导读:本文包含了宝浪油田论文开题报告文献综述、选题提纲参考文献及外文文献翻译，主要关键词:油田,油藏,污水,收率,评价,油井,氮气。
宝浪油田论文文献综述
黄鸿麟,罗全民,袁光喜,宋增亮[1]（2018）在《宝浪油田低渗透油藏氮气驱技术应用研究》一文中研究指出针对宝浪油田低孔、低渗型储层的特点,采用室内实验的手段,将宝浪油田钻取的6块岩样进行排序、衰竭实验、水驱实验以及水驱后注N_2驱实验。结果表明:在油田开采后期,注水开发效果越来越差的条件下,注N_2驱能有效地提高原油采收率;通过优化可得最优的水驱注水压力为12MPa、最佳N_2注入压力为15MPa、最佳N_2注入时机(含水率)为50%、最佳N_2注入速度为0.5m L/min以及最佳N_2注入量为0.6HCPV时,N_2驱的采出率高达64.04%。(本文来源于《化工设计通讯》期刊2018年01期）
陈仁人[2]（2016）在《宝浪油田注氮提高采收率潜力分析》一文中研究指出随着油气田开发工作的不断深入,宝浪油田原油中难采储量比例占总原油比例逐年增加,主要原因是由于宝浪油田低孔低渗物性差,注水和其他提高采收率的方法在经济成本及技术上都受到了限制,近年来注氮气提高采收率方面已经取得了明显成效,为宝浪油田提高原油采收率提供了可能。(本文来源于《化工管理》期刊2016年21期）
刘建国,唐恩[3]（2015）在《宝浪油田污水回注井解堵技术研究》一文中研究指出宝浪油田储层为致密型砂砾岩,物性差,属于低孔、特低渗油藏。随着油田的开发,采取注水开采的方式,及时为地层补充能量。回注污水水质是直接影响着油田的整体开发效果的最主要因素,本文主要从回注污水对储层污染堵塞原因着手,分析可能存在的伤害,通过一系列室内实验评价,研制出配伍性良好的解堵剂并制定相应的施工工艺。该解堵剂能有效解除近井地带的污染堵塞,改造作用明显、表面张力低、铁离子稳定能力强,满足了宝浪油田解堵增注的需要。(本文来源于《内蒙古石油化工》期刊2015年15期）
万力,李波,西涛涛,吴小刚,耿晓飞[4]（2015）在《宝浪油田宝北区块油藏特征与储量参数再认识》一文中研究指出宝浪油田宝北区块目前已完钻各类井119口,井网基本完善,井控程度大幅提高,地质构造和油藏特征认识不断加深,储量计算发生较大的变化,油藏储量规模需要重新评估。通过对该区块油藏特征的新认识,分析了各项计算参数变化情况及其对储量规模的影响,结果表明,对储量计算结果影响较大的是含油面积、有效厚度和含油饱和度,叁项参数的变化共导致储量减少6.98×104 t。(本文来源于《石油地质与工程》期刊2015年04期）
黄家骥,王富来,文守成[5]（2015）在《宝浪油田宝北区块污水除铁技术应用研究》一文中研究指出宝浪油田产出水水质复杂,含铁量高,同时由于合有腐蚀性极强的硫化氢组分,水体腐蚀性强,且污水处理温度低等特点,污水处理后难以达到回注或直接排放标准。为此研究了一种处理高含铁污水的处理工艺。改进后的工艺在25℃、氧化剂125 mg/L时高含铁污水处理后水质指标提高较大,除Fe、除S效果较佳,污水腐蚀性控制较好。采用该工艺通过持续开展污水水质综合治理,宝浪油田注水系统腐蚀速率得到有效控制,沿程水质均达到A3标准。目前仍运行良好。(本文来源于《海洋石油》期刊2015年01期）
王化伟[6]（2014）在《高能气体压裂技术在宝浪油田的应用》一文中研究指出高能气体压裂技术是一项针对致密地层、物性差的油田进行增产、增注的工艺手段,是解决油层伤害问题的一种有效方法,对于各种类型的油层污染、堵塞均具有良好的解堵、增注作用。文章介绍了高能气体压裂技术的工作原理、技术特点及性能指标,并对其在宝浪油田应用情况进行了分析。(本文来源于《石油仪器》期刊2014年04期）
刘丽玲,袁国翠,牛耀玉,田超[7]（2014）在《宝浪油田污水腐蚀影响因素》一文中研究指出对宝浪油田污水处理系统污水水质、腐蚀挂片等数据分析,结果表明,该污水处理系统腐蚀严重。为了确定腐蚀影响因素,进行了污水流速、温度、pH等因素对腐蚀速率影响的试验研究。初步确定了这些因素对宝浪油田污水腐蚀影响规律,为日后制定防腐蚀措施可以提供参考。(本文来源于《腐蚀与防护》期刊2014年05期）
乔林,陆正元,李华斌,石建丽,郑修刚[8]（2014）在《宝浪油田油井结垢的综合治理》一文中研究指出目前宝浪油田已进入开发中后期,含水率上升较快、压力下降幅度大等诸多不利因素造成油井的结垢现象明显。通过对采取连续加防垢剂的方式对部分结垢油井进行矿场试验,结果表明:宝浪油田结垢主要是由于热力学条件发生改变造成成垢离子的析出,而垢型主要为CaCO3、BaSO4型;结垢油井的防垢效果相对较好,整体的结垢现象得到遏制,油井由于结垢检修的井次明显减少。(本文来源于《油气田地面工程》期刊2014年05期）
黄郑[9]（2014）在《低渗透小型凝析气藏循环注气开发可行性研究》一文中研究指出凝析气田在世界气田开发中占有重要的地位。高效开发凝析油气藏的中心问题是优选出最佳的开发方式,通常情况下大型的高含凝析油的产出气藏和无足够外销市场的饱和凝析气藏适合循环注气开发,小型的低凝析油含量的高地露压差的凝析气藏适合衰竭式开发。而低渗、中—高凝析油含量的小型饱和凝析气藏开发方式的选择一直以来是凝析气藏开发的难点。本文以宝浪油田宝中凝析气藏为例,以室内实验成果为基础,判别宝中凝析气藏类型,分析相态特征、反凝析特点、凝析油临界流动饱和度；以单井及井组测试、生产资料为基础,对循环注气先导试验井组进行了评价；建立了叁维地质模型和叁维数值模型;运用公式法、类比法、数值模拟等方法开展凝析气藏工程研究；采用数值模拟方法对不同开发方式下开发效果进行预测,评价宝中凝析气藏循环注气可行性。通过本项目研究,方面为下一步高效开发宝中区块凝析气藏提供科学依据；另一方面对国内外同类型油气藏高效开发具有参考和借鉴作用。本论文研究取得的研究成果和主要认识可以概括为以下几个方面：利用四参数判别法、含气系数与C2+含量关系判别法、地层流体密度和平均分子量判别法、φ1参数判别法、地面生产气油比和油罐油密度判别法、储层流体叁原组成叁角图判别法、凝析气藏是否带油环判别方法,综合判断宝中凝析气藏属带油环的凝析气藏。焉参1井与宝中201井样品代表性较好,从实验分析井流物构成看,不同井流体组成十分相近,甲烷加氮气(C1+N2)含量为71.11-71.65%；乙烷到已烷加二氧化碳(C2～C6+CO2)含量为23.98～24.77%;庚烷以上(C7+)含量为3.59～4.91%,总体上可以看出该区流体组分构成变化不大宝中凝析气藏在不同层位、不同构造部位的样品具有相同的相态特征,即地层压力几乎等于露点压力。焉参1井地层压力为28.16MPa,露点压力为26.95MPa；B201井地层压力为27.94MPa,露点压力27.94MPa。凝析气相图露点线包络区域较大。从气藏反凝析特点看,反凝析现象比较强烈。早期取样最大反凝析饱和度为13.95%(19.86MPa),而新测试的饱和凝析气最大反凝析饱和度为15.38%(15MPa)。宝201井反凝析液量随衰竭压力的降低起初有一个快速上升的趋势,之后速度有所减缓。CVD过程随着衰竭压力的降低,采出井流物越来越轻。在废弃压力6MPa和原始地层压力27.94MPa时,凝析气藏天然气的采收率为80.09%,凝析油的采收率为20.41%。经气顶与油环相平衡判断,可知目前气顶与油环基本处于平衡。通过对比,宝201井闪蒸到宝3井地层条件下所得到平衡油与宝3井原油特征相近,说明油环与凝析气顶性质是匹配的,宝中201井为饱和的带油环的凝析气藏。用电解式水含量分析仪直接测定天然气中的含水量,在原始地层压力为27.94MPa时,地层凝析气饱和含水量的实验值为1.4614g/m3,现场试气结果表明,现场气水比生产值均大于26g/m3,远高于实验测试饱和含水气量,这说明宝201井地层凝析气中含水量已达到饱和,地层中存在游离水。对凝析油的临界流动饱和度进行了探索性研究,利用超声波装置通过长岩心衰竭实验测试了长岩心中凝析油的临界流动饱和度为8.01%,相应的临界流动压力为17.70MPa。在实验温度为地层温度(106.6℃)和实验压力为原始地层压力(27.94MPa)的条件下进行了长岩心中凝析气衰竭实验。长岩心中凝析油采收率为34.40%,比PVT中凝析油采收率高13.99%。凝析气衰竭的天然气的采收率和PVT筒中定容衰竭的采收率相差不大。多孔介质对凝析气相态的影响非常复杂,目前还未形成较为统一的观点。在多孔介质CVD过程中,当凝析油饱和度达到临界流动饱和度时会流动,一般凝析油采收率均比PVT测试中的要高。结合钻井、分层、断层、构造等基础资料,利用Petrel建模软件,建立了宝中凝析气藏的构造、沉积相、岩性、物性、净毛比和含油饱和度等叁维定量化模型。通过计算模型储量,各层储量相对误差小于5%,说明所建地质模型较为准确,模型真实可靠。根据地质建模成果,利用Eclipse建模软件,结合PVT相态拟合、压力、系统、油气水界面等,建立了宝中凝析气藏叁维数值模型。通过拟合气井的日产气、日产油、流压和静压数据,对比气井开发生产历史数据,与生产实际符合率较高。根据早期宝中凝析气藏循环注气试验井组方案地层吸气能力研究结果,宝2612井Ⅳ油组井口注气压力大于28MPa才能注进气,日注气量为2×104m3/d。循环注气先导试验井组实施后,实际井口注气压力21MPa就可以吸气,日注气量达11×104m3/d左右,并一直稳定在22MPa左右,注气能力好于先导试验井组方案预期。从循环注气试验井组单井以及井组整体看,循环注气阶段井组注采基本平衡,凝析油气产量基本稳定,产量递减幅度明显放缓,气油比有所上升,但上升幅度不大,注气后采气井油压下降率和套压下降率均发生了明显的减小,循环注气效果显现。从循环注气试验井组叁口生产井原油化合物含量变化情况看,叁口井原油中的C3-C7化合物含量升高,而Cs-C32化合物含量降低,说明轻烃含量增加,重烃含量减少,循环注气效果已经显现。从宝201井2011年的试井解释成果与2006年的解释成果相比,渗透率由注气前0.2419mD上升到0.499mD,表皮系数由注气前16.27下降到11.6。说明循环注气疏通储层孔道,反凝析污染有所降低,使得储层物性变好。利用RTA方法、简易物质平衡法和宝中凝析气藏历年测压情况,综合评价试验井组地层平均压力约19.5MPa。说明循环注气时间短,地层亏空较大,目前压力保持水平70%。使用压力判断法、气油比变化率判断法、干气波及系数判断法3种气窜判断方法评价,认为宝中凝析气藏未发生气窜现象,通过循环注气试验井组受效情况和气窜情况来看,初步判断目前注采井距是合理的。从循环注气试验井组叁口生产井实际生产资料来看,凝析气藏实际产能要高于试井时的结果,对气井的产能进行了修正。重新修正产能后,宝2325井Ⅳ油组无阻流量为9.5×104m3/d;宝201井当Ⅲ油组单采时,无阻流量为4.35×104m3/d, Ⅲ、Ⅳ油组合采时无阻流量为8.38×104m3/d, Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油组合采时气井无阻流量为11.63×104m3/d；根据JOSHI水平井产能公式及参数,宝气平1井Ⅳ4层无阻流量为20.6×104m3/d。根据修正后的气井产能方程分别对循环注气试验井组直井和水平井合理产量进行了评价。宝201、宝2325井在合理生产压差8.0MPa条件下合理产量分别为2.7×104m3/d、4.1×104m3/d,平均3.4×104m3/d；宝气平1井在合理生产压差4.0MPa下,合理产量为5.5×104m3/d。通过计算B201与B2325两口试采井的油套压与计算的携液临界产量,这两口井的携水临界产量分别为：1.7与1.4-1.7×104m3/d,携油临界产量分别为：0.8与0.7-0.8×104m3/d。油管尺寸越小,气井越容易携液,因此可以在气井开采中后期,采用优选小油管的方式,实行带液生产。依据循环注气先导试验注气情况,对宝2612产能二项式方程进行了改进,采用节点分析法对不同地层压力、不同产气量下气井井底流压进行计算。当注入气量为11×108m3/d,地层压力为22MPa时,井底流压约为29MPa,评价结果与现场基本相符。通过类比法、单井控制经济极限储量法、规定单井产能法、数值模拟法(单井典型模型),结合循环注气试验井组实际见效与气窜情况,综合评价宝中凝析气藏合理井距为450-600m。利用经验法,宝中凝析气藏衰竭式开采的合理采气速度应为5%,利用数值模拟法结合实际生产情况,采气速度越大,凝析油采出程度越大,效益越好；但是采气速度过大,会使气井递减过快,当采气速度大于4%后,气井注采不平衡。因此,推荐循环注气采气速保持在3.5-4%左右为宜。采用类比法、地层不发生明显反凝析压力界限法、储层结构不被破坏压力界限法、节点分析法结合实际生产压差,综合评价宝中凝析气藏直井合理生产压差约为8MPa。注气时机对凝析油采收率影响很大。利用数值模拟,设计了5个方案,早期注气(生产即注气)、生产1年后注气、生产2年后注气、生产3年后注气、生产4年后注气,与不注气进行了对比。采用早期注气,凝析采出程度增加最大,而当4年后再注气,凝析油采出程度增加只有早期注气的一半,所以越早注气对凝析油采收率提高越明显。循环注气时间越长,循环周期内提高凝析油采出程度越大。但是,随着循环注气时间的增加,单位注气量所增加的凝析油量减小,对于宝中凝析气田循环注气方案注气时间推荐8-11年为宜。利用叁维数值模拟对不同注采比方案进行预测表明,提高注采比可以提高凝析油的采出程度。但是注采比也不是越高越好,注采比越高,越容易造成气井气窜,循环注气效果反而变差。同时由于地方天然气需求强烈,无外来干气补充,因此,宝中凝析气藏的注采比推荐0.95-1。采用类比法、经验公式法、气藏埋深计算法、以经济—产能方程法对宝中凝析气藏废弃地层压力进行了评价。综合确定宝中凝析气藏的废弃地层压力为10.2MPa。采用类比法、经验公式法、定容衰竭试验法、数值模拟法对宝中凝析气藏采收率进行了综合评价。综合评价凝析气藏天然气采收率为60%,衰竭开发凝析油采收率约为24%,循环注气开发凝析油采收率约为40%。循环注气先导试验井组Ⅳ油组的开发效果要好于方案预期,与Ⅲ油组和Ⅳ油组合采相比,分层系开发,能最大限度提高注入效率,增大主力层位的凝析油采出程度。推荐Ⅲ、Ⅳ油组分层系开发。以目前已部署井网为基础,对宝中凝析气藏以不同开发方式设计了4套整体开发方案。由4个方案的开发指标可以看出：①方案1(衰竭式开采)虽然初期日产油量高,但是产量递减快,方案2(Ⅲ、Ⅳ油组循环注气开发)虽然初期日产油量低,但是产量递减慢；②累计产油量从高往低的是,方案2(Ⅲ、Ⅳ油组循环注气开发)、方案4(Ⅳ油组循环注气开发,Ⅱ、Ⅲ油组衰竭式开采)、方案3(Ⅳ油组循环注气开发,Ⅲ油组衰竭式开采)、方案1(衰竭式开采)。方案2凝析油累积产油量可达56.6×104m3,方案1凝析油累积产油量只有31.7×104m3,方案2比方案1多产24.9×104m3；③凝析油采出程度从高往低的是,方案2、方案3、方案4、方案1,方案2比方案1高17.5%；④天然气采出程度从高往低的是,方案2、方案3、方案4、方案1,方案2比方案1高9.3%;⑤经济评价结果从高往低的是方案2、方案4、方案3、方案1。从日产油量、累计产油量、凝析油采出程度、天然气采出程度、经济评价指标看,Ⅲ、Ⅳ油组循环注气开发的方案2,全面大幅度优于衰竭式开采的方案1,部分循环注气,部分衰竭式开采的方案3、4也都优于衰竭式开采的方案1。循环注气开发,可以大大提高宝中凝析气藏的凝析油的采出程度。因此,从技术上、经济上看,宝中区块这类低渗透小型高含凝析油的饱和凝析气藏循环注气开发是可行的。(本文来源于《中国地质大学》期刊2014-05-01）
黄金山[10]（2014）在《宝浪油田宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组合理注采井距研究》一文中研究指出宝浪油田宝北区块储层渗透率低,Ⅰ—Ⅱ油组当前注采井距为260 m,难以建立有效驱动体系。应用启动压力梯度法、低渗透油藏经验公式法和压力恢复测试法,对研究区技术极限合理注采井距进行了研究,3种方法计算的合理注采井距分别为174,170和168 m。分析宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组调整井新井投产或老井上返补孔初期产油量统计结果可知,平均单井初期产油量约为6 t/d,现有井网条件下单井控制石油地质储量为0.93×104t,利用经济井网密度对研究区的合理注采井距进行了研究,在油价为70美元/bbl时,经济极限井网密度为35口/km2,合理注采井距为169 m。(本文来源于《油气地质与采收率》期刊2014年02期）
宝浪油田论文开题报告
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
随着油气田开发工作的不断深入,宝浪油田原油中难采储量比例占总原油比例逐年增加,主要原因是由于宝浪油田低孔低渗物性差,注水和其他提高采收率的方法在经济成本及技术上都受到了限制,近年来注氮气提高采收率方面已经取得了明显成效,为宝浪油田提高原油采收率提供了可能。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
宝浪油田论文参考文献
[1].黄鸿麟,罗全民,袁光喜,宋增亮.宝浪油田低渗透油藏氮气驱技术应用研究[J].化工设计通讯.2018
[2].陈仁人.宝浪油田注氮提高采收率潜力分析[J].化工管理.2016
[3].刘建国,唐恩.宝浪油田污水回注井解堵技术研究[J].内蒙古石油化工.2015
[4].万力,李波,西涛涛,吴小刚,耿晓飞.宝浪油田宝北区块油藏特征与储量参数再认识[J].石油地质与工程.2015
[5].黄家骥,王富来,文守成.宝浪油田宝北区块污水除铁技术应用研究[J].海洋石油.2015
[6].王化伟.高能气体压裂技术在宝浪油田的应用[J].石油仪器.2014
[7].刘丽玲,袁国翠,牛耀玉,田超.宝浪油田污水腐蚀影响因素[J].腐蚀与防护.2014
[8].乔林,陆正元,李华斌,石建丽,郑修刚.宝浪油田油井结垢的综合治理[J].油气田地面工程.2014
[9].黄郑.低渗透小型凝析气藏循环注气开发可行性研究[D].中国地质大学.2014
[10].黄金山.宝浪油田宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组合理注采井距研究[J].油气地质与采收率.2014
论文知识图
