某油田地下水污染特征分析

某油田由于开采时间较长,石油的开采活动对地下水产生了影响.为了弄清对地下水的影响程度,对该区地下水进行了分层采样,并检测样品中的常规项目以及石油类,同时对其浓度进行了详细分析.研究以本区外围地下水作为背景值以及地下水的三类标准作为判断标准对地下水进行评价,得出本区地下水2/3受到了污染,其主要的污染物是石油类污染物与NH4 -N、NO2--N.论文对地下水中主要污染物的污染程度及其在地下水中的分布规律进行了分析,并对其来源进行了探讨与分析,最后对研究区地下水的污染防止与治理提出建议和方法.     

塔河地区西南部古生界东河塘组油气运移痕迹研究

通过塔河地区西南部古生界东河塘组岩心油显示及含油薄片分析,以及首次应用红外光谱石油基团成份测定技术,对该地区东河塘组油气运移痕迹做了一次系统的研究。结果表明:东河塘组油气具有同源性;轻质油成份南北有所差异,重油或沥青与轻质油分属不同期的产物;北部井多分布重质油和沥青,向南减少,轻质油增加,北部和中北部井多出现水驱特征。在运移痕迹研究的基础上,结合地质背景及前人的研究成果,分析了石油的运移路径,为建立正确的油气运聚模式提供依据。红外光谱法对研究运移痕迹很有效,应该成为今后油气运移研究技术方法之一。     

塔河西南上古生界碎屑岩储层物性影响因素分析

塔河西南部上覆石炭系巴楚组砂砾岩段、泥盆系东河砂岩段、志留系下统含油气性和储层的物性正相关性良好,物性是控制含油气性分布的重要因素之一。通过沉积相分析、岩心观察、岩心物性统计分析、薄片资料的系统鉴定和特殊物性的测定等方面的研究,表明了工区储层主要是低孔、低渗~特低渗类型,岩石物性受沉积环境(沉积相、岩石类型及粒度、填系物含量)、成岩作用、孔隙类型与孔喉大小分布、有效应力等因素的影响。沉积环境对储层的原始物性有决定性的控制作用,而成岩作用对现今物性影响较大,主要表现为碳酸盐胶结物的破坏性成岩作用,工区东河砂岩储层物性相对较好,除与所处沉积环境特殊外,还与其早期压实压溶强度弱和储层早期进油抑制成岩作用进行相关。     

王庄油田防膨实验与防膨机理研究

王庄油田是国内外罕见的强水敏性稠油油藏。粘土膨胀危害严重地制约着开发效果。为了防止粘土膨胀,选用了KOH、NH_2CONH_2、FGW-2这3种类型的防膨剂,在室内开展了静态配伍性实验和岩心流动防膨实验,均见到了良好的防膨效果。其中,以NH_2CONH_2(尿素)效果最好,它可把水相渗透率提高144%,主要机理是尿素能把膨胀性粘土转变为其他非膨胀性矿物,其转变效果可与美国专利4,227,575报道相类比。笔者应用这些实验资料对防膨效果与机理予以探讨。     

孤岛油田高含水期储油层物理特征

孤岛油田馆陶组细粒砂岩储层表现为粗孔大喉高渗特点，储层孔隙结构分6种类型。砂岩中土矿物以伊／蒙混层（I／S）和高岭石（K）为主，储层存在速敏和水敏现象，油田特高含水期与开发初期、中高含水期比较，砂岩渗透率成倍增加；泥质含量和束缚水含量明显降低。受河流沉积相带的控制，4种河道微相单元储层物理特征变化较大。     

塔里木盆地大宛齐油田康村组成岩作用及其控制因素

大宛齐油田是迄今为止在塔里木盆地发现的产层最浅的油田 ,主力产油层段为第四系和上第三系的康村组。通过岩心和薄片的观察、X衍射分析、扫描电镜分析等资料 ,对砂岩的岩石学特征进行了探讨 ,深入研究了储层的成岩作用及其控制因素。大宛齐地区康村组砂岩主要由一套不同粒级的岩屑砂岩组成 ,总体上砂岩的成分成熟度较低 ,结构成熟度也不高。主成岩作用是机械压实和胶结作用 ,成岩环境为略偏碱性—中性的干旱环境 ,埋藏深度浅 ,地温梯度较低 ,现今储层正处于早成岩阶段A亚期 ,孔隙度的演化也相应地可分为快速压实、孔隙度快速降低阶段和稳定压实、方解石胶结物快速增加阶段。控制成岩作用的主因素是储层的埋深、储层岩石成分等。     

微震监测技术在南泥湾油田长6油藏的应用

针对南泥湾油田三叠系延长组长6组油层段压裂产生何种裂缝形态问题,笔者以微震监测技术为基础,对该油田具有代表性6口油井进行实验,结果显示,油层埋藏深度650.0m～797.0m为垂直裂缝;349.0m～383.0m为水平裂缝。形成垂直裂缝的延伸长度为138.0m～149.3m,最大裂缝方位为108.9°,最小裂缝方位为58.0°;形成水平裂缝的延伸长度为99.1～117.4m,最大裂缝方位99.2°,最小裂缝方位为76.6°。     

吐哈盆地温-米油田产量递减规律研究

采用油藏动态分析与矿场数理统计相结合的方法，以大量的动静态资料为基础，从单井分析入手，对温－米油田各区块以及全油田的产量递减规律进行了研究，建立了符合本油田实际情况的产量预测模型。在此基础上，分析了影响产量递减的主要因素，预测了各区块及全油田1998年的老井产量，应用自然递减理论图版，定性地评价了温－米油田4个主力区块的开发管理水平。     

利用神经网络方法确定薄差层剩余油的分布

根据密闭取芯检查并资料和地质分析方法，通过人工神经网络（ANN）模式预测，即利用ANN方法可以确定薄差储层可动剩余油，首先输入形成剩余油的主要参数，然后通过网络的不断学习，最后输出判别精度较高的含油饱和度，含水率或水淹级别等参数，该方法的技术关键是输入参数类型的确定，它涉及剩余油的形成机制和分布规律等问题，在深入探讨高含水油田开发后期剩余油成因类型的同时，还在诸多的剩余油影响因素中，确定了利用神经网络判别单井，单层剩余油的参数，即井点砂体类型，井点所处位置，注水井砂体类型，注水井距和注水时间，将研究方法应用在大庆长垣萨尔图油田北二区东部三次加试验区，预测薄差层的水淹分布状况，对解决三次加密调整井区存在的问题很有成效，同时指出了该识别方法产生影响的因素。     

塔河油田碳酸盐岩储层测井评价方法研究

对塔河油田的碳酸盐岩储层测井评价方法进行了回顾总结,具体涉及综合概率模型、声波全波测井、声波井壁成像测井及油气水判断等四个方面,认为所取得的成果具有实用价值,并对进一步的研究工作有重要借鉴作用。强调对裂缝性储层的划分应综合应用成像测井与综合概率模型。成像测井应在裂缝产状、沉积构造描述和区分有效与无效裂缝方面进一步深入研究;综合概率模型应补充新的指标,并按岩性将指标优化组合。在提高裂缝识别与评价精度、储层参数评价方法研究、储层空间展布研究等三个方面提出了今后的工作设想。