银江流域近45年降水时空演变特征分析

采用1976—2020年银江流域12个雨量站点近45 a降水数据,统计降水量年、汛期、主汛期、枯期平均序列采用线性回归分析法、滑动平均法、Mann-Kendall突变检验法对降水时空变化特征进行分析。研究表明:银江流域近45 a降水量总体呈现递减变化,但递减趋势不明显,递减率为-12 mm/10a;汛期降水量同年降水量变化趋势一致,递减率为-9.1 mm/10a;流域下游汛期、主汛期降水量所占比重均比上游和中游少,符合降水量集中程度从上游至下游逐渐减少的特征;降水量具有随高程增加而增大的趋势,递增率为71 mm/100m;年降水量变差系数CV值为0.18~0.24,年际变化较小;流域1980—2010年代,年降水量、汛期降水量“偏少—偏多—偏多—偏少”特征,其中2000年代降水量最多,2010年代降水量最少;降水突变点也主要集中在2000、2010年代。这一分析结果可为今后银江流域的降水量径流量预测、流域水资源优化配置和防洪减灾提供参考。

束鹿凹陷西斜坡油藏分布规律及成藏模式

在明确束鹿凹陷构造背景和沉积体系展布的基础上,通过梳理西斜坡的油气成藏条件、油藏类型及分布规律,明确了不同类型油藏的成藏模式。结果表明:从南北向看,束鹿西斜坡油藏分布主要集中在北部南小陈构造带、中南部西曹固-台家庄构造带以及南部的雷家庄构造带,其中,西曹固-台家庄构造带邻近中部洼槽,油气供给充足,具有连片成藏的优势条件;从东西向看,油藏主要分布在西斜坡内带,西斜坡外带油藏规模较小。束鹿凹陷西斜坡带主要发育岩性油气藏、构造油气藏、地层油气藏以及复合油气藏等四种油气藏类型,斜坡带不同部位发育的油气藏类型及成藏模式不尽相同,斜坡内带主要发育构造油气藏,斜坡外带以地层油气藏为主;西斜坡南部主要以地层油气藏和岩性油气藏为主,中部以构造油气藏、岩性油气藏和构造-岩性复合油气藏为主,北部则以构造油气藏和古潜山油气藏为主。

基于不同砂体结构的宏观非均质性评价方法--以鄂尔多斯盆地合水地区长8油层组为例

宏观非均质性是影响油田开发效果的重要因素之一,尤其是对于砂体结构复杂的三角洲沉积环境,非均质性严重制约了油藏的高效开发。以鄂尔多斯盆地合水地区上三叠统延长组长8油层组为例,通过露头剖面观测、岩心观察、测井及生产动态资料,分析砂体结构类型及特征,建立了储层宏观非均质性评价方法。研究区长8浅水三角洲发育连续叠加型、间隔叠加型、侧向单层型和砂泥互层型等4种砂体结构。层内夹层及层间隔层导致砂体空间连续性降低,连续叠加型的隔夹层发育程度及渗透率非均质性最弱,其宏观非均质性最弱;其次是间隔叠加型和侧向单层型;砂泥互层型的宏观非均质性最强。选取夹层密度D k、夹层频率P k和储层质量系数R QI构建层内非均质性评价指数N,N指数能够反映不同砂体结构下的单砂体层内流体驱替特征及含水率变化。选取砂岩百分比S n、单位厚度层间砂体层数T等参数构建层间非均质性评价指数J,J指数是评价和预测油井产液强度的较好度量。因此,层内非均质性指数N和层间非均质性指数J能够用于油藏的宏观非均质性评价。

双空心抽油杆稠油开采的技术应用

为了确保高含蜡、高黏度油井正常生产,采取了一系列措施但仍存在问题。为解决这些问题,提出应用同轴式双空心抽油杆内循环加热采油技术,并优化设计了双空心抽油杆及下部杆柱组合结构,保证杆柱的载荷强度,应用于深井泵,能够有效降低油井黏度和结蜡量,制定周期性循环水加热方式,减少油井热洗和加药次数,节约了生产成本,提高了生产效率,增加了生产效益。

基于整体比例扩大的自适应网格进行有效、精确的油藏建模

对于油气藏开采来说,高效准确的储层建模过程是必不可少的,尤其是对于非常规的油藏建模就显得尤为重要。文中列举了几何形态复杂的储集层和非均质性油藏储层建模的一些主要问题,提出开发自适应约束的2.5DVoronoi网格生成技术,以整体流动为基础扩大比例。新的网格方法基于一项新的Delaunay三角化算法约束和严格的符合分段线性限制的Voronoi网格构造程序。这些方法能够产生2.5DVoronoi的Voronoi网格,准确体现出了小断层、相交错的多断层和角度很小的断层间的交错,同样也可以满足网格密度的要求。通过整体自适应放大比例网格方法,提高了地质描述和油藏模拟模型之间的一致性,从而得到了更准确的模拟结果。