吉林油田新Ⅴ区块注水压力高原因分析及对策

对吉林油田新Ⅴ区块注水压力高的原因进行了分析。经研究发现 ,注水压力上升的主要原因是粘土膨胀、机械杂质、胶质及沥青质等造成的地层堵塞。另外 ,钻井泥浆污染也是造成注水压力升高的原因之一。对区块实施“热酸复合型地层强化处理技术”和大排量洗井等措施后 ,注水压力和启动压力都有了明显下降     

吉林油田新V区块注水压力高原因分析及对策

对吉林油析V区块注水压力高的原因进行了分析。经研究发现,注水压力上升的主要原因是粘土膨胀、机械杂质、胶质及沥青质等造成的地层堵塞。另外,钻井泥浆污染也是造成注水压力升高的原因之一。对区块实施“热酸复合型地层强化处理技术”和大排量洗井等措施后,注水压力和启动压力都有了明显下降。     

延安组底水油藏注水开发特征及注水优化—以D区块为例

D区块为岩性—构造油藏,具有边底水特征。文章通过对D区块注水开发特征分析,认识到:该类油藏注水开发时应控制注、采速度,温和注水,温和采油。通过开发实践,D区块适宜的注采比为0.8—1.0,适宜的井底流压为2.5—3.5MPa。     

潜江组低渗透油藏注水开发实践认识

江汉油田深井低渗透油藏较多,由于地质特点的差异,导致注水开发过程中所表现的特征不同。而王场油田王广区和广华油田广二区均为低渗透岩性构造油藏。这两个区块的主力油层连片,地质条件及油层物性相似,且均为90年代进行重新认识后进行滚动完善并投入注水开发的,但注水开发效果截然不同。力图通过对两区块主力油层井区的注水开发效果进行分析对比,找出了差异所在,并提出了低渗透油藏注水开发的几点建议。     

高青樊107联合站污水处理技术应用研究

根据胜利油田樊107区块低渗透油藏注水开发的需要，开展了高青樊107联合站污水处理技术研究，与辽宁华孚环境工程‘有限公司联合研发了一套适合樊107区块注水水质指标的污水处理工艺设备。结合高青樊107区块的地质特点、注水水质指标要求，介绍污水处理室内试验研究、工艺流程、工艺设备选型、现场试验、存在问题和整改措施。     

胜利油田SNSH100区块注入水固相悬浮物适配标准研究

注水是油气田开发过程中补充地层能量的有效方式,但是注入水中的固相悬浮物会堵塞地层,降低地层渗透率,造成注水困难。以胜利油田SNSH100区块为例,通过室内试验确定该区块对固相悬浮物的水质适配标准,并形成图版。通过CT扫描的手段研究注入水中固相悬浮物使岩心渗透率下降的机理。CT扫描结果显示,注入水中固相悬浮物降低岩心孔隙连通性,使得岩心渗透率降低。     

周期注水技术在温西六区块中的研究与应用

针对温西六区块在井网加密滚动调整后出现的主力层单一、并严重水淹、产量大幅度下降等问题，必须寻求一种新的方法来解决上述出现的开采矛盾。在借鉴国内外砂岩油田周期注水经验基础上，有效利用油藏数值模拟技术，从实际出发，对温西六区块实施周期注水的可行性进行了研究，优化了注水周期参数，论证了周期注水时机，提出了周期注水具体实施方案，并经现场检验取得了一定效果。     

吉林油田新218区块周期注水效果评价

针对吉林油田新218区块井网调整后含水上升快的现状,通过分析水驱过程中存在的问题,开展了周期注水调整措施,包括注水周期的确定、注水方式的确定及注水量的确定,新218区块采取周期注水后,井组产量保持稳定,地层压力得到恢复,含水上升得到控制,取得了明显的稳油控水效果。     

温西十区块合理注水压力研究

通过油层破裂压力影响因素分析，确定了温西十区块油层破裂压力为60MPa；通过分析注水压力对套管损坏的影响，论证了注水井井底流压应在50～58MPa之间；井口注水压力应在24．2MPa至32．2MPa之间。明确了温西十区块目前存在的主要问题是水驱效果差、注水利用率低，采油井周围地层压力未能有效恢复。针对该区块存在问题，提出了下一步技术对策。     

胡尖山油田安237区延9油藏合理技术开发政策研究

胡尖山油田安237区块2015年规模建产,对比胡尖山同类延9油藏,安237区显示油层物性一般,通过对安237区块延9构造相似,开发政策不同油井对比发现,注水有利于安237区块整体开发,本文通过分析合理技术开发政策,详细分析了注水强度、采液强度、合理流压等,并探究下步稳产方向,为提高该井单井产能,改善区块整体开发效果提供技术支持。     

靖边气田含醇污水处理工艺优化

随着陕北靖边气田的不断开发，气井产水量逐年增加，在对气井加注甲醇过程中，气田含醇污水量增大、含醇浓度偏离设计值，同时气田污水具有很强的结垢、腐蚀倾向，影响了甲醇回收装置的稳定运行。为此,从优化含醇污水处理工艺的角度出发，通过采取对高产水井污水分排分储、预处理工艺及操作参数优化、甲醇回收装置参数优化运行试验等措施，减少了含醇污水产量，改善了预处理效果，提高了甲醇回收装置运行效率和产品甲醇质量，保证了目前的含醇污水处理能够满足气田发展的需要。     

胜利油田整装油藏高含水正韵律厚油层水平井挖潜技术研究

水平井技术是胜利整装油田特高含水期正韵律厚油层剩余油挖潜的一项有效技术。由于水平井在生产过程中受层内夹层、剩余油富集厚度、水平井生产参数等方面的影响,针对正韵律厚油层层内剩余油分布特征,应用数值模拟技术,研究了水平井开发技术政策界限。此研究结果在整装正韵律厚油层的应用取得了较好效果。     

高含量氢气赋存的地质背景及勘探前景

氢气作为一种可燃气体,是一种重要的清洁能源。随着过度依赖化石能源带来的环境问题日益加剧,从自然界中获得氢气的研究得到了越来越多的重视。但是,地质条件下能否形成高含量氢气,它们的成因及分布规律如何,目前研究较少。针对上述问题,通过对比不同地质条件下氢气的形成及富集规律,发现在裂谷系统以及板块俯冲带前缘均可能发育高含量氢气气藏。通过进一步总结氢气在不同大地构造位置的分布特征,认为控制我国含油气盆地分布的板块碰撞带和俯冲带及其周缘,具备高含量氢气发育的地质条件,而且,这些构造位置上发育的含油气盆地具备较好的天然气保存条件,有利于高含量氢气的保存。      

Classopollis高含量带的发现及其地质意义

系统收集整理准噶尔盆地地面、井下三工河组的古生物资料，重点研究三工河组Classopollis(克拉梭粉属）高含量带的孢粉组合的分布规律，在北天山山前Classopollis高含量带地层厚度大，含量高。准噶尔盆地由南向北其含量减少，地层厚度减薄。认为Classopollis高含量带在三工河组下段顶部，与吐哈盆地煤窑沟剖面三工河组，塔里木盆地库车河剖面阳霞组上段、青海大煤沟剖面大煤沟组二、三段，民和盆地炭洞沟组上部，陕甘宁盆地南部富县组相当，反映全球托阿尔斯（Toarcian)的一次气候变干事件。Classopollis高含量带是一良好标志层，可以作为中下侏罗统划分的标志之一。     

风城地区风城组储层及潜在敏感性特征

通过对风城地区风城组储集层的岩性及敏感性特征分析 ,认为该套储集层主要为一套静水沉积的含凝灰质、含有机质的泥岩、云质泥岩及泥质云岩。岩石致密 ,主要储集孔隙类型以裂缝为主 ,尤其是微裂缝较发育 ,晶间孔及次生溶孔次之。在成岩演化过程中 ,具不同程度的云化、硅化及硅硼钠石化 ,局部较强 ,云质主要为铁白云石。主要潜在敏感性矿物为含量较高的伊 蒙混层矿物和散布在岩石中的粉、细晶含铁白云石 ,主要潜在敏感性为水敏和酸敏。     

高含硫裂缝性气藏储层伤害数学模型

在高含硫裂缝性气藏气体开采过程中,地层压力不断降低,导致硫微粒在气相中的溶解度逐渐减小,在达到临界饱和态后从气相中析出,并在储层孔隙及喉道中运移、沉积,导致地层孔隙度和渗透率降低。地层压力的降低导致裂缝逐渐闭合,也会导致地层孔隙度和渗透率的降低,从而影响气井的产能和经济效益,严重时可导致气井停产。针对高含硫裂缝性气藏复杂渗流特征,基于空气动力学气固理论描述硫微粒在多孔介质中的运移和沉积,建立了一个全新的、能够综合描述多孔介质中硫微粒的析出、运移、沉积、堵塞以及应力敏感的高含硫裂缝性气藏储层伤害数学模型,并以L7井为例进行了实例分析。研究结果表明：在定产量生产条件下,硫沉积对气井生产动态的影响主要表现为气井的稳产时间缩短及气井产量在递减期内的递减速度加快。     

南海北部大陆架Y盆地天然气中N2成因及气源剖析与探讨

Y盆地天然气中普遍含有非烃N₂和CO₂,且N₂含量与无机CO₂总体呈相互消长关系,而与CH₄为主的烃类气正相关。非烃N₂依据其含量可划分为低含N₂(N₂<10％)、含N₂(N₂=10％～15％)和富(高)N₂天然气(N₂>15％)等三类,而N₂成因则根据其地质地球化学特征及伴生稀有气体同位素特点,可将其综合判识为大气成因、壳源有机成因及壳源有机―无机混合成因等三种成因类型。N₂总体分布特征多具有平面上分区分块、剖面上集中富集于400～1600m的浅层或超浅层的特点。N₂与CO₂及烃类气的共生组合关系,常常具有有机成因的富N₂天然气与低含量有机CO₂及高含量CH₄为主的烃类气伴生,而有机―无机混合成因的低含N₂、含N₂天然气则多与高含量无机CO₂及部分CH₄为主烃类气并存的组合特征。很显然,这种共生组合关系决定了N₂的成因及气源构成特点。因此,基于N₂成因类型及与CO₂及烃类气的共生组合关系和分布特征,结合地质地球化学的综合分析研究,可以综合判识N₂气源。     

升深A区块强水驱火山岩气藏合理产量确定

升深A区块是目前大庆长垣地区动态储量最高、稳产能力最强、单井产气量最大的气田,但底水作用强、CO_2含量高,开发风险较大,必须落实好气井合理配产,达到科学高效开发要求。从升深A区块气藏试采动态特征入手,运用指示曲线、最小携液流量、底水气藏临界产量、气液对管壁的冲蚀作用等气藏工程理论计算了气井的合理生产区间,并建立了合理产量确定模型。通过几年来的有效实施,区块气井展现出地层压力稳定、年产气量稳定、水气比稳定的良好开发态势。     

大庆外围特低渗透油藏非线性渗流周期注水研究

大庆外围某特低渗透试验井区平面非均质性严重,周期注水利于驱动低渗透区原油。由于特低渗透油藏压力敏感性强,文中根据非线性渗流规律,进行数值模拟研究,优化周期注水方式。采用矿场实际数据,选取矩形五点井网,建立平面非均质模型,分析"增注—减注"方式与"增注—停注"方式的含水率、采出程度、有效驱动体系的建立及地层压力保持情况。结果表明,"增注—减注"方式比"增注—停注"方式采出程度高、驱油波及系数大、低渗区非线性及储层伤害影响小。分析结果对低/特低渗透油藏注水开发具有指导意义。     

高压注水管线可靠性评估方法应用

伊拉克某油田高压注水井多,管线数量大,注水管线均为埋地敷设且没有阴极保护,很难进行壁厚检测。随着注水开采的深入,因管线泄漏而导致的注水井停注损失越来越高。为了评估并降低注水管线的风险,平衡管线维修和新建管线费用,减少停注时间,实现最大化注水油藏效益,油田生产部采用效益评估法(三分法)对注水管线的可靠性进行评估,以此作为是否更换旧管线的依据。根据评估结果,逐年对旧管线进行更新,满足注水生产的需要。效益评估法的应用将大大推动油田注水管线的完整性管理。