安塞油田注水开发技术研究

安塞油田特低渗透油藏的非均质性较强,注水开发启动压力梯度大、天然微裂缝较发育和油井见水后采液、采油指数下降等因素对注水开发效果的影响日益突出,根据安塞油田多年实际注水开发试验,从注水参数优化、精细注水单元划分、注水剖面调整和优化注采井网方面分析总结了安塞油田注水开发的基本方法和基本特点,在注水参数优化方面提出了超前注水及油井投产的时机选择,以及强化注水、不稳定注水的特点和方法,针对油层的非均质性提出了三分精细注水的核心和方法,对剖面调整技术和井网优化技术的实际应用效果进行了分析评价。为油田开发提供了技术借鉴和指导。

安塞油田王窑区水淹层储层微观特征

安塞油田王窑区经过20多年的注水开发,储层有不同程度水淹,长期的水驱冲刷引起储层微观特征改变。针对不同水淹区域部署检查井进行储层微观特征变化及机理研究,对检查井密闭取心资料的分析研究表明:强水淹层段储层的粒度粗,面孔率高,孔喉结构较均匀。在强水淹层段有新生矿物方解石的生成,与原生矿物有明显区别。与注水开发前原始储层相比,储层粘土矿物的迁移及新生矿物的产生,导致注水开发后储层的物性变差。注水开发中后期储层吼道中值压力增加,退汞效率降低,相渗曲线变差,水驱油效率降低。

甘肃北山火石山哈尔根头口布花岗岩年代学、地球化学及其地质意义

首次利用锆石LA-ICP-MSU-Pb法测得甘肃火石山东北部侵位于长城系、蓟县系以及志留系中的哈尔根头口布花岗岩形成于中泥盆世早期(同位素年龄为387.6±8.2Ma),同时发现该花岗岩体内存在晚蓟县世产物(继承性锆石年龄1172±7Ma)。哈尔根头口布花岗岩体主要由钾长花岗岩、二长花岗岩、花岗岩组成,岩石具有高硅(SiO2含量为70.28%～79.4%)、富碱(Na2O+K2O为6.52%～9.11%)、低铝(Al2O3含量为8.82%～14.05%)、低Sr(含量为40～150×10-6,平均为101.5×10-6)的特征、岩石的δ<3.3、A/CNK值为0.8～1.1,为钙碱性准铝质到弱过铝质岩石;稀土元素具有明显的LREE富集(LREE/HREE=2.89～16.4,LaN/YbN=1.82～25.18)和Eu亏损,相对富集Rb、Th、Ce和Sm,而亏损Ta、Nb、Zr、Hf。综合分析认为该花岗岩为A型花岗岩,产于构造挤压向构造伸展转换的地质背景之中。

特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价法

特低渗油田在开发中后期,注水效果的评价对开发调整极其重要,地层存水率和水驱指数与特低渗透油田的注水效果究竟有什么样的关系?以安塞油田H区块为例,通过对地层存水率和水驱指数两项指标的曲线绘制及研究分析,评价了安塞油田H区块的注水开发效果,并利用室内实验以及油田动态资料进行验证。研究认为在特低渗透油田注水开发过程中,实际存水率、水驱指数曲线落在标准曲线之间,油田注水开发效果理想;落在标准曲线之上或之下,注水量偏大或偏小,注水开发效果不理想。存水率、水驱指数对特低渗油田的注水开发效果起到了客观准确的评价作用。

特低渗透油藏中高含水期储层水淹规律初探

安塞油田三叠系长6特低渗透油藏已开发20多年，目前已进入中高含水期，生产井均不同程度见注入水。为了解目前井网条件下储层水驱波及状况，在安塞油田王窑区以注水井为中心开展检查井组解剖，通过密闭取心方法了解了中高含水期储层水淹特征及优势方向，并初步总结了影响特低渗透储层水洗程度的因素和储层微观变化特征。

北秦岭庙湾组黑色岩系稀土元素地球化学特征及成因意义

笔者采用等离子质谱仪(ICP-MS)方法对北秦岭大荆区奥陶纪—志留纪庙湾组黑色岩系岩石的稀土元素及V、Ni、Cr、U、Th等微量元素含量进行了测定。结果显示岩石轻稀土元素相对重稀土元素富集,Eu异常值δEu为0.63～10.61(绝多数大于1.54)多呈正异常,Ce异常值δCe为0.65～1.02(平均为0.893)异常微弱且有正负差异;U/Th值为0.38～4.07,w(V)/w(V+Ni)值为0.38～0.93以及w(Ce)/w(La)值为1.27～2.17。将这些特征值与前人研究成果对比,并利用La/Yb-Ce/La和La/Yb-REE判别图解判别后,认为北秦岭区庙湾组黑色岩系形成于活动陆缘一种干燥缺氧较深浅海环境,黑色岩系形成过程中有热液作用参与。

效益评价在长庆油田开发中的应用

降低成本，投资资本最大化是企业的不断追求。利用技术经济学投入产出理论，将油田（区块）分为四类：分别为效益一类、效益二类、效益三类、效益四类；同理把油井划分为效益五类；在效益评价结果的基础上，对油田区块和油井进行影响因素分析、敏感性分析，为油田进一步的投资决策、成本控制及年度发展计划提供科学依据。