强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明:现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为:爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为:构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。

塔河油田强底水砂岩油藏CO_(2)/N_(2)驱提高采收率机理

塔河油田强底水砂岩油藏开发后期,受强非均质性和底水锥进影响,大部分水平井出现了点状水淹,导致低产低效井增多,油藏含水率不断上升,井间剩余油动用难,且该油藏具有高温、高盐特点,常规提高采收率技术难以取得较好的开发效果。因此,主要通过高温高压三维物理模型进行油藏的模拟,采用注CO_(2)/N_(2)(体积比为7∶3)混合气提高强底水砂岩油藏采收率。一方面,CO_(2)与原油易混相,能够大幅度地提高驱油效率;另一方面,N_(2)具有较好的压锥效果,在一定程度上抑制了强底水快速锥进,提高油藏的波及系数。这样使“驱油”与“压锥”进行有机结合,大大提高了油藏采收率。同时,对比不同注气方式、不同注气速度和不同注采部位等驱油条件,优选注气参数。实验结果表明:注入CO_(2)/N_(2)后地层原油体积膨胀了21%,黏度降低了24.9%;CO_(2)/N_(2)混合气与原油的最小混相压力为39.62 MPa;优选出了最佳的注入参数:注气速度为1 mL/min(提高采收率幅度为14.25%)、注气方式为水气交替注入(提高采收率幅度为15.8%)、注采部位为高注低采(提高采收率幅度为14.5%)。研究结果为塔河油田强底水砂岩油藏CO_(2)/N_(2)混合气驱先导试验提供可靠实验依据。

低氧小鼠胚胎培养对体外受精及玻璃化冷冻系统的影响

本研究旨在比较常氧(20%氧气)或低氧(5%氧气)条件下小鼠胚胎培养在体外受精-辅助生殖实验室及胚胎玻璃化冷冻系统的质控效果。方法 ①常氧组体外受精和低氧组体外受精后培养胚胎至囊胚,观察两组间受精率、卵裂率、囊胚形成率;②分别玻璃化冷冻解冻两组来源细胞期胚胎解冻后继续培养至囊胚,比较复苏率,复苏后囊胚形成率;③直接玻璃化冷冻解冻两组体外受精后获得的囊胚,比较两组间复苏率。结果 常氧培养卵裂率和囊胚形成率低于低氧培养;玻璃化冷冻的细胞期小鼠胚胎复苏率常氧组和低氧组之间差异无显著性,但常氧培养来源的胚胎冷冻解冻后继续培养囊胚形成率低于低氧培养胚胎组。结论 建议在人类辅助生殖实验室采用低氧对胚胎进行体外培养,其可降低活性氧对胚胎氧化应激损伤,促进胚胎更好的发育。

塔河油田9区下油组块状叠置厚油层渗流屏障研究

塔河油田9区三叠系阿克库勒组下油组储层为典型的块状叠置辫状河三角洲储层,夹层分布及连通性极其复杂,封闭断层和泥质屏障、钙质胶结帯等不同级次渗流屏障控制着油藏内部油水运动。为深化储层空间非均质表征,在储层构型分析基础上,笔者采用层次分析方法,动静态相结合,对渗流屏障类型及其级次进行划分,分析泥质屏障、钙质胶结帯形成机理及其受控因素,建立块状厚油层渗流屏障分布地质模型。研究表明:塔河油田9区下油组主要渗流屏障为封闭断层屏障和层间、层内发育的泥质及钙质隔夹层;依据渗流阻挡作用分为4个级次,东北向封闭性断层及复合河道顶部6级界面是1级渗流屏障,3~5级构型界面控制了2~4级泥质、钙质渗流屏障的发育,建立完全不遮挡型、部分遮挡型及完全遮挡型等3种渗流屏障模式。通过分级次定量表征渗流屏障的空间分布,深化储层空间非均质性研究,为基于流动单元的精细地质建模奠定基础。

塔河油田块状底水砂岩油藏开发特征及挖潜对策

塔河油田块状底水砂岩油藏油层较薄,油井投产后见水、含水率上升和产量递减皆快,稳产难度大。通过对油藏开发特征分析,对油井的含水率上升模式进行分类,确定其剩余油分布特点及其主要影响因素。结果表明,影响底水油藏剩余油分布的主要因素是构造、夹层、储集层非均质性和开发方式。针对底水油藏高含水期剩余油分布特点,提出了改善开发效果的有效挖潜对策:油井提控液调流向、天然气驱及CO_(2)驱。数值模拟与现场实践均取得了较好的效果,可供同类油藏开发借鉴。

强底水油藏注水开发可行性研究

为深入探究强底水油藏注水开发提高采收率的可行性,为同类油藏开发提供借鉴,通过精细数值模拟,有针对性地设计多套井组转注及全区转注方案,优化注水参数,并进行效果分析。结果显示,优化参数转注,可以提高油藏采收率,但效果并不明显。从受效井水侵量来看,采出水主要为地层水,注入水波及范围小,且油井转注后损失原油产量,同时转注需要相应配套设施工艺,经济上存在很大风险。基于此,建议此类油藏勿转注水开发。

普通高中劳动和通用技术统筹实施的创新研究

劳动教育作为“五育”之一,在立德树人中承担着独特的使命。然而,受应试思维影响,普通高中劳动教育往往被弱化,普遍存在无课程、不扎实等问题。为破解困境,巩义市第二高级中学探索将通用技术课程和劳动课程统筹实施,积累了一些有价值的经验。一、劳动和通用技术统筹实施可行性《普通高中课程方案(2017年版2020年修订)》指出:“劳动共6学分,其中志愿服务2学分,其余4学分与通用技术的选择性必修内容以及校本课程内容统筹。”

塔河低幅大底水油藏高含水期剩余油分布

为准确表征低幅大底水油藏高含水期剩余油富集特征,为油藏下一步调整指明方向。以塔河1区三叠系下油组为例开展精细数值模拟剩余油综合研究,目标油藏纵向上剩余油主要分布在油层顶部,平面上剩余油主要分布在构造高部位及井间。剩余油主要受构造、夹层、储层非均质、断层、井网、井型、沉积韵律等多种因素综合影响。针对低幅度大底水油藏剩余油的主要特点,氮气泡沫驱挖潜剩余油矿场试验取得了较好效果,未来可能成为此类油藏剩余油挖潜的主要方式。

惠民凹陷曲堤油田第三系划分与对比

利用测井曲线和岩芯资料,建立起全区地层标准井以及不同断块相应的辅助标准井。在此基础上分析了研究区200余口探井的岩、电特征,确定了曲堤油田第三系地层组、段、亚段的划分的岩电性划分标志,并对本区第三系地层进行了详细的划分与对比。将研究区第三系地层自下而上划分为沙河街组,东营组,馆陶组,明化镇组。沙河街组可进一步分为四段(自下而上从沙四段—沙一段),其中沙四段又分为上、中、下三个亚段。馆陶组自下而上可分为馆三段、馆一+二段。地层对比表明研究区从西北到东南下第三系地层变化复杂,剥蚀严重,而垂直此方向的地层发育情况基本一致,研究表明沙三段的扇三角洲水下分流河道微相是本区的主力产层。第三系地层划分与对比为研究本区沉积相、砂体展布特征以及最终预测有利含油区块提供了重要的基础地质数据,对油田的勘探开发具有重要意义。

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长2低阻油层成因机理

根据大量铸体薄片、扫描电镜、物性分析、压汞曲线、含油饱和度及矿化度等资料,对鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长2低阻油层的形成机理进行了详细研究。长2油层组低阻油层形成的主要原因有3个方面,即:高束缚水饱和度、低含油饱和度及高矿化度地层水。孔隙结构复杂、高岭石晶间微孔发育及细粒岩石骨架,造成喉道偏细、孔喉半径小,形成高束缚水饱和度;低幅度构造背景、低油柱高度及低油气充注程度,是造成油层低含油饱和度、油水分异差的主因;高矿化度的地层水,降低了油层与水层的电阻率对比度。根据研究区长2地化热解参数统计,结合试油资料及测井孔隙度数据,建立了热解参数轻质油含量与孔隙度的关系图版,以此判断油层、油水同层、水层和干层。

鄂尔多斯盆地陕北地区上三叠统延长组不同级次层序界面的识别

以高分辨率层序地层学理论为指导,通过对鄂尔多斯盆地陕北地区上三叠统延长组典型露头剖面及岩心观察、描述的基础上,结合大量测井曲线,详细地分析了延长组不同级次层序界面的识别标志。结果表明:鄂尔多斯盆地陕北地区上三叠统延长组由1个超长期旋回,4个长期旋回,9个中期旋回及若干个短期旋回组成。由于印支运动的影响,在研究区形成了两个区域性的构造运动升降面(SLSB2和SLSB1),该界面为超长期旋回的顶、底界面。长期旋回层序为一套区域性湖进-湖退沉积序列,界面是低角度的侵蚀不整合面和与其相应的整合面。研究区3个长期旋回层序界面自下而上依次为:区域性基准面抬升所形成的水进界面,相当于"李家畔页岩";区域性的泥岩、凝灰岩标志层,相当于长6油层组底部的k2标志层;区域性的相转换界面,相当于长4+5和长3的分界面。中期旋回和短期旋回层序界面主要为不同级次的湖泛面、冲刷侵蚀面、岩石类型或相组合的转换面、岩石相内部的层理变化界面、砂泥岩厚度旋回性变化界面等。在界面识别的基础上,对研究区沉积旋回及界面的空间配置进行了分析,认为不同级次界面的识别是高精度层序地层研究的核心,对于油田勘探和开发具有至关重要的作用。

鄂尔多斯盆地姬塬地区三叠系延长组长2油层组储层特征及影响因素

通过岩心铸体薄片、粘土矿物X衍射、扫描电镜、物性分析等方法,分析了鄂尔多斯盆地姬塬地区长2储层的岩石学特征、物性特征以及孔隙结构特征。结果表明:研究区长2储层主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩,填隙物以高岭石为主,具细粒结构,分选好,磨圆度中等。储集性能具有中孔、低渗的物性特点。孔隙类型主要为粒间孔、其次是长石溶孔。孔隙结构为中小孔、中细喉型。影响储层的主要因素为长2油层组的三角洲沉积背景以及压实、胶结、溶蚀等成岩作用。

鄂尔多斯盆地志丹探区延长组储层特征研究及评价

在大量岩心铸体薄片及物性等资料统计分析的基础上,对志丹探区延长组储层的沉积学、岩石学、物性等特征及孔隙类型和孔隙结构等进行了深入研究,并对储层进行了分类评价。研究结果表明,研究区延长组储集层具有成分成熟度低、结构成熟度高的特点;孔隙类型主要为粒间孔、溶蚀孔等类型,属于中孔、低渗型和中低孔、特低渗型储层。综合多参数评价,研究区延长组中长2和长6油层组分别发育类和类储层,个别地区发育类和类储层。

安塞油田前侏罗纪古地貌特征及其与油气富集关系

目的深入探究鄂尔多斯盆地安塞油田前侏罗纪古地貌特征,为侏罗系油田开发奠定基础。方法通过野外露头及岩心的详细观察和描述,结合大量测井曲线和测试分析资料,采用印模法对古地貌进行刻画。结果古河谷和河谷平原为研究区前侏罗纪主要的地貌单元,其中河谷平原可进一步分为谷坡及河漫台地;在古河谷和古坡之间形成了许多坡咀。结论古地貌控制着侏罗纪早期沉积相及砂体的发育和分布;古河谷的北缘及次级古河谷的谷坡是侏罗系油藏分布的主要位置;今后在勘探中应该重视次级古河谷谷坡的研究,开展老井复查,以期发现新的油气增长点。

吐哈盆地台北凹陷侏罗系储层砂体发育及其岩石学特征

根据薄片、扫描电镜和X-衍射等测试资料以及砂岩厚度统计,分析了吐哈盆地台北凹陷侏罗系储层砂体发育及其岩石学特征。研究区发育辫状河三角洲、扇三角洲和滨浅湖滩砂3种储集砂体,受控于南、北两大物源体系。储集岩主要是岩屑砂岩类,岩屑含量高,陆源杂基多,成分与结构成熟度均较低,但南、北物源砂体储集岩特征有明显差异。北物源主要是扇三角洲砂体,岩屑砂岩,储集性能差,属低-特低孔、低-特低渗型储集层;南物源主要是辫状河三角洲砂体,长石岩屑砂岩,储集性能较好,以低孔、低渗型储集层为主,部分中孔、中渗型储层。碎屑岩储层岩石学特征与储集性能关系密切,结合砂体发育对其研究,对寻找有利储集体具有重要意义。

薄层强底水多韵律层砂岩油藏高精细数值模拟研究——以塔河9区下油组油藏为例

对于塔河9区下油组油藏,充足的底水能量和复杂的韵律层分布,导致了常规数值模拟技术难以表征复杂的底水上升规律和油藏提高采收率措施的效果。以塔河9区三叠系下油组油藏为例,介绍了不粗化地质模型背景下的高精细数值模拟技术,通过早期可动水模拟、单一隔板绕流和多重隔板绕流以及动态相渗3个技术进行油藏历史拟合研究,油藏整体产量拟合程度达到95.23%。同时,采用高精细数值模拟技术对现场提液和注气措施进行了预测,与现场生产效果保持了高度的一致性。在高精度数值模拟过程中,水平井的见水模式由常规模拟中的水脊,转变为“点出水”模式,流场的主控因素为压力场和物性参数场协同控制。

塔河强底水砂岩油藏CO2驱机理实验研究

针对塔河油田强底水砂岩油藏开发后期井间剩余油难动用,常规提高采收率方法不适用的难题,探索开展了强底水砂岩油藏CO2驱技术的可行性研究。利用室内实验、数值模拟和常规油藏工程相结合的方法,开展了底水砂岩油藏CO2驱机理研究,确定了塔河底水砂岩油藏CO2的最小混相压力为29.6 MPa,初步明确了CO2驱具有膨胀作用、扩大横向波及作用等主要机理。CO2在油水中的溶解分配比为4∶1左右,CO2驱可以提高采收率12.5%,明确了底水砂岩油藏CO2驱具有较好的可行性。研究结果为塔河底水砂岩油藏CO2驱先导试验提供了技术支撑。

徐家围子深层气田天然气甲烷碳同位素动力学分析

采用压力下黄金管封闭体系生烃模拟试验和以CramerⅢ模型为核心的碳同位素动力学软件，获取松辽盆地徐家围子断陷沙河子组泥岩和煤生成甲烷的碳同位素动力学参数，结合地质背景进一步探讨徐家围子深层天然气的气源、生气期、运聚成藏模式等。研究结果表明：沙河子组煤系地层（泥岩及煤）主要生烃（甲烷）期在100～73Ma年前，相当于泉头组沉积末期至四方台组沉积期；徐深1井营城组地层天然气甲烷碳同位素值与泥岩成甲烷、煤成甲烷的累积碳同位素值很接近，反映出该气藏与沙河子组煤系地层具有亲缘性，且气藏属于长期聚集而成。

塔河油田雅开气田特殊类型气藏地质特征研究

雅开气田为低孔、低渗,受构造-岩性控制的复合型砂岩气藏,具有气-水倒置、地层压力异常等特殊的地质特征。综合研究认为,该类气藏的气-水关系因受到构造、砂体尖灭以及储层物性变化的影响,形成了流体系统较为复杂的特殊类型气藏。分析认为该气藏存在2种异常的气-水关系,通过研究这2种气-水关系的形成原因及分布区域,认为在该气藏西北部区域存在有利的地层-岩性圈闭。在雅开气田西北部区域所部署的2口井均获得了工业油气流,同时确定了该气田下一步滚动扩边的方向。

塔河强底水砂岩油藏注CO_(2)+N_(2)混合气提高采收率室内试验研究

塔河油田A区三叠系下油组油藏是典型的断块强底水砂岩油藏,具有底水能量强、高温高盐、水淹后治理难度大的特点,继续注水开发或化学驱开采效果不佳。针对这一问题,结合塔河强底水砂岩油藏的实际情况,开展了室内注CO_(2)+N_(2)混合气驱替抑制水锥以及混相作用的三维物理模型试验研究:先底水驱替至产液含水率为88%,再考察不同注气方式、不同注气速度、不同注采部位注CO_(2)+N_(2)混合气的增产效果及对采出程度的影响。研究结果表明,采用注CO_(2)+N_(2)混合气驱替原油可以有效提高原油的采收率,当产液含水率达到88%时,原油的采收率为32.8%;段塞体积比1∶1水气交替注入提高采收率为14.38%,比连续气驱提高采收率(13.37%)高1.01个百分点;注气速度为1、2、4mL/min的提高采收率依次为11.65%、15.28%、13.40%;顶部注气底部采油的提高采收率为15.54%,比底部注气顶部采油提高采收率(13.4%)高2.14个百分点。该研究为CO_(2)+N_(2)混合气驱替在油气开采中的实施和应用提供了可靠的试验依据。