摘要：特高含水期强非均质性油藏注水开发一直是油藏工程中重点研究的问题之一,而研究该问题的核心是明晰剩余油的分布、类型及启动方式。为了明确不同注采方式条件下微观剩余油的赋存状态,利用微流控驱替实验,针对强非均质性储层,对不同注采方式下微观剩余油进行动用状况定量化研究。储层中微观剩余油的主要分布类型以簇状流为主,柱状流和多孔流次之,滴状流基本没有赋存;基于微观剩余油定量分析,明确了不同注采方式对特高含水期强非均质性储层剩余油采出程度的提高效果,其中轮注轮采对该体系提升最大,分注轮采次之,轮注合采最差;并进一步研究了不同类型的注采方式在微观驱替时主要作用的剩余油类型及其作用机理。研究成果为该类型储层注水开发过程中注采方式的选择提供了理论依据。

摘要：常规深部调驱剂的放置及工艺设计没有考虑由于压力场和流体场变化而形成的分级分区。本文研究了一种等压降梯度逐级深部调驱方法,即根据地层压降曲线进行逐级级次划分,将地层划分为近井地带、远井地带和地层深部。由于每个地带的压力梯度不同,故需要不同强度的段塞,进而依据等压降梯度原则,即调驱剂的突破压力梯度等于地层压力梯度,筛选每个段塞的堵剂,并对调驱段塞进行组合,最终根据产出投入比对段塞组合进行优化,实现了在地层不同位置放置不同强度的调驱剂。并且在现场选择了两口注水井进行了试验,调驱后压力平均升高3.25 MPa,含水率平均下降3.04%,净增油420 t。

摘要：以中东Missan油田的厚层碳酸盐岩油藏BU为原型,根据相似理论,利用人造碳酸盐岩岩心模拟目标油藏储层,设计与目标油藏典型单元相似、尺寸为80 cm×80 cm×10.7 cm的宏观物理模型,用于研究厚层碳酸盐岩油藏的水驱规律和水淹模式,对比不同井网井型的开发效果.水驱实验结果表明:厚层碳酸盐岩油藏水驱规律主要受纵向非均质性和重力的影响,呈现双峰状和单峰状特征.水淹模式为:注入水在近注水井区域沿纵向运移到高渗透层并沿高渗透层向前突进;远离注水井区域后上部突进的注入水在重力作用下向下运移,然后沿下部高渗透层突进并率先突破到生产井井底,形成次生底水;最后次生底水向上托进,导致油井水淹.遵循上述水淹模式,剩余油主要分布在远离注水井的上部层位;水平井加密井网较其他井网对上部层位储量控制程度更高,因此拥有更高的采收率和开发效率.

摘要：降黏剂浓度的分析检测方法及检测结果对其种类设计和实施方法有着重要的指导意义。为了实现胜利油田使用的一种新型降黏剂的浓度检测,建立了可准确分析水相、油相中降黏剂浓度的疏水高效液相色谱法,并对降黏剂在不同体相中的分配结果及变化趋势进行了跟踪考察。研究结果表明:对于水相,检测方法的最小检测量可达10 mg/L,在10数3000 mg/L范围内具有良好线性关系,相对标准偏差<5%;对于油相,可结合梯度溶剂萃取的前处理技术,将降黏剂从油相中萃取分离,再进行分析检测,提取效率高于95%。对于原油/降黏剂两相(水相和油相)体系[煤油、原油质量比1∶2,油样、降黏剂溶液(质量分数3%)质量比1∶1],80%以上的降黏剂分布在水相,且随着温度的升高,油相中的含量有增高趋势。对于原油/降黏剂三相(水相、乳液相和油相)体系[煤油、原油质量比1∶1,油样、降黏剂溶液(质量分数3%)质量比1∶1],油相中几乎不含有降黏剂,约75%的降黏剂分布在乳液相中;随着温度的升高,乳液相中的含量有所降低而水相中的含量有所增大;盐水条件下水相中的含量稍高于纯水条件下的,不同盐水体系的降黏剂的含量分布结果类似。

摘要：储层非均质性导致的驱替介质窜流是制约砾岩油藏注水、注聚合物开发的主要因素之一。根据克拉玛依砾岩油藏的非均质分布情况,针对油藏高渗区呈连通、零散及复合分布特征设计3种可视化填砂模型。通过水驱和高、低2种质量浓度聚合物驱实验,分析不同非均质性分布下水驱窜流与聚合物驱窜流特征;选用弱凝胶和凝胶颗粒2种调驱剂来封堵窜流通道,探索不同类型非均质窜流的针对性治理方法。结果表明,高渗区之间的连通、零散及复合分布均易导致水驱窜流,中、低渗区及非主流线上的高渗区原油难以得到有效动用。不同非均质模型中聚合物驱窜流特征和治理方法不同:当高渗区连通或复合分布时,低质量浓度聚合物驱(1 000 mg/L)仍窜流明显,增大聚合物质量浓度(2 000 mg/L)能够扩大对非主流线上高渗区的波及,采收率大幅度提高,但中、低渗区原油仍未得到有效动用,凝胶颗粒调驱是治理聚合物驱窜流的最佳方法;当高渗区零散分布时,低质量浓度聚合物驱采收率增幅明显,而高质量浓度聚合物驱采收率难以大幅度提高,弱凝胶调驱是治理聚合物驱窜流的最佳方法。

摘要：结合油田数据中心建设和大数据的采集、存储、挖掘技术,分析探讨了油田勘探开发大数据的采集、存储、管理及应用的解决方案,并建议进一步完善油田数据资源的建设和应用,推进智慧油田的建设发展。

摘要：以济阳坳陷为例,基于不同勘探阶段各类油藏的油气成藏地质风险分析、不同类型油藏勘探开发概念方案设计和经济参数分析,建立不同勘探阶段地质风险与经济效益的评价思路;以成藏规律和资料可靠程度为依据,提出地质风险评价量化表征的新方法;根据盈亏平衡原理采用现金流法,建立不同类型油藏的最小经济储量规模和商业油流标准,弥补了勘探初期现金流法评价精度低的缺陷,提供更直观的经济效益界定标准。在此基础上,耦合地质风险与经济评价结果,建立勘探目标综合评价图版,为勘探目标评价优选提供了新的方法,在济阳坳陷勘探实践中取得了很好的应用效果。

摘要：岩石可压性评价是储层压裂改造层位优选、压后产能评估的重要基础工作。准中4区块致密砂岩储层埋藏深、物性差,亟需通过压裂改造提高工业产能。因此,以董2井北三维区侏罗系致密砂岩为例,基于岩石三轴实验建立了致密砂岩断裂能密度—弹性模量的拟合公式,采用矿物成分法和弹模-泊松比法确定了研究区不同深度岩石脆性指数,采用岩石破裂准则确定了研究区不同深度的裂缝发育指数。以断裂能密度表征致密砂岩断裂韧性,以裂缝发育指数表征储层天然裂缝发育程度,综合考虑岩石脆性、断裂韧性、地应力环境和天然裂缝发育程度的影响,采用层次分析法计算了各因素权重,建立了适合深层致密砂岩的可压性评价方法。研究结果表明,可压裂性指数大于0.55时,可压性好;可压裂性指数介于0.50～0.55之间时,可压性一般;可压裂性指数小于0.50时,可压性差;研究区D7井的最佳压裂层位为4145～4160 m、4470～4480 m、5290～5330 m,D8井的最佳压裂层位为5120～5330 m、5350～5365 m,D701井的最佳压裂层位为3900～3910 m、4430～4440 m、4455～4465 m、5125～5135 m。

摘要：蒸汽辅助重力泄油启动阶段注采井间的有效连通对生产阶段影响较大。现场实践表明,常规蒸汽循环预热时间长,蒸汽消耗量大,热损失严重。为此,设计填砂管注溶剂评价实验装置,通过在不同流速下注入二甲苯溶剂,并对填砂管进行浸泡,评价二甲苯的降粘效果。实验结果表明:随着二甲苯含量的增加,原油粘度显著下降,流动性增强,且无沥青质沉淀产生,当溶剂注入量达到一定值后,降粘效果减弱;油相渗透率随着溶剂注入速度的提高而增大,但增幅逐渐减小;通过带压溶剂浸泡,溶剂向四周扩散,使溶剂的波及面积和降粘范围扩大,油相渗透率增大。新疆A油田某区块的应用结果表明,经溶剂浸泡的井组需要的循环预热时间显著降低,相对缩短60 d左右,节省蒸汽注入量约为4000m^3,转入蒸汽辅助重力泄油生产时,注采井间的连通程度约为85%,取得了较好的连通效果。数值模拟和现场试验结果均表明,蒸汽辅助重力泄油启动阶段注溶剂可缩短蒸汽循环预热时间,减少蒸汽注入量,使注采井间预热均匀,从而提高预热效率和经济效益。

摘要：陆相页岩油水平井自然产量递减快、采出程度低,而单井注水吞吐能有效补充地层能量并提高采出程度。以鄂尔多斯长7段页岩油为例,采用数值模拟方法,开展陆相页岩油水平井注水吞吐优化研究。为了提高页岩油藏体积压裂后数值模拟模型的准确性,引入EDFM(嵌入式离散裂缝模型)来表征储层天然裂缝和体积压裂形成的水力裂缝,建立了综合考虑渗吸作用以及储层应力敏感性的概念模型。对注水时机、注水量、注水速度、焖井时间和吞吐周期进行优化选择,数值模拟结果表明:注水速度过快,水容易沿裂缝窜流,导致注入水利用率降低;随吞吐周期增加,每轮周期内增油量呈下降趋势。针对模型所参考的鄂尔多斯某页岩油藏而言,注水吞吐参数优化为:压力系数降至0.706时进行注水,注水量优选为4000 m^(3),注水速度为300 m^(3)/d,焖井15 d,进行6轮吞吐,最终能将采出程度提高4.95%,总油水置换率达到6.65%。该研究能为页岩油藏注水吞吐研究提供参考。