杏子川油田前山区块长2低阻油层测井识别研究

为进一步明确杏子川油田前山区块长2油层的分布特征,基于生产实践和大量的文献调研,从地质因素和物理因素两方面分析了其成因,运用多种方法对低阻油层进行了识别,最终得出解释标准:1)声波时差AC≥228μs/m,侵入因子≤0.2且深感应电阻RILD≥11Ω·m,为油水同层;2)声波时差AC≥228μs/m,侵入因子>0.2且深感应电阻RILD≥12Ω·m,为油水同层;3)声波时差AC<228μs/m,深感应电阻RILD≥20Ω·m,为干层;4)其他情况为水层。以上成果认识对杏子川油田下步勘探开发指明了方向,同时对于国内同类油藏的有效开发具有一定借鉴作用。

杏子川油田长6低渗透储层有效厚度下限研究

从低渗透储层的地质特点出发,通过对储层"四性"关系的研究,建立了本区储层岩性、物性、含油性和电性的关系,以试油资料为依据,以岩心分析资料为基础,进行地质、录井、地球物理测井等资料的综合研究,并充分研究储层中不同岩性夹层的特征,采用钙质、泥质夹层测井曲线定量统计分析来确定夹层并加以扣除,确定出杏子川油田长6有效储层岩性下限为细砂岩,含油性下限为油斑,物性下限为孔隙度8%、渗透率0.15×10-3μm2,电性下限为R0.5大于21Ω.m,含水饱和度下限为60%。据此标准,综合利用多参数解释储层的有效厚度,提高了解释精度,为该油田的进一步开发提供了依据。

杏子川油田化子坪区长6储层宏观非均质研究

通过对杏子川油田化子坪区长6油层组岩心、测井及测试资料的统计分析,讨论了研究区长6储层宏观非均质性特征。研究表明,本区长6储层的层内、层间和平面非均质性均比较强,其变化规律主要受沉积相带控制。层内非均质性主要受沉积韵律和层内夹层影响;层间非均质性取决于物性非均质性参数、分层系数、砂岩密度和层间隔层展布;平面非均质性与砂体形态及接触关系密切相关,同时利用孔隙度、渗透率的空间分布分析研究储层平面非均质性。

杏子川油田撬装注水设备的应用研究

随着油田开发期限的延长,杏子川油田剩余含油区块存在着储量小、品位低、采收率低等问题,油田注水开发势在必行。由于注水规模迅速扩大,其注水区块较为分散,建大型注水站不能适应当前注水开发的需要,因此急需体积小、占地面积小、运行费用低、便于安装与移动的撬装注水站,其设备通过不断改良,污水处理技术日益娴熟,处理后的水质逐渐达到注水水质标准,解决了小区块注水开采难的问题。目前,杏子川油田在撬装注水设备应用效果很好,已建成多座撬装注水站,取得了较好的注水开发效果,逐步从规模注水向精细注水转变。

杏子川油田DC区块防腐工艺研究与应用

为了解决杏子川油田DC区块油井管杆腐蚀严重的问题,通过现场调研和取样化验分析,发现DC区块油井管杆腐蚀主要原因是CO2、H2S和细菌共同作用。结合DC区块油井管杆腐蚀的原因,室内研制了低膦型固体防腐阻垢剂,优选了除硫剂、二氧化碳中和剂、杀菌剂等助剂,从而确定缓蚀阻垢体系配方,然后将其干燥、固化制得固体缓蚀阻垢管。在杏子川油田DC区块进行了5口井的现场应用,措施后油井采出液平均腐蚀速率由0.682 mm/a降至0.05 mm/a,总铁离子含量由2.4 mg/L降至0.4 mg/L,油井平均免修期由41 d提高到210 d。现场应用表明,该固体缓蚀阻垢管能够改善杏子川油田油井管杆腐蚀状况,延长油井管杆的使用寿命,减少油井维护性作业井次。

陕北杏子川油田化子坪区长6低渗储层特征

通过岩心常规和铸体薄片、X光衍射、阴极发光、压汞和扫描电镜等岩心资料分析方法,对杏子川油田化子坪开发区长6储层特征及影响因素进行深入研究,结果表明:研究区储层岩性主要是细粒长石砂岩,以原生粒间孔为主、胶结类型以孔隙胶结为主,沉积相是三角洲前缘亚相沉积,成岩作用主要是压实作用、胶结作用和溶蚀作用。结合储层物性研究将储层分为3类,为油田开发和产能建设提供参考。

鄂尔多斯盆地坪桥南长6油藏注水见效合理参数分析

针对鄂尔多斯盆地杏子川油田坪桥南区长6低渗透油藏注水见效率低、部分油井含水上升过快的问题,研究了注水见效时间规律,提出了注水参数优化的方法。通过统计分析结合数值模拟手段,分析单一因素对见效时间的影响,探索注水见效时间和合理注水强度,形成了预测见效时间及合理注水强度的图版。结果表明,坪桥南区长6油藏转注后高强度注水的见效时间为5~15个月;见效后温和注水合理水强度范围为1.0~2.0 m^(3)/(d·m)。按该方法对单井配注优化后,水驱效果明显提高。

延长杏子川油田特低渗储层敏感性及开采对策研究

对杏子川油田特低渗油藏开展系统的储层敏感性、应力敏感性、储层伤害机理的实验研究,评价各因素对储层的伤害程度,提出了开采对策。研究结果表明,杏子川油田特低渗储层总体上表现为弱—中等速敏、弱水敏、中等-极强酸敏、弱碱敏特征。储层表现为强应力敏感性,渗透率损失率最大达到了90.47%,孔隙度损失率为1.51%~7.14%。有效压力变化速度明显影响岩心渗透率的损失,有效压力变化越快,岩心渗透率损失越大,岩心不可恢复的渗透率损失越大。岩心的渗透率越低,压敏损失率越高。渗透率为1~10m D的岩心渗透率损失率小于50%;渗透率小于1m D时渗透率损失率超过50%。特低渗油藏开采过程中应合理控制采油速度,缓慢降低油层压力,减少渗透率的损失。地层能量充足时可在允许适度压敏条件下进行弹性开采,地层能量匮乏时必须超前注水补充能量,合理把握注水时机,控制渗透率损失对产能的影响。

界面张力与润湿性对化学渗吸的影响——以延长油田杏子川低渗油藏为例

化学渗吸是提高低渗油藏渗吸效果的重要方式,针对杏子川低渗油藏条件,利用amott瓶自发渗吸法,研究了不同界面张力-润湿性组合的渗吸液体系对静态渗吸的影响。实验结果表明:化学渗吸受界面张力和润湿性的共同影响,渗吸液体系界面张力为0.05~0.20 mN·m^(-1)、润湿角为27.1°~52.1°时对杏子川低渗岩心渗吸促进作用较为明显,化学渗吸较地层水渗吸采收率可提高20%以上。杏子川低渗油藏化学渗吸液体系不必追求超低界面张力(10-3 mN·m^(-1))和较小的润湿角,最佳渗吸体系为0.075%~0.200%的椰子油脂肪酸二乙醇酰胺与0.025%~0.200%的脂肪醇聚氧乙烯醚复配体系,其室内静态渗吸采收率高于30%。

碳中和背景下鄂尔多斯盆地地质封存CO_(2)封堵层特征研究

如何达成“碳达峰”“碳中和”目标,是构建“绿色、低碳、可持续”高质量发展新格局的重要支撑.首先对鄂尔多斯盆地X油田长4+5封堵层的地质构造以及测井特征进行了研究,其次利用铸体薄片和扫描电镜等实验对封堵层的物性、粒度分布和黏土矿物组成进行了分析,最后对研究区的层内、层间和平面非均质性进行了详细阐述.研究表明:研究区长4+5岩性为灰黑色泥岩夹砂岩,电性特征为高电阻、低时差,物性为特低孔特低渗.高的毛细管力为CO_(2)的封存提供动力;强的非均质性限制了CO_(2)层内横向的扩散运移和羽状流向上渗流,从而实现对CO_(2)的有效封存.通过此研究,对于鄂尔多斯盆地CO_(2)的地质封存选址一定的借鉴意义.

杏子川油田楼坪区长6储层特征研究

杏子川油田位于鄂尔多斯盆地中部,楼坪区是该油田主要勘探远景区。长6油层组是油田最主要的含油层系之一。长6岩石类型以长石砂岩为主,储集物性较好。储层类型以Ⅱb、Ⅲa类为主。具有良好的储集能力。

杏子川油田郝家坪南储层沉积相研究

通过岩心观察和岩心薄片、铸体薄片、粒度分析等资料,研究了本区岩石学特征、储层物性特征和沉积微相分布,明确了本区成岩作用的类型及分布,储层主要含油层的沉积相,为注水开发提供理论指导。

杏子川油田W区储层岩石学特征及敏感性损害程度

本次研究基于区内长2和长6储层岩石学特征,对储层敏感性损害进行了定量评价。结果表明:研究区储层为中粒/细粒长石砂岩,胶结类型多为薄膜和孔隙型。孔隙类型主要为粒间孔,其次为粒内孔、铸模孔、长石溶孔等。长2储层为无速敏,中等偏强水敏,强盐敏,弱酸敏,无碱敏。长6储层为弱~中等偏强水敏,无盐敏,酸敏程度为改善-强酸敏,碱敏程度为无-中等偏弱碱敏,研究成果为研究区制定合理的储层保护技术对策提供了理论依据。

杏子川油田回注水水质波动原因分析及改进措施

本文结合杏子川油田注水水质产生波动的原因及相应的改进措施进行了简要的分析。