祝晓林的诗(2首)

欣赏音乐 在日常生活里，我们常常用音乐 来代替、清洗或者放松 自己的某个部位——此时的音乐如同一夜秋风 将生活中的落叶和灰尘 打扫干净，人就变得宽敞、整洁 这一阵风过后，善良的人

渤海锦州南变质岩潜山油田储层分类及其剩余油分布规律

渤海锦州南油田为变质岩潜山油田,进入中高含水期,油井见水规律多样,剩余油分布复杂,稳油控水难度日益增大。根据取心、测井、薄片、生产动态等资料,采用三维物理模拟和数值模拟等方法,划分储层类型,讨论不同储层类型剩余油分布规律。结果表明:锦州南变质岩潜山油田分为背斜型、半背斜型及掀斜抬升型3类储层,受不同类型储层裂缝开度、密度、连通关系,以及油、水井距离等因素影响;背斜型储层采油井无水采油期长,剩余油主要富集基质系统和构造高部位裂缝系统,提高基质系统的渗吸作用,加强剩余油动用;半背斜型储层采油井存在优势见水方向,剩余油主要富集非优势见水方向的裂缝系统和基质系统,通过流场调控加强非优势见水方向的注水波及系数,提高剩余油动用;掀斜抬升型储层采油井易快速水淹,裂缝系统和基质系统剩余油大量富集,通过控制含水率上升提高剩余油动用。该结果对同类型潜山油田剩余油挖潜具有指导意义。

烟台市农村党支部领办合作社模式的相关思考

党的十九大做出了乡村振兴战略的重大决策部署,农民专业合作社在其中起着重要的引领作用。山东省烟台市是我国第一个在全市范围以党支部领办合作社推动农村集体经济发展的地区,经过多年的探索与实践,效果显著。但是,烟台市农村党支部领办合作社还存在党支部的引领力度不够理想、合作社实力不足、合作社招商引资难度较大等问题。究其原因,村干部的思想建设和队伍建设、合作社的建设模式以及客观政策条件等均存在一定不足。未来,应该开展科学规范的管理工作,发挥奖惩机制的作用,注重人才的引进和培养,同时采取有力措施吸引工商资本下乡,促进农村党支部领办合作社稳定、持续发展,也能为别的地区推行“烟台做法”提供范例。

气顶边水油藏中后期开发调整三维物理模拟研究

气顶边水油藏天然能量开发中后期气窜、水锥加剧,地层压力加速下降,产量递减加快,生产形势急剧变差。为探索其后期开发调整方向,以海上气顶边水油藏为例,根据相似理论,设计了气顶边水油藏大型三维物理模型,研究了继续天然能量开发、转屏障注水和转老井侧钻等3种开发调整方式的生产特征及其挖潜效果。试验结果表明,天然能量开发以气顶能量为主,受高渗层气窜影响,水平井上部的中、低渗透率储层为后续挖潜的方向;屏障注水开发可以抑制高渗层气顶气窜,对低渗层增产和稳产效果明显;老井侧钻开发对中等渗透率储层占比大的油藏更为有效。现场优选了1口老井,实施了高部位侧钻,取得了良好的现场试验效果。研究结果可以为提升多种提高采收率方式的调整效果提供理论指导。

渤海油田裂缝性潜山油藏储层分类及剩余油分布规律

针对裂缝性潜山油藏非均质性强、含水上升快、产量递减快、开发中后期高效开发难度大等问题,文中以渤海JZ油田为例,采用数值实验、大型三维物模实验及数值模拟方法,开展了裂缝性油藏不同储层条件下裂缝参数敏感性分析、剩余油分布规律、剩余油挖潜策略等方面的研究。结果表明:不同的裂缝发育特征对油藏生产规律影响不同,根据生产井产能特征将JZ油田储层划分为3类,不同储层条件下剩余油分布规律不同;整体上,裂缝系统采出程度较高,基质系统是主要的剩余油富集区。平面上,剩余油主要分布在物性差区、大裂缝周边的小裂缝及井网控制不完善区;纵向上,剩余油以“零星镶边状分布型”、“局部块状分散型”、“大裂缝窜流块状连续型”赋存为主。在剩余油认识的基础上,采用数值模拟技术并结合矿场实践,提出了一套适合3类储层的剩余油挖潜策略。JZ油田现场实践表明,采用该系列技术,油田近3 a含水上升率持续降低,实现3 a连续稳产80×10^(4) t,相比常规稳定注水方案,预计提高采收率近5百分点。该研究对同类裂缝性潜山油藏的开发具有一定的指导意义。

顶气边水窄油环油藏高效开发技术与实践

对于顶气边水窄油环油藏开发,成熟的开发经验较少,高效开发难度很大。针对渤海海域JZ油田顶气边水窄油环油藏开发初期井网优选、开发中后期剩余油挖潜和气窜水锥后管理难度大的问题,以大气顶弱边水和小气顶强边水油藏为代表,开展了顶气边水油藏井网优选、油气水三相运移规律、剩余油挖潜策略、气窜水淹特征及稳油控水(控气)技术等方面研究。根据研究结果提出了水平井井网新模式,对于大气顶弱边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的1/3处,对于小气顶强边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的2/3处;大尺度三维物理模型及数值模拟表明,采油速度越大,油气界面及油水界面往生产井移动速度越大;结合水平井井间剩余油为"土豆状"分布的认识,提出了井间加密方案;结合工区内试采生产资料,利用油藏工程方法和数值模拟方法分别建立了见气诊断图版和见水诊断图版,有效指导了油田稳油控气(控水)措施实施。根据以上研究,JZ油田采用该系列技术开发10年,含水率控制在25.0%以内,气油比维持在700m^3/m^3以下,预计生产25年可提高采收率2.3个百分点。该研究对同类顶气边水窄油环油藏的开发具有一定的指导意义。

NPI产量递减分析在海上油田试井中的应用

针对海上油田压力恢复试井关井时间短及测试井次少,录取资料有时难以全面反映油田储层参数和边界响应这一问题。基于NPI现代产量递减分析方法,在考虑不同探测半径的理论曲线基础上,进一步考虑不同表皮系数的影响,建立了新型理论图版,在不关井条件下结合历史生产数据开展试井解释。实践应用表明,文中方法在具有永久式井下压力计的生产井中具有较好的应用效果,尤其在不需要关井的情况下即可确定储层参数、原始地质储量及识别储层边界。该方法操作简单、实用性强,减少了停产测试所造成的经济损失,提高了经济效益。

考虑重力渗流机理的海上厚层油藏水淹层厚度预测

与陆上油田相比,海上油田受测试资料少的影响,常规方法较难快速定量预测水淹层厚度,尤其在厚层油藏,水驱开发过程中还受到重力作用影响,水淹规律更加复杂。针对海上厚层油藏快速定量预测顶部未水淹层厚度的难点,从油藏精细地质研究出发,并结合油藏工程方法,考虑重力渗流机理,提出了计算厚层油藏顶部未水淹层厚度新方法,指导油田后期调整。矿场实践表明,该方法能够定量预测油井顶部未水淹层厚度。因此,厚层油藏顶部未水淹层厚度预测新方法在油藏后期开发调整中表现出很大的潜力,具有较强的理论性和实用性。

基于SPARC的地址非对齐异常处理研究

高可靠嵌入式系统中的异常处理策略是评估该系统可靠性的一个重要指标,尤其对于军工、航天等方面的应用。文中基于宇航级CPU AT697F和军用实时操作系统Vx Works,分析了SPARC V8体系结构下Vx Works的异常处理机制,并详细介绍SPARC V8体系结构特有的寄存器窗口机制以及该机制结合Vx Works操作系统的具体实现。在此基础上,提出了针对SPARC V8体系结构的一种异常处理策略,并基于该策略完成了内存地址非对齐访问的异常处理,提高了嵌入式实时系统的可靠性。

海上厚层稠油油藏细分开发层系研究与实践

渤海JX油田油层厚度大、层间非均质性强、地下原油黏度大,水驱开发过程中易发生层间干扰及边底水锥进现象,严重影响油井的产能。通过理论分析和数值模拟等手段,研究了海上复杂厚层稠油油藏开发井网,深入剖析了厚层稠油油藏细分开发层系的必要性及水平井的关键参数。应用实践及效果评价表明利用水平井细分开发层系开发厚层稠油油藏效果良好。

渤海S油田厚稠窄边底水油藏水平井合理生产压差研究

针对渤海S油田5井区油藏具有储层厚度大、地层原油粘度稠、平面上呈窄条状分布等特点,在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟方法,研究了水平井开发"厚稠窄"边底水油藏的合理采油速度,分析了在不同生产压差时的含水率、日产油量、含水率和采出程度的变化规律,确定了"厚稠窄"边底水稠油油藏水平井开发的合理生产压差,并提出了"厚稠窄"边底水油藏水平井高速高效开发的新思路。

气顶边水油藏初期合理采油速度三维物理模拟实验

为了解初期采油速度对气顶边水窄油环油藏开发效果的影响规律,提高该类油藏的采收率,以渤海JZ油田大气顶边水窄油环油藏A为原型,根据相似准则设计了大型三维物理模型,进行了开发初期采油速度分别为3%和5%的室内实验,分析了不同采油速度对开发效果的影响。实验结果表明:降低初期采油速度能够有效防止气顶气沿储层顶部窜进,延缓大气窜通道的形成,提高纵向波及;初期采油速度由5%降至3%,模型稳产时间延长了241.5%,无气窜采出程度增加5.89个百分点,最终采收率增加2.96个百分点。矿场生产实践表明,渤海JZ油田大气顶窄油环油藏采用降低初期采油速度生产策略(由6%降至3%),取得了较好的开发效果,因此气顶边水油藏开发初期以3%左右采油速度生产,并适当调整采油速度保证油藏开发初期稳定生产不气窜是提高该类油藏采收率的有效手段。

裂缝性油藏吸入毛管压力曲线研究及应用

针对裂缝性亲水油藏吸入型毛管压力曲线测定困难的问题,利用渤海湾JS裂缝性油藏基质岩心,开展渗吸和油水相渗实验并建立相应数学模型,形成了受相渗约束的毛管压力曲线求解方法,反算了基质吸入型毛管压力曲线。结果表明:JS裂缝性油藏基质束缚水状态相应毛管压力为1. 9 MPa,与压汞实验结果基本一致。利用研究结果标定该油藏基质采收率为11. 1%,与静态渗吸实验基质采收率31. 6%对比,仍有较大的提高采收率空间。同时该曲线的应用有效提高了该油藏历史拟合精度,并指导油田不稳定注水,取得了显著的稳油控水效果。

一种研究高含水期剩余油分布规律的油藏工程综合分析方法

在精细油藏描述基础上,利用吸水产液剖面及C/O比饱和度测试等动态资料,通过油藏动态法绘制锦州9-3油田小层水淹平面图;然后,通过公式推导得到含水饱和度与含水率、采出程度与含水率的关系式,并结合水淹平面图定量研究了各小层平面及纵向剩余油的分布规律。根据研究结果实施了3口调整井,取得了较好的效果。该方法克服了油藏动态法只能定性分析剩余油的局限性,为海上同类油田高含水期剩余油研究提供了一种新的思路。

气顶边水窄油环水平井生产压差调控实验研究

为了解生产压差调控策略对气顶边水窄油环开发效果的影响规律,提高该类油藏的采出程度,以海上某气顶边水窄油环为原型,根据相似准则设计了大型三维物理模型,进行了水平井生产压差不同调整时机和调整方式的生产实验,分析了生产压差调整时机和调整方式对气顶边水窄油环开发效果的影响。结果表明:水平井气窜后增大生产压差,采出程度从28.32%提高至约40.00%;气窜持续一段时间后增大生产压差要优于刚发生气窜时就增大生产压差,采出程度可提高2.09%;单阶梯增大生产压差方式的开发效果要优于多阶梯增大生产压差方式,采出程度可提高2.47%。研究表明,气顶边水窄油环气窜后生产一段时间再单阶梯增大生产压差,是提高该类油藏采出程度的最优策略。海上某大气顶边水窄油环采用该生产压差调整策略调整生产压差,增油效果显著。

气顶边水油藏水平井垂向位置优化研究

针对气顶边水油藏油气水三相共存,流体界面运移规律复杂,水平井垂向位置难以确定的问题,以渤海锦州A油田为例,基于油藏工程法建立了不同气顶指数和水体倍数下流体界面移动模型,总结了油气界面和油水界面移动规律。在此基础上,绘制不同开发阶段水平井合理垂向位置图版,并结合数值模拟、矿场实践验证了该方法的有效性。结果表明:水平井合理的垂向位置主要受气顶、边水能量和地层压力的影响;在不同的开发阶段部署调整井时,应考虑油气界面和油水界面运移速度的差异,不断优化水平井垂向位置,避免油井过早气窜、水锥。该方法有效指导了锦州A油田二期加密需求,预计可提高采收率6.8个百分点。该研究可为气顶边水油藏水平井的部署提供一定的借鉴。

海上双重介质油藏三次采油提高采收率实验研究

针对潜山裂缝双重介质油藏水驱至高含水期后,实施三次采油提高采收率机理认识有待提高的问题,以海上A油田为研究对象,依据相似准则设计双重介质油藏物理模型,在该类型油藏条件下开展优化注水后,进行氮气驱、气水交替驱、凝胶颗粒驱及表面活性剂驱等实验,并进行不同提高采收率方法的驱油机理研究。结果表明:水驱后氮气驱主要依靠气液密度差异驱替油藏顶部剩余油,采收率提高0.4~2.1百分点,采收率提高幅度主要取决于生产井垂向位置;气水交替驱能够控制氮气段塞前缘的稳定性,从而削弱气窜流现象,采收率提高2.0~5.2百分点;凝胶颗粒驱可以较好地改善裂缝系统的非均质性,扩大注入水的波及范围,采收率提高1.2~3.7百分点;表面活性剂驱通过清洗宏观裂缝表面的剩余油提高采收率,后续配合焖井一段时间,可促进基质微裂缝的自发渗吸作用,进一步提高采收率,采收率提高2.5~4.3百分点。本研究首次分析了三维大尺度双重介质油藏高压物理模型三次采油开发特征,并深化了双重介质油藏三次采油提高采收率机理认识,为现场方案设计及应用提供了相应的理论指导。

JZS油田潜山岩性识别及油层判别

根据应力试验分析,含暗色矿物多的岩石不易形成裂缝,即不能形成JZS油田潜山的有效储层。潜山岩性识别是判别储层的前提。JZS油田潜山岩性主要有片麻岩、混合岩、花岗斑岩、角闪岩、煌斑岩、辉绿岩等。组成潜山各种岩性的矿物在密度、补偿中子及自然伽马测井曲线值有差异,岩性可根据其在矿物成分及含量的不同,通过常规测井曲线进行定性识别和定量判断;建立深侧向电阻率与声波时差交会图版判别油层。通过动态生产资料验证,该方法提高了JZS油田潜山油层判别的准确度,保证了油田高效开发。

气顶边水窄油环油藏开采中后期开发方式

具大气顶、窄油环、强边水特征的锦州X砂岩油藏,进入开发中—后期后,面临着地层压力下降快、气窜严重、挖潜难度大等难题,亟待优化其开发方式。以几何相似、物性相似和生产动态相似为原则,对锦州X油藏进行剖面模型化,通过可视化二维物理模拟实验,验证了屏障注水方案的可行性。在此基础上,结合数值模拟,推荐水平井平行井网屏障注水方案并确定实施技术要求。考虑到油藏的复杂性与开发风险,以气窜严重、纵向驱替不均衡、增产效果显著为原则,优选1个井组开展先导试验,提高对屏障注水的动态认识,为油藏开发提供借鉴。

利用水平井分层系开发稠油厚油藏研究与应用

渤海JX油田5井区储层为典型的陡坡带三角洲沉积,储层单层厚度大且油层内部有相对稳定的隔夹层分布,原油为稠油。针对该区块厚层稠油油藏特点,提出了利用水平井分层系开发的新思路,实施后取得了较好的开发效果,水平井单井产能约为常规定向井产能的3～6倍。