利用周期注水方法改善喇嘛甸油田高含水后期开发效果

阐述了周期注水采油机理， 研究了喇嘛甸油田高含水后期周期注水的组合方式和合理参数，并通过典型实例证明， 周期注水是改善非均质油层高含水后期水驱开发效果的一种有效方法。

影响油层聚合物驱效果的地质因素

应用河流相沉积理论，从砂体的沉积特征和连通关系入手，分析了喇嘛甸油田南块注聚合物试验区不同类型见效井的地质特征，从而搞清了影响聚合物驱效果的原因，为今后编制聚合物驱方案及动态分析提供了依据。

喇嘛甸油田不同时期油层动用状况评价

喇嘛甸油田经过30多年的开发调整,各类油层水洗状况较为复杂。应用喇嘛甸油田不同时期11口密闭取心检查井资料,对各时期不同类型油层水洗状况进行了系统评价,统计分析表明:一类油层聚驱效果显著,水洗厚度为98.1%,且以强、中洗为主;二、三类油层经过近30年的水驱调整,水洗厚度分别为62.26%和73.93%,水洗程度主要以中水洗为主。同时分析了油田的潜力分布,为油田聚驱上下返、厚油层挖潜等调整工作提供了依据。

大庆油区地下储气库建库研究

本文对大庆油区地下储气库建库中几个具体问题进行了探索性研究，其中包括储气库建库原则、气井注采能力的确定、储气库运行方式、气井部署、开发指标测算以及储气库动态监测等，所涉及的内容对储气库的建设具有重要的参考意义。

宽频带重构反演在喇嘛甸油田北东一区萨尔图油层的应用

为了解决开发地震密井网区薄砂岩预测的难题,从喇嘛甸油田北东一区萨尔图油层研究出发,利用初始模型对波阻抗反演进行低频恢复;同时借助拟波阻抗重构反演进行高频补偿,从而实现了宽频带重构反演。重构后反演结果不仅能够识别出大于5m的厚砂岩,同时能够识别约2m的薄砂岩储层。通过准确定位垂向上砂体间接触关系、砂体的空间展布,最终完成井震联合沉积相修正,以此为薄砂岩剩余油研究提供了可靠的分析依据。

不同油层条件对聚合物驱油效果的影响

聚合物驱油在喇嘛甸油田北东块工业化推广区已取得了明显效果 ,根据区块实际统计资料 ,分析了影响聚驱效果的地质因素和不同类型见效井注聚合物动态变化特征 ,为油田今后编制聚驱方案及动态调整 。

喇嘛甸油田高渗透砂岩层钻井过程中井径异常扩大原因分析

为解决喇嘛甸油田高渗透砂岩层井径异常扩大,根据喇嘛甸油田砂岩层高孔隙度高渗透率的特征,选取喇嘛甸油田1997～2006年具有代表性的3口井不同层位的20块岩心样品,进行岩石单轴抗压强度和剪切强度实验,分析新老井岩石力学参数中弹性模量、剪切模量和弹性强度的变化规律.利用X-射线衍射、扫描电镜等实验,分析与泥岩层地区不同的砂岩层岩石力学参数的主要影响因素,同时提出预防井径扩大的建议,为高渗透砂岩层井径异常扩大的预防提供指导.

高效洗油剂吞吐与油井堵水结合技术研究

题示油井增产技术适用于高含水非均质砂岩油藏,实施步骤如下:①高压注水入油井,使中低渗层压力升高;②注入高效洗油剂;③依次注入成冻时间tG递减的选择性堵水剂;④注入过顶替液;⑤关井候凝后开井生产.叙述并图示了技术原理.由目的油田条件下的等界面张力图并考虑损耗,确定0.8%的一种阴离子表面活性剂溶液为洗油剂,注入量为80m3/m高渗层.所选3种堵水剂分别为聚合物/有机铬体系(tG=5 d,45℃、7.34 s-1初始粘度η0=10.2 mPa·s)和聚合物/无机铬体系(3 d,20.5 mPa·s和1 d,28.6 mPa·s),三者体积比50:30:20,总用量按处理半径18 m计算.过顶替液为η=32.9 mPa·s的聚合物溶液,将堵剂推至距井筒3 m以远.在大庆喇嘛甸油田一聚合物驱后水驱至含水98%、采出程度＞50%的区块,在6口油井成功试用该技术,单井平均注入工作液1383 m3,实施较早的4口井增产油减产水,初期含水下降幅度2.6%～21.8%,有效期170～665 d,经济上可行.图2表1参8.

喇嘛甸二类油层微观剩余油分布特征研究

随着喇嘛甸油田的进一步开发,二类油层已经成为重要的挖潜对象。在二类油层的水驱、聚驱开发过程中,存在对储层的孔渗结构认识不足、注水无效循环、注聚见效不明显等问题,因此有必要对喇嘛甸二类油层开展微观剩余油室内实验研究。通过恒速压汞和扫描电镜研究了喇嘛甸油田二类油层的微观孔隙结构特征;并采用冷冻磨片荧光分析技术对天然岩心薄片进行现阶段、水驱后、聚驱后的微观剩余油的分布特征研究。结果表明:二类A油层水驱和聚合物驱之后膜状剩余油含量最高,喉道类型剩余油含量最低;二类B油层水驱后,簇状剩余油含量最高,喉道类型剩余油含量最低;聚驱后,膜状剩余油含量最高,喉道类型剩余油含量最低;二类A油层和二类B油层聚驱之后各类剩余油减少情况由大到小顺序为簇状、膜状、角隅状、喉道。

喇嘛甸油田葡Ⅰ1—2油层粘土调剖试验

从调剖机理入手， 分析了葡Ⅰ１—２ 油层的沉积特点， 论证了葡Ⅰ１—２ 油层调剖的可行性，并通过试验研究了注水井井口压降曲线在粘土调剖试验中的应用及堵剂注入量的多少与注水井井口压降曲线、施工注入压力的对应变化关系， 同时对调剖效果作出评价。

大庆油田喇萨杏地区萨零组储层特征

从萨零组储层的宏观分布 ,微观特征及岩心描述入手 ,深入细致地对萨零组储层进行了解剖 ,认为 :萨零组储层在纵向上有两个沉积旋回 ,对应两个砂岩组 ,两个砂岩组细分为 8个小层。在萨中及其以北地区属于正常三角洲沉积 ,为三角洲前缘相 ,这个正常的三角洲较萨一组沉积时期 ,具有水域扩大、湖岸线向前推进、三角洲沉积面积减小的特点。在萨中地区以南 ,沉积事件夹有远端浊流沉积现象 ,尽管尚未找到典型的鲍玛序列 ,浊积现象不甚明显 ,但也足以证明萨零组在沉积上与正常三角洲沉积有着本质的区别 ,因此决定了萨零组储层有着自己的特点 ,具体表现在萨零组储层分布面积比萨一组储层分布面积大、储层非均质性严重、横向变化频繁。

喇嘛甸油田过渡带外扩可行性试验研究

随着油田井网的加密 ,地质资料进一步丰富 ,为油水过渡带再认识提供了可靠依据。喇嘛甸油田于 1999年运用构造剖面法、地层倾角法、构造等值线法和油层组地层厚度推算法 ,重新研究修正了喇嘛甸油田油水过渡带一—四条带的位置 ,并划分出五条带。为研究外扩地区的开发潜力 ,为过渡带外扩挖潜提供实践经验 ,在油田北块外扩区开展了外扩挖潜可行性试验。通过对外扩试验井开发效果分析 ,优选适合油水过渡带的合理井网井距、注水方式和注采系统调整方法 。

喇嘛甸油田厚油层顶部剩余油水平井挖潜方法

大庆喇嘛甸油田进入特高含水期后剩余油难以动用,利用常规方法提高采收率幅度较小.根据水洗和水淹层等解释资料,利用水平井技术,分析喇嘛甸油田特高含水期开发阶段挖潜厚油层剩余油的有效途径.结果表明,纵向上剩余油主要分布在厚油层上部,平面上剩余油分布在厚油层内结构单元注采不完善部位.该挖潜方法有效增加产油量,能够改善厚油层动用状况,提高厚油层驱油效率.

喇嘛甸油田剩余油测井评价方法研究

喇嘛甸油田沉积成分复杂,相带变化快,层内层间非均质性严重,长期的注水开发导致水淹层水淹程度差异较大,剩余油分布复杂。应用宽能域测井、氯能谱测井、碳氧比测井等3种套后测井评价技术对喇嘛甸油田Ⅱ类储层进行剩余油评价,结果表明:碳氧比测井受地层水矿化度的影响小,在岩性、物性好的中、厚层能很好地确定剩余油饱和度;宽能域、氯能谱测井在低矿化度地层中,能够较好地反映储层孔隙度,但是剩余油解释的精度较低。

喇嘛甸油田气顶原始油气界面的划分依据与气藏特征

本文阐述了松辽盆地喇嘛甸气顶油田原始油气界面的划分方法和依据。以岩心资料为主,结合试油、含油饱和度、天然气组分特征和测井等资料综合确定气砂与油砂、气底与油顶间原始油气界面的海拔为-770m,在此基础上,进一步论述了气顶气层的特征和气顶的形成条件。

油溶释放气量及其研究意义

在研究影响石油中天然气溶解能力各种因素的基础上 ,分析了造成油溶相天然气释放的地质条件 ,讨论了油溶释放气成藏的特点。根据付晓泰等建立的油溶气量计算公式 ① ,建立了一套油溶释放气量的研究方法 ,并将其应用于松辽盆地北部喇麻甸气田的油溶释放气量研究。据此 ,齐家和三肇凹陷嫩一段油溶释放气量为 3.35× 10 8m3 ,约占该气田天然气地质储量的 6 .13% 。

松辽盆地喇嘛甸油田气顶动态观察方法与效果

本文主要阐述喇嘛甸气顶油田在气顶暂缓开发,先开发油区情况下,采用油区注水,采油压力平衡油、气区压力,以防止油气互窜。并在气顶区、油气界面及油区建立了一套观察系统。经十几年开发实践证明,这套观察系统和方法是行之有效的。

试井分析方法在聚合物驱油开发效果评价中的应用

本文应用喇嘛甸油田南块聚合物驱矿场试验中的注聚合物前后采用不稳定试井方法所录取到的测试资料，并从曲线形态、油层参数的变化等不同角度对其进行了综合分析、评价，总结出一套分析管理方法，对今后矿场聚合物驱油工程的管理提供了必要的分析方法和手段。

注水井压降资料应用分析

从注水井压力降落测试 (即注水井落差测试 )的压力特性出发 ,对注水井的测试资料 (包括压力降落曲线及压力指数PI值在关井 90min时所得的PI(90 )值 )进行分析、研究 ,拓展了注水井压降资料的应用领域 ,将这些认识应用于喇嘛甸油田三次采油试验的选井、选层及效果评价等方面 ,效果显著。粘土调剖试验说明 ,引入PI(90 )

喇嘛甸油田3-4#站聚合物驱交替注入试验

针对喇嘛甸油田二类油层聚驱开发中，采用单一高质量浓度段塞注入方式对低渗透层动用相对较差、同时聚合物用量相对较大的实际问题，从理论上论证了交替注入改善注聚剖面的作用，结合室内研究成果，通过开展聚合物驱多段塞交替注入现场试验，进一步论证了交替注入的可行性。在现场试验中，优化了交替注入的聚合物相对分子质量，并对交替注入的注入质量浓度进行了单井个性化设计，优化了交替注入周期，同时，根据生产动态变化进行了交替注入与分层测调等调整措施相结合的跟踪调整。交替注入后，在保证开发效果的前提下，减少了聚合物干粉用量。试验表明：交替注入能够改善二类油层聚驱开发效果，降低注聚成本，具有较高的推广价值和应用前景。