鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏开发参数

鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏为低渗透油藏,常规开发指标计算方法并不利于油田进行油藏地质研究、开发政策制定与成本控制。对延长油田双河西区块长6油藏产量递减规律、水驱储量动用程度、注采比、含水率、注水利用状况及采收率进行分析。结果表明:双河西区块长6油藏产量递减规律为双曲递减模式;区块注水开发潜力较大,目前该区块水驱储量控制程度为74.54%,水驱储量动用程度为36.94%,注采连通率为27.27%;合理注采比约为2.5,随着采出程度增加,含水率上升速度先增大,后有所减小;根据存水率、耗水指数及水驱指数可知,开发后期,区块注水开发效果逐渐变好,最终采收率增加,研究区在开发过程中含水上升率应尽量小于6.1%,地层合理压力应大于9.1 MPa,在该开发条件下,研究区最终采收率约为23%。

延安地区长6油层裂缝特征及对注水开发影响

通过露头、岩芯、显微薄片多尺度裂缝描述及应用古地磁、地层倾角测井等裂缝检测方法,并结合注水开发动态分析,对鄂尔多斯盆地延安地区长6油层储层裂缝特征及其注水开发影响进行系统研究。研究表明:长6储层显裂缝主要以EW为主,次为SN向,局部发育NE及NW向裂缝;微裂缝由构造缝及成岩缝组成,近平行于大裂缝方向发育;在最大主应力方向为NE80°的现今应力场背景下,外力诱导致使东西向裂缝优先开启和连通,油井受效明显,含水上升快且易产生水淹,近南北向裂缝处于挤压闭合状况,裂缝孤立、连通性差,油井见效缓慢。采取适应性较好的菱形反9点注采井网形式以及不压裂投注、注水井组不同方向生产井采取不同的压裂参数等技术方法是改善裂缝向特低渗储层注水开发效果的关键。

分层注水技术在长6油藏开发中的应用

长6油藏在不同方向的物性差异、层间矛盾、层内矛盾十分突出,在注水过程中的单层突进和舌进现象十分明显,导致注入水推进不均匀.为了解决这些问题,改善吸水剖面,稳定油井产量,在长6油藏采取了进行分层注水措施.应用结果表明,分层注水可使长6油藏吸水剖面明显改善,吸水状况良好,有效地解决了剖面上吸水差异.同时分层注水可使长6油藏对应油层得到充分的能量补充,对应油井逐渐收效.

甘谷驿油田长6油层裂缝特征及对注水开发的影响

甘谷驿油田长6油层为低孔、特低渗透细喉型碎屑岩储层。根据地面相似露头裂缝观测、岩心裂缝描述、镜下薄片裂缝观测、地层倾角裂缝解释及注水开发生产动态表明,长6油层是地面以东西和南北向宏观构造裂缝发育为主、地下主要以东西向为主的微裂缝。这种裂缝在地下大部分呈孤立、闭合状,在现今北东向80°的最大水平主应力背景下,油井压裂投产使东西向微裂缝连通并优先开启,其次为北西向裂缝。南北向微裂缝始终处于挤压状态而闭合,因此,造成油田注水开发注入水沿东西向裂缝油井水串,南北向油井见效差。

广6注水系统注入水防垢机理的研究与应用

广6注入水系统注入水结垢的主要原因是地层产出水中含有大量的成垢离子,加上水中含泥砂太多,在生产过程中,地层水从地层到地面温度和压力都下降,使地层水的溶解平衡被破坏,原来饱和的地层水为达到新的平衡而结晶,析出后与地层中的泥沙一起沉积在管壁上。针对这种情况,采取控制PH值、去除溶解气、进行水的软化处理等方法进行防垢,效果较好。在广6注水系统投加缓蚀阻垢剂DF-3(浓度为30mg/l),其缓蚀率为91.2%,阻垢率为97.8%。

延长油田YZZ油区长6油藏调整治理研究

针对延长油田YZZ油区存在的平面产液结构不均衡,纵向上水驱动用程度低等问题,首先在平面上通过细分注水单元、差异化注水,均衡补充地层能量;然后在剖面上对不吸水或压高注不进的注水井实施措施增注,有效提高水驱动用程度;再对地层能量得到恢复的区域,进行油井重复压裂,提高单井产能。矿场应用结果表明:运用该方法可改善注水开发效果,降低自然递减率,达到了稳产增产的目标,为低渗透长6油藏注水开发提供宝贵经验。

黄陵地区S区块长6注水开发动态分析

黄陵地区S区块长6油藏储层低孔低渗透,油水同层较多,无明显油水边界,开发初期油藏高含水期,产量低、递减快、油井含水上升快,导致油井稳产难度加大,因此,对该油藏进行开发动态分析十分必要。采用注水参数运行、注水方式、存水率变化、水驱效果等方面评价指标进行动态开发分析,发现该区块水井利用率低,注水强度小;注水方式采用超前温和注水;注采比较低,需要加强注水;存水率随着采出程度增大而增大,需加强注水;长6水驱控制平均值为24.74%。

水辅助注塑尼龙6制品的结晶行为研究

利用差示扫描量热法(DSC)对水辅助注塑尼龙6(PA6)制品靠近注水喷嘴(P1)位置和远离注水喷嘴(P2)位置的表层、中芯层和水道层的结晶行为进行了研究,并初步探讨了高压水对PA6制品结晶行为的影响。结果表明:对于P1和P2位置,表层与水道层的结晶度均低于中芯层的结晶度;P1位置表层与水道层结晶度均低于P2位置同层的结晶度;P1位置中芯层结晶度高于P2位置中芯层的结晶度;高压水的冷却作用会降低水道层熔体的结晶度并促使水道层形成较小的晶体。

工艺参数对聚丙烯/聚酰胺6共混材料WAIM管件性能及微观形态的影响

基于自行搭建的水辅助注射成型(WAIM)实验平台对聚丙烯/聚酰胺6(PP/PA6)共混材料进行WAIM实验,探究工艺参数对PP/PA6共混材料的WAIM管件的残余壁厚、表观质量及力学性能的影响,并进行了微观形态观测。结果表明,随着熔体温度、模具温度和注水压力的增加,塑件残余壁厚逐渐减小;随着注水延迟时间的增加,塑件残余壁厚逐渐增大;随着模具温度、注水延迟时间的增加,管件拉伸强度逐步增大;随着熔体温度、注水压力的增大,管件拉伸强度逐步减小;工艺参数通过温度场的变化影响熔体的成核和晶体长大从而影响结晶度,结晶度越高,管件的拉伸强度越高。

渤海稠油底水油藏精细定量注水研究——以秦皇岛32-6油田西区为例

渤海稠油底水油藏注水开发过程中如何优化注水和提高注水效率是一直面临的问题。通过设计恒压注水装置,对注入水在不同注入条件下的流动形态及样式进行了室内实验。根据注入水流动形态,应用渗流力学基本原理,结合重力作用研究了稠油底水油藏注水波及系数、注水强度、注采比及井距之间的关系,建立了注采比与波及系数、注水强度与波及系数理论图版。根据理论图版,参考地层破裂压力及工程因素,提出了秦皇岛32-6油田西区底水油藏注水定量优化调整的技术界限。应用该技术界限对秦皇岛32-6油田F8注采井组进行了增注先导试验,调整后单井增油量达到10 m3/d,且日产液缓慢增加,有效减缓了底水油藏的产量递减,为秦皇岛32-6油田西区稠油底水油藏的综合调整方案提供了技术保障。

五里湾长6油藏开发技术政策研究

五里湾油田于1996年试采评价长6油藏,1998年逐步规模开发,2002年建成年产油60×10^(4)t以上的整装油田。伴随时间推移、采出程度提升,含水上升逐步加剧,2014年油田含水突破60%、步入高含水开发阶段,目前综合含水达到76.6%,新的接替层系探查和开发技术政策方案制定是现阶段工作方向之一。近年在区块勘探发现长6_(3)层系有可动用潜力,但其渗透率1.28×10^(-3)μm^(2),属特低渗透储层,且受限于区块分布规模相对较小,开发难度进一步提升,研究商定采取菱形反九点注采井网、行间距220 m、排间距220 m,实施超前注水开发,但是超前注水量、油井改造参数、投产后注采政策等不明确;本文根据先期井组试采效果,从超前注水量、油井改造参数以及投产后注水政策方面开展分析,并形成区块后期开发初步方案。

秦皇岛32-6稠油油田注水效果分析

秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域,油田构造幅度较为平缓,储层为复杂河流相沉积,油藏埋深浅,油质稠,油水关系复杂,投产初期生产状况差,基本没有无水采油期。在没有海上同类油田注水经验可借鉴的情况下,针对油田地质油藏特征和生产动态特点对秦皇岛32-6油田实施了注水开发。注水井选择原则为静态上考虑砂体展布及水驱程度,动态上考虑地层压降及转注井生产状况,用低效井替代设计注水井;注水模式为“早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡”。秦皇岛32-6油田实施注水后取得了很好的开发效果。

吴410区长6油藏开发特征及储层攻关技术对策

针对吴410区长6油藏投入开发以来,开发初期表现出的单井产量递减快、产能低、水驱效果差等问题,通过近几年现场攻关试验,主要从油藏动态监测方法、井网适应性研究等方面认识油藏,形成了一套有效开发超低渗透油田的主要技术对策,对改善同类油田的开发效果具有借鉴意义。

姚店油田石40区块长6油藏注水开发对策研究

随着开发程度的不断深入,延长油田大部分区块进入开发中后期,油田含水率上升、单井产量下降,开发矛盾日益突出。通过开展精细地质、油藏工程研究,充分利用研究区钻井、测井、录井、分析化验等资料,认清研究区长6储层砂体展布、储层物性分布、平面连通性、非均值性等特征,落实剩余油分布特征,针对目前注水开发存在的局部高含水,注水对应性差等主要问题,结合合理开发技术政策研究,提出整体优化方案,保障该区的高效开发、可持续开发。

中含水期海上油田注水井调剖研究

从调剖堵水角度出发,针对埕岛油田的地层条件及海上环保要求,按照PI决策理论,研究了适合于埕岛油田的调剖剂及过顶替液的剂型、配方和用量,最终调剖剂优选为冻胶型堵剂中的酚醛树脂冻胶,高粘聚合物溶液为过顶替液。按照堵剂的套圈式封堵、选择性注入和过顶替的原则,对埕北11E-6井等4口水井进行了调剖堵水试验。施工前后的井口压降曲线、指示曲线和吸水剖面均有成功的变化,周围10口受效油井含水均不同程度的降低,这不仅对埕岛油田的控水稳油是有益的探索,而且对其他早期注水开发油田也具有借鉴意义。

陕北旦八油区注水井堵塞原因分析及治理措施

为了解决旦八油区长6储层部分注水井注水压力高、注水不够的问题,通过对该储层注入水和地层水水质分析,研究注入水与地层水配伍性及固相颗粒和乳化油对储层渗透率的伤害,分析注水井堵塞原因,提出负压返吐的解堵方法并进行室内研究与现场试验。结果表明:该储层注入水和地层水都属于CaCl_2水型,注入水矿化度(27 226. 73 mg/L)高于储层临界矿化度(3 556. 54 mg/L),不会引起储层水敏伤害。注入水与地层水混合后存在较强的CaCO_3结垢趋势。固相颗粒存在侵入伤害和外滤饼堵塞伤害。乳化油伤害主要以注入端面堵塞为主。负压返吐解堵方法能够使岩心渗透率恢复至原始的73. 81%,并且现场试验效果良好。

河流相稠油油田合理注水时机实验研究

针对河流相稠油油藏衰竭开发转注水开发注水时机难以确定的问题,以渤海秦皇岛32-6油田油藏参数为基础,通过物理模拟的手段寻求最佳注水时机。首先确定油田各区块的最佳衰竭压力,然后在原始地层压力和最佳衰竭压力之间选取5个压力点进行注水时机模拟实验,同时开展注水过程中是否需要恢复压力至原始地层压力的对比实验。结果表明:各区块最佳衰竭压力为饱和压力的90%~96%,且原油黏度越大,最佳衰竭压力越接近饱和压力;注水时机选择在最佳衰竭压力时,可获得较高的无水采油期和采收率,且累计注水量最少;注水恢复压力至原始地层压力开发并不能提高开发效果,反而耗水量增多。因此,河流相稠油油田合理注水时机推荐最佳衰竭压力附近,能有效利用天然能量,获得较高的采收率,且可减小注水量,降低生产成本。该结论和认识在数值模拟中也得到了验证,对同类油藏的开发具有指导和借鉴意义。

甘谷驿油田唐157井区注水开发实践及效果分析

甘谷驿油田唐157井区油藏地质特征与储层特征研究表明井区长6油藏属于低渗透油藏,针对目前开发现状及目前存在的主要问题,通过已有井的动态资料研究单井产能、含水率变化及其油井产量的变化规律,对注采、井网系统、注水情况、水驱状况、动用状况及注水井的受效特征进行分析,综合评价了唐157井区的注水开发效果,为特低渗透油藏注水开发提供了可借鉴的经验。

一测多评法同时测定保肾乙丸中5种蒽醌类成分的含量

目的：建立同时测定保肾乙丸中芦荟大黄素、大黄酸、大黄素、大黄酚、大黄素甲醚5种蒽醌类成分含量的方法。方法：采用高效液相色谱法,以大黄素为基准峰,分别计算其与芦荟大黄素、大黄酸、大黄酚、大黄素甲醚的相对校正因子（RCF）,通过RCF计算保肾乙丸中上述5种蒽醌类成分的含量。色谱柱为Waters Symmetry C18,流动相为甲醇-0.1%磷酸溶液（70∶30,V/V）,流速为1.0 ml/min,检测波长为254 nm,柱温为30℃,进样量为10μl。结果：芦荟大黄素、大黄酸、大黄素、大黄酚、大黄素甲醚检测质量浓度线性范围分别为5.83186.6μg/ml（r=0.999 7）、9.39300.5μg/ml（r=0.999 5）、9.55305.6μg/ml（r=0.999 9）、10.23327.4μg/ml（r=0.999 9）、4.01128.4μg/ml（r=0.999 4）;定量限分别为364.4、880.2、596.9、319.7、501.3 ng,检测限分别为109.3、293.4、179.1、95.91、150.4 ng;精密度、稳定性、重复性试验的RSD〈2.0%;加样回收率分别为96.38%100.90%（RSD=1.62%,n=6）、97.72%101.75%（RSD=1.44%,n=6）、97.66%102.34%（RSD=1.63%,n=6）、97.33%101.91%（RSD=1.75%,n=6）、97.78%100.74%（RSD=1.19%,n=6）。大黄素与芦荟大黄素、大黄酸、大黄酚、大黄素甲醚间的RCF分别为1.217 7、1.153 4、1.424 2、1.034 5。结论：该方法准确可靠、操作简便快捷,可用于同时测定保肾乙丸中芦荟大黄素、大黄酸、大黄素、大黄酚、大黄素甲醚5种蒽醌类成分的含量。