水驱剩余油油藏工程预测方法

目前全国很多油田已进入高含水开发阶段,开发层系水淹严重,剩余油分布零散。要使这部分剩余油得到合理开发,就必须准确确定它们在油藏中的分布状况,即准确地确定剩余油饱和度及其分布规律。对水驱后剩余油预测,国内外油田针对实际地质条件,形成了一系列水驱剩余油预测方法。本文介绍应用油藏工程方法确定水驱剩余油分布的方法。     

沾化凹陷五号桩油田桩52块地层对比研究

五号桩油田桩52块位于五号桩向斜,北靠桩西古潜山,南为孤岛隆起,东临长堤断层,前人从不同方面对桩52断块的沙三下第一套储层开展了一些研究,但是以前的储层研究工作较粗,到目前为止还没有系统的开展精细油藏描述及剩余油分布规律研究,需要在此前认识的基础上进行地层精细划分对比,重建油藏地质模型,揭示砂体分布规律和储层特征,本文在前人对桩52块的认识的基础上,在确定本区标准层、标志层特征后,根据岩心和测井曲线的对应关系,识别出了典型井的沉积旋回特征,对开展本区精细油藏描述,搞清剩余油分布规律,改善沙三下第一套油层开发效果及提高采收率提供科学依据。     

海相砂岩油藏定量描述技术及开发策略——以文昌Z油田为例

文昌Z油田经过二十年的开发,层内层间物性差异大,大部分生产井采用多井合采方式导致剩余油分布较为复杂,定量描述剩余油难度大。以Z油田ZJ1-4U油组为例,利用地质精细描述、剩余油定量描述及时变数值模拟,对剩余油分布进行精细研究,形成一套海相砂岩油藏剩余油定量描述的研究技术。通过油藏剩余油定量描述研究技术,挖掘油田内部潜力,提出加密调整方案,投产后取得良好效果,表明海相砂岩油藏定量描述技术可实施性较高,为类似油藏下步挖潜提供新方法新思路。     

射孔调整生产剖面技术应用与认识

以采出井为对象进行了射孔调剖理论研究,射孔调剖井与对比井组相比,产液量相近,含水降低,产油增加,产液剖面均匀,调剖效果明显。原优化方法为对单井在纵向上进行剖面调整,既考虑纵向上的渗透率级差,又考虑井组内油水井注采系统的平面渗透率差异,即对整个注采系统进行剖面调整。对于注入井,或者整个注采系统开展研究试验方法,对缓解注入井的层间矛盾以及注采系统之间的平面矛盾的适应性、建立注入井及注采系统的模型及完善射孔调剖理论和提高开发效果具有重要的现实意义。     

胜坨油田胜一区微型构造研究及对油田开发的影响

为了达到胜坨油田高速高效的开发效果,从胜一区整体构造入手,进行了精细构造解释,对砂体进行了平面和纵向归位,从而落实了砂体顶面微构造的准确形态.并统计了各种微构造与含油性的关系、开展了微构造类型与累油含水关系研究.结果表明:胜一区正向微构造油水比值大,综合含水率低,产油水平高;斜面次之;负向微构造综合含水高,产油水平低.     

关中地区地热分布控制因素与地热开发前景

地热开发布井是地热勘探研究的重点和难点,其布井位置受地热分布控制因素的影响。关中地区地热主要分布在渭河盆地,盆地内具有大量的断裂构造,加之莫霍面埋深浅,岩石圈厚度薄,具有形成地热田的深部热背景。结合区域地质资料,在前人研究结果的基础上,结合目前地热田的勘探和开发状况,分析认为断裂控制渭河盆地的生长,且影响新生代以来沉积中心的位置。新生代厚层沉积砂岩成为研究区优质热储层发育的物质基础,热异常主要受断裂带控制。地热取热方式目前正朝着取热不取水方向迈进,伴随绿色能源的发展,关中地区地热有非常可观的前景。     

探讨砂岩油藏储层对比与分类治理对策

砂岩油藏储层构造体系控制了成藏过程，还控制了油藏的富集程度，影响开发后期剩余油的分布，影响注水开发部署，决定了调整效果。因此，对砂岩油藏的精细刻画是构造岩性油藏注采调整首要工作。利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏的开发现状和开采特征进行深入研究，分析存在问题，提出相应开发调整策略。     

呈东西区水驱开发评价及剩余油分布研究

强化泡沫驱作为三次采油中一项十分重要的技术，由于能大幅度的提高采收率，已成为当前世界各国油田后期开发阶段潜在的重要开发手段。本文对埕东油田西区试验区水驱开发评价及剩余油分布进行了研究，对泡沫驱条件进行了分析和试验区的选择。     

鄯善油田西二区三间房油藏油水界面抬升原因分析

随着鄯善油田三间房油藏开发程度不断深化,地质认识也不断提高,发现鄯善油田西二区三间房油藏油水界面与开发初期所认为的分布状态有较大的差异。通过对油水界面分布状况及地层水矿化度、水型等方面的统计分析,认为区域水动力系统和原断层侵入淡水共同作用造成了目前这种状况。其中区域水动力系统主要使西区、北区的油水界面分布状态发生变化,断层侵入淡水使区块地层水矿化度及水型和南区的油水界面分布状态发生变化。这为确定下一步新钻井的井深,提高水淹层解释的符合率和措施有效率提供了有力的参考依据。     

重复压裂的油井选井选层及工艺优选

确定了油井重复压裂的时机、选井选层及工艺优选方法。即利用精细地质研究成果和开发动态分析,研究出压裂井剩余油潜力和挖潜的可行性。根据油藏特点和一次压裂裂缝状况对压裂工艺优选组合,采用多裂缝或多裂缝与普压相结合的压裂方式,优选出压裂液中增稠剂。结果表明,利用该方法优选,压裂后初期平均单井日增油10.4t,对大庆油田类似区块在油田开发后期挖掘剩余油潜力,提高重复压裂效果有很好的借鉴作用。     

液流空化技术在注采井间储层微改造中的应用——以渤海S油田B1-B2井组为例

井筒附近储层污染引起的注水井吸水能力下降,通过酸化、微压裂和提压注水等常规措施可以得到有效解决,但远离井筒附近因储层连通性差造成的注水井注水能力下降还没有很好的解决措施。如渤海S油田B1井,在注水过程中,注入压力逐渐升高,长期无法达到配注需求,对应生产井注水见效差,处于低效状态。其原因是距B1井100 m左右有低渗带存在,致使注水井与生产井之间储层连通性变差。因为常规措施处理半径有限,无法对这种低渗带进行改造。因此需要寻找新的工艺措施,既能满足处理半径足够大,同时对低渗带进行微改造,根据液流空化储层改造技术的原理可知,该技术可以满足这个条件。B1井实施液流空化后,无论是注水井吸水能力还是对应生产井生产形势都得到了明显改善。该技术的成功实施,解决了一直困扰渤海油田注采井间因储层连通性差、注水效果差的难题,为其他油水井类似问题的解决指明了方向,可以有效改善其注水开发效果。     

海上N油田蒸汽驱注采参数智能优化设计

我国海上油田原油资源储量丰富，其中N油田有着大量的稠油资源，现有的多元热流体开采方式已无法进一步提高油田采收率，开采效果差，因此急需开展蒸汽驱注采参数优化研究，但是传统的优化方法主要针对不同参数逐一进行优化方法，无法从全局综合考虑各个参数的协同优化作用，因此最终方案往往是单一参数的最优方案而不是全局最优方案。首先利用Petrol建立了区块地质模型，进而采用数值模拟软件CMG对该油田试验区进行了生产历史拟合，在此基础上使用基于均匀设计的改进型粒子群优化算法（PSO算法）对蒸汽驱开采方案进行整体智能优化，并将预测的开发效果与传统优化方案进行对比。对比结果显示，使用智能优化方案对油田进行开采，累增油量34.05万方，提高采收程度12.8%，相对人工配产方案增油5.39万方，提高采收率2.03%，有着更佳的开采效果。     

Z11块E2d2油藏剩余油分布质量评价

针对江苏油田Z11块E2d2油藏进入高含水阶段面临剩余油挖潜的问题，在划分不同储层类型的基础上，根据油藏数值模拟结果，分析剩余油分布规律。进一步提出利用动用难易指数和剩余储量丰度两个指标建立剩余油分布质量评价方法，根据迭代阈值法计算得到的评价指标分类界限，将剩余油分布质量分成4种类型并确定相应的挖潜方向。最后，根据Z11块E2d2油藏剩余油分布质量评价结果，开展剩余油挖潜的现场应用，取得了较好的调整效果。     

过套管测井技术在南海西部油田油气藏综合评价中的应用

过套管测井是指在探井或开发井已经下入套管固井后的井段进行套管内测井作业,并在此基础上进行油气层识别、储层物性评价、水淹层评价等研究。早期,过套管测井主要应用在开发测井中进行油藏动态监测、剩余油分布监测、井区水驱效果、水淹层分析等方面,其方便实用的特点使其在油田生产中得到广泛应用。近些年,由于大斜度井、水平井、高温高压等高风险复杂结构井逐渐增多,裸眼测井面临无法录取资料的风险。为了降低测井作业事故发生概率,取全测井资料,缩短作业周期,可以利用过套管测井代替原有的裸眼测井。但对于过套管测井,由于套管的隔离作用以及井眼和地层等影响因素,相较于裸眼测井其探测范围更小,油气藏评价结果存在疑问。通过对过套管电阻率、中子、密度测井原理进行分析,厘清过套管测井响应的影响因素并进行相应的校正处理,结合同井眼裸眼随钻测井以及邻井同层位测井资料对比,验证了过套管测井资料的可靠性。在此基础上再进行油气藏综合解释,有效解决了过套管测井评价技术的难点。     

分布式光纤传感器在油田水井注入剖面监测中的应用

目前油田常用的注入剖面监测方法存在施工周期长、井况适应性差、有污染等缺点。为了寻找新的注入剖面监测方法，采用分布式光纤温度传感系统（DTS）监测注水过程的井温变化情况，通过井温变化斜率定性分析各层注入量的大小。采用分布式声波传感系统（DAS）监测注水过程中井下的振动情况，根据振动能量分析，定位各配水器准确位置，并估算注入量大小。根据试验结果DTS和DAS系统可用于注入剖面的快速监测和估算，利于油田方更实时且准确的掌握注入剖面情况。     

顺北油气田奥陶系断控体结构模式研究

顺北油气田奥陶系目的层埋深普遍在8 000 m左右，三维地震资料采集面元25 m×25 m，地震资料分辨率较低，导致顺北油气田奥陶系鹰山组断控体油气藏难以精细刻画与表征。结合常规测井、电成像、远探测、取芯等资料，开展不同应力作用下断控体结构分析、断控体油气藏破碎裂缝带、破碎角砾带、断裂空腔分布研究。结果表明：断控体油气藏主要储集空间来自多期构造活动叠加改造形成的断裂空腔、角砾间孔隙、构造裂缝，不同应力机制决定断控体的发育程度，拉张背景易形成断裂空腔及裂缝带，挤压背景易形成破碎角砾带及裂缝带；断控体常发育典型的核带结构，裂缝带的宽度范围较大（0.35～1.64 km），且分布范围广，角砾带的宽度范围次之（0.44～0.93 km），且分布范围中等，断裂空腔的宽度范围最小（0.25～0.35 km），且分布范围小，主要集中在局部拉张应力区。     

无核密度测试技术在SMA-10磨耗层碾压质量的应用研究

SMA-10路面拥有良好的骨架嵌挤结构和足够的胶浆填充,具有优良的抗车辙、抗水损害、耐久性能,越来越多地应用于高速公路磨耗层和养护罩面层的铺筑。但在碾压环节容易出现过度碾压导致表面碎石被压碎,油膜脱落,不仅影响抗滑性能,甚至容易造成外界水分侵入导致路面水损害。为提高SMA-10沥青混合料的施工质量,以广东省粤西地区茂湛高速项目为依托,采用无核密度仪对碾压工艺开展试验研究。结果表明：影响SMA-10混合料压实度的主要因素包含压实组合、压实遍数和碾实温度,正常施工条件下碾压6遍（静压2.5遍+振动碾压3.5遍）即可达到规范要求的压实度,温度在下限状态下需适当增加振动碾压遍数;随着碾压遍数增加,压实度呈现先递增后平缓的规律,路表碎石棱角破损突出。建议对SMA-10路面施工,全面做好各阶段的温保措施,针对不同项目的SMA-10混合料的设计情况,采用无核密度仪获得压实曲线,作为SMA-10混合料精准碾压的控制手段。     

海上油田燃油锅炉烟道气治理及利用技术研究

目前海上稠油热采主要利用燃油锅炉产生高干度蒸汽，锅炉燃烧后产生的烟道气含有CO2以及其他组分，将烟道气处理并回注利用，不仅能提高油田采收率，还可减少碳排放。通过原油燃烧实验，测定燃烧产物中二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物及粉尘的含量，在此基础上创新研发适用于海上油田燃油锅炉烟道气处理及回注的工艺和装备，将烟道气处理后随蒸汽注入稠油井中，实验表明蒸汽与气体同时注入可使周期产油量较只注蒸汽增大2~3倍，两者协同增效作用显著。相关装备已安装于渤海油田某稠油热采开发平台，后期将为海上稠油规模化热采提质增效及注热装备节能环保探索有效途径提供技术借鉴。     

安徽省利用外商直接投资的现状及对策分析

近年来,安徽主动承接国际产业转移,外商直接投资(FDI)纷纷涌入,特别是"中部崛起"战略的实施,安徽吸引、利用FDI呈现出快速增长的态势.但FDI在三次产业间及各产业内的分布并不均衡,主要集中于一般加工制造业及房地产等行业.计量分析表明FDI时安徽总产值有较明显拉动作用,并促进其产业结构升级,但时就业的拉动效应并不显著.安徽今后应进一步改善投资环境,并按产业发展规划引导FDI的流向,似优化产业结构,促进经济的可持续发展.     

机械顶管下穿河流时土体变形特征研究

以成都锦江再生水干管穿越河流顶管施工为研究背景,利用FLAC 3D软件模拟掘进, 开展顶管施工数值分析。通过施工模型及其建模过程,研究了顶管顶进时周边土体变形影响。结果表明,顶进过程中土体沉降沿掘进方向呈周期性变化,土体沉降量最大值发生在管道间接口处;不同泥水仓压力和注浆压力工况下,河道及两侧河岸地表沉降量以管道中线呈对称分布,管道上方地表沉降量最大,随着监测点向管道中线移动,地表沉降变化速率明显增大,且在中线附近变化速率显著减小。随着泥水仓压力的增大,土层变形量显著减小,而注浆压力的增大,土层变形量变化幅度较小。