鄯善油田东区注水开发中断层对剩余油分布的控制作用

为精细量化鄯善油田东区复杂断块低渗透油藏地下剩余油,准确认识剩余油的分布规律,进行了精细地质建模和开发动态数值模拟,获得了基于细分砂体空间的剩余油饱和度分布.综合分析表明,鄯善油田东区注水开发中断层对剩余油分布的控制作用主要表现为水驱油方向、剩余油饱和度分布形态和剩余油空间分布3个方面.

牙哈凝析气田天然气水合物防止技术研究

牙哈凝析气田是世界少有、我国仅有的整装凝析气田,为了保证凝析油的稳定开采采用循环注气保持地层压力的开发方式。由于对凝析气的深冷加工处理分离出凝析油和液化气并把干气回注以保持地层压力产出更多的凝析气和凝析油,在处理过程中会析出水,很容易产生天然气水合物,这对天然气的处理和输送都有很大的影响,因此很有必要对水合物的形成及防止措施进行研究。本文从天然气水合物的形成原因入手,对防止天然气水合物形成的技术进行研究。

复合热采技术在稠油油藏开发中的应用

金家油田地处于东营凹陷西南边缘斜坡带,油藏原油粘度高、敏感性强,常规蒸汽吞吐热采开发难以动用。针对强敏感性稠油的开发难点,提出了蒸汽、气体、降粘剂、粘土稳定剂复合热采工艺技术,通过研究各要素的作用机理,借助于多种因素的协同作用,形成了适合于此类油藏的复合采油技术,并采用数值模拟技术进行了复合热采工艺参数的优化。现场应用结果表明,复合热采工艺在金家油田获得了较好的开发效果,有效解决了该地区油藏开采难度大的问题。

低密度固井液体系在深井作业中的化学特性与应用

对低密度固井液在高温高压条件下的流变性能、稳定性、抗压强度以及环保性进行了综合评价。实验结果表明:当固井液密度从1.0 g·cm^(-3)增加到1.6 g·cm^(-3)时,室温下的塑性黏度从10.4 m Pa·s显著增加至27.9 m Pa·s,而在80℃和120℃下,塑性黏度分别增至42.0 m Pa·s和56.1 m Pa·s,表明了密度和温度升高导致的分子间摩擦力增强。固井液的塑性黏度从1 0.0 m Pa·s增加到40.0 m Pa·s时,携岩指数相应地从2.0提升至6.0。此外,在1 35℃和85 MPa条件下测试的固井液稠化时间显示,过渡时间(30至100 Bc)低于30 min,突显出其优秀的防窜性能。低密度固井液在150 d的实验期内对水生生物的急性毒性从初始的10%降低至5.98%,表明其毒性相对较低且随时间有显著降低,反映出较好的生物降解性。这些发现不仅为深井作业中固井液配方优化提供了重要指导,而且对于提高深井作业的安全性和效率具有显著意义。