靖边气田榆31井区马五1-4储层控制因素研究

通过对靖边气田榆31井区马五1-4储层沉积作用、成岩作用、小幅度构造和岩溶古地貌特征的研究,认为沉积微相中的潮上带膏质云坪最有利于储层发育,其次是潮间潮上带含膏云坪。对孔隙起建设性的成岩作用主要是近地表和埋藏期白云石化作用、表生岩溶作用和埋藏溶解作用。构造高部位储层物性较好,有利于天然气的聚集。岩溶残丘、岩溶台地是储层发育的有利区域。     

靖边气田陕200井区马五1-4储层特征及控制因素

靖边气田陕200井区马五1-4储层以溶蚀孔洞白云岩为主,储集空间是石膏结核溶孔及石膏品模溶孔,也有少量以晶间孔为储集空间的细晶白云岩,储集性能以马五1 3最好.对该区储层分布区域进行评价结果表明,潮上带含膏云坪微相的地层因石膏含量丰富具备形成孔隙的潜力,构造运动裂缝则为溶蚀提供了渗流通道,也提高了储层孔隙度.表生岩溶作用对储集空间起着建设性作用,之后虽有矿物充填作用和交代作用等破坏性作用降低了储集空间大小,但埋藏溶解作用仍然沿构造裂缝对充填物进行改造和扩大膏核溶孔.     

鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区马五1^3储层特征及控制因素

研究鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区主力产层马五1^3的储层特征及主控因素。该区五1^3沉积于潮上带和潮间带上部,岩性为膏核、膏模细粉晶云岩及泥-细粉晶云岩,储集空间为膏模膏核溶蚀孔洞、晶间溶孔、晶间孔、溶蚀缝,主控因素为成岩作用、小幅度构造、古沟槽。靖边气田整体为低孔低渗气田,综合各项物性参数评价该储层为Ⅱ类储层。     

鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区马五13储层特征及控制因素

研究鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区主力产层马五1^3的储层特征及主控因素。该区五1^3沉积于潮上带和潮间带上部,岩性为膏核、膏模细粉晶云岩及泥-细粉晶云岩,储集空间为膏模膏核溶蚀孔洞、晶间溶孔、晶间孔、溶蚀缝,主控因素为成岩作用、小幅度构造、古沟槽。靖边气田整体为低孔低渗气田,综合各项物性参数评价该储层为Ⅱ类储层。     

靖边气田陕200井区马五1亚段成岩作用研究

应用沉积学理论,通过岩心观察、室内薄片研究及扫描电镜、阴极发光等测试分析,对靖边气田陕200井区的成岩作用进行了研究。认为本研究区马五1小段为灰色细粉晶白云岩,斑状溶蚀孔洞和晶模孔发育,储集空间多以次生溶蚀孔洞为主。根据溶解、胶结和充填等成岩作用,以及最终孔洞保存情况,马五13共划分了4个成岩作用区。     

苏里格东部地区马五1-4亚段储层特征研究

苏里格东部地区马五1-4亚段为陆表海蒸发碳酸盐潮坪相,储层以溶蚀孔洞白云岩为主。宏观上岩性较致密,岩心观察仅见构造裂缝和溶蚀孔,局部见溶蚀洞。显微镜下观察储集空间类型多样,发育膏核溶孔、膏晶模溶孔、晶间孔、晶间溶孔等。其中马五14有效储层厚度最大,最厚为116.14 m。研究区储层为低孔低渗储层,岩性和岩相与物性关系密切,控制着原生孔隙的形成,后期的成岩作用决定了次生孔隙的发育程度。     

靖边气田南部非边底型地层水分布主控因素及预测

在分析气井产水特征的基础上,研究靖边气田南部马五1+2气藏地层水分布主控因素,提出非边底型地层水分布预测方法,划分气水分布类型.结果表明:地层水主要为气水同层,纵向上主要位于马五31,平面上主要分布于区块中—东北部;气田分布受成藏背景、地质结构、小幅度构造及储层含气性等因素控制,成藏构造背景是相对富水的基本条件,不整合面地质结构控制气水聚集形式,中部大面积分布的盖层遮挡气水运移通道,小幅度构造对气水分布进行局部微调整,储层含气性差异体现地层水充注程度.根据产水井点分布、地质结构位置、小幅度构造部位、含气饱和度等指标,将研究区划分为3种类型:相对富水区,主要位于古地貌缓坡区、小幅度构造低部位且含气饱和度低于50%的区域;产水低风险区,位于西部剥蚀区和东侧洼地区、含气饱和度高于50%区域;产水高风险区,介于两者之间.该研究对靖边气田南部勘探开发及生产措施制定具有指导意义.     

特低渗透油藏注水开发实践及认识——以明9-6-1井区为例

明9-6-1井区属于特低渗透油藏,储层物性差,部分油井投产初期具有一定产能,但产量递减快,注水效果差。针对井区特征,在开发过程中,对油井实施增油措施改造,采用水平井开发,完善注采井网,加强油井结盐结蜡的管理。这些措施使井区渗透率明显提高,开发效果明显改善,从而确保了油井的正常生产,有益于特低渗透油藏注水开发实践。     

鄂而多斯盆地靖边北部地区马五4^1层段沉积微相研究

本次研究在综合岩芯观察、薄片分析、测井数据资料,以及前人研究成果的基础上,对马家沟组的岩石学特征、沉积构造进行了描述。依照碳酸沉积微相模式的划分方法,把该区马五4^1划分为潮上泥云坪、潮上云坪、潮上膏云坪、潮上灰云坪、潮间灰坪五种沉积亚相,并根据其岩性特征进而划分出8类沉积微相类型。在相分析的基础上,进一步研究了区内沉积微相的平面展布特征及其演化规律．建立了靖边北部地区马五4^1的沉积发育模式。     

广安地区须家河组须六段储层控制因素研究

广安地区须家河组须六段是河流相沉积.储层物性以三角洲平原水上分支主河道为最好.储集岩类以长石砂岩和岩屑砂岩为主,总体具有低孔、低渗的特征.其储集空间以原生成因的残余粒间孔为主,其次为次生成因的粒间和粒内溶孔.研究表明,沉积作用对储层的影响主要通过对砂体展布与厚度、岩石组构、物性等方面的控制来体现,经过强烈的压实、压溶和胶结作用改造后,储层的物性明显降低,而埋藏期的长石颗粒的溶蚀使得储集空间变好.     

K1区块石炭系卡拉沙依组储层预测

针对K1区块构造复杂,断裂发育,石炭系砂岩平面变化较快,砂泥岩互层,单砂体厚度较薄,地震资料分辨率低等储层预测难点,文章从地震地质特征入手,利用三维地震资料的精细构造解释,以约束稀疏脉冲反演和随机地震反演相结合为主要手段,揭示了卡拉沙依组沉积砂体的厚度及平面展布特征,为石炭系储层油气藏研究提供可靠依据。     

注采调控技术在吴仓堡长6油藏中的应用

鄂尔多斯盆地中生界开发层系均为低压油藏,注水开发是低渗透油藏提高采收率、提高开发效益的有效手段,是低渗透油藏实现长期稳产的根本保证。以控制吴仓堡地区长6低渗透油藏含水上升速度,减缓递减,实现长期稳产为目的,分析了精细注采调控技术在吴仓堡长6油藏的应用效果,并进一步对区内开发存在的问题和下步与开发相关的研究提出了建议。     

塘子凹坑31-1#矿体的采矿设计优化

利用三维有限元对塘子凹坑31－1^#矿体进行了采矿设计优化，模拟得出的结论经过了首采矿块的实际验证，模拟结果与实际基本吻合，证明三维有限元在地下矿山的开采优化设计中是能够得到推广应用的。     

八面河油田面4-14区沙四段1砂组储层认识及潜力评价

八面河油田面4-14区沙四段1砂组含油面积大、储量多,单井产量普遍较低,储量动用差。为改善开发效果,开展储层研究、储量计算、区带潜力评价。通过储层"四性"关系研究和砂层对比,确定储层展布、油层厚度、孔隙度、含油饱和度分布规律;结合生产动态,圈定有利区带;结合井(组)注水、热采试验分析,提出提高单井和区块产能的有效方法。     

4,4-二甲基-1-(4-氯苯基)-3-戊酮的合成

以对氯苯甲醛和频哪酮为原料,经缩合、氢化合成4,4-二甲基-1-(4-氯苯基)-3-戊酮.工艺选择了强碱性离子交换树脂为碱性催化剂以及采用CO2中和体系中的碱性物质,使4,4-二甲基-1-(4-对氯苯基)-1-戊烯-3-酮的收率达到98.3%,纯度达到97.4%;氢化反应中通过调节反应体系的pH值及使用添加剂如N,N-二甲基甲酰胺可减少副产物脱氯产物的产生,提高了目标产物的含量和收率,分别达到了98.7%,收率达到98%以上.该工艺各项经济技术指标均超过文献水平.     

安塞地区长10_1相对高渗储层特征及控制因素分析

安塞地区长101物性变化大,高渗带高产,低渗带不出油,勘探风险大.为了更好的认识长101油层,引入了相对高渗储层的概念.利用岩心、薄片、扫描电镜、粒度、图像、X衍射、物性、压汞等多种分析手段,研究了安塞地区长101相对高渗储层的岩石学特征、成岩作用特征及孔隙结构特征,并分析出形成相对高渗储层的影响因素.研究表明,安塞地区长101相对高渗储层为中粗粒-中粒含浊沸石长石砂岩和岩屑砂岩,成分成熟度较高,胶结物主要为绿泥石胶结,成岩作用主要表现为次生溶蚀,储集层主要为浊沸石溶蚀孔、长石溶蚀孔及残余粒间孔;相对高渗储层的影响因素主要有储层的沉积相、胶结物、成岩作用、裂缝及构造作用.     

NH_3-(NH_4)_2SO_4体系浸析PCB污泥中铜的研究

利用NH3-(NH4)2SO4体系,对印刷电路板(printed circuit boards,PCB)生产过程中产生大量的含铜污泥中的铜进行浸析。对PCB污泥中重金属的质量分数进行了测定,其中铜在污泥中的质量分数为33.500%,其余金属质量分数较小。重点探讨了氨-硫酸铵浓度及pH、浸析时间、液固比、温度等条件对浸析率的影响。NH3-(NH4)2SO4体系对PCB污泥中铜浸析的最优条件为氨、硫酸铵浓度分别为3.0mol/L和1.5mol/L,液固比为20mL/g,浸析时间为180min,浸析温度为25℃。在最优条件下进行了浸析应用试验,结果表明铜的浸析率可达到97.5%,此方法的相对标准偏差(relative standard deviation,RSD)为0.63%。     

气动行程程序控制的消障技术

本文介绍气控气动行程程序控制技术,电控气动行程程序控制的消障技术,以及可编程控制器(PLC)在消障上的应用。