复杂断块油藏高含水期剩余油定量研究——以胜利油田A断块为例

为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路,拓展老油田挖潜的领域与方向。以胜利某油田A断块高渗透大厚层高含水油藏为例,对其开发效果、水淹特征与剩余油分布规律进行了综合研究。结果表明,该断块采收率仅11.9%,而预测采收率在23%以上,一半以上的可采储量没有采出;剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域,纵向上主要集中于7个主力小层,尤其是ES1—32、ES2—13、ES2—22、ES2—23小层,剩余可采储量在3×104t以上,是将来挖潜的主要对象。此外,在系统研究与总结基础上,提出了A断块两种主要剩余油分布模式。

注水水质对油藏开发指标的影响研究

注水水质是影响开发指标的重要因素。在注水开发中,注入水水质的好坏不仅影响注水工艺系统的效率,还影响油藏的开发指标及开发效果。通过实验研究和经验公式计算进行了注水水质影响下的油藏开发指标(含水率、波及系数、吸水指数及采收率)的变化规律研究;并做出了相应的变化规律曲线,分析了水质对这些开发指标的影响。注水水质差会导致油相相对渗透率急剧下降,含水率增长迅速,波及系数减小,吸水指数下降,采收率也降低。研究结果为注水水质标准的制定提供了一定的理论依据。

致密砂岩气藏储量难动用影响因素及开发对策

致密砂岩气藏复杂地质特性和特殊渗流机理造成相当一部分储量难以得到有效动用。以川西新场气田Js12、Js32气藏为例,在大量室内实验及现场试验的基础上,对致密砂岩气藏渗流机理进行了深入的研究,认为水锁效应、应力敏感伤害、启动压力效应是影响储量难以动用的主要影响因素。目前的生产压差为10MPa,远大于合理的生产压差7MPa,造成较严重的应力敏感伤害;压裂过程中水锁效应则导致压裂液返排率低,压裂液滤失带启动压力高,气相渗透率低,制约了压裂开发的效果。以低伤害为核心,高效返排为手段的大型加砂压裂技术、多层压裂合层套采技术、水平井及水平井压裂技术是开发新场气田Js12、Js32气藏难动用储量的主要技术手段。

聚驱产出水中细菌对Cr3+交联剂成胶性能影响

为进一步探究聚驱产出水中细菌数量对Cr^3+聚合物成胶的影响,针对牛心坨油田流体性质,以影响调剖剂成胶效果的细菌为影响因素,在控制变量的情况下,研究了聚驱产出水中细菌对Cr^3+聚合物凝胶成胶性能的影响,并且进行了水中细菌个数对成胶有效期的预测,绘制了细菌个数与成胶有效期的关系曲线,建立了细菌预测调剖剂有效期的公式。结果表明,污水中细菌会对凝胶溶液产生降解作用,厌氧菌的存在破坏了聚合物的交联反应。当污水稀释浓度为30%时,最大成胶强度相对于无菌样品下降约50%;适当的降低污水中细菌的个数可以减少细菌对调剖剂的破坏。

裂缝性碳酸盐岩储层酸化评价模型及敏感性参数分析

本文引入蚓孔表征碳酸盐岩储层酸化后特征,基于采油工程及渗流理论建立了表皮系数-蚓孔长度-酸液用量的内在关系图版,研究结果表明:蚓孔越长,酸化效果越明显,当蚓孔突破污染区域后,注入的酸液对实际的油气井改善效果不明显,此研究为碳酸盐岩储层酸化酸液设计优化提供依据。

压裂水平井考虑井筒摩阻损失产能计算方法研究

水平井已经成为国外油田开发的一项常规技术,但对于油层条件差的储层,有必要采取水平井压裂投产,使其具有较高的经济效益。但是对水平井压裂后的产能预测研究相对较少。本文主要通过对实际的生产数据以及运用数值模拟和对理论公式的修正等方面论述水平井压裂的产能预测时应考虑的内容。

浅析油井井下放气阀无法打开原因及作业对策

随着渤海油田的快速发展,井下放气阀作为一个重要工具被渤海油田油气井广泛应用。但是由于各种原因导致井下放气阀无法正常开启,给油井生产和作业带来较大影响。本文着重分析导致井下放气阀无法打开的原因,及修井作业过程中需要注意的问题及方法。