Preparation and Cracking Performance of FCC Co-Catalyst for Enhancing Light Oil Production

在这篇论文，为提高轻采油的 FCC 合作催化剂被大音阶的第五音胶化方法准备，并且它击碎催化剂的残余的表演上的效果在结果显示了的 CCFFB reactor.The 测试被评估液体产品收益显然增加了，在 FCC 平衡催化剂的表面与干燥气体的 co-catalyst.The 收益被使妊娠以后，泥浆和焦炭减少了，当柴油机收益改变了 slightly.And 时残余的 crackability 被增加；催化剂表面上的焦炭免职的率被减少，与这些结果显示出的热裂开反应 inhibited.All 合作催化剂能改进酸地点的密度并且改变催化剂酸味，它能支持由在 FCC 平衡催化剂的表面上扔合作催化剂延长催化剂活动。

裂缝性致密油藏CO_(2)吞吐开采孔隙原油动用特征

通过对天然致密岩心进行人工造缝,试验研究致密油储层CO_(2)吞吐开采特征,分析基质渗透率、裂缝数量对CO_(2)吞吐采出程度的影响;通过核磁共振,探究CO_(2)吞吐动用孔隙范围及剩余油分布。结果表明:随着基质渗透率从(0.1~0.2)×10^(-3)μm^(2)增大至(0.4~0.5)×10^(-3)和(0.8~0.9)×10^(-3)μm^(2),无裂缝致密岩心采收率从15.81%分别提高至20.48%和26.18%,CO_(2)动用的最小孔径从0.034μm依次减小为0.023和0.012μm;在基质渗透率为(0.8~0.9)×10^(-3)μm^(2)的含单一裂缝和多裂缝的致密岩心中,采收率分别进一步提高至41.45%和52.46%,CO_(2)动用的最小孔径减小至0.003和0.005μm;基质渗透率和裂缝对采收率的提高主要体现在吞吐前两周期,对第3周期采出程度影响甚小;孔径约为0.1μm的孔隙内的原油是多周期CO_(2)吞吐开采后期的主要增油来源;CO_(2)吞吐开采后,较高基质渗透率和多裂缝的致密岩心中剩余油分布更为均匀。

面积劈分——叠加法预测聚合物驱后剩余油分布

至2011年底,中国聚合物驱后的原油采出程度约为53%,聚合物驱后剩余油仍具有相当大的开采潜力,为使其得到有效开发,提出利用面积劈分——叠加法对聚合物驱后单井及整个区块的剩余油潜力分布进行预测。以大庆油区长垣北部典型聚合物驱油藏为例,研究了37口生产井的聚合物驱后剩余油分布规律。根据聚合物驱采出程度的变化,将聚合物驱后单井剩余油潜力划分为高、中、低3个等级;聚合物驱后剩余石油地质储量的平面分布表明,剩余油主要分布在区块主砂体带中井网控制程度弱的2大区域。

数值模拟技术在塔中4油田井网调整研究中的应用

针对塔中4油田422高点CⅢ油组(TZ422CⅢ油组,以下简称CⅢ油组)的开发现状,在充分考虑地层非均质性、沉积相分布的基础上,利用Eclipse模拟软件E100主模块的精细油藏数值模拟,对研究区水驱后剩余油的分布进行了定性与定量研究,并给出CⅢ油组3种井网调整方案。结果表明,CⅢ油组采用直井和水平井相结合的井网调整方案,最佳注采井网共18口,新井4口,老井14口,并对最佳方案模拟到2025年,最终采收率为46.13%,综合含水为89.06%。

复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜调整技术研究

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散。目前油田开发已进入高含水期,为改善油田开发效果,应用数值模拟方法,研究了该油藏高含水期挖潜上产合理的技术开发政策。通过方案优选,确定了该油藏的剩余油挖潜上产方案。今后油藏应立足于注水开发,但不应以补孔改层等为上产措施,而应以化学调驱为主要手段。实施效果表明,所取得的研究成果对油田开发具有较强的指导意义。

“三低”油田水淹层测井解释方法研究

通过对“三低”(低孔、低渗、低矿化度 )油田现场测井资料的分析研究 ,建立了适合油田实际的水淹层测井解释方法 ,对储层水淹规律及岩电特征有了准确认识 ,搞清了强亲水岩石、低矿化度地层水储层的水洗特征 ,为准确识别油水层提供了依据 ,并根据这些成果进行挖潜上产 。

利用水驱特征曲线确定剩余油分布研究

通过对低渗透油田地质状况和生产资料的分析(以国内某油田Y区块为例),确定中高含水期油水分布状况。通过产量劈分,计算出每个层位的月产油量、累计产油量和月产液量、累计产液量,得到每个小层的水驱特征曲线,进而得到各小层剩余油储量以及剩余油平均饱和度。根据计算地质储量和给定地质储量得到的剩余油饱和度的对比,可以确定各小层的实际地质储量。

双河油田注采井组剩余油分布规律研究

根据双河油田Ⅴ下层系油藏特征建立非均质模型,得到不同模型剩余油分布模式;分析不同地质、开发条件对剩余油分布的影响。通过回归分析,得到注采井组生产井综合含水率达到95%时,采出程度、剩余油非均质程度与不同因素(提液速度、井距、平面渗透率级差、地层倾角、油层厚度)的关系式。分别应用回归公式和数值模拟对双河油田五点井网的采出程度、剩余油非均质程度进行计算,二者结果误差均小于10%。综合运用回归公式定量描述剩余油及井组剩余油分布模式对今后实际油田注采井组单元后期开发调整具有一定指导意义。

化学调驱技术在高含水期复杂断块油藏中的应用

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散。目前油田开发已进入高含水期。为改善油田开发效果,在认清剩余油分布的基础上,立足于注水开发,油井措施逐渐由补孔为主转向提液、卡水为主,水井措施则由转注、完善补孔、分注为主转向重配、深度调驱为主。实施结果表明措施效果显著,对油田稳油控水、挖潜上产起到了重要的作用。这表明,对于象岔河集这样的复杂断块油田,在中高含水期,层间、层内剩余油分布极为零散的情况下,深度调驱技术是挖掘高含水主力大砂体剩余油极为有效的手段。

厚层块状稠油油藏产量劈分方法研究

针对厚层块状稠油油藏蒸汽吞吐的开发特征,在动态分析以及区块测试资料解释的基础上,深入分析油层动用范围随蒸汽吞吐周期变化的规律,并采取基于油井加热体积的新型产量劈分方法,对油藏的剩余油分布状况进行研究。在辽河油田冷41块的应用实践表明,该产量劈分方法既符合稠油热采蒸汽吞吐开发方式,又适应厚层块状油藏地质特征。该方法精确、实用,可信度较高,为类似油藏剩余油分布研究提供了一定的借鉴。

水下窄小河道砂体综合调整挖潜技术

通过对油田地质特征不断深入认识 ,在油田开发调整中 ,建立起了适合油田砂体及剩余油分布特点的有效调整挖潜模式。逐步形成了一套水下窄小砂体油田中高含水期综合调整挖潜技术。

供氢剂对渣油加氢产品分布的影响

在高压釜中研究了负载型催化剂存在下的渣油加氢反应,通过对比分析添加供氢剂四氢萘前后产品分布的特点,得出供氢剂对渣油加氢产品分布的影响。结果表明：供氢剂的存在不能改变渣油的转化率,但气体收率和焦炭产率减少,并且气体中甲烷含量减少,同时添加供氢剂能够改善产品分布,使350-500℃馏分更多地转化成180-350℃馏分。

老君庙油田M油藏挖潜调整数值模拟研究

根据老君庙油田Ｍ 油藏顶部区的油藏地质特征和开发生产历史，利用油田注水开发数值模拟软件研究其剩余油分布规律，在平面上和纵向上找到剩余油饱和度的相对富集区，提出了针对性的调整方案和选定新井井位，并预测其将来的开发生产动态，比较了开发效果；目前经生产实践证明此次数值模拟研究为该油田挖潜调整提供了科学的指导，达到了控水稳油的目的，产生了良好的经济效益和社会效益。

岩性油藏储层连通性及剩余油分布研究

黄珏油田戴南组为构造岩性油藏,纵向上被划分成近80个砂体,仅7个砂体储层发育规模较大,早期实现了注采完善,但不同井组见效差异较大。选取两个主力块的局部井组,静态上被认为连通性较好,但注水多年未见效。利用“对、拆、统、验”四步法手段,获得修正后的沉积微相和储层连通性认识,解决了“静态假性连通”的动静态矛盾。结合实际油藏构造形态,利用数模研究岩性油藏剩余油分布模式,为后续调整对象的选取提供依据。研究成果可为同类油藏的储层连通性研究和剩余油挖潜提供经验。

掺炼裂解重油对减压渣油焦化性能的影响

在减压渣油中掺炼不同比例的裂解重油,对其基本物性及延迟焦化性能进行了分析和评价。结果表明,混合原料的密度和平均相对分子质量具有按掺炼比(裂解重油占混合原料的质量分数)累加的特性(加和性),而其黏度、残炭和四组分组成等不具有加和性;随着掺炼比的增大,混合原料的结焦诱导期逐渐缩短,当掺炼比高于20%后,体系结焦趋势陡增;混合原料焦化产物焦炭和气体收率均不大于减压渣油和裂解重油按照其在混合原料中所占的相同比例单独焦化时所得焦炭和气体收率的加权值,液体收率则略高于相应加权值。

缝洞型碳酸盐岩油藏出水规律可视化物模实验

为了深入研究缝洞型碳酸盐岩油藏储集体出水规律,设计裂缝、溶洞和缝洞3种典型储集体可视化物理模型,研究了不同裂缝(缝宽)极差、注水速度、含油饱和度与缝洞倾角条件下的出水规律,分析了驱后剩余油类型和分布特点。实验结果表明,对于裂缝储集体,裂缝极差为1、4、16时,极差越大末端出水越早,一定条件下采收率越高。对于多向连通型缝洞储集体,注入速度为0.01、0.1、0.5 mL/min时,采收率呈现出随注水速度增加而先增后减的变化趋势,且波及区域内的含油饱和度越高时,最终采收率也越高。对于致密充填溶洞储集体,重力分异作用对油水流动起重要影响,且当缝洞倾角由0°逐渐增至45°、90°时,采收率也逐渐增加。研究成果对于缝洞型油藏的开发、油井堵水及剩余油的挖潜具有重要的理论和实践指导意义。

双河油田高含水期厚层剩余油分布及挖潜

双河油田厚油层发育，在目前特高食水期开发阶段厚油层内剩余油分布主要受井冈完善程度、地层纵向渗透性、砂你沉积特征、微构造及区域地层压力因素控制。剩余油在井网不完善井区、纵向中低渗透层、注采状况较差的分流河道沉积问及沉积末端、微构造高部位及局部注水压力平衡区相对富集。在完善井冈的基础上根据地层地质特征加强注来结构调整及注水合理调配，是汉河油田油层挖潜的有效途径．

保护高含水油井剩余油富集层段的多种堵剂组合堵水技术

江汉王场潜四段中区南部油藏高温 (80～ 95℃ )高矿化度 (30 0～ 35 0 g/L)厚油层油井已经或接近水淹 ,但一些层段仍有富集剩余油 ,为此开发了题示堵水技术。介绍了所选择的各种堵剂 :有机冻胶JG 1,75℃下 3～ 4h破胶 ,前置暂堵剂 ;无机 /有机凝胶颗粒悬浮液 ,在地下 4 8h内形成高强度耐盐 (30 0 g/L)耐温 (130℃ )整体凝胶 ,主体堵剂 ;聚合物铬冻胶 (用于中温油藏 )或耐温耐盐树脂冻胶 (用于高温油藏 ) ,与主体堵剂交替注入可提高堵剂在裂缝中的充满度。介绍了用中子寿命法测定的 4口井厚产层纵向上剩余油分布。现场堵水施工中采用多段塞注入工艺 :暂堵剂—颗粒凝胶—树脂冻胶—颗粒凝胶—树脂冻胶—清水。在含水分别为 92 .0 %和 98.1%的 2口油井注入各种堵剂共 12 6和 115m3 ,处理半径 5 .2 0和 7.75m ,作全井段堵水 ,堵后复射含剩余油为 5 1.6 9%和 38.6 %的层段 ,投产后获得显著的增油减液减水效果。图 2表 3参 3。

时移测井饱和度拟合方法及其在珠江口盆地油田开发调整中的应用

NHB油田是珠江口盆地(东部)一个已进入开发中后期的小型多层砂岩油田,油层厚度较薄,主要采用大斜度井多层合采,由于大斜度井作业困难,油田无生产测井、分层测试资料,常规历史拟合的多解性对剩余油分布研究提出了极大的挑战。提出了采用时移测井饱和度拟合指导油藏模型校正的新方法,其主要思路是将随钻测井解释饱和度作为拟合参数,通过拟合模型饱和度和对应时间同一位置随钻测井解释含油饱和度实现对地质模型的迭代修改,再结合常规历史拟合从时间和空间上对油藏剩余油分布进行分析,使模型逐渐接近油藏实际。应用效果表明,采用生产数据和时移测井饱和度双参数拟合方法显著降低了油藏模型多解性,为油田精细开发提供了良好基础。

基于产水率的水淹层剩余油分布研究

利用测井资料确定油田注水开发后期各老井产层剩余油饱和度具有一定的局限性,测井资料难以实时反映产层剩余油饱和度的变化情况。基于岩石物理实验测得的油水相对渗透率资料,在常规产水率模型的基础上,引入束缚水饱和度和残余油饱和度2个参数,推导出新的产水率模型。依据新模型建立W油田不同束缚水饱和度下产水率与含水饱和度图版,系统阐述利用产水率与含水饱和度图版确定产层剩余油饱和度的方法,并结合研究区地质特征及水淹模式,在三维地质建模的基础上归纳总结研究区层内剩余油垂向及平面分布情况。研究区实例分析表明,该方法充分利用了各老井的产水率资料,拟合剩余油分布情况具有代表性,适用于注水开发油田产层剩余油分布研究。