巴喀油田裂缝发育特征及常规测井识别方法

巴喀油田中侏罗统西山窑组砂岩属低孔特低渗透裂缝性储集层。裂缝的高渗透性和渗透率非均质性影响了巴喀油田注水开发方案的部署。在结合区域构造背景和岩心观察基础上,通过对常规测井裂缝响应特征分析,应用综合概率指数与分形维数相结合的方法,开展了常规测井曲线的裂缝识别研究。巴喀油田主要发育中高角度构造剪切裂缝,近NWW向和NNE向两组裂缝在工区广泛发育。应用综合概率指数与分形维数相结合法对巴喀油田砂岩裂缝取得了良好识别效果。

丘陵油田开发现代经营管理模式

详述了吐哈盆地丘陵油田开发以来建立的现代经营管理模式，在丘陵油田的初期评价概念设计阶段、开发设计总体建设方案编制阶段、油藏综合管理初期阶段和目前阶段，均以油藏数值模拟为主要手段，结合油藏描述等工作，进行多目标优化决策。该模式强调定期的跟踪模拟和反复模拟，及时和充分利用现场动态资料，修改模型，解决当前的问题，并预测今后的动态，为油田稳产提供技术支持。应用现代经营管理模式，为丘陵油田开发充分利用人力和技术资源、降低成本和作业费用，从而最大程度提高经济效益提供了技术支持和指导。图１参２（邹冬平摘）

新油田生产能力研究及其方法

新油田生产能力的研究方法主要包括：根据少量的选择性单、合层配套试油资料，确定原始压力系统，并建立若干相关关系（米采油指数与空气渗透率，动用厚度与射开厚度、合理生产压基与地饱压差的关系等）。以丘陵油田为例，给出了产能预测结果及其与实际情况的对比。

丘陵油田特低渗透率弱挥发性油藏水驱开发效果分析

针对西山窑组弱挥发性特低渗油藏特点,采用正方形五点法面积井网、早期注水保持地层压力开发方式,注采井网方向与最大主应力方向成40°夹角,利用油藏工程、数值模拟方法确定了该油藏地层压力保持水平为原始压力的0.93倍,初期采用1.2以上的注采比,注水系统压力为35 MPa等开发技术界限。开发过程中不断完善井网和注采关系,采取多种综合调控措施,控制微裂缝开启和含水上升速度,注水后81%油井见效,油藏水驱储量动用程度70%左右,地层压力保持在原始压力的0.9倍以上,油藏以2%采油速度稳产6 a,取得了较好的水驱开发效果。

丘陵油田开发形势分析及下步技术对策研究

本文以数值模拟为手段,紧密结合沉积微相对油水运动规律的控制作用,深入分析了油田开发形势与存在问题的基础上,研究制定了下一步油田开发的技术对策。

丘陵油田开发技术对策

依据丘陵油田开发方案中油田开发目标及开发技术政策研究的基础和开发方案实施后油田的实际,对油田的开发目标及开发技术对策进行了补充研究与完善。根据油田投产初期四个月的生产特征及开发现状,开展了油田的产能及注入能力研究,注采系统评价等工作,同时利用精细地质模型开展了整体数值摸拟研究,对油田末来的开发趋势作出了预测,指出了油田开发存在的问题,重新制定了油田开发的目标及基本开发技术路线。

吐哈油田开发方案设计

本文系统阐述了吐哈油田开发方案编制程序,开发基本方针、原则及开发方案设计主要内容与指标要求。它既是开发方案设计的一种模式,也是一个方案的实例典范。

利用核磁共振技术对丘陵油田低渗储层可动油的研究

为了定量评价储层可动油饱和度及渗流能力，应用核磁共振技术对丘陵油田40块岩心的可动油饱和度进行了定量测试．研究表明。丘陵油田低渗透储层可动油饱和度值的分布范围是4．8％-56．7％，平均值为33．4％．可动油饱和度高低与岩心孔隙度、渗透率及驱油效率呈正相关关系．各类储层可动油饱和度差异较大，储层沉积微相及物性决定了可动油饱和度和渗流能力的大小．

吐哈油田套损井现状调查及治理思路

吐哈油田已全面进入高含水低速开发阶段,随着开发程度的加深,油田套损井逐年上升,加大了分层注采结构调整的难度。为此,在对吐哈油田套损井现状进行全面系统调研的基础上,分析了套损井对油田开发效果的影响,并提出了套损井综合治理思路。

基于光频域反射仪的分布式光纤传感及应用进展(特邀)

光频域反射仪(OFDR)具有高空间分辨率、高精度和高灵敏度等多种分布式传感能力,其在油气资源勘探、结构健康监测,以及医疗微创介入手术等多种场合展示出了巨大的应用潜力。然而,扫频非线性噪声、相干衰落噪声,以及光纤中微弱的瑞利后向散射信号是影响光频域反射仪性能的主要因素。本文介绍了光频域反射仪基本原理和波长、相位两种传感解调方法,详细阐述了多种抑制扫频非线性噪声和相干衰落噪声的方法,同时介绍了光频域反射仪在三维形状、大应变、高温、折射率等4个方面的传感应用进展。

丘陵西山窑组特低渗弱挥发油藏水驱开发效果

针对西山窑组弱挥发性特低渗油藏特点,通过早期注水保持地层压力开发,研究确定了油藏地层压力保持水平为原始压力的0.93倍,初期采用1.2以上的注采比,注水系统压力35MPa等开发技术界限。开发过程不断完善井网和注采关系,控制微裂缝开启和含水上升速度,注水后81%的油井见效,油藏水驱储量动用程度70%左右,地层压力保持在原始压力的0.9倍以上,油藏以2%采油速度稳产6年,预测最终采收率26.8%,取得了较好的水驱开发效果。