乌石A砂砾岩油藏储层特征及综合评价

南海西部海域低渗原油地质储量大,有效动用率低,其中乌石A油田主要是砂砾岩储层,目前针对此类油藏的储层特征及综合评价研究较少,需要对乌石A油田的储层微观孔隙结构特征进行研究,明确其开发难易程度和开发潜力。选取乌石A油田具有代表性的岩样,开展了包括恒速压汞、核磁共振、非线性测试、黏土矿物分析、润湿性等多种物理模拟实验,系统地研究了乌石A油田的微观孔喉结构特征,建立了六元参数储层评价方法,对该油藏进行了综合评价。研究表明:乌石A低渗砂砾岩油田渗透率<1×10−3μm2的储层综合分类系数<5,属于三类储层,开发难度大;渗透在(1~30)×10−3μm2的储层综合分类系数<8,属于二类储层,开发难度较大;渗透率>30×10−3μm2的储层综合分类系数>8,属于一类储层,开发难度小。

低渗透油藏有效注入水水质界限

注水是低渗透油藏补充地层能量的主要方式,而注入水水质是影响注水开发效果的关键因素。在低渗透油藏注入水水质推荐指标中没有注入水矿化度的相关指标,且对渗透率低于10×10-3μm2的储层没有进一步的划分。通过恒速压汞实验,分析喉道分布差异及主流喉道对渗透率贡献程度,剖析不同渗透率级别储层影响注水效果的关键喉道区间;通过室内岩心水驱物理模拟实验,定量分析粘土微粒运移与水化膨胀对渗流能力的影响程度,结合喉道分布特征,初步提出了低渗透油藏不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度的水质界限。研究结果表明,岩心渗透率越低,注入水矿化度越接近地层水矿化度;岩心渗透率越低,注入水颗粒粒径越大,对储层渗流能力伤害越大;岩心渗透率越低,注入水颗粒质量浓度越高,对储层渗流能力伤害越大。

中国对外直接投资与宏观经济变量关系的实证研究

2014年中国对外直接投资(ODI)突破千亿美元,首次成为对外净投资国,中国正迎来资本输出时代。本文通过利用2003年至2013年的数据,从理论和实证两方面分析ODI与宏观经济之间的关系。回归分析结果表明,ODI与宏观变量之间存在相关关系。具体而言,ODI与外贸出口额、外汇储备头寸呈正相关关系,与国内生产总值、汇率水平及通货膨胀率呈负相关关系。在此基础上本文还分析了产生这种结果的可能原因并提供了相关建议。

浅议蚌埠市光伏产业发展的金融支持

光伏产业是全球能源科技的重要发展方向,是具有巨大发展潜力的朝阳产业,也是我国具有国际竞争优势的战略产业。但从2010年开始,在全球光伏市场需求增速减缓、产品出口阻力增大等多重因素作用下,我国光伏企业暴露出产能过剩、国内市场开发不足,技术创新能力不强、企业无序竞争等问题,光伏产业发展面临严峻形势。本文以蚌埠市光伏企业发展为例,详细介绍金融支持对产业结构调整升级所发挥的重要作用。

网络借贷在蚌埠区域小微企业融资中的应用研究

近年来,我国小微企业发展速度迅猛,逐渐成为我国国民经济的重要支柱,在增强经济活力、扩大就业、优化经济结构等方面都发挥着积极作用,但融资难问题已成为其生存和发展的最大制约因素。本文以蚌埠区域小微企业为研究对象,重点分析其融资难问题及成因,随后引进网络借贷这一新兴的融资渠道,并就完善小微企业网络融资提出相关建议及对策。

村镇银行可持续发展探讨——以安徽省怀远本富村镇银行为例

村镇银行作为农村金融领域的新鲜血液,在解决三农问题以及小微企业资金供给不足等问题上发挥着积极作用.本文从安徽省怀远本富村镇银行的经营现况入手,引出其发展过程中面临的问题,并就如何推进我国村镇银行的可持续发展做进一步研究.

低渗透砂砾岩油藏水敏伤害机理及注入水水源优选

利用全流度理论评价不同矿化度注入水驱油实验效果,并结合驱替前后的扫描电镜、黏土矿物X衍射、非线性渗流与核磁共振实验对比分析结果和微粒运移抑制实验结果,分析北部湾盆地乌石区低渗透砂砾岩油藏水敏伤害和改善水驱机理。建立考虑流体低速非达西渗流与储集层应力敏感的油水两相流井产油量方程,定量评价水敏伤害导致的储集层物性和油水两相渗流能力变化对油藏产能的影响,并且根据不同种类注入水对应的岩心动态配伍性实验结果选择适合乌石区低渗透砂砾岩油藏的注入水水源。研究表明,注入水为2倍矿化度地层水时储集层渗流能力最强;乌石区储集层水敏伤害机理包括黏土矿物水化作用和微粒运移,通过增加注入水中阳离子(特别是K^+、Mg^2+)含量能够有效抑制储集层水敏伤害;浅层涠洲组地层水可作为乌石区低渗透砂砾岩油藏的注入水水源。

关于P2P网贷风险及风控措施的研究

2015年以来,P2P网贷发展势头强劲,互联网巨头纷纷介入,券商陆续曲线涉足。伴随着竞争的持续升级,诈骗跑路的网贷平台数量快速攀升。有人跑步"入场",也有人拔腿"跑路",P2P行业正在面临前所未有的机遇和挑战。风险控制将是P2P网络借贷平台得以生存和发展的的关键。本文以P2P网贷行业存在的主要风险为分析重点,在此基础上提出相应的风险防范建议。

煤矿资源开发中的外部成本分析

我国煤炭资源十分丰富,煤炭资源对我国能源事业和基础设施建设起到了重大的作用,煤矿资源的合理开发是国家非常关心的问题。由于煤炭开发过程中出现了很多负面问题,文章对煤炭资源开发进行了详细的外部成本分析,主要包括资源、环境、生态、安全和人文景观外部成本五部分内容。希望对今后煤炭的开发有一定的指导意义。

低渗砂砾岩储层三元孔隙结构特征及其渗流机理与改善水驱对策

针对低渗砂砾岩与砂岩储层产能测试结果差异大的问题,以北部湾盆地乌石凹陷流沙港组低渗砂砾岩储层为主要研究对象,通过设计室内岩心实验开展了微观孔隙结构、微观渗流能力、微观渗流特征和改善水驱提高采收率策略研究.研究发现,乌石凹陷流沙港组低渗砂砾岩储层具有三元孔隙结构特征,大孔喉和微小孔喉更加发育,导致“高气测渗透率、低液测渗透率、低驱油效率”的渗流特征和“大孔喉富含注入水、中吼喉富含剩余油、微小孔喉富含原始束缚水”的剩余油微观分布特征,提高微观波及系数、增加中孔喉动用率是提高采收率的关键,建议采用注低价高矿化水转变润湿性和不稳定注水发挥渗吸作用的策略改善水驱效果、提高最终采收率.

关于直销银行的发展探究

在互联网金融风生水起的背景下,传统金融机构要想与时俱进必须转变经营思路.直销银行经营模式是金融互联网的重要内容,是普惠金融的探索与实践.本文在简述我国直销银行发展现状的基础上,通过分析中国式直销银行经营模式的差异化发展与瓶颈总结出关于我国直销银行发展的相关策略.

致密油藏储层微观孔隙特征与可动用性评价

致密油储层主要包括致密灰岩和致密砂岩,两者微观特征差异明显.但目前针对致密灰岩和致密砂岩的对比研究相对较少,因此开展致密油藏不同岩性微观孔隙结构特征及可动用性研究具有十分重要的意义.利用低温氮吸附比表面、核磁共振、压汞等方法,从纳米级、亚微米级、微米级孔隙等不同尺度表征了致密灰岩和致密砂岩孔隙结构差异,分析了不同孔隙对渗透率的贡献和对流体赋存的影响,研究了启动压力梯度的差异和喉道对启动压力梯度的影响.以川中灰岩和长庆砂岩为例,结果表明渗透率大于0.01mD储层具备开发潜力,致密灰岩中的亚微米和微米级孔隙是重要的储集和流动空间,致密砂岩中微米级孔隙是重要的储集和流动空间.基于微观实验分析和低渗透油藏评价方法,提出了致密油藏分级评价参数,并给出了分级评价界限,对确定致密油藏攻关目标和优选区块新建产能意义重大.

难采油田不同区块储层物性特征及分类评价

以柴达木盆地3个难采区块为例,针对其储层物性差、注水效果差、微观结构认识不深入等问题,应用恒速压汞、核磁共振及非线性渗流等室内实验技术,对研究区3个主力区块储层的物性特征及微观孔隙结构特征进行了系统研究。在低渗透油田储层分类系数评价方法的基础上,加入表征裂缝发育程度的的评价参数——脆性指数,形成了符合难采油田开发现状的六元分类系数评价方法。研究表明:难采油田储层整体属于典型的低孔、特低渗透储层,不同区块储层物性特征与孔喉特征参数的差异,均归因于储层微观孔隙结构的差异。开展柴达木盆地难采油田相对富集区块的开发潜力分析评价,其分类结果与油田实际开发生产效果相吻合。

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。

海上低渗透油田注水时机和注水方式的优化——以W油田为例

目前海上油田以高渗为主,对低渗透油田的有效开发研究较少,注水开发是改善低渗透油田开发效果的重要手段。本文以W油田为例,分别对1×10^(-3)μm^2、5×10^(-3)μm^2和10×10^(-3)μm^2渗透率储层进行了注水时机和注水方式的研究,研究结果表明,1×10^(-3)μm^2渗透率储层超前注水的最佳地层压力水平为114%左右,5×1 0^(-3)μm^2渗透率储层超前注水的最佳地层压力水平为108%左右,10×10^(-3)μm^2渗透率储层超前注水的最佳地层压力水平为104%左右。低渗透油田稳定注水效果优于周期注水增注-减注,优于周期注水增注-停注。

海上低渗透油田井网的设计标准及优化——以X油田为例

目前海上油田以高渗为主,对低渗透油田井网优化设计的研究较少,注采井网优化设计是油田开发的关键。本文以X油田为例,对1×10^(-3)μm^2渗透率储层进行了井排距优选和注采比研究,研究结果表明,在特低渗透油藏条件下(1×10^(-3)μm^2),对于1×10^(-3)μm^2储层,300×250 m井排距效果好。注采比保持在1.2左右,开发效果较好,既能保证较高的采出程度,还能使油井的含水率保持在较低的水平。