饱和水并存在"可动水";在开发早期,"可动水"饱和度高,在毛管力作用下快速进入油井导致含水率迅速升高,随"可动水"饱和度降低,含水率逐步回落并平稳。"可动水"模式对正确认识低阻油藏早期含水规律具有重要意义。

井间连通综合分析方法在复杂断块油藏的应用

涠洲A油田流沙港组三段为分流河道型复杂断块油藏,区块内河道砂体相互叠置,断层发育,连通性复杂。为确保油藏注采效果,结合油田开发静动态资料,例如精细地层对比、含油单砂体地震描述、干扰试井、压力变化及试井分析对储层进行井间连通综合分析。综合方法很好地解释了由沉积相控制的复杂断块油藏的连通性,并重新建立井间连通模式,通过数值模拟预测剩余油分布,提出调整措施,取得了良好的开发效果。

物质平衡法在海上油田生产水回注研究中的应用

随着北部湾油田群规模的扩大及老油田的含水上升,需处理的生产水越来越多。为此,从油藏方面对生产水回注进行探讨,为海上油田生产水回注已开发油藏提供可行性依据,通过对物质平衡方程的推导,建立了回注目的储层累积亏空量(累积回注量)与地层压力的线性关系。结果表明WZ-A油田南块涠洲组在废弃后进行生产水回注可以满足北部湾油田群生产水回注的要求。

油藏流场评价体系的建立及应用

长期注水开发的油藏流场会发生不均匀变化,导致注入水无效循环,造成开发评价及方案调整困难.开展流场理论研究,提出以面通量作为表征累计冲刷强度的参数,利用逻辑分析法从众多影响因素中筛选出流场的评价指标,确立了流场强度与可动油饱和度之间的对应关系,形成了完善的油藏流场评价体系.在涠洲A油田应用,明确了区块流场分布及主要挖潜区域,达到了提高采收率的目的.

以劳促德全面发展—初中劳动教育的实践与认识

长期以来,传统的教育模式对学生的创新意识有所桎梏,以劳促德的教育模式在初中教学中广泛应用,可以使学生们从劳动实践中受到教育和启发,学生不仅可以从中储备知识,更从精神和人格上得到全面发展。对于学生的劳动教育进行培养,可以将劳动与教育相结合,对中学的教育体系改革具有重要意义。

低阻低饱和油层地质油藏新模型研究及应用

基于北部湾A油田低阻低饱和油藏开发初期含水难以拟合,提出通过J函数建立原始含油饱和度场的方法,该方法考虑储层中含水饱和度的分布受储层的物性及油柱高度等多种因素影响,所建立的饱和度数据体更符合地下油水的特征。在此基础上建立的地质油藏新模型可以较好的拟合各生产井的含水率,指导油田的开发调整。

北部湾盆地涠西南凹陷W油田储层综合评价研究

北部湾盆地涠西南凹陷W油田主力产油层段为古近系流沙港组流一段,其储层分布复杂,砂体连通性和有利甜点区不清,储层非均质性强,导致油田开发效果差。为明确油田流一段储层展布特征和砂体连通性情况,寻找储层有利挖潜区域,指导后续生产调整挖潜与优化,本文依据岩芯和测井资料,从沉积相、储层物性和非均质特征等方面,研究表征了W油田流一段储层特征;选择全面反映储层特征的砂岩厚度、有效砂体厚度、沉积微相、孔隙度、变异系数、渗透率和夹层密度7个因子作为评价参数,采用灰色关联分析法确定权系数,建立储层综合评价分类体系,最后用储层评价方法对储层进行综合评价打分,厘清了有利储层分布,并创新应用多参数叠合优势区域对比法对评价结果进行验证。依据综合评价方法,对油田2个主力油层综合指数进行打分,根据综合评价得分、储层参数和实际生产情况,将储层分为3类,每类对应的分值区间分别为Ⅰ类大于40,Ⅱ类20~40,Ⅲ类小于20。其中,L1中-Ⅲ-1小层储层较好,Ⅰ类储层发育范围大;在L1中-Ⅲ-2小层南东面发现一无井控的Ⅰ类有利储层区域,后期调整部署一采一注井网,调整井实施后,储量规模和含油性得到落实,井网注采开采效果好,提高了油田经济效益。本次储层综合评价方法和评价结果结合多参数叠合优势储层对比验证的方法,使有利区域范围更精确,评价结果可信度更高。

多属性分析技术在低渗储层预测中的应用

针对文昌A油田珠江组一段三油纽储层物性差、地震纵向追踪精度低的特点,利用地震属性提取、聚类分析技术,优选与储层参数相关性较高的地震属性进行砂体平面刻画。分析结果表明均方根振幅、最小振幅等地震属性与储层厚度、储层孔隙度等储层参数有很好的相关性,通过参数相关关系进行沉积微相精细刻画,对低渗油藏开发调整与挖潜具有重要指导意义。

南海西部油气田复杂储层建模难点与技术应用

南海西部油田油气藏类型多样,从构造建模研究角度而言,研究区北部湾盆地存在许多复杂断块油气藏和多重削截断层;从相建模研究角度来讲,涠西南凹陷河流相三角洲相储层普遍发育,岩性变化快,储层非均质性强,文昌油田群海相储层普遍发育钙质隔夹层。通过多年的地质建模研究,总结了一系列针对复杂储层的建模方法。针对复杂构造的油气藏类型,采用网格质量控制、断层阶梯化等手段,较好的解决了复杂构造建模网格质量差的问题;针对相建模方面,开展了连通概率和不确定性分析技术的研究和应用,显著改善了相模拟的精度。通过一系列行之有效的方法,提高了储层地质模型的质量和精度,满足开发生产预测的需要。

涠洲F4油田流沙港组储层微观结构及两相渗流特征

涠洲F4油田位于南海北部湾地区，包含涠洲组和流沙港组两套含油层，其中涠洲组属于高渗油藏，已经全面开发，测井解释结果显示流沙港组储量可观，但低渗透储量高达82％，涠洲组的开发经验不适用于流沙港组。针对流沙港组非均质性强、微观孔隙结构复杂及注水难度大等问题，利用恒速压汞、核磁共振和油水驱替物理模拟等实验技术。对储层微观孔隙结构及油水驱替规律等进行系统研究。研究表明，涠洲F4油田流沙港组需要技术攻关的储层渗透率是1×10-3-5×10-3μm2，且储层渗透率低于2×10-3μm2时，以小于1um的喉道为主，渗流阻力大，水驱开发难度大；低渗透油藏，前期保持较高地层压力能明显提高驱替效率，残余油状态水相渗透率低于0.2，注水压力高，后期采用小排量温和注水既有利于有效注水，又能保持较高渗吸效率，以此提高储层采收率。