高含水期潜力层分布及地质特征

本文在对储层、隔层深入研究的基础上,运用沉积理论分析了河流-三角洲沉积砂体的平面非均质特点,总结出高含水期潜力层分布的沉积特征及5种沉积模式。

潜力层补孔改善开发效果

经过24年的持续开发,双河油田V油组已进入特高含水开发期(综合含水已高达92%),产量低、含水高的低产低效井逐年增加.

注硼中子寿命测井在现河油田潜力层识别中的应用

胜利油田现河采油厂管理的油田 ,由于断块小、地质条件复杂、储层发育和地层水矿化度低等原因 ,只开发 30多年含水率就上升很快。采用注硼中子寿命测井监测油层含水饱和度 ,并结合其它资料综合分析 ,提高了识别潜力层的准确性 ,找到了潜力层 ,增加了油产量 ,降低了含水率。总结出了一套较好的潜力层识别方法 。

锦16块高含水期潜力层注水研究与实践

面对注水砂岩油藏特高含水期剩余油分布极为零散,挖潜难度加大,注采矛盾日益突出,注水开发效果变差等问题,文章从锦16块典型的欢西油田高效注水开发区分析研究入手,转变注水开发思路,由全面注水向优化部位注水,由多层注水向主力层段注水,提出并开展了"潜力层注水"研究,取得了较好的效果。

Y油田Ⅲ区块高含水期剩余油分布规律及潜力层挖掘

Y油田是一个典型的受构造和岩性双重控制的油田,储层物性条件差,油层分布范围小且不稳定。目前大部分区块已进入高含水期,经过多年的注水开发已使其地质特征,油、水分布状况等多方面发生了变化;再加上井网不完善、注采关系复杂等因素造成水淹层解释难度大、剩余油分布不清楚。本文以Ⅲ区块为例,根据测井资料、岩心分析、生产动态等资料并结合生产测井吸水和产液两个剖面资料,从纵向和横向上认识了剩余油分布规律并进行了潜力层挖掘,改善了Y油田的开发效果,为Y油田的进一步挖潜增产提供有力的技术支持。

定向井技术在九区潜力层构建新井网中的应用

克拉玛依油田九区稠油油藏纵向上发育多套油层,主力油层齐古组注蒸汽吞吐、汽驱开发25年之后,已进入产量递减期。为了确保九区持续稳产,利用定向井技术结合直井,再建了一套开发克拉玛依组油藏的新井网,成功解决了地面井位难以确定的问题。定向井与直井的结合应用,保证了老区潜力层设计井网的实施和开发井网的完整性,实现了同时开发齐古组和克拉玛依组两套油层的目标。

吐哈油田老井挖潜解放潜力层

吐哈鄯善采油厂丘东工区丘东31井在西山窑组老井复试中,日产天然气1.3万立方米,原油1.3吨。今年年初以来,技术人员集中精力开展丘东、温2等相邻区块西山窑组的老井复查工作,一方面深化地质认识,开展区块地层对比,寻找标志层和精细完善砂组划分,明确纵向上地层水的变化规律。另一方面完善解释图版,深化老井精细解释,开展油藏分析。

PNN测井俘获潜力层

大港油田测试公司技术人员于去年12月25日对高含水井官66—44井进行PNN测井，通过射孔上措施，使得该井日增油21．7吨，截至今年2月22日已经累计增油1893.6吨。

锦16块特高含水期“潜力层”注水技术

针对注水砂岩油藏特高含水期剩余油分布极为零散,挖潜难度加大,注多采少矛盾日益突出,注水开发效果逐渐变差等一系列问题,本文从16块这一典型的欢西油田高效注水开发区分析研究入手,转变注水开发思路,由全面注水向优化部位注水,由多层注水向主力层段注水,提出并开展了"潜力层注水"研究,取得了较好的效果。

倍增CO_2分压对水稻和矶子草冠层光合潜力的影响

倍增CO2 分压增高水稻的光饱和光合速率、表观量子产率和光能转换效率 ,而在倍增CO2 分压下矶子草的相关光合参数降低 ,既水稻对高CO2 分压表现为正响应 ,而矶子草在高CO2 下光合作用下调。在倍增CO2 分压下 ,水稻的Rubisco羧化速率和氧化速率均见增高 ,而矶子草在高CO2 分压下 ,Rubisco羧化速率降低 ,而氧化速率略见增高。倍增CO2 分压并不明显改变水稻的不包括光呼吸的CO2 补偿点Γ ,但矶子草Γ 略见增高。在高CO2 分压下可能改变矶子草Rubisco生化特性。倍增CO2 分压降低两种供试植物的光下呼吸速率。水稻在倍增CO2 分压下其Rubisco最大羧化速率 (Vcmax)和最大电子传递速率 (Jmax)分别增高 9 3%和 2 0 7% ,而矶子草在高CO2 分压下则分别降低 5 7%和 3%。在倍增CO2 分压下水稻的净光合量增高约 5 % ,而矶子草则降低 13% ,植物种的不同特性可能影响植物在倍增CO2 下的碳积累。随着全球气候变化和大气CO2 分压增高 ,将有利于发挥水稻高光合产率的优势 ,由于矶子草在高CO2 分压下碳积累减少 ,从而可能限制其生长。大气CO2

胜坨油田特高含水期油层层内潜力研究及挖潜措施

胜坨油田历经三十多年的开发已进入特高含水开发期 ,平面层间高度水淹 ,层内油层底部水窜严重。为挖掘油层层内剩余油潜力 ,运用精细油藏描述技术 ,对胜坨油田各种沉积类型剩余油分布特点进行了综合研究 ,进一步认识了油层层内厚油层剩余油分布规律 ;利用超细水泥堵炮眼工艺进行层内挖潜 ,取得了明显的增油降水效果 ,改善了特高含水期厚油层开发效果。层内挖潜是提高油田最终采收率的有效途径。

赤水地区二、三叠系潜力井层分析

赤水地区纵向上在二、三叠系碳酸盐岩中发现8个产气层,2个含气层。在这些产气层中,不同产气层地质储量和产气能力都不尽相同,主要产层有3个,即P2m3、T1j2-1-T1j1和T1j5-1;同一产气层或含气层在同一构造以及不同构造中,其地质储量及产气能力亦不尽相同。基于这样的地质特征,在赤水地区进行老井挖潜,就有必要落实到单井单层上做工作,尽可能做到不漏掉一个可能的潜在气藏。本文在对二叠系中统潜力层、三叠系飞仙关组潜力层各井的挖潜潜力作了详尽分析的基础上,提出下步挖潜目标及井位。

王官屯沙河街组沙三3低品层潜力分析

针对王官屯油田沙河街组沙三3储层低孔低渗特征和薄差低干等低品层开发后期面临低产能、低采出、油藏潜力无法全部释放的开发难题,利用试油、试采、投产资料,分析典型井油层、差油层、干层、水层测井响应特征,优选出低品层的测井曲线,建立了低品层精细油水层识别图版2个,划分油层界限,通过油水层图版识别低品层潜力井层,并用潜力井加以验证。结果表明,该区优选措施潜力井符合率极高为92.8%,验证井的数据均落入油层界限上,与试油结论相符。该研究表明挖掘低品层潜力工作,对油藏稳产开发做出很大贡献。

胜坨油田潜力韵律层综合挖潜配套技术研究

胜坨油田自1964年投入开发以来，随着采出程度的不断提高，剩余油分布越来越零散，潜力认识及措施挖潜的难度越来越大。针对胜坨油田韵律层地质特点，经过多年的反复实践和总结，逐步形成了从储层研究、剩余油定量描述、井网调整、注采工艺配套等韵律层挖潜综合配套技术，并取得了很好的开发效果。

七厂葡南油田葡46区块潜力层分析

大庆外围油田已开发的低渗透油气田储量约5.65亿吨,共有油水井23800多口,是油田实现4000万吨稳产的重要接替区块,主要分布在裂缝不发育的扶杨油层,其埋藏物性已远远低于油田开发的三类储层标准。由于其低孔、低渗、低丰度、低流度的特点,压裂增产效果差、有效期短,注水开发难以建立有效驱动,经济效益差。低渗透油田储量要通过压裂才能得到有效动用。长垣油田纵向分布上百个油层,具有小层多、岩性复杂、储层以及隔层薄等特点,分层压裂难度进一步增大,储层动用难度越来越大。目前外围油田的剩余油分布越来越分散。而且外围油田压裂井选井选层的难度越来越大,压裂井条件越来越差。压裂井中二、三类区块的井数比例增大。压裂井中注水受效程度越来越低。重复压裂井数越来越多。

萨中油田超短半径水平井潜力井层的判定方法探讨

结合数值模拟研究成果和实际开发状况分析结果,以剩余油分布规律研究为基础,充分考虑油层砂体的发育及规模状况、开发井网的注采关系完善程度及油层的整体经济效益等因素,确定超短半径水平井潜力井层的判定原则。应用数值模拟软件和多元回归分析得到了计算注水正韵律油层10年累积产油量的多元相关公式,并对水平井10年累产油影响因素进行敏感性分析,确定了有效厚度、油水井距、剩余油饱和度、无因次距顶厚度等各参数的界限。实施的2口侧钻短半径水平井均获得较好的开采效果,综合含水下降幅度超过20%,32mon生产期累计增油1600t。

采用配套技术挖掘油田长关井潜力

小断块油田进入开发中后期后 ,大量的油水井因各种原因而长期关停。采用综合配套技术挖掘长关井的潜力 ,可以改善油田开发效果。对临盘油田长关井的原因进行了调查、分析和分类 ,从中优选出潜力井 ,实施了配套扶井技术 ,使其重新恢复了生产。扶长关井措施成功率达 89.1%。

子洲气田山2层老井重复改造技术研究

鄂尔多斯盆地致密油气资源丰富,但目前子洲气田已逐步进入稳产后期,低产低效井比例逐年增加,为提高单井产量,弥补递减产能,选取部分主力层砂体发育,储层物性好,与邻井储层物性相似,但生产动态较邻井差的老井开展重复压裂改造。

羊二庄油田二断块NgI3小层低阻油层识别

在精细地层对比的基础上 ,细分目的层段。利用 40多口井的测井数据 ,建立了纯水层以及NgI3潜力层的“RT -RXO”与“RT -AC”关系图版 ,消除了钻井液侵入对冲洗带电阻率和地层电阻率的影响 ,并以此为油层复查的标准 ,识别出 3个潜力层。经补孔证实 ,消除钻井液侵入的影响可以识别出电阻率值在 3Ω·m以上的薄油层。

热中子成像(TNIS)测井在低矿化度储层中适用性研究

华北油田冀中地区大部分油藏地层水矿化度低,储层物性差异大,给剩余油饱和度测井和解释评价带来困难。利用蒙特卡罗模拟方法模拟低矿化度、不同孔隙度、不同含油饱和度储层情况下,TNIS(Thermal Neutron Imaging System)近探测器记录的热中子时间谱。通过对不同模拟条件下热中子俘获截面、计数率截止时间差值分析研究认为,不同含油饱和度的计数率截止时间相对变化率均明显高于俘获截面相对变化率,TNIS测井利用热中子计数率成像可以辅助俘获成像在低矿化度、低孔隙度储层更好地分析油水关系。在低矿化度、低孔隙度储层,TNIS测井比PNN测井油水识别能力更强;采用改进的—Σ交会图法计算饱和度,通过分别确定经孔隙度校正后的纯水线和纯烃线,并对Σma进行泥质校正,运用内插法计算含水饱和度。该解释方法排除了泥质含量及孔隙度对测量值的影响,经过孔隙度校正扩大了孔隙流体的信息,提高了在低矿化度、非均质储层的饱和度计算精度。20井次的TNIS测井实例表明,TNIS测井适用于低矿化度储层的剩余油饱和度评价,在识别完井遗漏的潜力层、低电阻率油层、水淹层方面取得了良好效果。采油厂根据资料进行卡层、补孔作业见到明显的增油效果。