低温固化阻水透油防砂材料的室内研究

针对浅层低温地层出砂和油井采出液高含水的问题,开展低温固化阻水透油防砂材料室内研究。将石英砂、环氧树脂、相对渗透率调节剂等通过共混工艺制备了一种低温固化阻水透油防砂材料,利用FT-IR、热重、扫描电子显微镜等分析了防砂材料及其人造岩心的固化机理、热稳定性、微观形貌等,通过岩心驱替装置考察了人造岩心的抗压强度和水/油相渗透率。实验结果表明,含有30%相对渗透率调节剂的防砂材料在低温(30~70℃)条件下,固化形成的人造岩心抗压强度达到4.22 MPa以上;同时,相对渗透率调节剂加量为30%的人造岩心的水相渗透率和油相渗透率分别为963×10^(-3)和5513×10^(-3)μm^(2),表现出优异的阻水透油性。所合成的防砂材料在低温(30~70℃)条件下能满足低温浅层井的防砂阻水的要求。

风城浅层油砂SAGD项目注汽压力优化

为加快风城浅层油砂SAGD循环预热启动速度,改善生产初期汽腔发育程度,优化不同阶段注汽压力,在岩石力学实验和地应力测试基础上,分析了储层弹性力学性质和地应力分布,根据Mohr-Coulomb准则,建立了注汽压力与抗剪强度的关系,同时通过CT扫描实验获得了风城油砂剪切裂缝特征。研究表明,风城浅层油砂的刚度和剪胀程度随温度升高而减弱;提高注汽压力能够降低有效应力,促进油砂产生垂直微裂缝;SAGD过程中,抗剪强度为应力圆半径1.5倍时可得出最小注汽压力,应力圆极限状态时可计算最大注汽压力;循环预热和生产初期阶段采用高注汽压力,稳定生产阶段采用低注汽压力,优化结果现场应用后效果良好。

胜利油气区浅层气藏的开采规律研究

胜利油气区的浅层气藏主要分布于第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。气藏类型主要为透镜状岩性气藏，少量为构造—岩性气藏。由于气层埋藏浅、成岩性差、胶结疏松，以及大部分气砂体存在边底水，存在气井易出水、出砂、稳产期短等开发特征。经过２０余年的开发实践认识到：①稳定、合理的工作制度是延长气井自喷期的基础；②新井先期防砂是延长气砂体生命期的必要保证；③自下而上逐层上返的分层开采是浅层气藏生产的基本原则；④合理的射开程度是延长边底水气井无水采气期的先决条件；⑤降低井口回压，排水采气是增加气砂体可采储量的有效途径。

济阳坳陷盆缘次生气藏输导模式

断陷盆地内稠油油藏与浅层气藏存在伴生关系,超过50%的浅层气藏来自于稠油的生物降解过程,但对从稠油油藏到浅层气藏的运移过程研究较少。通过对稠油油藏到浅层气藏输导类型、分布规律及输导要素的解剖,建立了2种输导模式,明确了运移成藏规律。断陷盆地内发育侧向和垂向2种类型的输导模式。侧向型主要发育在盆缘高凸起带,浅层气藏分布于稠油油藏的侧上方,输导过程以侧向运移为主,垂向主要受断层沟通,同时也以扩散方式直接穿越盖层垂向运移;垂向型主要发育在盆内洼陷带和低凸起带,浅层气藏分布于稠油油藏的正上方,输导过程以断层沟通的垂向运移为主。

垦东12块试油工艺技术

垦东 12块位于极浅海水域 ,其主力油层为馆陶组和明化镇组 ,油层具有埋藏浅、地层疏松、胶结差、易出砂、油稠等特点。在分析该区块的地层特征、储层物性及油藏特征的基础上 ,重点探讨了适应该区块的多种试油工艺技术 。

超浅层稠油水平井注采工艺的研究与应用

针对井楼油田超浅层稠油水平井原油粘度大、储层胶结疏松、出砂严重、造斜点浅、井斜变化率大以及方位角大的特点,研究应用了滤砂管挤压防砂完井工艺、隔热注采一体化工艺、大斜度抽稠泵抽油工艺,先后在楼平1井等5口水平井进行了现场试验,施工成功率为100%,平均累计增油2683.1t,平均油气比0.321,平均有效期596d。实现了稠油有杆泵人工举升最大井斜角达72.95°,最大位重比2.59。现场应用证明,该技术能够达到超浅层稠油水平井注采的要求,很好地解决了超浅层稠油水平井的开采难题,具有广阔的推广应用前景。

克拉玛依浅层稠油藏出砂规律及防砂技术

克拉玛依浅层稠油藏胶结疏松 ,油井易于出砂。对该油藏出砂原因、分布及规律进行了探讨 ,并对自1991年以来先后实施的绕丝管防砂、金属棉蠕动滤砂管等机械防砂及羟基铝、普通高温固砂剂、有机硅高温固砂剂等化学防砂措施 ,从现场应用效果、适用程度进行了分析总结。

大庆长垣及以东泉三、四段扶杨油层浅水湖泊-三角洲体系沉积特征

大庆长垣及以东泉三、四段扶杨油层沉积属浅水湖泊-三角洲体系,发育有浅水湖泊三角洲相和湖泊相。浅水湖泊三角洲相可划分三角洲分流平原和三角洲前缘两种亚相,三角洲分流平原亚相包含水上分流河道、天然堤、决口扇、泛滥平原泥等4种微相;三角洲前缘亚相包含水下分流河道、天然堤、决口扇、分流间湾泥、河口坝、前缘薄层砂等6种沉积微相。湖泊相可划分为滨湖亚相、浅湖亚相和还原湖,滨湖亚相包含泥滩、混合滩、砂滩等3种沉积微相;浅湖亚相包含浅湖砂坝、浅湖泥两种沉积微相。沉积微相以分流河道砂最为发育,是有利的储集层;由于泥质岩微相发育,常常包裹或覆盖分流河道砂、天然堤、决口扇、河口坝、薄层砂等砂体,形成良好的储盖组合,有利于形成岩性圈闭油气藏。认清沉积相的演化特点及砂体微相的分布规律,对于砂体预测、储量估算、寻找岩性圈闭油气藏等都具有重要的指导意义。

哈萨克斯坦S油田浅层水平井完井工艺

为了提高哈萨克斯坦S 油田单井产量,开展了水平井完井工艺研究.利用Joshi 公式计算不同水平井段长度下的油井产能变化趋势,优选了水平井段长度范围;利用出砂量、储层的声波时差数据、孔隙度等参数,综合评价了水平井井眼稳定性,认为S 油田水平井必须采用适度防砂工艺;通过分析储层温度、黏土含量等因素和现有水平井防砂完井方式现状,认为S油田水平井不适合采用化学防砂方法,只能采用割缝筛管防砂方法;结合S 油田代表性井的砂样粒度分布分析结果,对筛管缝宽进行优化设计,确定最终筛管缝宽值为0.6 mm.设计的水平井完井工艺在S 油田进行了4 口井的现场应用,其中S-431H 和S-432H 水平井产量达到垂直井的2.5-3 倍,S-614H 和S-615H 水平井产量达到同油田垂直井的8-10 倍,取得良好的增产效果.

鄂尔多斯盆地下寺湾油区延长组浅水三角洲沉积研究

鄂尔多斯盆地构造稳定,湖盆沉降速度缓慢,古地形平坦,气候干旱,湖泊面积相对较小,物源供给充足,在下寺湾油区形成了富有特色的浅水三角洲沉积。下寺湾油区浅水三角洲在骨架砂体类型、规模、形态等多方面与正常三角洲存在较大差别:平原相河道通过充填和频繁分叉汇合,向湖泊中心方向长距离推进;前缘广泛发育河道砂体,砂体呈带状分布,多个砂体垂向相互叠置,砂体厚度大,分布稳定;受可容纳空间限制和河道冲蚀作用,河口坝不发育;砂岩储层受河流控制作用明显,分叉与汇合现象普遍,砂体具有明显的方向性,砂体等厚图上呈朵状分布,砂体连通性较正常三角洲好。综合地形、气候、水动力条件等方面分析,确定了下寺湾油区各类砂体的成因及特征,并总结了下寺湾油区浅水三角洲沉积模式。

鄂尔多斯盆地红井子地区长9油层组层序分析与砂体预测

根据岩心观察、铸体薄片、岩石学特征、沉积构造、古生物标志、矿物学特征及地球化学分析成果的分布分析,结合测井解释成果对红井子地区长9油层组高分辨层序地层学及砂体平面展布特征行了系统研究。发现该区长9油层组时期为砂体具毯状展布特征的典型浅水三角洲沉积体系。高分辨率层序地层学研究发现,长9油层组可划分为上部长91和下部长92两个湖侵-湖退旋回,通过基准面旋回结构分析,将该地区长9油层组确定为1个大的区域性湖侵序列,2个次级的湖侵-湖退旋回,划分出1个长期旋回层序,2个对应于长91及长92油层的中期旋回层序,4个对应于小层的、包括湖侵和湖退沉积体系域在内的基准面升、降相域。同时建立了长9油层组等时地层格架,对小层砂体进行了的追踪对比和预测。

岔河集油田水下分流河道砂体特征及对开发的影响

通过对岔河集水下分流河道砂体的特征以及对开发的影响进行详细的分析和研究,根据钻遇砂体统计,岔河集油田水下分流河道砂体表现为纵向厚度小,河道宽度窄的特点,单砂体厚度集中分布在1~5 m之间,河道宽度普遍小于100 m。加密钻井能新增钻遇砂体和油砂体,砂体和油砂体的连通率也有所增加;但即使井距加密到100 m左右后,井网对砂体的控制程度仍然较低。大部分油砂体难以形成注采关系,表现为有采无注或有注无采;有注采关系的油砂体也以两点法和三点法注采系统为主,难以形成完善的注采井网系统。油井和水井的多向见效关系主要是由于合层开发造成的假象。由砂体特征影响而形成的剩余油类型主要为:现有井网没有控制的透镜状油砂体,有采无注弹性开发形成的剩余油,和水驱单向受效形成的剩余油等。

陈家庄油田配套试油技术及推广应用

针对陈家庄油田浅层、出砂、稠油油藏的特点 ,研究试验成功了适合本地区的配套试油工艺 ,包括深穿透射孔、抽汲求产落实液性、绕丝管挤压充填防砂、螺杆泵 +电热杆泵抽工艺。该工艺近两年来在本区及其它新区推广应用 ,取得了显著的经济效益。

胜利油田浅层稠油油水关系复杂井防砂技术研究

胜利油田浅层稠油油藏存在出砂严重、上下隔层较薄、断层发育以及油水关系复杂等缺点,无法落实勘探储量,严重制约着油藏的开发。针对浅层稠油油藏油水关系复杂井的地质特点,从出水原因分析和研究了适用的堵水防砂主导工艺技术,探索出该类油井防砂技术途径。经在东辛、陈庄等油田现场推广应用14井次,取得显著的防砂效果。

两个浅层气藏开发实践及开发效果的对比

孤岛、孤东浅层气藏是位于济阳坳陷沾化凹陷的两个地质条件类似的气藏 ,也是胜利油田最大的两个浅层气藏。本文简要介绍了这两个气藏的主要地质特征 ,论述了开发中的主要异同 ,并指出了浅层气藏开发中应该注意的一些问题。孤岛浅层气藏的主要做法是 :利用半报废的油井或注水井转为气井、高采气速度、后期防砂、开采末期进行了精细气藏描述。与地质条件相对较好的孤岛浅层气藏相比 ,孤东浅层气藏在气藏采收率、气井利用率等方面的整体开发效果得到了明显提高。分析其原因主要在于以下 6个方面 :1 地质基础工作扎实 ;2 气藏工程设计细致、求实 ;3 初期运用了先期防砂等新型采气工艺技术 ;4 中后期及时采用了经济、有效的排水采气等一系列措施 ;5 开发方案跟踪工作深入 ,不断进行调整挖潜 ;6

极浅层稠油油藏油砂特征及潜力评价

油砂和浅层稠油是具有超低开发成本的两类非常规资源,非常规与历次油价下跌密切相关,使得这类资源成为了全球瞩目的焦点.春风油田兼具地表油砂和浅层稠油两类非常规,但岩心在地表会呈现极松散的不成型油砂,使得一些基础常规实验无法测定,影响到进一步分析评估.因此,需要针对这类非常规资源进行一系列新实验,即在常规实验的基础上,增加热物性、高温相渗、核磁共振等专项实验,并与常规实验结果进行比较.热物性实验发现,储层内部灰质、泥质夹层导热性良好,反映热波及效率会较高.相渗实验发现,油砂的油水相渗Kro和Krw的终点间距较大,两相覆盖范围宽,束缚水饱和度低,且孔隙越均匀,油相相对渗透率就越大.实验还发现,热物性、相渗、阵列感应实验得到的不同参数,相互之间存在一定相关性.利用新的核磁共振方法,可直接得到束缚水饱和度,获取原始含油饱和度,进而求取驱油效率,大大简化实验步骤和测试项目.最后,通过驱油效率计算和潜力评价发现,虽然经过多轮次吞吐,油砂目前的平均含油饱和度仍然很高,反映了稠油储量动用程度低,仍有很大的开发潜力.

提高浅层稠油油藏开发效果

胜坨油田胜二区、胜三区东一段、东二段稠油油藏埋藏浅、岩性疏松、水敏严重。 1996年应用PS地层防砂技术 ,螺杆泵、螺杆泵加电加热杆采油工艺 ,依靠油藏天然能量开采了该油藏 ,原油产量迅速上升。 1996年产油 876 3t,1997年产油 5 .7× 10 4 t,1998年产油 12 .8× 10 4 t。 1999年控水稳油取得阶段成果 ,自然递减控制在 17.6 % ,综合含水降至 48.4%。根据测井划分的沉积相确定防砂工艺 ,也取得了初步成果。

北三台凸起浅层油气特征分析及勘探有利区

北三台凸起浅层(古近系、新近系)录井、测井及试油资料揭示,北三台凸起的东部古近系主要为油气显示井及没有工业油流的稠油井,测井表明东部含油砂具有油层的特征,近源的西部只有北27、西泉4和西泉011三口井见到了油气显示;沉积相为冲积扇,砂体沉积后发育了一大套水进的厚层泥岩,为圈闭的形成提供了良好的条件;放射性五参数综合评价表明,北27井区上、下倾方是油气的有利区,但上倾显示微弱,下倾方向为有利区。北三台凸起西部下倾方勘探时一定要兼探深层,降低勘探风险。

复合型花状构造油气富集规律——以渤海海域蓬莱C构造为例

渤海海域渤东凹陷南洼凹陷区蓬莱C构造是以明化镇组为主要目的层系的复合型花状构造,油气富集规律不明确导致潜力砂体勘探效果存在差异.根据复合型花状构造形成机制,以断裂研究为中心,运用相干切片、油源对比、断—砂耦合面积计算等方法,分析蓬莱C构造砂体油气富集规律.结果表明,该构造受控于郯庐断裂带新构造运动,晚期走滑挤压强度较小,造成早期派生断层再次活动及地层产状变化,"花心"部位易发育双/多断型砂体;根据断—砂耦合油气丰度半定量预测模板,认为双/多断型砂体是油气高丰度区;沙河街组有机质形成环境与类型较好,为主力烃源岩,不同烃源岩层系对砂体含油丰度影响较小;在成藏条件配置关系基础上,预测蓬莱C构造切入沙河街组烃源岩的断层附近位于"花心"部位的浅层砂体为油气富集区,砂体高部位断—砂耦合程度对油气运聚具有积极意义.

浅水三角洲前缘砂体沉积及渗流特征精细表征——以松辽盆地大庆长垣杏树岗油田为例

针对目前相渗研究与砂体沉积特征结合程度较低的问题,综合利用连续取心井的岩心、测井资料、油藏条件下的相渗测试数据、粒度分析、扫描电镜以及压汞数据,对松辽盆地大庆长垣浅水三角洲前缘亚相中分流河道微相及席状砂微相的沉积及渗流特征进行研究,分析了油水两相流的相对渗透率在分流河道垂向上的变化,以及在席状砂外缘、中部和内缘位置的差异。控制分流河道砂体和席状砂开发程度的因素分别为垂向上的水油流度差异和平面渗流能力的非均质性。浅水三角洲分流河道主体垂向上的相渗形态变化不大,但水油流度差异使底部更易水淹,是造成井间剩余油形成的主要因素;席状砂沉积特征的平面差异使注入水更易沿外缘推进,是造成内缘及中部的储量动用程度低的主要因素。