多层合采气藏层间动用差异及其主控因素研究

以靖边气田A井区为例,利用钻井及生产动态资料,通过地质储量、动储量、泄流半径、动静储量比计算与分析,详细剖析了多层合采气藏层间动用差异及其主控因素。研究表明:靖边气田多层合采条件下层间动用极不均衡,小层动静储量比最小6.8%、最大79.8%,差异较大;气藏呈现一高多低的动用格局,马五13动用突出,其它小层动用普遍较低;相关性分析表明,层间动用差异受控于储层物性,尤其是渗透率,且小层动静储量比与渗透率呈指数密切相关。

Y_(412)型原棉测水仪层间测试差异的研究

Ｙ４１２型原棉测水仪层间测试差异的研究＊ＳｔｕｄｙｏｎｔｈｅＤｉｆｅｒｅｎｃｅｏｆＤｅｔｅｒｍｉｎａｔｉｏｎｂｙＤｉｆｅｒｅｎｔＧｒａｄｅｓｏｆＹ４１２ＴｙｐｅＲａｗＣｏｔｏｎＭｏｉｓｔｕｒｅＭｅｔｅｒ吴从通安徽财贸学院棉花工程系蚌埠２３３０４１Ｙ...

水驱稠油降黏驱对层间差异储层动用规律研究

针对水驱油藏降黏驱过程中储层原油动用规律不清晰的问题,采用多功能岩心实验装置和CT扫描仪,进行了层间渗透率差异储层的剩余油水驱转降黏驱的物理模拟实验。结果表明:层间渗透率差异储层采收率随渗透率的提高而提高,渗透率的提高更有利于高渗储层动用率的提高。层间渗透率差异储层模型均主要动用高渗透层原油,高渗透层原油动用率较高。渗透率差小的层间渗透率差异模型,上下层采出率差距较小;随渗透率差的增大,上下层采出率差距增大。研究结果可为水驱稠油油藏降黏驱剩余油的挖潜和采收率标定提供借鉴。

3D NAND闪存的层间差异特性的研究

3D堆叠技术的引入大幅提升了与非型闪存(NAND flash)存储容量,但由于制程工艺的影响,导致不同层的存储单元会出现差异,而且随着堆叠层数的增加,不同层的存储单元的特性差异将更加明显。为了研究制程差异对闪存层间性能的影响,通过硬件设备对闪存芯片特性进行实测,得到了不同层的存储单元在不同噪声下的原始误码率和阈值电压分布关系。实验结果显示,随着编程/擦除次数的增加和数据保持时间的增长,不同层的存储单元的性能差异将更加明显,需要借助先进的信道检测技术来改善存储性能。

差异层速度分析在台格庙地区的应用

已有的资料显示,台格庙地区上古生界地层具有较好储气潜力,根据差异层速度分析(DIVA)对含气地层较为敏感的特点,对区内储层作了预测。先利用地质和测井资料确定出用于DIVA分析的背景层速度,然后利用逆Dix公式预测出底界面地层均方根速度,再沿每一条地震测线方向和整个工区平面,作实际地层底界面均方根速度与预测底界面均方根速度的差值,进而在工区内预测岩性和储集体的横向展布范围。

开发后期储层孔喉半径变化规律研究及治理对策

不同沉积相带在注水开发过程中的吸水规律不同,水驱油藏随着注水对储层不断的冲刷改造,储层物性好的沉积相带受注入水改造作用更加明显,导致注水井层间差异逐渐加大。针对开发后期日益加剧的层间矛盾,封堵大孔道强吸水层,启动弱、未动用层,成为开发后期提高注水波及体积,实现层间产量接替的必然选择。由于对强吸水层的大孔道缺乏定量认识,影响了调驱的效果。文中通过油藏渗流规律研究,提出利用注采井组之间的调配见效时间来计算开发后期强吸水储层的孔喉半径,并提供了高渗透条带突进流量的计算方法,对封堵强吸水层提供了理论依据。

临汾地区煤层气井产层组合方式对产能的影响研究

分析了临汾地区5#、8#、9#煤层在不同组合方式下的气井排采效果,得出了合采5#+8#或5#+9#煤层组合的气井产能优于单采5#煤层及合采5#+8#+9#或5#+砂岩层+9#煤层组合的气井产能,并依据现场测试数据及理论计算,深入研究了产层间地质条件差异对煤层气井产气效果的影响,结果表明:层间水文地质条件、压力系统及渗透性、含气性及胶结程度、总资源量的差异是引起煤层气井产能好坏的主要原因。

多油层油藏均衡开采影响因素分析

不均衡开采是多油层油藏开发存在的主要问题。基于油藏渗流模型和井筒流动模型,根据压力的连续性条件,建立了多油层油藏￣井筒流动耦合的半解析模型,给出了多层合采直井的产液剖面和压力剖面计算方法,定量计算并分析了井筒压力损失、层间渗透率差异、原油黏度差异、压力差异和层间距离对多层合采直井均衡开采的影响。结果表明:层间压力差异对多油层油藏直井均衡开采的影响最大,在其他参数相同的条件下,层位地层压力越大,相应产量越高,当合采油层间的压力差异大于生产压差时,有可能出现窜流;层间渗透率差异影响次之,在其他参数相同的条件下,各层段的产液量只与层位间的渗透率比值有关,而与渗透率的具体大小无关;层间原油黏度差异相对较小,井筒压力损失的影响可以忽略。该研究对多油层油藏的开发效果预测以及完井方案优化设计具有指导意义。

用最优分割法求取储层厚度

本文介绍了一种用计算机自动追踪储层顶底界，进而求取储层厚度的方法，经实际钻井资料与地震资料验证，效果很好。

双河油田Ⅳ5-11层系化学封堵工艺研究与应用

双河油田古近系核桃园组三段四亚段第5小层到第11小层（即Ⅳ5-11层系）化学封堵成功率低，分析其原因主要是油层物性好、层段多、厚度大、层间差异大、亏空严重，堵剂难以在纵向上均匀注入，平面上难以在近井地带有效驻留。应用分段、多段塞、快速促凝、间歇注入等工艺技术，改善纵向吸液剖面，堵剂在地层快速稠化，增强堵剂在近井地带的驻留性，实现有效封堵。现场应用8口井封堵全部合格。该工艺能有效提高封堵一次成功率，对同类油水井的化学封堵具有一定的借鉴意义。

适用于不同压力体系储层的分层完井技术

针对四川盆地纵向上存在多个油气储层,且不同储层间压力系数差异较大,天然气井完井难度大的问题,采用分层完井方式以提高气藏采收率、减少钻井投资。运用程序分析方法辨析该类井的完井作业难点,对影响分层完井方式的关键环节—井控安全、完井管柱和增产改造进行研究,并初步应用于现场作业。研究表明,采用分层完井能够更有效地提高该类气井的开采效率,但仍需进一步优化管柱结构,减小储层伤害,达到更好地恢复生产的目的。

注水井分层水咀调配思路

分层注水是油田缓解层间矛盾、提高油田采收率的一个重要措施。中原油田采油三厂多数井下分注井的层段性质分布不均,主要是层间差异突出,同一层内还受层内矛盾、平面矛盾影响,注好水、注够水很难掌握,故注水井的分层水咀选择对水井能否有效注水、保持地层压力尤显重要。文章通过对强吸水层及弱吸水层的稳定特性分析,找出了如何在同一注水压力下,高效可靠选择分层水咀以达到地质要求的调配方法。

砂泥岩互层水力压裂裂缝穿层扩展影响因素数值模拟

砂泥岩互层储集层压裂改造难度大,研究水力压裂裂缝穿层扩展影响因素有利于优化施工参数,提高储集层纵向动用程度。水力压裂裂缝穿层扩展主要受层间岩石力学和地层应力差异及工程参数的影响,利用ABAQUS软件嵌入水力压裂裂缝与层界面的内聚力单元,研究压裂液排量、压裂液黏度、泥岩与砂岩弹性模量之比、抗拉强度和地层应力差对裂缝垂向扩展的影响。结果表明:界面裂缝阻碍主裂缝穿层扩展,但有利于降低水力压裂裂缝延伸压力,促进缝网的形成;压裂液高排量和低黏度可促进裂缝穿层扩展,也会加快界面裂缝的开启;当泥岩与砂岩弹性模量之比小于0.6时,泥岩隔层的遮挡作用明显,水力压裂裂缝主要以“工”字型为主,穿层能力较弱;地层应力差大于泥岩与砂岩抗拉强度之差时,裂缝的垂向扩展能力较强,可作为水力压裂裂缝穿层的初步判断条件。

多层非均质油藏井网调整技术与应用

在低油价的形势下,要把效益理念转化为行动,充分利用油气田经济评价系统到地质分析工作中,将勘探开发数据和财务紧密结合,尽可能实现产量最经济、成本最优化、效益最大化的目标。减少多油层非均质油藏层间差异,强化差层的充分动用,能进一步改善开发效果。保持完善的注采井网,是高含水后期油藏实现稳定开发的基础。

疏松砂岩油藏大孔道形成机理与预测

疏松砂岩油藏开发过程中,易形成大孔道,导致注水无效循环,降低注水开发效果。进行大孔道形成机理与预测的研究,有助于指导疏松砂岩油藏大孔道治理,改善开发效果。结合室内实验结果和矿场生产资料,分析了大孔道形成的地质条件、流体条件和开发因素。采用数值模拟方法,研究了地层韵律性、层间渗透率差异倍数、油水密度差、油水粘度比、采液速度等对大孔道形成的影响。经对比分析,建立了综合系数与油藏形成大孔道之间的变化关系,指出可采用综合系数来预测大孔道的形成,并给出了正韵律、反韵律油藏大孔道形成时该值的界限。以孤东油田七区西Ng63+4油藏为例,利用综合系数判断了大孔道的形成,结果与多种测试分析资料吻合程度较高。

尚、林油田防砂工艺改进与应用

尚南、林樊家油田属于胶结疏松的常规稠油出砂油藏,油层埋藏浅,出砂严重。由于层间差异较大,层间干扰严重,各层储量动用不均,为此对油水井防砂工艺进行了改进,创新应用了挤注工具、封上防下及胶筒式防砂工具,实现了油井分层改造、分层防砂和水井分层注水的目的,提高了储层动用程度。

温米油田低含水期开发对策研究

通过总结温米油田低含水期的开采特征,认为注采井网完善程度是造成油井受效程度差异大的主要因素,水驱方向和驱替强度方向性差异是造成不同含水上升类型的基本原因,注水结构调整是改善层间开采差异的主要手段。

高含水期断块油藏井组注采关系优化策略

复杂断块油田由于断层的影响,造成砂体连通性差。复油田开发的后期,由于地应力不均和开采时间长,造成井组井况损坏严重,加剧了注采矛盾,影响了注采效果。油田已整体进入高含水开发阶段,由于油藏受“三高”(高温、高压、高矿化度)的限制,以水井为中心的井组层间精细注采调整,将成为挖掘剩余油重要手段。

笼统注水对调整井钻井安全的影响

调整井是老油田稳产、提高采收率的重要手段,但长期注水导致地层压力紊乱使调整井钻井过程中井涌、溢流经常发生。以渤海某油田为例,通过建立油藏模型,采用数值模拟方法对垂向上存在渗透率差异的相邻两层进行笼统注水开发模拟,分析注水井注水和停注过程对调整井区域地层压力随时间的变化规律。研究结果表明:渗透率差异地层笼统注水使两层间始终存在压差,停注后一段时间内压差不会消失且足以导致钻井期间井涌发生,这是导致调整井钻井过程中多种复杂发生的重要因素。针对研究结果,提出调整井钻井前运用数值模拟方法对笼统注水开发存在层间渗透率差异区域进行压力预测的方法,并提出精细注水及调整井钻井时注水井停注时间的建议,以期对水驱老油田调整井钻井安全提供参考。