特低渗透储层水驱前后储层特征变化规律及机理研究——以长庆油田白209井区长6油层组为例

长庆油田白209井区长6油层组储层为特低渗储层。为研究特低渗储层水驱开发后储层特征变化规律,选取该井区内相同层位、深度接近的岩心进行水驱前后储层特征变化规律对比研究。结果表明,水驱后粘土矿物总量减少;伊利石相对、绝对含量减少;伊/蒙混层相对、绝对含量增加;绿泥石相对含量稍有增加、绝对含量减少。水驱后岩石的孔隙结构更加复杂,孔喉分布不集中,孔隙结构非均质性增强,渗透率变差。另外,润湿性试验结果显示注水后储层空气渗透率减少,吸水量增加,吸油量减少,水润湿指数增加,油润湿指数减少,储层岩石润湿性向亲水方向变化。

自生泡沫暂堵酸化技术及在长庆油田的应用

针对低渗透油藏开发过程中纵向上非均质性严重，在常规酸化中酸液指进严重使得中高渗透层过度酸化而低渗透层得不到改善，酸化效果差的问题，开发了一种自生泡沫暂堵酸化技术，先注入暂堵剂和前置酸，在地层中反应产生气体，由起泡剂和稳泡剂而产生泡沫，利用泡沫流动时的贾敏效应而达到对中高渗透层的封堵，再注入主体酸对低渗透层进行改造；室内选择有机缓速酸作为主体酸液体系，并优化了起泡剂和稳泡剂的浓度并对性能进行了评价。将该技术应用到长庆油田某纵向非均质严重且重复改造多次油井中，累计增油288t，有效期达到340d，效果显著。

采油厂依法合规经营管理的创新与实践

为深入贯彻落实“合规管理强化年”工作要求,切实增强全员依法合规治企的责任感和紧迫感。为了全力推进“合规管理强化年”工作走深走实,采油厂对照总体工作要求,详细制定了“合规管理强化年”实施方案及运行大表,全厂上下进一步统一思想、提高认识、明确目标、压实责任,着力为其实现高质量发展提供坚实保障。

跃进二号东部油田采油工程及注水设计

综合采油工程的各项工艺技术,才能够较好的开发油田,提高油田的最终采收率。以跃进二号东部油田为例,分析了投产层位的油藏特征,制定了完井及射孔方式,提出了储层保护的相关要求及措施,避免储层污染。针对研究区储层特征优选了最佳采油方式,制定了油田污水处理剂污水回注的工艺措施。为本区块采油工艺效果的提升提供指导。

靖边油田郑石湾区长2储层孔隙结构特征及其影响因素

基于砂岩铸体薄片、扫描电镜和高压压汞等多种分析测试手段,对靖边油田郑石湾区长2油层组的岩石学特征、孔隙结构特征等进行了系统分析。结果表明,该区岩石类型主要为长石砂岩;储层孔隙类型多样,以原生残余粒间孔和次生溶孔为主。按照孔隙结构特征将该区储层分为四类,研究区长2油层组主要以Ⅰ类和Ⅱ类储层为主,Ⅲ类和Ⅳ类物性较差的储层不太发育。分析表明,沉积作用对储层物性起控制作用,分流河道部位物性相对较好,分流间湾(沼泽)等部位物性较差。在孔隙演化过程中,压实、胶结作用对储层起破坏作用,溶蚀作用、环边绿泥石胶结主要起建设作用。

环江油田长4+5油层组特征及测井产能评价

进行储层特征研究对于油气藏的合理开发和产能建设具有重要意义。测井信息所获得的地质参数在一定程度上可以反映储层的产能。针对环江油田延长组长4+5油层组低孔、特低-超低渗透率的储层特征,充分利用测井信息,在储层合理分类的基础上,评价影响产能的关键地质参数。利用测井多参数标定法、基于多参数分析法对长4+5油层组的自然产能进行定性识别和定量预测。通过预测结果与实际测试结果的对比分析表明,基于测井资料的预测结果与实际试油测试结果相关性较好,从而确认产能预测模型结果的可靠性,实现了通过测井手段预测试油产量,进而达到优选试油层位、指导油田勘探开发的目的。

油田检泵作业的原因以及治理措施分析

我国经济发展、科学技术水平得到了全面进步,各个行业对于石油物质的基础要求越来越大,为此油田抽油操作过程中,必须高度重视油田检泵作业的高效开展,并且制定出详细的管理和保护措施,进而保证石油生产程序得以顺利开展。本文首先详细分析油田泵设备概论,并且结合油田检泵作业必要性以及油田检泵作业现状,进一步总结出油田检泵作业治理措施。

安塞油田长6_1^(1(2))小层单砂体界面识别及划分方法

安塞油田长61油层总体连片性较好、稳定性较强,但层内单砂体稳定性却相对较差,变化较快,常有尖灭,且泥质夹层发育。因此,亟需建立一套单砂体划分方法,对其结构形态进行细致研究,为改善油藏开发效果提供新的思路。以长61(2)1小层为研究对象,通过野外露头和井下对比,深入剖析单砂体的形成背景及规律,并最终建立了有效的划分方法。

弱酸性含铁油田污水处理技术研究

依照油田注采水要求,对含有较高浓度Fe^(2+)和游离CO_2的3种油田酸性污水采用空气与污水快速定量气液平衡方法,实现快速提高污水的pH值,降低酸性污水腐蚀性。同时消除污水中的Fe^(2+)、S2-等不稳定物质,降低悬浮物含量,促使具有结垢趋势的余量Ca^(2+)、Mg^(2+)等沉淀,保障外输水质稳定性。对3个污水站的污水处理结果表明,在气液体积比为2∶1时,污水的pH值均由弱酸性提高到7以上,(Fe)浓度由4.50~12.2mg/L均降低到0.5mg/L及以下,验证了快速定量气液平衡方法在处理含铁含游离CO_2油田酸性污水中的可行性。

聚合物微球调驱剂的制备及其在多孔介质中的微观渗流规律

采用反相微乳液法/乳液法制备了聚合物微球调驱剂,并在微流控芯片中进行了物模实验评价及模拟,分析了聚合物微球调驱剂在岩石孔隙中的输运机理。结果表明:多孔介质的孔隙大于聚合物微球调驱剂直径时,大量微球在微通道中的运移会增加流动阻力及近壁面区域的剪切力;多孔介质的孔隙略大于聚合物微球调驱剂直径时,多个聚合物微球一同进入;在随机生成的多孔介质结构中,微球大颗粒的通过能够导致更大的压力波动,但微球数量越多,滞留情况越严重。

渭北油田2井区长3油层组储层裂缝预测

渭北油田属于低孔隙度、低渗透率、低丰度、低产油田,开发难度大。为了改善自投产以来出现的部分井组注采对应关系差的问题,亟需提高对储层裂缝预测方法的认识。根据前人研究成果,从构造位置、岩性特征、小层厚度、沉积微相、生产动态等方面对研究区储层裂缝进行预测。结果表明,部分构造曲率较大,砂岩粒度、厚度较小,席状砂微相较为发育的区域有裂缝形成。

渭北油田2井区长3油层组储层构型分析及动态验证

为了改善渭北油田自投产以来出现的油井生产效果差、部分井组注采对应率不高的问题,需提高对渭北油田储层砂体间连通性的认识。以Miall构型划分方案为基础,结合目的层位长3油层组油藏沉积规律,提出了三角洲前缘储层内部构型的7级划分方案;并结合岩心及测井资料,在充分认识单河道砂体发育特征的基础上,提出了河道砂体在垂向上的叠置关系模式及侧向上的单一砂体接触模式,通过实际生产动态对该构型划分模式进行了验证。

环江油田延安组储层四性关系及出油下限研究

通过对环江油田延安组主要目的层段岩心资料、物性特征及储层四性关系的分析研宄表明：研宄区储层具有中-低孔、低渗特征；储层含油气性主要受控于岩性和储层物性；粒度较粗的砂岩孔渗性较好，常成为油气富集的有效储集体。选取声波时差和电阻率等电性资料，根据测井、有效储层解释结论确定了区内有效储层的电性下限，并由孔隙度-声波时差、孔隙度-渗透率模型计算出研宄区有效储层物性下限。通过对比有效储层下限值与岩心测试值，二者具有明显的一致性，表明储层物性-电性特征模型符合研宄区地质特征，为有利区的预测提供了重要依据。

基于移动应用的油田安全自动化监控

通过搭建基于移动应用的油田安全自动化控制模型,介绍了WCF远程通信、设计模式、阿里云服务、研华ADAM-6017模拟量输入输出模块、索福达可燃气体变送器等技术应用和设备使用方法,其中包含了该模型的核心算法以及代码。自动化监控系统基于联合站现有安全监控识别设备,采用物联网和云服务技术,整合管理多类型气体监控设备和场站控制器,完成包括数据采集、信息识别、网络传输、自动化控制的功能,将报警信息通过生产数据网络传输至云服务,同时分发消息至场站监控室和用户移动客户端,通知用户险情信息,触发警报并控制单位门禁系统联动。

高压欠注井连续注入酸化工艺技术研究及应用

注水是使油井长期高产稳产的重要技术措施之一。随着注水时间的推移，注水井的注入压力明显增加，注水量严重下降甚至出现注不进的现象，最有效的方法就是酸化解堵。针对常规酸化施工工序复杂，占用大量空间、时间等问题，提出了注水井连续注入酸化的思想，即“一步”代“多步”，实现高效、快速酸化作业。通过室内试验研究，研制出了新型智能酸SA608酸液体系。该酸液体系完全满足连续注入酸化工艺的要求，酸化时不影响注水井的正常注水工作且酸化后无需返排，大大地降低了酸化作业时间以及劳动强度。现场应用5井次，施工后注水压力下降1～7．5MPa，单井增注10～20m3／d，降压增注效果显著。

提高分辨率处理技术在苏里格气田西区的应用

苏里格气田是鄂尔多斯盆地天然气储量富集区,苏里格气田西区储层砂体厚度变化大,砂体普遍较薄。为了有效识别薄砂层,要求加强对地震资料进行提高分辨率的处理。通过对实际资料进行反褶积和Q补偿方法试验,认为在苏里格气田西区应用地表一致性反褶积和Q补偿串联的方法能有效提高地震资料的分辨率,为后续薄砂层的储层预测提供了高品质的地震成果;同时通过参数优选总结出了苏里格气田西区品质因子Q的范围。该研究成果为同类地区开展高分辨率方法研究提供了借鉴。

长石溶蚀作用特征及对储层的影响——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5油层组为例

通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、物性等综合分析,对姬塬地区长4+5油层组储层长石溶蚀特征、成因及其对储层的影响进行了研究。长石溶蚀的增孔、提高渗透性作用显著,面孔率平均增加了1.32%,渗透率平均增加了0.22mD。通过长石溶孔与储层孔隙度、渗透率的相关性研究,优选出了储集性能好(面孔率大于4%)、渗透率较高(大于0.6mD)的相对高孔、高渗区,为油田勘探开发提供了重要地质依据。

基于修正熵权法的油气管道土壤腐蚀分级量化评价方法研究

针对油气管道土壤腐蚀核心影响因素权重系数的求解存在单因素指标的不确定性,导致权值结果出现偏差,造成综合评估结果不准确这一问题,提出主客观结合的赋权方法,建立了可靠的油气管道土壤腐蚀核心影响因素权重分级量化评价模型。利用粗糙集和熵权法确定主权重和主权重值,并采用无量纲化同级变换和层次分析(AHP)法来修正模糊单因素条件属性的权重值,可得到合理的油气管道土壤腐蚀分级量化评价结果。通过与实际数据比较表明,结合AHP法修正特定区间下不定单因素指标的权重值,可以提高单因素指标权重值的精确度,获得可靠的油气管道土壤腐蚀综合评价结果。

低渗储层试井压力解释新方法

长庆油田因其储层"三低"特征,采用常规试井解释时外推储层压力偏高。针对低渗透油藏的储层与生产特征,在进行试井解释时引入裂缝影响半径和裂缝影响面积2个概念,主要考虑裂缝及裂缝影响半径区域对试井曲线的影响,将双对数曲线上翘分为2个部分,前部分主要受到压裂和长时间生产后储层平面非均质性的影响,后部主要受到非达西渗流和启动压力梯度的影响,取得了良好的解释与应用效果。

利用吸水剖面进行水驱动用程度研究

本文宏观分析白豹油田白157区长4+5油藏吸水剖面分布特征,以期为后期油田动态监测提供依据。