双河油田注水配伍性特征的研究

双河油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中部。主要油层组长6储集层的平均孔隙度为12.05%,平均渗透率为0.992×10-3μm2,属特低渗储层。双河油田油藏原始地层压力和气油比均较低,油藏的天然能量有限。从分析双河油田注入水与地层水的特性、敏感性实验、配伍性实验等方面的研究。来保证注入水质满足油藏对注入水水质要求,保护储层,为提高注水开发效果及油田注水工艺方案提供重要的依据。     

砂岩油藏多层合采层间干扰及开发策略研究

A 油田在纵向上储层多,且各油层物性相差悬殊、流体性质各异、储量分散。油田在笼统注水或多层合采开
发过程中,势必会受储层非均质影响,逐渐暴露出注入水单层突进、含水上升快、储量动用程度不均、各层采出程度不
等、油藏采收率低等问题。如何提高此类纵向非均质油藏的采收率是当前所面临的重要问题。以油藏数值模拟技术
为手段,根据A 油田均质模型进行了多层合采条件下层间干扰的单因素以及复合因素的敏感性分析,并针对油田实际
非均质模型进行了不同开发方式下储层动用特征、开发效果评价以及开发指标对比,推荐了该油田切实可行的开发技
术方案、提出了指导类似油田开发的技术策略和措施。     

滨南油田滨425块沙四段油藏注水可行性研究

滨南油田滨425块沙四段油藏是一个特低孔、特低渗油藏,目前处于低含水、低采油速度、低采出程度的弹性开发阶段。本文在分析了该油藏开发特征的基础上,通过分析其润湿性、储层敏感性、相渗特征,并与其它同类注水油藏进行比较,认为该块适合进行注水开发。     

下寺湾油田长2储层敏感性及注水可行性分析

通过下寺湾油田长2储层基本性质的研究,储层岩石的敏感性评价分析,得出该区具有弱速敏、中等偏弱水敏、弱盐敏、中等酸敏和弱碱敏等储层敏感性。粘土矿物中绿泥石含量相对较高,该区储层发生酸敏的可能性较大,不适合酸化改造。长2油藏是低孔、低渗油藏,天然能量不足,地层亏空严重。针对以上问题,为了恢复地层能量,本文对下寺湾油田长2油藏进行了注水开发的分析研究,论证了注水开发的可行性,通过注水开发的实施及效果观察,最终达到提高该油田的采收率与开发效益。     

临界流速的确定及其在油田开发中的应用①

临界流速在油田开发中具有重要的意义,本文从储层速度敏感性评价实验出发,给出确定临界流速方法,并推导出室内临界流速转换为油藏条件下临界流速公式,同时将临界流速与油田开发结合起来确定合理开采速度、速敏损害半径及开发试验中驱替速度大小。     

罗一区油田储层敏感性研究

准确评价储层敏感性、分析储层损害机理，将会给油田采油工程方案的制订提供很有价值的参考依据。加深对储层敏感性的理解可以在各个施工环节防止储层损害、保护好储层，以便充分发挥储层产能，达到科学开发油田的目的。由于低渗透油藏储层具有物性差，孔隙结构复杂，孔喉半径小，毛管压力高，粘土矿物含量高等特点，使得低渗透储层本身存在很多潜在损害因素，当被外来流体诱导时，容易发生多种储层损害，造成地层渗透率降低。对储层进行敏感性评价，找出储层的潜在损害因素，可以为今后制定合理的储层保护措施提供依据。该文以长庆油田罗一区为研究对象，在储层损害机理研究的基础上，进行了储层敏感性实验研究。     

基于油藏开发动态的储层四维模型的建立

以注水开发40多年的胜坨油田一区沙二1~1层为例,综合不同时期地质、测井及开发动态资料,通过划分动态井网单元,连续追踪油藏井网布局变迁及开发动态变化,定量表征储层所经受的水驱程度,利用多无线性回归分析拟合储层参数随水驱程度的数学演化模型,并计算出开发不同阶段的储层参数,建立基于油藏开发动态的储层四维模型.研究表明:储层参数演化数学模型能够根据开发动态将油藏开发初始时期储层参数统一到开发后的任意时期,有效扩允各个时期地质建模数据点的数量和分布范围;基于油藏开发动态的储层四维模型不仅能够直观和定量地表征储层参数在历史时期的空间展布规律,还可通过油藏开发趋势分析对未来储层参数分布状态进行预测.     

含油饱和度恢复法定量评价砾岩油藏水淹层

由于储层非均质性严重,砾岩油藏具有岩性物性背景复杂以及油层电阻率变化幅度大等特点,其水淹层的定量评价已经成为油田二次调整开发的重点和难点。基于测井、取芯、测试等分析资料,应用油气运聚成藏理论,在储层品质因子研究的基础上,建立了砾岩油藏原始含油饱和度的计算模型。定义原始含油饱和度和目前含油饱和度的差值与原始含油饱和度的比值为储层的采出指数,表征注水开发以后到目前油藏状态下储层动态水淹的特征参数,与传统的产水率和含油饱和度两个水淹特征参数相比,其优势在于考虑了油层动态水淹的过程,消除了砾岩油藏本身因为电阻率变化幅度大且单一利用目前含油饱和度定量评价水淹层的缺点。将该法应用于克拉玛依油田砾岩油藏水淹层的评价中,对比研究了含油饱和度、产水率和采出指数3个参数对砾岩油藏的水淹敏感性。结果表明：采出指数敏感性最高,识别准确率达到89.58%,提高了砾岩油藏水淹层的识别精度,为克拉玛依油田井网调整和开发方案的设计提供了技术支持。     

特低渗透强水敏储层CO2驱油可行性研究

海拉尔油田兴安岭储层属于特低渗透油藏,且水敏指数较高,常规注水开发效果很差。针对兴安岭储层这一特点,通过室内实验,优选试验区、优化油藏开发方案和跟踪动态分析,研究特低渗透强水敏储层CO2驱油开发的可行性。目前兴安岭储层CO2驱油已取得了矿场试验阶段成果,为加快海拉尔油田上产提供了技术支撑。     

吉林油田低渗透油藏注入水水质实验研究

吉林油田低渗透油藏95%以上采用注水开发的方式,而注入水大多是污水回注,因此,有必要对其水质情况进行研究,改善水质,从而提高油层采收率.以吉林油田八面台油田方44、方68两个区块储层为研究对象,从目前注入水水质现状分析入手,对注入水与地层水的配伍性、注入水与地层的敏感性、注入水水质对储层的影响等进行研究,内、外因相结合,综合分析注水伤害情况,给出水质改善建议.     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容,而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此,从典型油藏地质模型出发,通过建立油藏数值模拟机理模型,筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标,分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响,研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。     

含裂缝低渗透油藏井网调整平面波及效率研究

合理部署注水开发井网以及研究低渗透油藏的水驱油渗流规律是经济有效地开发低渗透油藏的前提条件。通过对物理模拟结果的灰度处理,对比正方形反九点井网和菱形反九点井网的平面波及效率,优选出适用于含裂缝低渗透油藏开发的基础井网。通过对比正方形反九点井网与菱形反九点井网,发现:含裂缝低渗透砂岩油藏中,菱形反九点面积井网能有效扩大平行于裂缝方向的注采井距,缩小垂直于裂缝方向的注采井距,可有效改善平面上各油井的均匀受效程度,延缓角井水淹时间。开发后期,角井含水较高,基础井网不能满足开发需要时须适时进行加密转注调整。通过对比三种加密调整方式的面积波及系数,优选出适合含裂缝低渗透油藏的加密调整方案,有效指导含裂缝低渗透油藏的开发。     

宝北区块低渗高陡构造油藏综合开发技术研究

宝浪油田宝北区块属于低渗高陡背斜油藏.针对高陡构造认识难度大、低渗油藏开发过程中易造成油层伤害等开发难点,开展了油藏地质综合研究,形成了以波动方程串级深度偏移处理方法为主的高陡构造识别技术、高气油比低渗油藏注水开发配套技术及以屏蔽暂堵技术和油管传输负压射孔技术为主的整体油层保护技术.经过近十年的开发实践证明,综合开发技术应用效果良好.     

大芦家临56-4断块沙二下低渗透边水油藏综合调整数值模拟研究

大芦家临56-4断块沙二下为大边水、大倾斜度、小油区的断块型低渗油藏,其有效开发的关键在于井网优化部署及其与边水的协调,并充分有效地发挥边水的作用.本文基于油藏精细描述的成果和各种测试资料分析,利用精细油藏数值模拟技术,对大芦家临56-4断块沙二下低渗透边水油藏布井方案进行了优化,研究结果对于低渗透边水油藏的综合调整方案的合理制定具有现实的指导意义.     

苏北低渗透油藏CO2驱油开发模式探讨

CO₂驱是改善低渗油藏开发效果行之有效的方法之一。针对中国石化华东油气田苏北低渗透油藏三十多年的CO₂驱油矿场实践,将华东目前注气区块按油藏特点和不同注气时机总结为4种开发模式。详细阐述了每种模式的驱油机理、适合油藏类型和典型实例。其中,深层低渗透油藏同步注气开发模式适合于深层、强水敏的低渗透油藏,能较好地补充地层能量;大倾角油藏衰竭开采后注气（吞吐）开发模式适合于大倾角、薄层且分布稳定的特低渗透油藏,可大幅度提高单井产能;高含水油藏水驱转注气开发模式适合于注水开发效果差的中高含水低渗透油藏,能有效改善水驱开发效果;二次注气开发模式适合于注气开发后再次注气的低渗透油藏,通过对开发层系、注采结构、注入方式和注入剖面的综合调整抑制气窜,可再次提高采收率。该研究成果对于低渗透油藏的CO₂驱油方式选择具有借鉴价值。     

现河低渗透储层开发单元分类评价

从决定储层性质的内在参数入手,结合对应开发单元的开发动态和开发效果建立评价体系,根据评价原则和标准以及现河低渗透开发的实际,对现河低渗透储层单元进行分类评价,以期更加准确地认识油层的内部结构特点,为合理开发、提高最终采收率提供科学依据.     

低渗透油藏暂堵酸化工艺技术研究及应用

油房庄油田属典型的低渗透油藏,储层非均质性严重,层间渗透率变异系数较大。针对油井酸化措施后,出现在增油的同时油井含水大幅度上升的问题,提出了暂堵酸化工艺技术,通过现场试验及应用,取得了较好的控水增油效果,丰富了低渗透油藏油井酸化工艺技术,对于开发低渗透油田,延长油田低含水采油期,具有重要意义。     

塔中16含砾砂岩段隔夹层对油水分布的影响

针对塔中16东河砂岩油藏含砾砂岩段分布复杂的隔夹层严重制约油田的水驱开发效果,致使油田产量低这一问题,综合运用岩芯、录井以及测井资料,以塔中16含砾砂岩段为解剖对象,划分了该层段内隔夹层成因类型,分析了典型单井的不同类型隔夹层的测井响应特征、预测了隔夹层的空间展布、剖析了隔夹层对剩余油分布的影响。研究表明：含砾砂岩段发育泥质、钙质、低渗透泥质砂岩3类隔夹层;钙质隔夹层主要分布在5小层底部、泥质隔夹层则主要分布在3小层底部、低渗透泥质砂岩夹层则零星分布在各小层砂体内部;隔夹层影响了流体的垂向渗流能力,致使含砾砂岩段形成了2套油水压力系统,在同一个压力系统内,夹层易造成高渗储层水洗严重,低渗部位剩余油富集。通过开展隔夹层成因、类型及分布特征研究,可明确油水分布特征及剩余油的富集部位。     

白云岩油藏低渗透条带对剩余油分布的影响

YM白云岩油藏已进入高含水开采期,如何寻找剩余油并进行挖潜是目前面临的重要问题。该类型储层中普遍存在低渗透条带,建立机理模型,通过对低渗透条带的渗透率、厚度、产状及与储层渗透率的组合关系进行敏感性分析,研究结果表明,渗流阻挡作用的强弱主要与其渗透率大小有关,当渗透率小于0.01 mD时,能够起到较好的渗流阻挡作用;同等条件下,厚度越大,渗流阻挡作用越强;根据分布形态与样式不同,对剩余油的控制程度I类> Ⅱ类> Ⅲ类> IV类;若有两条交错的低渗透条带,则对剩余油的控制程度V类> VI类。低渗透条带在一定生产时间内可以形成渗流屏障,成为控制剩余油分布的重要因素。     

基于模糊数学理论的储层评价-以鄂尔多斯盆地 富黄地区延长组长9油层为例

鄂尔多斯盆地延长组中下部组合油气勘探开发程度相对较低,超低渗储层分类与评价是制约该组合层系油气勘探开发的关键。选取可动流体百分数、主流孔喉半径均值、启动压力梯度、黏土矿物含量以及原油黏度作为低渗储层评价指标,建立评价体系,运用模糊数学理论,建立模糊数学模型,对长9储层进行定量评价,进而建立储层评价体系。研究表明,富黄地区长9储层主要为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层,不含Ⅳ类储层。通过对富黄地区长9储层和沉积相平面图对比分析,储层分级结果与有利沉积相储层展布有较高的契合度,以期为延长组超低渗油气勘探和开发提供指导。