摘要:在压力高达1～3GPa、温度为400～700℃的条件下,在密闭体系中进行了褐煤加水的模拟实验.分析了实验产物中液态烃的变化规律,并讨论了压力、温度及恒温时间对有机质演化的影响.实验结果表明,热模拟液态产物氯仿沥青"A"的有机碳含量为0.91﹪～2.55﹪,2GPa条件下其高峰值后移至700℃,说明高压抑制了液态烃的生成,同时压力升高有利于有机质降解产物的环化、聚合和芳构化.在400～600℃条件下,温度升高或恒温时间增长,OEP和Pr/Ph值均减小;而在700℃的恒温条件下,压力增高,OEP和Pr/Ph值均增大.说明有机质的成熟度与温度和加热时间成正相关,而压力增加抑制了有机质的成熟演化.在高压条件下,芳烃演化的主要趋势是甲基化作用,压力升高有利于甲基化反应和甲基重排.

摘要:白云岩是济阳坳陷下古生界潜山的主要储集类型之一,不同成因白云岩的非均质性差别很大,致使油气产量稳定性存在差异.根据白云岩岩石学与地球化学特征分析,将桩海地区白云岩划分为微晶云岩、微晶泥云岩、膏云岩和粉-细晶云岩4种类型.前3种类型的白云岩为准同生白云岩化成因,主要发育构造作用和岩溶作用形成的构造裂缝或构造溶蚀裂缝;后1种类型白云岩为埋藏白云岩化成因,主要发育晶间或粒间孔,是成岩过程中文石或方解石粒屑被白云石粒屑交代后体积缩小而形成的.晶间或粒间孔是油气产量较为稳定的内幕型储层的主要储集空间类型.

摘要:以原油物性资料和地质背景分析为基础,将东营凹陷的原油划分为超重油、重质油、中质油和轻质油4种类型.平面上,相同层系的原油性质呈规律性变化,从生油洼陷中心向边缘呈环带状逐渐变差;复杂断块区的原油性质变化复杂.分析认为,东营凹陷原油物性分布规律是多种因素共同作用的结果,其中油气运移、氧化作用、生物降解以及油源差异等对该区原油性质的环带状分布起主要作用;而油藏保存条件、重力分异作用和油田开发等则是导致东营凹陷局部地区物性变化复杂的主要影响因素.

摘要:利用生物标志物分析技术,结合其他地球化学资料探讨了济阳坳陷不同地区奥陶系烃源岩有机质的生物来源、成熟度和沉积环境.结果表明,早古生代藻类浮游植物的大量繁盛和细菌微生物强烈活动的产物是济阳坳陷奥陶系烃源岩有机质生物来源构成的物质基础.烃源岩有机质丰度较低,有机质类型以Ⅰ型干酪根为主.烃源岩抽提物中Pr/Ph值均小于1,表明沉积环境较还原.等效镜质组反射率及芳烃成熟度参数显示济阳坳陷奥陶系烃源岩大多达到高成熟阶段,部分达到成熟、过成熟阶段.

摘要:储层沉积特征是油田开发初期的重要研究内容.研究表明,陈家庄凸起东段北斜坡带沙二段-馆陶组主要发育冲积扇、扇三角洲、滨浅湖滩坝以及河流相沉积.通过岩心相分析进一步划分了各类沉积的亚相和微相类型.在砂体展布特征分析的基础上,结合勘探实践,提出扇三角洲前缘砂、冲积扇扇中水道砂以及滨浅湖滩坝砂为该区最有利于油气成藏的砂体.

摘要:负反转构造和断块型古潜山普遍存在于东营凹陷通王地区古生界之中.通过系统分析该区印支运动以来区域应力场的变化,发现古生界在不同性质区域应力场作用下发生多次反转,并呈现出正、负反转构造交替出现的特征.负反转构造是断块型古潜山形成的主要因素,其构造演化决定了断块型古潜山的形成.印支运动及其以前的构造演化为断块型古潜山的形成奠定了基础,燕山构造运动形成了断块型古潜山的雏形,喜马拉雅期是断块型古潜山的定型期.断块型古潜山主要成藏模式是"新生古储"型,新生界油气通过断层、不整合面和砂体输导体系在潜山储层聚集成藏.

摘要:基于单井和地震资料,对花港组储层空间展布、砂体叠置关系进行分析;以克里格插值技术为手段,通过研究储层顶、底界面及断层的空间展布建立构造模型,利用基于目标的示性点过程算法,建立花港组油藏沉积微相模型,在此基础上应用相控随机建模技术,采用高斯模拟进行储层物性模拟,建立了花港组储层三维随机模型.在建模过程中,运用井资料和地震波阻抗信息相结合的联合建模技术,提高三维模型的精度,为提高后期油井措施调整的预测精度奠定了基础.

摘要:以高分辨率层序地层学理论为指导,应用基准面原理,针对传统剖面作图方法在东营凹陷梁家楼地区沙三段上亚段-沙二段下亚段三级层序低水位体系域高分辨率层序地层对比作图中出现的问题,分析了等深法及层段顶面拉平作图法的不足,提出以地层基准面为顶界,恢复沉积物原始沉积形态的作图方法,并对其原理及合理性进行了探讨.该作图方法能够满足高分辨率层序地层学地层对比作图的精度要求.

摘要:针对目前流入动态计算方法在计算水平井油气水三相流体产能时存在的问题,基于Petrobras关于垂直井油气水三相流入动态的研究思路,用修正的Cheng方法描述其中的油相流入动态,建立了水平井油气水三相流入动态的计算模型,并分析了水平井井筒变质量流动阻力对水平井流入动态计算的影响.研究结果表明,目前常用的Borisov方法、Giger方法、Joshi方法、Renard方法以及Cheng方法在计算水平井油气水三相流入动态时存在较大误差,建议采用该模型计算水平井油气水三相的流入动态.

摘要:水平井压裂前须对其产能进行预测,通过电模拟实验,测量了水平井压裂模型的电压和电流密度,将实验数据转换为模拟油藏数据计算水平井压裂产能.实验结果表明,所采用的水平井压裂产能预测公式计算精度较高,实验和实际油藏条件下产能比值基本吻合.因此,在满足相似条件情况下,可以利用电模拟实验数据来表征水平井压裂产能的大小,从而达到快速预测水平井压裂产能的目的.

摘要:为了更准确地预测油气藏未来的经济可采储量,依据油气藏随开发必然要经历产量递减和生产收支平衡的实际,利用Logistic模型中技术可采储量、产量与时间的相互关系,经推导和改进后,再结合当前经济技术条件下的废弃产油量,预测油气藏的有效生产时间及其经济可采储量.实践证实,改进后的Logistic模型预测结果更符合油气藏的生产实际,能为油气藏的储量管理提供可靠的依据.

摘要:以平面散点集逐点插入Delaunay三角化的方法为基础,根据复杂断块油藏数值试井计算精度的要求,在布点和三角化过程中采用一定策略,将Delaunay三角网格方法改进成一种简单易用且适用于复杂断块油藏数值模拟的三角网格自动剖分方法,编程实现了复杂断块油藏Delaunay三角网格自动剖分技术,根据该技术编写的程序控件成为数值试井软件中的一个高效模块.

摘要:为了研究高含盐油藏水驱渗透率变化机理,在岩心薄片微观孔隙模型实验的基础上,研究了高含盐油藏水驱储层渗透率在不同驱替速率、含盐量、岩心渗透率、注入水性质、驱替孔隙体积倍数等条件下的变化,并且对驱替过程中孔隙变化的微观图像进行了对比.实验结果表明,水驱后渗透率的变化趋势随着岩心渗透率和含盐量以及驱替条件的不同而不同,驱替过程中发生了微粒运移的现象.分析表明,盐的溶解是该类储层渗透率变化的根本原因;以胶结物形式存在的可溶性盐的溶解造成了岩石颗粒的脱落和运移,直接影响储层渗透率的变化.

摘要:针对稠油蒸汽吞吐开采焖井阶段的特点,在前人研究成果的基础上,考虑储层和流体的非均质性,建立了包括能量守恒方程在内的非均质地层渗流数学模型,并改进流线方法对数学模型进行求解,实现了高温测试解释.根据焖井阶段随着蒸汽温度降低,蒸汽腔慢慢消失的特点,提出了"转折点"的概念,认为"转折点"前的数据可以按试井原理进行解释,"转折点"后的数据以汽相转化为水的量进行解释.将所建立的焖井压降解释方法应用于辽河油田的实测资料解释中,通过与Gringarten-Bourdet理论图版对比,发现理论值和实际值拟合较好.

摘要:在稠油开采过程中,为了给燃气蒸汽混注吞吐和烟道气注入工艺设计提供比较准确的热力参数,将直燃式燃气蒸汽发生器中高压混合气体当作实际气体处理,应用Martin-Hou方程及偏差函数修正法进行了公式推导,计算了混合气体的焓、定压比热等热力参数,并与按理想气体计算的混合气体的热力参数进行了比较.结果表明,在温度较低时,利用状态方程计算的热力参数明显偏离按理想气体计算的热力参数;燃气对蒸汽的混注比越小,气体的热力参数偏离越明显.状态方程计算结果比现场实际测试结果偏大4.5﹪,原因可能是实际测试时没有考虑到混合室和燃烧室对环境的散热,可见所采用的实际气体计算模型是合理的,计算结果基本满足工程精度要求.

摘要:针对埕岛油田储层非均质性严重和在溶解气驱状况下转入注水开发的不利局面,通过优化转注顺序、精细配注和改进分层注水工艺管柱等合理措施,不但有效地恢复了地层压力,而且油藏未出现大面积水淹.含水上升率由转注前的6.6﹪降为温和注水开发阶段的3.8﹪,油藏自然递减率由转注前的22.5﹪降为温和注水开发阶段的12.5﹪,累积增产原油20.33×104t,取得了较好的注水开发效果.

摘要:在气藏开发方案设计中,气井合理产能是气藏经济开采的重要依据.新滩油田垦东34块馆陶组上段气顶油藏位于胜利油区极浅海水域,矿场无稳定试井资料.为了确定气井合理产能,采用经济极限初产、临界携液产量、绝对无阻流量和数值模拟方法进行了优化研究.结果表明,气井合理产能控制在1.5×104m3/d,可实现气井在不出砂条件下长期稳产,并能提高气顶油藏开发效果.方案实施后气井生产效果理想,为无稳定试井资料条件下确定气井合理产能提供了一套可行的方法.

摘要:基于数字图像处理技术,对现场采集密闭岩心的剖面图像进行处理,可定量提取出岩心面上水淹波及区域面积的信息;利用这一直接反映地下真实油层水驱波及状况的图像资料,可较准确地估算出剖面或平面水驱波及系数.由于岩心面上水驱波及目标区域背景复杂,影响因素较多,采用了相似准则的二值化算法,充分考虑二值化分割前后图像整体一致性,可得到较准确的岩心面图像上水淹区域面积估计值,获得了较好的应用效果.为较准确估算注水开发油田水驱波及系数开辟了一条新的思路.

摘要:针对目前胜利油区海上埕岛油田产液量低、采油速度低和预测的平台安全使用期末采出程度低等问题,在建立地质及动态模型的基础上,应用油藏工程、数值模拟和经济分析等方法,提出了该油田馆陶组油藏开发调整技术政策.研究结果表明,局部细分2套层系可减缓层间干扰;在四点法面积井网的基础上,因地制宜加密井网可提高平面储量动用程度;当地层压力恢复到11.5MPa时,适时提液可减缓油田综合递减,提高采油速度;预测平台安全使用期末的采出程度比按目前产液量水平生产可提高2.3﹪～7.6﹪.

摘要:针对单家寺油田单12块的开发和地质现状,对单12-16井组油水样进行了内源菌群落特征分析,并在此基础上进行了内源微生物激活试验研究,筛选出了适合单12块的ST-12系列激活剂.利用该系列激活剂进行了内源微生物物理模拟驱油试验,模拟结果表明,通过激活内源微生物可在水驱基础上提高采收率7﹪以上,说明内源微生物在激活后具有较好的驱油能力.在现场试验区,共注入激活剂17轮,累积增产原油2 700t.

摘要:油田开发进入中、后期时,搞好注入井的测试调剖和加大注入井的管理在开发调整中的作用越来越重要.脉冲中子水流测井是一种测量水流速度的测井技术,其利用脉冲中子与氧元素相互作用后能放射出特征伽马射线,通过检测伽马射线来确定仪器周围含氧流体的流动情况.该技术可以穿透油管和套管进行测试,且不受流体流动方向、管内或管外流动的限制;还可实现对配注井内的管柱工具是否堵死、泄漏以及管外窜流的检测.

摘要:通过系统分析国外油藏经营管理的内涵、基本特点、主要做法和最新进展,对比指出了中国石油企业推行油藏经营管理的有利条件;结合中国石油企业的实际情况,探讨了中国石油企业实行油藏经营管理的主要方法.中国石油企业应重点把握油气储量评估、储量资产经营、老油田精细管理和油气资本运营等重要环节,通过采用新的体制和机制,努力降低储量开采成本,达到资源利用和经济效益最大化的目的.

摘要:油气储量是石油企业赖以生存和发展的基础,也是国际石油开发市场合作双方谈判和关注的焦点问题.通过对中外油气储量分类方法和管理方式进行对比,从政府宏观管理、石油企业内部管理和市场运作等方面重点分析了外国现行的储量管理方式.中国所采用的油气储量分类和管理方式与国际通用的油气储量分类和管理方式存在较大差异,给中国石油企业开拓国际石油开发市场带来了一定影响.在目前的生产经济条件下,中国在储量分类和管理上应尽快与国际接轨,实行储量资产化管理,建立储量交易市场,增强油气储量资产的流动性,优化储量资产配置,促进石油企业快速发展.