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文献检索:
  • 沧东凹陷孔二段常规油与致密油成藏差异性
  • 沧东凹陷孔二段常规油藏与致密油藏并存,构造背景和沉积环境从宏观上控制油气成藏要素、成烃作用和成岩作用,导致常规油与致密油的成藏作用有很大差异。为了研究常规油与致密油的差异性,采用地化分析、薄片鉴定、扫描电镜等方法,从成藏要素、成藏时间和成藏模式3方面分析了二者的成藏作用。研究结果表明:沧东凹陷孔二段常规油主要分布在ω(TOC)为0.5%-3%的区域,有2期成藏,为油气源内侧向运聚模式;致密油主要分布在ω(TOC)〉3%的区域,只有1期成藏,“先致密、后成藏”,为油气近源垂向运聚模式。
  • 台9区块油成藏要素空间匹配及其控藏作用
  • 为了寻找台9区块葡萄花油层油气成藏规律,在源岩、圈闭和输导通道特征研究的基础上,对台9区块油气成藏要素的空间组合与油藏分布之间的关系进行了分析。研究表明:葡萄花油层油成藏要素可分为成藏三要素皆发育、圈闭不发育和输导通道不发育3种类型;油气成藏要索空间匹配关系对油气成藏与分布的控制作用表现为输导断裂分布控制油藏分布,圈闭发育区是油聚集分布的有利区,被输导断裂沟通的圈闭是油聚集的有效圈闭。
  • 塔里木盆地阿瓦提凹陷主力烃源岩探讨及油源对比
  • 通过区域构造、主要烃源岩分布及地球化学特征等研究,明确了阿瓦捉凹陷发育的主力烃源岩。结果表明:阿瓦提凹陷发育有中-下寒武统、中-上奥陶统和石炭系-二叠系等3套烃源岩;中-下寒武统烃源岩在加里东晚期进入生油门限,处于低熟阶段,海西早期处于成熟高峰阶段,海西晚期处于高峰-高熟阶段,燕山期处于高熟-过熟峰期,喜马拉雅晚期处于过熟阶段;中-上奥陶统烃源岩主要分布于阿瓦提凹陷的西北部,加里东晚期-海西早期处于未成熟阶段,海西晚期处于低熟一成熟阶段,燕山期处于成熟高峰期,喜马拉雅晚期处于高熟-过熟阶段。
  • 徐家围子断陷气源断裂输导天然气能力评价
  • 为了研究气源断裂在松辽盆地徐家围子断陷火山岩天然气成藏中的作用,以气源断裂输导天然气机理及影响因素研究为基础,通过考虑断裂输导天然气能力和源岩供气条件,建立了一套气源断裂输导天然气能力综合定量评价方法,对徐家围子断陷火山岩储层中气源断裂输导天然气能力进行了综合定量评价。结果表明:徐家围子断陷火山岩储层中气源断裂在徐深301井附近输导天然气能力最强;达深1井以北、肇深5井东南、朝深2井北部和汪深101井-芳深9井以东地区,气源断裂输导天然气能力相对较强,应是天然气成藏的有利地区,目前这些地区已发现了大量营城组火山岩气藏;朝深2井东北和达深1井西北地区气源断裂输导天然气能力强,应是徐家围子断陷火山岩天然气下步勘探的有利地区。
  • 断-盖空间配置类型及其对油气成藏的控制作用
  • 为了研究含油气盆地断裂发育区油气分布规律,通过研究断裂对盖层破坏程度及其对下伏油气封闭能力,剖析了断-盖空间配置类型及其对油气运移和聚集的控制作用。断-盖空间配置分为不封闭型和封闭型,其中不封闭型包括盖层完全被断裂错开和盖层断接厚度小于其封油气所需的最小断接厚度的2种断-盖配置类型,封闭型是指盖层断接厚度大于其封油气所需最小断接厚度的断-盖配置类型。断-盖空间配置对油气运移的控制作用主要表现为:封闭型断-盖配置对油气垂向运移起变径作用,对油气侧向运移起连接作用;不封闭型断-盖空间配置对油气垂向运移起减慢作用和部分变径作用,对油气侧向运移起变径作用。断-盖空间配置对油气聚集的控制作用主要表现为:封闭型断-盖空间配置油气均在其下聚集分布;不封闭型断-盖空间配置油气可在其上下聚集分布。
  • 辽河西部凹陷曙一区杜84块兴I组油层分布特征及成藏控制因素
  • 为明确辽河西部凹陷曙一区杜84块兴I组油层成藏规律及下一步剩余油挖潜方向,综合运用岩心、测井资料系统分析了研究区的油层分布特征及控藏因素。结果表明:兴I组油层主要分布于XI1-2及XI2-1小层内,为典型的边水油藏;兴I组空间上受构造高部位、断层及不整合面的综合控制,平面上受沉积微相及储层岩性差异的双重制约。
  • 齐家-鸳鸯沟地区5条主要断裂对沙二段的控藏作用
  • 在断裂发育及其演化特征研究的基础上,通过断裂与油气分布及成藏条件之间关系的分析,研究了齐家-鸳鸯沟地区的5条主要断裂对沙二段油气成藏的控制作用。结果表明:f1、f2断裂直接连接了东侧深部洼槽的沙三段、沙四段源岩和上覆西侧的沙二段,是油成藏的主要输导通道,f3、f4、f5断裂仅对沿不整合面或砂体侧向运移油气起输导作用;5条主要断裂在沙二段发育多个转换带,转换带处发育的砂体为油气成藏提供了储集砂体;5条主要断裂侧向封闭能力强,为油气成藏提供了遮挡条件;f3、f4、f5断裂成藏期后活动强度小,附近有油气聚集,而f1、f2断裂活动强度大,附近无油气聚集。
  • 鄂尔多斯盆地延长组米氏旋回分析及层序划分
  • 通过典型探井自然伽马曲线的频谱分析,结合前人沉积速率研究,在延长组中识别出A、B、C、D、E等5组高频旋回周期,分别与米氏旋回中偏心率周期、地轴倾角长周期、地轴倾角短周期、岁差长周期、岁差短周期等存在近似的时间长度和对应关系。应用高分辨率层序地层理论,推测延长组的高频旋回发育受米氏旋回天文轨道力控制,其四级层序受123ka的偏心率周期影响。在米氏旋回偏心率周期基础上,重新厘定了延长组层序地层划分方案,认为延长组存在4个二级层序、12个三级层序及数百个四级层序。
  • 有机碳含量在深水沉积物层序划分中的应用
  • 利用电阻率和声波测井资料估算得到的地层中有机碳含量进行层序地层学分析,可弥补深水沉积体系旋回性不明显的不足,为层序地层单元划分和对比提供依据。首先用△lgR法计算了松辽盆地Gu57井青山口组的有机碳含量,然后利用计算出来的有机碳含量曲线的旋回性,在青山口组识别出4个三级层序旋回和9个四级层序旋回,并进一步划分出水进域和高位域。结果表明基于△lgR值求取有机碳含量具有较高的精度和分辨能力,能够满足深水沉积层序划分的需要。依据有机碳含量的垂向变化趋势,得出了古龙凹陷青山口组时期相对湖平面的升降过程。
  • 应力敏感对低渗政密气藏水平井压裂开采的影响
  • 水平井压裂开发是提高低渗致密气藏产量和采收率的重要手段。低渗政密气藏存在应力敏感性,由于储层压力下降,造成近井地带孔隙度、渗透率等物性参数降低,裂缝宽度减小甚至闭合,地下流体渗流能力下降,影响压裂水平井的开发效果。从室内实验出发,研究了低渗致密气藏应力敏感性,多次升降压进一步加剧了裂缝渗透率应力敏感程度,储层和裂缝渗透率应力敏感损害具有不可逆性。采用压裂水平气井的生产动态分段拟合方法和试井分析研究了应力敏感参数变化规律:随生产时间增加、地层压力降低,地层渗透率逐步降低,压裂裂缝半长逐渐变短,裂缝导流能力下降,表现出较强的应力敏感性。单井动态分析和数值模拟研究表明:随应力敏感效应增强,水平井压裂稳产期采出程度和采收率降低幅度变大;随着配产提高,应力敏感效应影响增强;低渗政密气藏应控制合理生产压差,减少应力敏感对储层的伤害。
  • 注采井间压力计算模型及应用
  • 目前地层压力是指油田在开发过程中某一阶段的地层压力,对评价油田开发效果具有重要意义。根据渗流理论,依据势的定义及叠加原理,建立了不等产量-注多采井组压力计算模型。根据生产动态资料,可在不关井情况下,计算注采井间的地层压力。在此基础上应用VB语言编制相应程序,经平面耦合,绘制断块内地层压力分布,取各注采井间供油半径处压力的平均值作为断块的平均地层压力。计算实例表明,在距油水井10m范围内压力下降较快,占总压降的60%以上;计算模型计算的平均地层压力与实际测试值对比,计算精度较高,能够满足油田实际需要。
  • 凝析气藏衰竭式开发影响因素实验
  • 凝析气藏在衰竭式开采过程中,会有多种多样的因素制约着气藏的开发,研究其对采收率的作用结果对实际生产具有重要的意义。利用高温高压全直径岩心驱替装置,针对衰竭速度、束缚水饱和度、储层物性及流体性质这4种影响采收率的因素进行室内岩心衰竭实验研究,得到其对采收率的影响结果。实验结果表明,在这4种因素的影响下,凝析油的采收率会有不同程度的变化,而气的采收率波动范围不会太大。
  • 基于全球典型油气田数据库的数据挖掘预处理
  • 石油工业早已进入大数据时代,数据挖掘是充分利用数据资产价值的有效途径,而数据顸处理是数据挖掘研究的热点之一。分析了数据挖掘以及数据预处理的意义及其现状,提出了在石油工业进行数据挖掘的基本思路;以某国际石油勘探开发技术服务与咨询公司研制的全球典型油气田数据库为例,以“采收率”为挖掘对象,详细解析了各种常用的数据挖掘预处理方法和具体做法,主要包括数据获取、属性选择、数据清理、数据集成、数据变换、数据规约和数据消密;提出了源数据的“5C”标准,即Correctness(正确性)、Currency(适时性)、Completeness(完整性)、Consistency(一致性)、Confidentiality(保密性)。研究成果可为石油行业开展数据预处理等工作提供参考。
  • 用五点井网生产数据计算相对渗透率的简易算法
  • 当面对五点法井网布井不规则和强非均质性时,在没有取心数据或取心数据不全面的情况下,仅根据生产数据计算相对渗透率的难度很大,为此提出一种利用生产数据近似计算复杂地层条件下相对渗透率的简易算法,并通过五点法井网模型水驱实验及CMG模型拟合来验证相对渗透率计算方法的准确性。结果表明该方法计算的相对渗透率比较接近实际情况,用于数值模拟能提高历史拟合的速度。与其他方法进行对比,具有更加简单的优点。
  • 孔隙度、渗透率测定结果差异性
  • 孔隙度、渗透率测试技术和仪器不同,测试结果存在一定差异。采用不同仪器对松旺盆地北部不同层位63块样品的孔隙度和渗透率分别进行了测试并探寻其相关关系。结果表明:在覆压接近条件下,不同仪器孔隙度的测量结果相差不大,而渗透率的测量结果差异较大,渗透率越小,差别越大。
  • 考虑不完全射孔的储层热效率评价方法
  • 稠油油藏热利用率的计算普遍为完全射孔的驱替理论模型,没有考虑不完全射孔因素的影响。运用热力学的基本原理和热平衡基础理论,在考虑不完全射孔因素和重力分异影响的基础上,推导了考虑不完全射孔因素的蒸汽驱储层热效率评价方法。研究表咀:蒸汽驱初期,射孔影响较大,汽液重力分异作用影响较小,注入蒸汽沿储层射孔段的驱替效果明显,储层热散失率较少;蒸汽驱开采后期,随着蒸汽超覆作用的增强,射孔的影响相对减弱,蒸汽沿储层上部的驱替效果明显,储层热散失较大;部分射孔可有效缓解重力分异的不利影响,提高蒸汽波及效率。
  • 凝析气藏压裂测试新技术
  • 为解决川西坳陷GM构造上的沙溪庙组气藏储层破裂压力异常高,施工压力高,排液过程中压力下降快、产凝析油、自然返排率较低等问题,采用酸预处理降低了破裂压力和施工压力,采用优化压裂液配方避免了压裂液乳化和黏土膨胀。通过PVT实验确定露点压力,并创新性提出了控压返排措施,压后返排率由前期的平均35.5%提高至60.1%,施工成功率从75%提高至100%,压后天然气测试产量从措施前平均1.69×104m3/d提高至3.87×104m3/d。控压返排制度结合防膨防乳化压裂液技术大幅提高了凝析气藏的压后返排率和压后效果。
  • 驱油剂对固井质量影响实验
  • 大庆油田自20世纪90年代中期进入三次采油阶段,通过注入聚合物和三元驱油剂提高采收率,保持了油田高产稳产。为了研究新型驱油剂对新钻井固井质量的影响,开展了聚合物、三元驱油制侵入钻井液、水泥浆以及聚合物、三元驱油剂养护水泥石室内实验。实验表明,新型驱油剂对钻井液、水泥浆性能影响均大于地层水,其中三元驱油剂对钻井液和水泥浆的影响最大。通过实验,进一步认清了三次采油驱油剂影响固井质量的因素,为完善钻井完井工艺设计提供了依据,有助于提高这类地区的固井质量。
  • 二氧化碳驱开发效果评价方法
  • 为促进CO2驱油与埋存技术的发展,需要建立一套系统全面的CO2驱开发效果评价方法和指标。针对CO2驱开发特点,按照系统、规范、实用的原则,考虑评价的多角度多层次,建立了CO2驱开发效果评价方法及指标体系,确定了技术效果、经济效益和安全环保等3个方面15项评价指标。通过在某油田CO2驱试验区应用表明:该评价方法及指标符合CO2驱开发实际,重点突出,系统全面,规范实用。
  • 低渗透油藏Cr3+聚合物凝胶渗流特性及其作用机理
  • 大庆头台油田源13西区块为非均质性较严重的低渗透油藏,综合含水率高,采出程度低,亟待实施大幅度提高采收率技术。以油藏工程、物理化学和高分子材料学理论为指导,以仪器检测、化学分析和物理模拟为技术手段,以大庆头台源13西区块储层和流体为实验对象,开展了Cr3+聚合物凝胶组成优选及其渗流特性实验研究。结果表明:在注入水条件下,与目标油藏储层相适应聚合物相对分子质量应当小于等于800×104,聚合物质量浓度应当小于等于900mg/L;与聚合物溶液相比较,Cr3+聚合物凝胶具有较强黏弹性和液流转向能力,推荐目标油藏交联剂质量浓度P聚:PCr3+小于等于180:1;在较高溶剂水矿化度、较低交联剂和聚合物质量浓度条件下,Cr3+与聚合物分子间交联反应以“分子内”交联反应为主,Cr3+聚合物凝胶黏度几乎不增加,但渗流阻力较高,表现出较强液流转向能力。
  • Ca2+与Mg2+对聚合物黏度影响及其增黏方法
  • 大庆油田长垣西区注入污水中Ca2+与Mg2+质量浓度较高,导致聚驱效果不理想。研究了高质量浓度Ca2+与Mg2+污水对聚合物体系黏度的影响,提出了草酸作为Ca2+、Mg2+络合剂提高聚合物体系黏度的方法。结果表明:与长垣北区注入水相比,长垣西区注入Ca2+、Mg2+质量浓度较高,接近前者5倍;长垣西区污水配制的聚合物溶液黏度较低,与北区污水配聚相比黏度损失近26.3%;通过向溶液中添加适量草酸可以有效改善聚合物溶液性能;当络合剂与二价离子摩尔浓度比略大于1:1时,化学驱采收率增幅最大,与不添加络合剂聚合物体系相比提高了5.3%。
  • 表面活性剂对特低渗岩心启动压力梯度的影响
  • 特低渗油藏微观孔隙结构复杂,启动压力梯度对流体的渗流规律影响很大。针对胜利油田史深100区块特低渗岩心,通过驱替实验分别研究表面活性剂对岩心单相流体以及油水两相启动压力梯度的影响。结果表明:不论地层水条件还是表面活性剂条件下,特低渗岩心都存在启动压力梯度,注入表面活性剂后岩心的最小启动压力梯度与拟启动压力梯度明显降低,且表面活性剂质量浓度越高,对启动压力和非达西渗流影响越大;特低渗岩心中油水两相流动时随油水驱替速率比的降低,两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐升高,相同的油水速率比下,随油水界面张力的降低,两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大,且随着表面活性剂溶液比例的增大,对两相启动压力梯度和含水饱和度的影响增加。
  • 蒸汽驱三维物理模拟实验及汽窜后接替方式
  • 根据三维物模实验及数值模拟技术,研究了蒸汽驱开发效果及蒸汽突破后期的开发方式。三维物模实验揭示了蒸汽驱过程中温度场与蒸汽腔的平面波及与纵向波及规律。在三维实验中,蒸汽超覆现象较严重,纵向波及情况较差,模型底部剩余油饱和度较高,采出程度较低。数值模拟表明,在蒸汽驱汽窜后,汽水交替与间歇汽驱的采出程度远高于继续蒸汽驱,汽水交替的注入热量最低。通过相似准则对数模结果进行反演,得到了相似结论。实验及模拟的原油及孔、渗参数与辽河X区块相同,研究成果对油田现场开发具有指导意义。
  • 凝析气藏循环注气开发中后期重力分异特征
  • Y凝析气藏经多年注气开发后,气藏在不同产层剖面上呈现出不同的气油比变化和产出烃组分分异现象。利用井下取样方式取得最新的地层流体,通过相态实验,发现随着深度的加深,气油比逐渐增加,露点逐渐增大,凝析气相对分子质量逐渐增大等分异现象。通过干气-凝析气非平衡扩散实验,发现注入的干气并未马上与凝析气混为一相,试验压力为露点压力时,干气注入凝析气后呈现出上层干气、中层凝析气、下层凝油三种地层流体从上到下的分布现象,而实验压力大于露点压力时,呈现出上层干气、下层凝析气两种气体共存的现象。对长期注气开发、气窜等原因导致的重力分异现象有了清晰认识,对注气层位优选等开发方案调整具有重要意义。
  • 超低渗油藏表面活性剂降压增注及提高采收率
  • 渭北油田长3油藏为典型的超低渗油藏,在注水开发过程中,由于储层物性差,导致注水驱替困难。部分注水井表现出注入压力高,对应油井低产、含水率高,注水开发效果差。为此开展了4种表面活性剂降压增注及提高采收率实验研究。结果表睨,OBS-03生化表面活性州具有降低界面张力、降低原油黏度、降低驱替压差和提高采收率的能力,并且适合渭北长3油藏的地质条件。矿场试验表明,应用OBS-03型表面活性剂能有效降低注水压力,油井降水增油效果明显。
  • 齐家-古龙地区高台子致密油层物性下限确定方法
  • 致密油层物性下限的确定对于发现致密油藏、提交储量具有重要意义。齐家一古龙地区高台子扶余油层储层致密,取心资料少,采用大型体积压裂后没有单层试油资料,因此无法应用常规油藏中的试油、经验统计和含油产状等方法确定储层物性下限。应用地层条件下的岩电实验数据并对比不同物性条件下驱替程度确定的渗透率下限为0.05×10-3μm2;应用核磁数据并对比饱和谱、离心谱确定的渗透率下限为0.04×10-3μm2;应用研究区黏度资料并根据黏度、流度及渗透率的关系确定的渗透率下限为0.05×10-3μm2。综合3种方法确定的渗透率下限为0.05×10-3μm2,对应的有效孔隙度为7%。实际井资料的试油结果表明,该区致密油层物性下限的确定结果可靠。
  • 喇嘛甸油田多波地震属性分析与油气预测
  • 应用多波地震资料能有效解决单一纵波地震资料预测时产生多解性的问题。以大庆长垣喇嘛甸油田北北二区萨尔图油层为例,通过多波地震属性进行气层边界识别,并结合纵横波联合反演获得纵横波速度比、LR、MR等弹性参数。储层砂岩厚度、岩性和流体预测结果与实际情况吻合很好,表明利用多波地震资料能够提高油气藏预测的可靠性和精度。
  • 结合沉积成藏规律实现葡萄花疑难层测井解释
  • 测井综合评价中,常以电阻率测量值的高低来反映岩层的含油饱和程度,以孔隙度测井值来反映岩层的储集能力。由于沉积成藏条件复杂,部分岩层测井评价存在困难,具体归纳为“低阻油层”、“高阻水层”两种情况。弱水动力的低能量沉积环境、辅以较高的地层水矿化度形成“低阻油层”;而油气运移“路过”的部分岩层,孔隙内残余原油氧化后致使流体导电能力降低,形成“高阻水层”。以卫星油田葡萄花油层为例,在沉积微相、油气运移成藏规律基础上,分析总结复杂油水分布特征,将电阻率、孔隙度、断层、岩层到葡顶的距离、砂体展布情况等诸要素联系起来,建立综合识别方法,有效提高了这两类疑难储层的测井评价精度。
  • 多属性分析优化方法在南苏丹Greater Unity油田的应用
  • 多属性分析优化方法是地震储层预测的直接手段之一,近年来在许多油田得到了较好应用。南苏丹Greater Unity油田三维地震资料品质差、构造复杂,为了解决地质相控建模和岩性建模的难题,运用多属性分析优化方法进行储层预测和砂体识别。在地震精细解释的基础上,提取多种地震属性,以K-L变换方法进行属性优化,筛选最敏感属性参数。应用结果表明,该方法既降低单一属性的多解性又突出多属性间的差异性,能有效提高储层预测精度,为后期油藏描述和开发方案制定奠定基础。
  • 页岩滑脱效应实验
  • 滑脱效应存在条件及其对页岩渗透率影响程度研究对页岩气开发尤为重要。引入稠密气体理论,利用克努森渗透率修正因子理论研究了页岩的滑脱效应,并通过实验分别测试了同一围压不同渗透率和同一渗透率不同围压条件下滑脱因子的大小,分析了不同孔隙压力、不同渗透率条件下滑脱效应对表观渗透率的影响。结果表明:渗透率分别为(0.0008、0.0053、0.0170)×10-3μm2的页岩在围压为10MPa时滑脱因子分别为0.98、0.43、0.31MPa;渗透率为0.0025×10-3μm2的页岩在围压分别为10、15、25MPa时滑脱因子分别为0.68、0.42、0.36MPa;孔隙压力小于5MPa时随孔隙压力减小滑脱效应显著增加,孔隙压力大于20MPa时滑脱效应可以忽略,孔隙压力介于5MPa和20MPa之间随着孔隙压力增大滑脱因子近似线性缓慢降低;孔隙压力为10MPa的储层在渗透率小于0.1×10-3μm2时随渗透率减小滑脱因子显著增加,渗透率大于1.0×10-3μm2时滑脱效应对渗透率的贡献小于1%。
  • 含气页岩渗透率实验
  • 采用压力脉冲衰减法测量了岩心柱的渗透率,讨论了内压和有效应力对渗透率的影响。同时,采用岩屑压力衰减法测量了页岩基质渗透率,并基于控制变量法优选出页岩基质渗透率实验参数。研究表明:在低内压的条件下,由于滑脱效应使渗透率增加;页岩渗透率随有效应力的升高呈非线性降低,孔隙压力越低,应力敏感性越强,有效应力在升高、降低过程中存在应力一应变滞后回线。岩屑压力衰减法测量基质渗透率实验的初始压力为1.3~1.38MPa,岩屑平均粒径为0.7~1mm,岩屑样品质量为25~30g。
  • 三重介质页岩气藏分段压裂水平井产能预测模型
  • 基于传统的三重介质模型,建立了考虑基质向人工裂缝窜流和未压裂区产能贡献的裂缝性页岩气藏分段压裂水平井的三重介质产能预测模型,并得到了Laplace空间下的解析解,采用Stefest数值反演绘制了无因次产量随时间变化的双对数产量典型曲线,划分出8个流动阶段,最后对影响裂缝性页岩气藏分段压裂水平井产量典型曲线的主要因素进行了分析。分析结果表明:储容比对产量典型曲线影响较小;3个窜流系数对产量典型曲线的不同阶段有着明显不同的影响;人工裂缝半长和气藏宽度对产量典型曲线中期和后期有着较大的影响;敏感性分析也证实了基质向人工裂缝窜流和未压裂区产能贡献的必要性。研究结果为裂缝性页岩气开发动态预测提供了理论方法,对页岩气开发的产能预侧和动态分析具有一定的指导意义。
  • 大庆政密油储层体积改造核磁共振实验
  • 为了促进大庆致密油藏的有效开发,探索致密油储层体积改造对可动流体的影响规律,将致密储层的岩样进行了简单劈分、多次劈分、彻底破碎3种不同程度的压裂改造,并对不同状态下的样品进行了核磁共振测试。研究表明:简单压裂对流体的可动用性无明显影响,仅仅改善了流体的流动能力;彻底破碎状态的储层,形成人工油藏后,流体可动用性显著增强,微裂缝更加发育,渗流能力更强;体积改造对渗透率低的储层,效果更明显。
  • 全油基钻井液在油页岩地层钻井中的应用
  • SP-1井是以油页岩和泥质白云岩互层为目的层的辽河油田第一口预探水平井。由于油页岩地层的特殊性,解决井壁失稳现象严重、油层段轨迹控制难、钻井时效低问题是钻井工程的重点。通过处理州研发,形成了适用于SP-1井的抗温150℃、密度为1.55g/cm3的全油基钻井液体系。现场应用结果表明:全油基钻井液体系的综合性能优良,具有良好的流变性、抑制性、封堵性、抗污染性、润滑性及高温稳定性,能够有效控制油页岩水化膨胀,解决井壁失稳的难题。与同类型井相比,机械钻速提高1.6倍,生产时效提高30%。
  • [石油地质]
    沧东凹陷孔二段常规油与致密油成藏差异性(徐祖新;张义杰;王居峰;姜文亚;刘海涛)
    台9区块油成藏要素空间匹配及其控藏作用(高倩)
    塔里木盆地阿瓦提凹陷主力烃源岩探讨及油源对比(席勤;余和中;顾乔元;钱玲;李新生;李毓丰)
    徐家围子断陷气源断裂输导天然气能力评价(周义博)
    断-盖空间配置类型及其对油气成藏的控制作用(张一平)
    辽河西部凹陷曙一区杜84块兴I组油层分布特征及成藏控制因素(李晨;樊太亮;江越潇)
    齐家-鸳鸯沟地区5条主要断裂对沙二段的控藏作用(李文龙[1,2])
    鄂尔多斯盆地延长组米氏旋回分析及层序划分(谢灏辰;于炳松;谭聪)
    有机碳含量在深水沉积物层序划分中的应用(刘苍宇;辛仁臣;杨懋新)
    [油藏工程]
    应力敏感对低渗政密气藏水平井压裂开采的影响(郑爱玲[1,2];刘德华[1,2])
    注采井间压力计算模型及应用(包志晶)
    凝析气藏衰竭式开发影响因素实验(张国龙;何志强;朱建钧;曾庆恒;王朋久)
    基于全球典型油气田数据库的数据挖掘预处理(李大伟;熊华平;石产仁;牛敏)
    用五点井网生产数据计算相对渗透率的简易算法(唐永强[1,2];吕成远;侯吉瑞)
    孔隙度、渗透率测定结果差异性(刘淑芹;汪秀一;徐喜庆;李丽丽;陈艺策)
    考虑不完全射孔的储层热效率评价方法(喻高明;张文昕)
    凝析气藏压裂测试新技术(刁素;尹琅;栗铁峰;刘琦)
    驱油剂对固井质量影响实验(谢宝君;王连生;芦庆成)
    [三次采油]
    二氧化碳驱开发效果评价方法(陈国利)
    低渗透油藏Cr3+聚合物凝胶渗流特性及其作用机理(何先华;胡广斌;张脊;卢祥国;谢坤)
    Ca2+与Mg2+对聚合物黏度影响及其增黏方法(张栋;吴文祥;任佳潍;唐正)
    表面活性剂对特低渗岩心启动压力梯度的影响(赵琳[1,2];王增林;吴雄军;肖淑明;何牛仔;封永利)
    蒸汽驱三维物理模拟实验及汽窜后接替方式(杨戬;李相方;张保瑞;张晓林)
    凝析气藏循环注气开发中后期重力分异特征(张利明;谢伟;杨建全;图孟格勒;杨诗妍)
    超低渗油藏表面活性剂降压增注及提高采收率(张永刚;陈艳;邓学峰;魏开鹏;王娟娟)
    [地球物理]
    齐家-古龙地区高台子致密油层物性下限确定方法(燕继成)
    喇嘛甸油田多波地震属性分析与油气预测(王彦辉)
    结合沉积成藏规律实现葡萄花疑难层测井解释(张美玲;吕鑫淼;张士奇)
    多属性分析优化方法在南苏丹Greater Unity油田的应用(王延君;白宝玲;周永炳)
    [非常规油气]
    页岩滑脱效应实验(高涛;郭肖;郑玲丽;兰冰芯;刘滨)
    含气页岩渗透率实验(卓仁燕;张烈辉;郭晶晶;马俊修)
    三重介质页岩气藏分段压裂水平井产能预测模型(顾岱鸿;丁道权;刘军;丁志文;刘锦华;朱智)
    大庆政密油储层体积改造核磁共振实验(臧伟)
    全油基钻井液在油页岩地层钻井中的应用(钱志伟;吴娇阳;李建成;洪伟;马俊;匡绪兵)
    《大庆石油地质与开发》封面

    主管单位:中国石油天然气集团公司

    主办单位:大庆石油有限责任公司

    主  编:赵永胜

    地  址:黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院

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