陆相砂岩油藏特高含水期开发指标变化规律

针对传统线性特征的驱替曲线都不再适用于特高含水期油藏的情况,提出了一种综合含水率和采出程度之间的非线性关系方程式,可直接描述特高含水期油藏宏观开发指标变化规律或驱替特征。结果表明:不管油藏曾经历的开采历史是否存在水驱井网加密、聚合物驱等重大调整措施,只要油藏在特高含水期处于相对平稳的开发状态,采出程度与综合含水率呈非线性关系。所提非线性关系得到了水驱油藏概念模型模拟结果的验证,已用于含聚驱历史真实油藏开发后期的指标分析。对于陆相大型油田的部分开采单元及其整体,该关系在特高含水期大部分呈现出90%以上的符合率,由此得到了值得油田中长期规划参考的含水上升率、递减率、采收率等开发指标预测结果。

改良法制备冰冻解冻去甘油红细胞初步应用研究

目的探究将用于制备冰冻解冻去甘油红细胞的氯化钠溶液体系替换成枸橼酸钠溶液体系和甘氨酸溶液体系,并对洗涤后的产品进行质量检测及分析评价。方法选择7 d内去白细胞悬浮红细胞10袋,甘油化后至-80℃±5℃制备成冰冻红细胞产品,保存6个月。将其等量分为对照组和实验组,每组各10袋。对照组为原有制备方法,实验组解冻第1次洗涤的9%NaCl替换成终浓度为18.75%甘氨酸溶液体系,第2次及后续洗涤液的0.9%NaCl替换终浓度为2.58%的枸橼酸钠体系。记录两组制备时间,比较两组冰冻解冻去甘油红细胞的质量指标,并进行分析评价。结果技术改良后缩短了冰冻解冻去甘油红细胞的制备时间。与对照组相比,终产品红细胞回收率无明显差异,无统计学意义(P>0.05);上清游离血红蛋白含量、甘油残留量含量下降,有统计学意义(P<0.05)。ATP和2,3-DPG含量明显升高,有统计学意义(P<0.05)。结论通过改良冰冻解冻去甘油红细胞制备方法,使红细胞产品质量持续稳定,并更优化,能进一步提高临床患者血液输注的安全性、有效性和时效性。

关于5.5 m捣固焦炉硫铵生产经验探索

为进一步提升焦化硫铵装置的运行管理水平,改善生产现场环境,降低设备检修安全风险,提高煤气中氨的回收率,强化设备设施管理,规范生产运行操作管控。根据近年来同行业生产实际经验,全面梳理系统存在的顽疾和问题。通过查阅设计资料和有关文献、考察调研、现场调查分析、召开工艺技术研究会议,针对存在的问题逐一列出对策,经过反复核实讨论研究,提出生产运行系统优化改造方案及日常运行管控措施的落实,实现了整套装置设备的高效稳定运行。

非均质砾岩油藏储量分布及采出程度研究──以克拉玛依油田克上组油藏为例

以克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏为例提出了高度非均质砾岩油藏储量计算参数的确定准则及网络积分计算分析方法，利用砾岩油藏测井解释、沉积微相、油藏参数空间分布成果及相应的开发动态分析资料，建立砾岩油藏储量计算参数网格化数据库，分析计算了该区克上组各小层原油地质储量、可采储量、剩余可采储量及采出程度。指出了该区油田开发稳产的重要接替和调整挖潜层位，为改善油田开发效果提供了相应的地质依据。

碳酸盐岩油藏岩石润湿性评价实验研究

为了明确碳酸盐岩油藏岩石的润湿性及其影响因素,利用自吸驱替方法定量测定了碳酸盐岩岩心充分老化后的润湿性和渗吸采出程度以及蒸汽驱后岩心润湿性的变化,并通过相对渗透率法对碳酸盐岩储层岩石润湿性进行定性研究。结果表明:碳酸盐岩岩心呈亲油或者弱亲油的润湿特征,油藏渗流阻力较大,自吸采出程度低。岩石矿物组成及原油组分是润湿性的主要影响因素;而高温蒸汽驱后碳酸盐岩岩心润湿指数变小,润湿性由强亲油—亲油向弱亲油方向转变。热采条件下岩心润湿性得以改善,共渗区含油饱和度由20.5%提高到37.0%,较之冷采提高了1.8倍;热采通过降粘、润湿改善等作用机理,驱油效率由29.7%提高至59.0%。润湿性的改变有利于提高油藏的采出程度。

1786例血小板输注的疗效分析

本研究旨在观察及分析临床血小板输注的疗效。用全自动血细胞分析仪检测1786例患者血小板输注前及输注后20-24 h静脉血中血小板数,计算血小板回收率(PPR),结合输注血小板后出血表现判断输注疗效,并根据病因、输注次数、输注的血小板种类及是否一次性足量输注对血小板输注有效率进行统计学分析。结果表明:1786例患者总血小板输注有效率为52.5%。按不同病因分组的组间血小板输注有效率有统计学差异(P<0.01),其中白血病组和再生障碍性贫血(AA)组血小板输注有效率最低,与其余组比较均有统计学差异(P<0.05),手术组的血小板输注有效率最高。按血小板输注次数分组的组间血小板输注有效率有统计学差异(P<0.01),且随着输注次数的增加,血小板输注有效率逐步降低。按输注的血小板种类分组,浓缩血小板组(一次足量输注)和单采血小板组血小板输注有效率有统计学差异(P<0.01)。浓缩血小板输注按是否一次性足量输注分组:血小板输注有效率组间无统计学差异(P>0.05)。结论:患者病因和输注次数与血小板输注有效率密切相关;血小板输注次数越多,血小板输注无效的可能性越高;单采血小板疗效明显优于浓缩血小板;浓缩血小板血小板是否足量输注与输注有效率无显著性相关。

大庆喇萨杏油田产量递减率变化规律

给出了几种主要的产量递减率计算方法并研究了影响因素,分析了油田稳产期末产量递减率与稳产期的采油速度、稳产期长短和稳产期末可采储量采出程度的关系;研究了水驱油田自然递减率与含水率阶段、含水上升率和采液速度水平的关系;提出了结构递减率的概念,研究了不同结构对油田总递减率的影响,最后针对大庆油田水驱和聚合物驱共存的特点,定量分析了不同因素对递减率的影响幅度。对油田开发规划编制人员具有重要的参考作用。

精细油藏数值模拟技术及应用

简要地阐述了精细建模及精细历史拟合的新技术 ,同时利用三维三相数模软件对胜坨油田坨七断块 1 - 3砂组进行了精细油藏数值模拟及剩余油分布研究。对各开发单元现状 ,层内、层间水淹状况及剩余油的分布情况 ,断层遮挡及封闭性 ,边水能量及其大小进行了研究 。

水驱油藏含水率及采出程度相似理论研究

为使模拟实验结果更好地应用到油田,为油田开发方案提供理论指导,应用相似定数法导出了水驱油藏相似准则,经相似变换建立了采出程度和含水率相似准则。利用数值模拟方法对各相似准则进行了敏感性分析,利用相似理论函数论对敏感性较强的相似准则进行了研究。结果表明,水驱油藏采出程度及含水率同各相似准则之间满足乘积关系。根据此关系建立了水驱油藏含水率与采出程度的经验关系式。关系式中引入了相渗经验系数以消除模型与原型相渗差异。物理模拟实验与数值模拟结果的对比表明,所建立的经验关系式可以满足油田实际应用。

低渗透油田开发注采井网系统设计探讨

对比研究了低渗透率砂岩油田开发的合理井网及其产能的影响因素。裂缝的存在大大加剧了低渗透率油藏中渗透率分布的方向性，在对比分析了不同井网的特点及数值模拟结果后，提出菱形反九点井网是低渗透率油田开发中的相对合理井网。菱形反九点井网中，储集层渗透率与合理排距／井距值关系密切，渗透率越低，合理排距／井距值越小，对渗透率较大的油藏，排距／井距值约为1：2。影响菱形反九点井网开发效果的因素有：采油井和注水井的压裂状况、注水井和采油井的压裂规模、油层的韵律性、平面渗透率比值及角井的转注时机。图4表1参5（郭海莉摘）

利用CO_2改善韦5稠油油藏开采效果

针对江苏油田韦5中低渗复杂小断块薄层稠油油藏进行CO2开采方式研究,为同类型稠油油藏利用CO2开采提供有益的借鉴。用数值模拟方法研究了CO2吞吐的敏感因素,结果认为,周期注气量、注气速度和生产过程的井底流压是影响吞吐效果的重要因素,浸泡时间对效果影响不大。以增产油量和换油率作为评价依据的计算结果表明,在大注气量、高注气速度和合理控制的生产井底流压下存在最优吞吐轮次,可以得到较好的CO2吞吐效果。

应用正态概率模型预测油田含水率变化规律

应用正态概率模型可以方便地确定水驱动态变化、描述水驱特征参数,这就使得预测油田含水率、采收率、评价开发措施变得比较简便而实用。油田开发实践表明,当油田进入中含水期后,不论是S型、凸型,还是凹型水驱特征曲线都可以应用正态概率模型进行预测。

商13-22单元CO_2驱室内实验研究

通过对胜利油田商 1 3 2 2单元进行的CO2 驱室内实验研究 ,确定了商 1 3 2 2单元的最小混相压力、原油与CO2体系的基本物性、CO2 对原油的膨胀降粘效果以及现场进行驱替时的合理注入方式。提出了胜利油田CO2 驱室内研究的一般思路 ,对胜利油田利用CO2 驱提高低渗透油田采收率具有一定的指导意义。

底水油藏水平井开发效果影响因素分析

以某实际油藏地质特点、开发动态和理论公式为基础,全面考虑了影响水平井开发效果的7个因素,每个因素含有3个水平数,利用正交实验设计方法设计了18个试验方案,然后采用油藏数值模拟方法建立相对应的油藏数值模型并进行计算。以十年末采出程度为分析指标,利用直观分析方法和方差分析方法得出了底水油藏水平井开发效果影响程度的大小,并用简单比较法进一步验证了结果的准确性。通过以上研究,可以进一步为提高该油藏水平井开发效果提供依据,并为同类油藏提供借鉴。

计算相对渗透率曲线的新方法

受储层非均质性和实验误差的影响,岩心实验得到的相对渗透率曲线很难代表整个油藏的相渗特征。根据油藏适用范围较广的张金庆水驱特征曲线法,提出了计算相对渗透率的新方法:利用油藏生产数据计算得出油水两相相对渗透率的比值与含水饱和度的关系,修正实验得到的相对渗透率曲线。通过具体的油藏实例,利用修正的相对渗透率曲线计算的含水率,与油田实际生产中的含水率上升规律符合性好,表明该方法能提高岩心实验相对渗透率曲线的可靠性。

控制煤层气含量及可采性的主要地质因素

煤层含气量及煤层可采性是决定煤层气能否成藏的重要条件。研究表明，控制煤层气含量的主要地质因素有：煤变质程度，埋藏深度，煤层顶、底板岩性，以及断裂构造情况等，其中煤变质程度起着根本性作用。控制煤层气可采性的主要地质因素有：煤层渗透性、煤等温吸附特征及煤的含气饱和程度，其中煤层渗透率是最主要的影响因素。

关于广义水驱特征曲线

回顾水驱特征曲线研究的历史，迄今为止的研究基本上是两个方面：①研究累积产油量、累积产水量、累积产液量之间的关系，即水驱特征曲线；②研究含水率与采出程度的关系，这一关系认为在纵座标为含水率、横座标为采出程度的图上存在凸形、Ｓ形、凹形等个同类型的曲线，以反映油田不同的含水变化规律。水驱特征曲线与含水率一采出程度关系存在联系，但前黄往往只能反映后含其中的一条曲线。一种水驱特征曲线表达式同时又能反映含水率一采出程度关系的多条曲线，我们将其称为广义水驱特征曲线。本文提出了一种文义水驱特征曲线表达式，对它的形状和性质作了一些研究，指出今后水驱特征曲线的研究方向是找出更简单、准确、实用的广义水驱特征曲线。

童氏图版的改进及应用

童氏图版法在国内外注水开发油田采收率预测中得到了广泛应用,但它只能应用于油田开发的中后期,对于采出程度较低的水驱高粘度油藏和低渗透复杂断块油田,童氏图版对含水率与采出程度的描述与实际不符。从数学意义及油藏开发理论角度,分析了童氏图版的某些不合理之处;在水驱曲线理论推导的基础上,对童氏图版计算公式进行了改进和完善,拓宽了童氏图版的应用范围。实例应用表明,改进后的童氏图版对含水率与采出程度变化规律的描述更加符合实际,预测的采收率更准确。

气藏采气速度与稳产期定量关系研究

采气速度和对应的稳产期是气田开发中非常重要的两个指标。提出了利用产能公式和气藏物质平衡方程计算定容气藏稳产期的方法,其计算结果经数值模拟方法验证是可靠的,说明该方法是可行的。从理论上证明了定容气藏采气速度qD与(1-Rpsp)2近似成直线关系。利用该定量关系可预测气藏稳产期及递减期的产量。

高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价

河南X油田目前综合含水94.2%,采出程度38.6%,属于高含水、高采出程度(简称"双高")开发的油田。如何进一步发展"双高"开发单元提高采收率的方法,已成为目前的研究重点。建立X油田数值模拟模型,对其进行历史拟合。满足历史拟合要求后,针对"双高"阶段剩余油分布特点给出不同水淹级别划分标准。着重分析不同水淹级别下剩余油饱和度、剩余地质储量、平面和层间剩余油分布特征。建立了剩余油挖潜综合评价方法,将评价指标划分为4类,按照同一油组不同水淹级别对剩余油潜力区进行精细刻画,进而找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区。并针对不同潜力区提出不同挖潜策略,为X油田下一步剩余油精细挖潜提供依据,该方法对国内类似"双高"油田有借鉴意义。