安83区水平井第二周期注水吞吐采油试验可行性分析

本文简要介绍了注水吞吐采油的原理及注水吞吐采油的步骤,概述了安83区水平井注水吞吐采油的适用性,详细分析了第一周期注水吞吐采油试验效果,从而明确了第二周期注水吞吐试验的可行性。

鄂尔多斯盆地三叠系长7致密油藏开发技术探讨

胡尖山地区长7层新出现出油井点多,油层连续性好,油藏规模大的特征,展现出良好的勘探开发前景,是长庆油田在该区的主力区块。该区长7油藏平均孔隙度8.9%,渗透率0.19 mD,属致密油藏,2010年开始进行开发试验,暴露出注水有效驱替系统难建立,递减快,单井产能低,油井见水等问题。本文通过对比分析近年进行的多项开发试验效果,着重从水平井井网形势、储层改造参数等角度对该区长7油藏开发技术进行探讨。

塔中奥陶系碳酸盐岩油气藏水平井开发的研究与应用

塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层非均质性极强、连续性差,油气水分布异常复杂。单纯地使用直井进行开发效果并不理想,需采用与水平井相结合的部署方法。根据水平井与直井经济效益对比评价,总结出四种适合采用水平井开发的碳酸盐岩油气藏类型:多缝洞单元油气藏、薄层油气藏、边底水油气藏、孔洞型油气藏。通过对这些类型的水平井产能进行分析研究,认为储层的发育特征是基础,水平井轨迹设计是沟通油气的关键因素,采油工艺则是高产油气流的保证。综合考虑上述因素的影响,对塔中碳酸盐岩油气藏采用直井与水平井相结合的布井方法能够更加经济、高效地进行开发。

可循环微泡沫钻井液的微泡粒径影响因素研究

采用显微照相技术结合NanoMeasurerl．2粒径分析软件研究了搅拌速率、搅拌时间、稳泡剂黄原胶（XC）和自制起泡剂DBA2-14（两性双子表面活性剂）的浓度对微泡沫粒径的影响。结果表明，高速搅拌和增加稳泡剂浓度有利于形成均匀、细小、稳定的泡沫，而搅拌时间和起泡荆的浓度对微泡沫粒径无显著影响。制备微泡沫体系的最佳条件为：0．4％羧甲基纤维素钠（HV-CMC）、0．4％XC、0．2％DBA搅拌速率10000r／min，搅拌时间2min。微泡沫粒径在23．58--109．65岬，平均直径为71．87μm。微泡沫粒径随静置时间的延长逐渐增大，静置12h后的微泡沫平均粒径小于200lun。

虚拟仪器技术在石油化工领域的应用展望

简单介绍了虚拟仪器技术的概念及其完整体系的构成,详细介绍了LabVIEW作为开发虚拟仪器功能最强大的图形化软件平台所具有的优点,通过与传统仪器的比较,概括了目前LabVIEW软件在石油化工领域中的应用,并针对其应用提出了几点展望。

胡尖山油田长8、长9储层沉积相与砂体展布特征研究

胡尖山油田已开发的长8、长9油藏表明,该区勘探开发前景广阔。但是从试采情况分析,不同油藏及单井之间的产能差异较大。说明对该区成藏及油气富集规律认识还不到位,需通过对该区沉积特征及砂体展布进行深入的评价研究,搞清胡尖山油田长8、长9油藏的沉积微相、砂体展布,对于指导胡尖山油田下一步勘探开发具有重要意义。

测井曲线划分流动单元及分类评价在长8油藏的应用

本文以安156区块和郝41区块为例,结合测井曲线与物性数据,以油藏沉积微相、油层物性探索影响初期产量的因素,对区块进行流动单元的划分及各流动单元的分类评价,摸索出一套适合长8油藏高效开发技术,对本厂深层油藏后期的规模、高效开发具有指导意义。

鄂尔多斯盆地胡尖山油田安83区块开发效果评价

鄂尔多斯盆地胡尖山油田安83区块长7油藏是典型的"三低"(低压、低渗、低产)油藏,具有储量资源大,目前预测含油面积241km2,地质储量1.3×108t,但物性差,开发难度大,该区从2010-2012年对该区块分6套不同井网进行试验开发,截止目前共完钻油水井429口,投产193口,论文通过对安83区块长7油藏的构造特征、沉积相特征、油藏特征及所采用的6种不同开发试验井网的开发效果进行综合评价分析,为后期规模建产提供了参考意见。

胡尖山地区长7油藏沉积特征及有利区优选

胡尖山地区长7油层组油页岩具有厚度大、含油率高且分布范围广等特点。随着近年胡尖山油田勘探不断深入,长7层新出现出油井点多,油藏规模大的特征,展现出良好的勘探前景,是长庆油田在该区最主要的勘探目的层之一,其沉积特征对砂体展布和储层的控制等开发地质问题意义重大。本文通过对长7含油砂体分布与沉积相展布关系的研究,从地质概况、地层划分对比、沉积相研究、结合储层特征和油气运移聚集理论等方面对该区的长7油层做了详细分析,认为该区含油砂体的分布受沉积环境的控制作用显著。同时从实际出发,根据现有探评价井资料,总结和分析了工区内各油层的储层特点,对该区的产建有利区作了预测分析,为下步建产提供参考。

鄂尔多斯盆地J县西南部地区延9、延10油层组成藏控制因素研究

通过对J县西南部地区延安组延9、延10油层组油气成藏条件分析认为,区内具长7油层组为优质的供烃源岩;延9、延10油层组砂体整体上呈南北向展布,为中孔低-中渗储层;延8、延7油层组泥岩为盖层的生储盖组合。J县西南部地区延安组油气富集的主控因素为前侏罗纪古地貌,其控制了油藏顶面构造、储层沉积相及砂体展布、油气运移方向和富集区。

浅析胡尖山油田侏罗系油藏成藏规律

在数值模拟的基础上,采用了相关工程类探查方法,对整个油藏的分布特征进行了全方位的估量,确定油气的分布特征与油气富集区所在的位置。

胡尖山油田前侏罗系古地貌对浅层油气成藏控制作用研究

在地层精细对比的基础上,恢复了胡尖山地区前侏罗系古地貌形态,并对浅层油气成藏控制作用进行了深入探讨。受古地貌影响,可形成三种油气成藏模式,即低幅背斜、鼻隆构造—岩性成藏模式、上倾(侧倾)尖灭岩性成藏模式和古储新封构造—地层成藏模式。

胡尖山地区延安组储层沉积相与砂体展布特征

胡尖山地区侏罗系延安组延9、延10油层组河流-三角洲分流河道砂体较为发育,是采油六厂勘探开发的主力层位,已有多个油藏提交探明储量并投入开发,效果良好,素有"小而肥"的称号,为产能建设做出了重要贡献。其油气资源的有效勘探与合理开发对长庆油田的增储、上产具有重要意义。为了进一步搞清楚该区延安组沉积特征及砂体展布规律,在区域沉积背景分析的基础上,充分利用岩心及测井资料,以取心井为基础,进行精细沉积微相判识及标定,确定延10、延9分别为曲流河、三角洲平原沉积体系,其中河道沉积和分流河道为储层最为发育的类型,并进一步分小层落实了砂体平面展布和变化规律。

胡尖山油田长6储层高效开发探讨

胡尖山油田长6储层属陕北大型复合三角洲的一部分,水下分流河道发育,砂体展布呈网状和条带状,具有油源条件优越、源储配置好等特点,发育大型构造~岩性油藏。但储层较为致密,微裂缝较为发育,油水关系复杂。通过对本区长6已建产区,以及对比安塞长6油藏的成功开发经验,提出胡尖山油田长6储层高效动用的方式。