涩北气田产能试井二项式方程曲线倒转校正方法

利用二项式方程进行无阻流量计算,对气井进行合理配产已在气田开发中得到广泛应用。涩北气田由于部分测试井地层出水、出砂,产能试井二项式曲线出现"倒转"现象。依据校正前生产井的试井指示曲线截距的正负值,对流压或静压进行相应校正,校正后的二项式层流系数和紊流系数校正后均为正值,产能试井二项式曲线形态正常,解释结论更加客观、真实,并在实践中取得了良好的应用。

辽河油田桃园-大平房地区火山岩储层特征研究

对辽河油田桃园一大平房地区火山岩储层特征进行了研究。研究了该区火山岩岩石学特征和储层物性，分析了影响火山岩储集层孔隙发育的因素，探讨了研究区火山岩岩相类型，并对火山岩储层进行了综合评价。辽河油田桃园一大平房地区沙三段储层除碎屑岩外，还广泛分布着大量的火山岩岩体，分布面积约为55km^2，厚度100～200m，岩性以玄武岩、安山岩为主；储集空间可以分为原生、次生2类和7种基本成因类型，其中主要类型为溶蚀孔一缝型；成岩作用及构造运动为影响火山岩储集层孔隙发育的因素；火山岩岩相可以划分为爆发相、溢流相、火山沉积相3类，其中溢流相为主要的储集带。

井下修井作业现状及技术优化探析

井下作业是一项复杂的工程,修井技术的优化能够提升油井的采油率。本文中,笔者首先分析了井下修井作业的现状,然后针对性地提出了几点技术优化措施,希望能够对今后的相关研究提供一定的参考依据。

多层边水气藏的动态监测技术及效果

柴达木盆地涩北气田面临着综合含水率上升、产量递减、边水非均衡推进等生产挑战，多层边水气藏的动态监测就显得尤为重要，这项基础工作贯穿于气藏开发的始终。为此，利用试井和测井的方法直接或间接地测量出气井的地质参数、生产参数、井下技术状况以及各种参数的动态变化等，综合气井生产动态，从产能评价技术、边界探测技术、气藏动态描述技术、生产管柱检测技术和产层动用评价技术入手，判断气田开发是否符合开发方案要求，为气藏开发调整提供第一手资料。该气田是第四系多层疏松砂岩边水气藏，在其试采开发过程中录取到大量产能评价、产层动用以及边界参数变化等资料，通过分析，认为气层的出砂压差宜在地层压力的10％～15％之间，合理产量为无阻流量的10％～15％，合理配产区间在7．1×10^4～10．4×10^4m3／d，最小临界携液流量为7．1×10^4m3／d。该研究成果为涩北气田多层边水气藏的开发提供了技术支撑。

苏里格气田东南部盒8段储层成岩作用研究及其孔隙演化模式定量分析

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X线衍射、粒度分析及物性等资料,分析了苏东南地区主要的成岩作用类型及其对储层物性的影响。定量分析了各类成岩作用对储层孔隙的贡献率,结果发现胶结物晶间孔对该区储层孔隙贡献程度不可忽视,晶间孔对储集空间的贡献率平均为36.31%。随后对孔隙模式演化进行了定量分析,采用对不分选状况下未固结砂实测的初始孔隙度关系式恢复砂岩原始孔隙度,通过压实后粒间剩余孔隙度的恢复、压实后损失孔隙度的恢复、胶结作用引起的砂岩孔隙度降低和溶蚀作用引起孔隙度的增加幅度计算公式,实现了各成岩阶段孔隙度的定量分析。定量计算结果与实验室室内物性测试分析结果基本吻合,误差为2.5%,检验了研究方法的合理性,表明研究结果具有一定的可靠性。

耐高温水基压裂液研究进展

随着勘探技术的发展,油气勘探向纵深发展,而越往深井发展地层温度越高,国内外对高温油藏的开发愈加重视。水基压裂液由于其施工方便、价格低廉以及性能优异等优点,一直是应用最为普遍的压裂液。但早期压裂液的耐温性能较差,无法满足高温油藏的压裂施工需求。因此开发可用于耐高温油气藏的水基压裂液具有重要的研究价值和实际应用价值。本文介绍了国内外耐高温水基压裂液的研究进展,对于胍胶压裂液,通过提高稠化剂用量,进行稠化剂、交联剂的改性,以提高其耐温性能;耐温清洁压裂液稠化剂类型由早期的阳离子、阴离子型向双子及复合型发展,近年还有学者将纳米体系用于改性表面活性剂;耐温合成聚合物压裂液发展较快,多是通过设计多元共聚物提升耐温能力。对于胍胶压裂液体系,研发满足特高温油藏压裂施工需求的低浓度胍胶压裂液还是今后的主要研究方向。文中指出清洁压裂液体系成本过高,无法大规模使用;合成聚合物压裂液耐温性能好,研究含有支链聚合单体或磺酸基团等的多元共聚物,引入合适的疏水基团作为稠化剂,是合成聚合物的研究方向。

阳离子型双子表面活性剂在石油行业的应用进展

针对用于缓蚀剂、杀菌剂、驱油剂、压裂液和防腐剂这5个方面对阳离子型双子表面活性剂的合成、使用条件、应用现状进行了综述,发现存在的问题有:缓蚀剂溶解性较差、对环境有污染;在高温、高浓度前提下防腐剂性能不强;杀菌剂稳定性较差、易产生抗药性;驱油剂的吸附量不够低、在地层介质中没有较大的扩散速度;压裂液的耐温性能较差、破胶不够快速、彻底。针对上述的不足之处提出了对于驱油剂应加强其对于超高温、高盐地层的适应性;提高压裂液的降滤失能力;发展有利于环境生产、无污染或低污染的缓蚀剂;提高防腐剂在高浓度条件下的防腐效果;制备稳定性强的杀菌剂等建议。

致密砂岩气藏微观孔隙结构参数定量评价——以苏里格气田东南区为例

常规镜下实验对储层微观孔隙结构的描述只能达到一个定性-半定量的结果,这对进一步研究储层的微观孔隙结构及其对储层渗流能力的影响是不够的。该文在常规镜下实验的基础上,通过高压压汞实验、恒速压汞实验等先进的实验手段对鄂尔多斯盆地苏里格气田东南区盒8段致密砂岩储层的微观孔喉特征进行了分析。结果表明,研究区内致密砂岩储层孔隙主要以溶蚀孔、晶间孔为主,喉道类型以管束状、片状喉道为主。储层主要以喉道控制型为主,孔喉配置关系主要为大孔-细/微细喉道。同时,根据恒速压汞实验结果,分别分析孔隙与喉道对渗流能力的影响,得出该区域致密砂岩气藏储层渗流能力主要受喉道控制,而喉道的发育程度决定了储层的最终物性特征。

新疆三塘湖盆地牛圈湖区块异常低压成因及压力演化定量分析

三塘湖盆地牛圈湖区块中生界侏罗系西山窑组储层具有典型的异常低压油藏特征，晚白垩末期储层达到最大埋深，此时下部芦草沟组烃源岩演化程度达到最大，随着油气持续向储层充注，此时地层压力达到最大，可达30．33—50．74MPa。本文从引起油藏异常低压的主要因素入手，定量分析了构造抬升与地层剥蚀、地层温度降低、成岩作用中的“耗水作用”以及矿物蚀变引起的自生体积缩小等因素对地层压力的影响。这些因素共同作用导致了地层压力降低，其中溶蚀作用中矿物蚀变所形成的“耗水作用”，使地层压力下降24．4％-37．1％，是造成储层异常低压的首要因素，同时矿物蚀变导致自身体积缩小并导致储层压力下降16．5％～24．8％，地层温度降低和构造运动对储层压力降低影响相对较弱，降低幅度分别为7．9％～8．6％和4．8％～8．1％。以上种种因素的共同作用，使得地层压力下降17．45～37．85MPa，最终形成现今异常低压的分布格局。

叉状压裂多分支水平井电模拟实验

近年来,多分支水平井在低渗透油气藏,特别是开采页岩储层、致密砂岩储层开发中起到越来越重要的作用。为了进一步提高产量,可对水平井采用水力压裂的方法使其产生裂缝从而增加油气产量。运用水电模拟原理,分别考察了裂缝长度、渗透条件、分支数量、水平段裸眼及封闭条件等因素对产量的影响。结果表明,裂缝存在最优长度,各分支水平井的产量不同,在分支情况相同时裸眼完井与封闭完井的产量存在差异。

燕山地区高于庄组碳酸盐岩成岩作用与孔隙演化

通过对野外露头、浅井岩心、普通薄片、铸体薄片、阴极发光、碳氧同位素及流体包裹体等资料的分析,对高于庄组碳酸盐岩成岩作用及孔隙演化进行了综合研究,详细阐述了成岩作用的主要类型、产物及其对储层的影响。研究表明:成岩作用控制着孔隙的演化过程;孔隙演化经历了早期溶蚀-充填、表生溶蚀-充填和埋藏溶蚀-充填3个阶段;碳酸盐岩的原生孔隙消失殆尽,次生孔隙发育程度取决于晚期埋藏溶蚀作用和破裂作用;第2期主要成藏期始于三叠纪,略早于第3期充填-胶结作用,与孔隙演化的配适性较好。

疏松砂岩气藏低压低产井开发对策研究

随着疏松砂岩气藏的开发,低压低产井的逐渐增多导致气藏储量动用失衡,影响整个气田开发方案的实施,降低气藏的最终采收率。为了保证气田的稳产,以典型的疏松砂岩气藏涩北气田为背景,在掌握气藏储层特征的基础上,通过气井生产特征的分析对低压低产井进行了分类,结合气井低压低产形成的原因,针对性地提出了不同类型低压低产井的开发对策。现场应用效果表明,采取相应的开发对策后气井产量增大,能够保证气田稳产,提高气藏的最终采收率。

深海石油钻井技术进展

介绍了深海钻井平台的演变过程以及深海钻井技术的各种工艺、特点,对目前深水钻井技术的发展状况进行了简要分析,并对我国未来深海钻井技术的发展前景进行了展望。

大民屯凹陷西部斜坡带沙河街组四段沉积相特征

利用岩心观察、录井及测井等资料,结合岩石粒度特征,对大民屯凹陷西部斜坡带沙河街组四段(Es4)沉积类型及其演化特征进行了深入剖析。研究表明,区内主要发育浊流沉积和重力流沉积2种类型,沉积物多为强水动力下快速堆积;主要沉积相类型包括近岸水下扇、浊积扇、扇三角洲、湖泊共4种;Es4沉积早期构造活动强烈,物源主要来自于西部斜坡,发育为扇三角洲沉积和近岸水下扇沉积,中后期,受湖盆扩张影响,研究区主要发育滨浅湖-半深湖沉积。

中孔中渗砂岩储层Biot系数测试方法对比研究

Biot系数是流-固耦合理论的核心参数,但目前缺乏针对特定储层的准确获取Biot系数的推荐方法,为此通过室内试验对比研究了3种可用于中孔中渗砂岩储层的Biot系数测试方法——Cross-plotting法、排水试验法和声波动态法。以胜利油田典型砂岩区块为例,分别从渗透理论、岩石弹性变形特性与声波动态分析3方面入手,进行了试验研究,比较了试验结果,探讨了影响试验结果的因素。试验发现,利用Cross-plotting法获取的Biot系数最大,利用排水试验获取的Biot系数次之,利用声波动态法获取的Biot系数最小,并且动态测试值要明显小于静态测量值。研究认为,对于中孔中渗砂岩,推荐采用基于岩石弹性变形理论的排水试验法,该方法测试精度高、可靠性强。

多相管流相关规律研究

深入研究多相流动规律对油田生产具有重要的指导意义。通过对多相流动常见模型的计算,比较和分析,得到:不同计算模型有其适用的工况,目前来说没有一种模型适合于所有情况;针对不同工况,对选出符合的计算模型;在文中给定的条件下,Dukler法和BBM法具有较好的计算结果,相对误差不大于5%,且Dukler计算结果较BBM计算结果大。当原油量一定时,随着气油比或含水率增大,总体压降均增大;随着总传热系数增大,管道压降稍微减小,且当总传热系数达到一定值时,对管道压降几乎没有影响。

鄂尔多斯寨科区及旦八北部区储层特征研究

寨科区和旦八北部区面积约82km^2。通过大量资料统计分析,该区域长4＋5、长6储层主要为细砂岩,孔隙度一般4.7%～18.4%,平均10.93%,渗透率0.042～12.2×10^（-3）μm^2,平均1.64×10^（-3）μm^2,长6储层孔渗条件比长4＋5略好。对储集性能起破坏性的成岩作用主要包括压实作用和胶结作用,起建设性作用的主要为溶解作用。粘土膜可以有效阻止石英次生加大以及其他矿物的胶结作用,从而有保护残余粒间孔,但是孔隙式充填的自生粘土矿物常常挤占有效孔隙空间,降低储集层的物性。

塔中奥陶系储层硫化氢成因及主控因素

塔中奥陶系储层内硫化氢广泛分布,由于其剧毒、易溶于油水中、腐蚀性强,给勘探开发工作带来一定难度。为了弄清奥陶系储层的硫化氢成因及分布规律,在分析现有关储层中H_2S来源研究成果的基础上,结合塔中地区奥陶系碳酸盐岩中的矿物组分、H_2S及其硫碳同位素分析来探讨其H_2S原因。结果表明:三期方解石交代硫酸盐矿物,且硫酸盐未被TSR还原;奥陶系内硫化氢硫同位素普遍比寒武系内硫化氢硫同位素低;奥陶系内硫化氢硫同位素和地层水硫酸根硫同位素具有伴生关系,TSR发生在烃水过渡带;TSR反应物与硫化氢含量无相关关系,并出现了沥青质碳同位素值的负偏;甲烷碳同位素值与硫化氢含量无相关关系,甲烷并未参与TSR。奥陶系与寒武系内硫化氢为不同阶段各自的产物;硫化氢生成时期为奥陶系良里塔格组(O_3l)和鹰山组(O_(1-2)y)内TSR发生在晚燕山期-喜山期,寒武系内TSR发生在晚海西期和晚燕山期-喜山期。总体上,奥陶系内硫化氢为原地TSR成因,受控于走滑断裂注入寒武系高矿化度、富镁地层水和油气,以及沿I号断裂运移的贫硫化氢干气稀释作用。

测井资料在试井中的应用

为了使得油井的储层特点被充分的分析和掌握,需要综合分析和利用所得到的测井曲线,并对测井的情况做出较为合理的解释,这样才能在试井设计的过程中使得有关油井的厚度以及渗透率等参数被充分使用,这样可以使测试方案的编制更加科学合理,同时也使试井的解释方法和解释模型的建立更加的全面。

中扬子地区寒武系烃源岩研究

以沉积岩石学及石油地质学为理论指导,以地质分析为基础,充分利用中扬子地区现有的露头、钻井及试验分析资料,对中扬子地区寒武系烃源岩进行了研究。结果表明,中扬子地区早寒武世早期,低等(水生)植物及动物群发育,沉积了一套富含黑色碳质泥岩、页岩及石煤的地层,为该区古生界最好的烃源岩层系之一;中上寒武统也有一定的暗色石灰岩烃源岩发育,估计中扬子地区寒武系烃源岩的总体积至少可达4000×104km3;烃源岩有机质丰度高,属好-较好烃源岩,虽然烃源岩热演化程度普遍较高,属成熟-过成熟,但仍具有较大的生烃能力;如果有较好的保存条件,中扬子地区寒武系则具有较好的勘探远景。