摘要:

通过对结蜡油井示功图进行分析,确定了油井清蜡定量化评价的3个参数,最大载荷、最小载荷和载荷比.与正常并相比,结蜡井的最大载荷和最小载荷的变化幅度较大,而载荷比的变化幅度更显著,最适合作为清蜡评价指标.选取研究区一口典型结蜡井,最大载荷、最小载荷和载荷比都出现了三次波动,对应了三次清蜡时间,其中载荷比的变化率最大,对清蜡反映最敏感.清蜡前载荷比相对稳定,清蜡后载荷比迅速降低,然后缓慢增加,当载荷比大于基值时,清蜡不再有效.

摘要:

针对油田开发后期出现油井产状分布复杂的问题,在分析油藏地质异常和非均质的基础上,利用东濮凹陷西斜坡带油藏的地质开发资料,提出树式充注和成藏模式.树式成藏模式可以合理解释高部位是水层、低部位是油层的现象,能够更好寻找隐蔽油藏.油气在一定通道中进行充注、混合、富集过程,通道外的空间没有油气聚集.东濮凹陷西斜坡带H19断块为由8条断层和7个小断块组成的复杂断块,在大尺度上,油气在构造较高部位富集成藏;在小尺度上,油气分布更为复杂,同一断块内部相邻区域内存在不少油层厚度正异常区和负异常区.树式成藏模式导致油气分布异常,在油藏开发后期更为突出,油水层判别难度增加,常用的判别方法主要有储层侵入特性法,电阻率-自然电位组合法,电阻增大率法,电阻率-孔隙度组合法.

摘要:

根据吉林油田某低渗透区块的油藏条件,运用数值模拟方法研究不同驱替方式下的驱油效果.数模结果显示,交替驱替方式优于注水方式和连续气驱方式,能大幅度提高原油采收率.在交替驱过程中,气段塞和水段塞的先后顺序对采收率有显著的影响,气水交替驱优于水气交替驱,随着注气速度的增加,采收率的差值也逐渐增加.气水交替驱注入CO2能够和原油充分接触,越早注入CO2,对提高原油采收率越有利.该研究不仅为低渗透油田CO2驱油技术提供了理论基础,而且对于国家下一步进行CO2驱油和埋存潜力评价及规划具有重要的借鉴意义.

摘要:

油藏CO2驱时，气体突破时间延长，可提高经济效益。以中原油田某研究区块储层条件为基础，运用数值模拟技术，研究不同沉积相组合储层CO2驱开发效果。数模结果表明，平均渗透率相同的条件下，随着渗透率级差的增加，生产时间逐渐缩短，采收率和气体突破时间逐渐增加，井口产出CO2气体的峰值产量逐渐降低。在水下分流河道侧翼部署注入井和采油井，通过压裂引流，开采水下分流河道沉积砂体的原油，可有效减缓气窜，延长开发时间，提高原油采收率。

摘要:

通过对实测示功图研究,确定了评价油井供液能力的3个参数:卸载冲程、卸载比和加卸比.卸载冲程和卸载比越大,供液能力越低;加卸比越大,供液能力越高.惯性载荷、振动载荷、气体和漏失4种因素对卸载冲程和卸载比影响较大,对加卸比影响较小.三个参数中加卸比是表征油井供液能力较好的指标,并根据加卸比的大小,把油井供液能力分为4级.

摘要:

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟方法,研究了不同储层类型CO2驱油效果.数模结果显示,注水开发时,正复合储层的开发效果最好,均质储层次之,反复合储层的开发效果最差.气水交替驱时,均质储层的开发效果最好,正复合储层次之,反复合储层的开发效果最差.因此,注水开发时,要优先选择正复合储层,注入井应在低渗透区,生产井应在高渗透区；储层改造时,应尽量提高生产井附近的渗透率.交替驱开发时,要优先选择均质储层,或渗透率差异较小的储层,其次是选择正复合储层.

摘要:

姬塬地区长7烃源岩的总有机碳含量、总烃含量、热解烃产量等指标达到好烃源岩标准,具有较强的生烃能力.影响姬塬地区成藏的主控因素有4个,即烃源岩、沉积作用、成岩作用和剩余压力,优质烃源岩为油气藏的形成提供物质基础,水下分流河道砂体和溶蚀孔隙为油气储集提供空间,剩余压力为油气运移提供主要动力.成藏主控因素对不同层系油藏的控制作用是不同的.从长2油层组到长9油层组,沉积和成岩的控制作用逐渐增强,构造的控制作用逐渐减弱.研究区主要存在2种成藏模式:成岩-沉积-近源成藏模式主要分布在长4+5、长6、长8、长9油层组;构造-沉积-远源成藏模式主要分布在长2油层组.