鄂尔多斯盆地中西部长10储层水驱油特征及影响因素分析

为进一步探讨鄂尔多斯盆地中西部长10储层超低渗透油藏的水驱油渗流特征,弄清储层渗流机理,为该区域有效开发提供理论指导,以吴起地区为研究对象,利用物性分析、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、可视化微观水驱油实验、岩心多相渗流实验等分析测试手段,分析了研究区长10储层的微观孔喉结构、水驱油渗流特征及影响因素。研究表明,研究区长10储层孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔和沸石溶孔次之,喉道类型以片状及弯片状喉道为主。孔喉结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类,不同类别孔隙结构的储层,其水驱油在储层孔道的驱替方式主体为活塞式驱替,非活塞式驱替比较少见;不同类别孔隙结构储层,注入水在孔隙网络中的驱替特征差异较大,Ⅰ类储层的驱替方式主要为均匀状驱替和网状-均匀状驱替,Ⅱ类储层的驱替方式主要为网状驱替,Ⅲ类储层的驱替方式主要为指状驱替和网状-指状驱替。水驱油渗流特征及驱替效率主要受储层物性、孔喉结构和驱替压力、注水倍数等因素影响。研究认为:储层从Ⅰ类至Ⅲ类,储层物性与孔喉结构依次变差,孔隙网络中水驱油方式由均匀状→网状→指状变化,水驱油效率依次降低;该类储层喉道的大小是影响水驱油效率的最重要因素,储层喉道半径越大,驱油效率越高;提高驱替压力与注水倍数能在一定范围内提高水驱油效率。

建立HPLC-MS检测肺炎支原体中C12-神经酰胺的方法

目的建立HPLC-MS检测肺炎支原体（Mycoplasma pneumoniae,MP）中C12-神经酰胺的方法。方法采用氯仿甲醇提取法提取MP中的C12-类神经酰胺,利用优化了质谱、色谱条件的HPLC-MS对C12-神经酰胺进行鉴定。结果质谱条件选择ESI（＋）模式,离子源温度250℃,电喷雾电压5 k V;色谱条件选择0.10%甲酸水溶液（A）-甲醇（B）为流动相,洗脱程序0~7 min,95%→30%A;7~20 min,30%→0 A。C12-神经酰胺的保留时间为17.695 min,m/z为481.79。C12-神经酰胺样品的色谱峰、保留时间及二级图谱下的特征碎片离子均与C12-神经酰胺标准品吻合。MP细胞悬液、MP培养基两者均得不到二级图谱,且m/z与C12-神经酰胺标准品均不相同。结论建立了HPLC-MS检测肺炎支原体中C12-神经酰胺的方法,该方法简便快捷,结果准确可靠,同时也适用于肺炎支原体中神经酰胺类物质的检测。

G271区块低产井治理技术研究

姬塬油田G271油藏由于储层物性、剖面状况等因素,导致低产井比例大,本文重点分析了G271低产井形成的原因,并根据治理效果,探索各个单元注采调整、剖面治理、油井增产措施等为手段的低产井治理措施。

吴起地区长2+3油藏成藏规律研究及有利区筛选

本文通过对吴起地区长2+3油藏的沉积环境、储层特征等因素进行了研究,同时结合试油试采及开发动态资料,分析总结了长2、长3油气成藏富集规律;研究表明长2、长3油藏主要为三角洲平原亚相,发育分流河道和分流间湾微相,油藏类型主要为岩性-构造油藏、岩性油藏,储集层砂岩类型以长石砂岩为主,储层物性相对较好;最终根据研究成果优选有利建产区,为后期增储建产提供指导意见。

超低渗油藏井中微地震监测技术原理及应用

本文简要介绍了井中微地震监测技术的基本原理,施工选井原则和数据处理方式及流程。根据微地震监测结果,分析井中微地震监测技术在超低渗油藏储层压裂监测、地应力方向识别、储层压裂改造方式评价、水驱前缘监测、剩余油分布预测、检查井部署、注采井网优化等方面的应用,认为井中微地震监测技术是提高采收率,指导油藏高效开发的有效技术手段之一。

超低渗透油藏减氧辅助空气泡沫驱提高采收率技术试验研究

超低渗透油藏受储层非均质性强、裂缝发育等特征影响,补充能量与扩大波及矛盾突出,主向见效快,侧向压力低难见效,难以建立有效的驱替压力系统,水驱采收率低。常规水驱治理、注采调控、堵水调剖及加密调整等改善水驱的效果有限。空气泡沫驱具备气驱和泡沫驱的优点,可边调边驱,在扩大波及体积的同时,可提高驱油效率。20世纪60年代以来,国内外开展了多个空气/空气泡沫驱的现场试验,均取得较好的技术经济效果。2016年在G271长X油藏裂缝发育区开展了减氧辅助空气泡沫驱先导性试验研究,以空气泡沫驱为主要手段,开展超低渗透油藏改变注入介质试验,在实践中摸索出一套G271长X油藏裂缝发育区控水稳油及提高采收率的技术体系,最大限度地提高油田最终采收率,确保油田长期持续稳产,因此开展加密区、密井网(小井距)条件下的超低渗油藏减氧辅助空气泡沫驱试验意义重大。

吴起油田X255C6油藏滚动扩边提高单井产量技术研究

本文主要以吴起油田五谷城X255C6油藏为研究对象,针对C6低渗透油藏低产井的储层特性和不同开发阶段,以油藏为单元,结合沉积微相研究,在实践的基础上,逐步形成了以注水开发为主,细分建产单元、强化随钻分析、精细测井解释、优化储层改造等与之相适应的提高单井产量的方法及技术,并根据油田开发实际,不断调整完善,使低品位油藏单井产能得以充分发挥,最终提高了采收率和效益,也为长庆油田同类油藏及0.3 m D储层有效开发奠定了技术储备。

吴起C8油藏产能快速评价方法

吴起C8段为三角洲前缘亚相沉积环境,C8储层孔隙度主要分布在4%~12%,孔隙度主峰6%~10%,孔隙度平均为6.8%,储层渗透率主要分布范围0.01 mD^0.5 mD,最大1.78 mD,渗透率平均0.14 mD,岩心数据显示储层物性属低孔、特低渗特征,成分成熟度低,结构成熟度中等,孔隙类型以粒间孔-溶孔为主。由于储层物性较差,在进行产能评价和预测时,不但要考虑储层本身孔、渗、饱及厚度等参数外,还要充分考虑储层压裂改造规模,通过聚类分析与多元线性回归的方法分析产能影响主控因素及预测和快速评价产能的一种方法。

超低渗透油藏周期注水开发技术政策优化研究

姬塬油田G271区受裂缝及非均质性影响,随着注水开发的深入,部分早期受效明显的注采井间已形成水窜通道,同时形成剩余油滞留区,本文采用数值模拟方法研究了周期注水方式,利用压力场的不稳定变化,提高波及体积,研究了不同注水方式、周期注水量变化幅度、注水周期条件下的开发效果,结果表明:注水时机为异步周期注水,周期注水量变化幅度为100%,周期为60 d的效果最好。通过在姬塬油田G271区的实践应用表明,合理的周期注水方式能够改善油田开发的技术经济效果。

吴起油田C地区C10油藏储层特征研究及有利区筛选

近年来,在吴起地区延长组C10段发现多个油气显示井,展现出较大的潜力,因此吴起地区C10有望成为下一步增储上产的重要目的层系[1]。本文通过对研究区延长组C10油层的沉积相、砂体展布特征、储层特征及控制因素等方面的详细研究[2],进而为全面认识C10油层组的形成机理、分布规律,在此基础上结合生产实践,优选吴起地区C10段有利勘探目标。

长庆油田井下作业修井技术现状及工艺优化

本文将以长庆油田作为切入点,简要概述长庆油田井下作业修井技术的现状及遇到的问题,对新工艺进行深入探究,提出进一步优化和改良新工艺,进而促进我国石油产业的全面发展。

降低油井维护性作业频次

随着油田开发时间的延长,油井作业频次逐年上升、检泵周期持续下降,井下作业费用在作业区发生的费用中占比越来越高。为适应提质增效、节约费用的要求,有效降低油井作业频次尤为重要。本文对刘峁塬作业区油井上修原因进行了统计,分析维护频次逐年增加的原因,并提出了相对应的治理措施,最终实现降低油井维护作业频次、延长检泵周期、减少井下作业费用的目的。