马岭油田长期注水对油层孔隙结构的影响

通过室内试验并结合现场资料的分析 ,对油层经长期注水冲刷后孔隙结构的变化进行了研究 .研究结果表明 :马岭油田经长期注水开发 ,油层水洗后油层物性明显变差 ,渗透率平均下降了1 2 .96 % ,孔隙度下降了 0 .44% .引起水洗油层变化的主要因素是 :油层含有敏感性矿物 ,孔隙结构的非均质性 ,以及外来流体矿化度的变化 .     

低渗透油藏注水开发储层动态特征变化

为了解低渗透油藏长期注水后储层特征的变化及其机理,以马岭油田南二区延9油藏为例,通过室内物理模拟实验法研究注水开发前后储层物性、孔隙特征和渗流特征的变化。研究结果表明:长期注水后,储层渗透率明显增大,孔隙度增加较小,且储层渗透率越高,水洗程度越大,储层物性的增加幅度越大;储层物性的增加主要与水洗后黏土矿物含量的降低有关,其中伊利石和伊蒙混层的相对含量明显降低,高岭石相对含量明显增大;水洗后储层岩石表面油膜脱落,岩石润湿性由亲油性变为亲水性;注入水与储层岩石的相互作用使油水相流动能力增强,两相区范围变宽,水驱油效率提高。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田的开发。     

注水开发对原油性质的影响规律研究

砂岩油藏长期注水开发,注入水对储层孔隙中的原油物性有较大影响,主要表现为:随着注水开发时间的延长,原油密度、黏度、含蜡量、凝固点逐渐增大;原油黏度的变化表现出一定的阶段性,含水率在20%以下,原油黏度上升幅度较大,含水率为20%～85%时,原油黏度上升幅度比较平稳,含水率90%以上时,原油黏度上升幅度又变大;不同地区、不同层位原油性质变化特征具有明显差异;水洗前后原油性质参数之间的关系也发生变化,水洗后相同密度原油所对应的黏度明显增加,相同密度、黏度的原油所对应的凝固点明显升高。原油性质变化机理研究表明:油藏温度变化、原油轻质组分分离、脱气和注水水质是引起原油性质变化的主要原因。     

油田注入水中悬浮固体颗粒提取实验及研究方法

针对注入水中固体颗粒对低渗透储层孔隙结构及注水效果的影响，进行了探讨性实验研究。首次采用亚沸浓缩－真空过滤方法，成功地从注入水中提取出悬浮固体颗粒，并通过扫描电镜和能谱分析进行了系统观察、研究。同时，结合油层岩心室内模拟注水实验，对注水前后岩心孔隙中的微粒分布与渗透率变化做了分析对比。实验结果表明，新的实验方法合理简便，对从微观方面研究分析油田注水开发效果及注入水水质迈进了新的一步。     

注水开发对碎屑岩储层物性影响规律实验研究

针对渤海油田碎屑岩储层长期注水开发导致储层黏土矿物的含量及构成发生变化,进而影响储层的物性及油田开发效果的问题,采用注水模拟实验、岩心观测、扫描电镜、密闭取芯等手段对水驱前后储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、岩心电阻增大率的变化进行了研究,并对其变化原因进行了分析。实验结果表明:在油田注水开发过程中孔隙度基本不发生改变。渗透率为(200～400)×10~(-3)μm~2的储层注水后期渗透率呈上升趋势,电阻增大率指数以及饱和指数下降,孔隙结构变化幅度较小。渗透率为(20～100)×10~(-3)μm~2的储层在注水后期渗透率呈下降趋势,电阻增大率指数以及饱和指数上升,孔隙结构变化幅度较大。     

含油岩石薄片的信息资料在确定驱油效果中的应用——含油砂岩薄片的油水微观特征研究之二

从含油岩石薄片中能提取出油层众多的微观地质信息。特别是注水开发的油层中,对研究油水饱和度的变化、油层水洗程度的强弱、影响驱油效率的微观地质因素等均具有重要的意义。     

直罗油田储层孔隙结构及对油水分布的控制作用

通过对直罗油田延长组长。油层组储层孔隙结构及油水分布的研究，分析了直罗油田低渗砂岩储层孔隙结构特征对油水分布的控制作用，试图对长期困扰油田勘探与开发的油水分布及其影响因素问题作出初步探讨．结果表明，直罗油田延长组第二油层组孔隙类型以细小的次生孔隙为主，孔隙结构非均质性较为严重，孔隙、喉道半径较小，孔喉分选较差．较差的孔隙结构导致油水分异作用较差，油水同出带厚度为１８５．７ｍ，油层全部为油水混出的油水混合带，从而形成了无边水、底水且油水同出的砂岩岩性油藏．孔隙结构相对较好的层段和区块是油气富集的主要场所．     

水驱砂岩油藏孔喉结构变化的三维网络模拟

以长期水驱实验为基础,建立了等效水驱砂岩储层孔喉结构变化的三维网络模拟模型,结合三维微粒运移机制和有限差分求解方法,得到了长期水驱砂岩油藏孔喉结构变化规律：（1） 冲刷后喉道半径呈增加趋势,喉道半径变化范围变大,极小喉道半径呈微弱减小趋势;（2） 孔隙网络模型中冲刷半径扩大的孔道分布形式与原始孔隙网络结构密切相关,并非所有的大孔道都串联起来贯穿岩芯孔隙网络的两个端面,但入口端和出口端部分大孔道相互连通,形成端面上的大孔道网络群。网络模拟注水结果结合采油井测试,可为注水剖面的调整提供更加可靠的依据。     

A区块二类油层与主力油层孔隙结构差异

本文针对A区块的实际情况,通过压汞数据得出的毛管压力曲线,分析了表征二类油层与主力油层孔隙结构特征的各项参数,研究了不同孔隙半径区间的孔隙体积、孔喉比及渗透率贡献分布特点,给出了二类油层与主力油层孔隙结构的差异。研究结果表明,与主力油层相比,二类油层除具有低孔低渗的特点之外,其它主要差异为：平均孔隙半径较小,中值压力较大,60%以上的孔隙体积分布在小孔道中;孔喉比为4.8-64.8,是主力油层孔喉比的4倍以上,最大达20倍以上,孔喉分布不均匀。     

桥口油田注水难原因及增注措施选择

针对油田油层本身的地质因素，如孔隙喉道小、地层温度高、黏土含量少以及注入水水质条件的限制，逐渐形成了注水井注水压力高，注水量小等弊病，分析了注入水的水质及在油层部位形成CaCO3与堵塞物的情况。在50－3井中采取高能气体压裂与PCT复合处理措施，总结了各种措施的效果。结果表明：采用高能气体在注水层部位形成多条径向裂孔等能更好地沟通水井与地层的联系，如：PCT处理液把油层的黏土缩膨、扩大空隙度和渗透率，在生产中均为有效。     

大庆油田朝45区块分层注水潜力分析

整合了朝45区块的生产实际资料,分析了朝103-检55取芯井油层水洗,油层水淹动用状况,结合油藏工程及数值模拟方法对该区块分层注水进行深入的研究,利用水淹层测井解释估算资料估算地质储量和可采储量。     

油水两相平面径向渗流压差时量理论研究

平面径向渗流过程中井底与油层外边界之间存在压差,为了研究压差随时间不断变化的情况下油水两相渗流,开展了压差时量概念的完善及其函数关系研究。利用径向流基本渗流理论推导压差时量的函数关系式,使用数值模拟方法和公式计算方法对具体算例进行计算对比。研究工作取得了较为理想结果,完善后的压差时量概念适用于平面径向渗流,分油水井两种情况,得到了压差时量与累计产液量或累计注水量之间的函数关系式,算例的数值模拟结果和公式计算结果相互符合。研究表明,根据油水井情况的不同,压差时量是累计产液量或累计注水量的函数;影响压差时量的因素有相对渗透率曲线、油黏度、水黏度、渗透率、单位厚度油层累计产液量或累计注水量、未打井外边界内单位厚度圆盘状油层的孔隙体积、单位厚度井筒半径内可容纳圆形多孔介质的孔隙体积。     

基于三维网络模型的聚合物驱后微观剩余油研究

摘要：利用三维网络模型模拟了饱和油、水驱和聚驱三个驱替过程,研究了聚驱后的微观剩余油分布状态,分析了孔隙半径、配位数、形状因子、润湿性等孔隙结构参数对聚驱后剩余油分布的影响。结果表明：随着孔隙半径、配位数、形状因子的增大,聚驱后剩余油百分含量降低;水湿油层的聚驱采收率高于油湿油层的聚驱采收率。 关键词：网络模型;聚合物驱;剩余油;微观分布     

基于核磁共振技术储层物性变化规律

油田经多年注水开发已经进入特高含水阶段,出现注水压力增大,开发效果差等问题。针对此问题,本文利用目标岩心分析了粘土矿物含量和粒度分布,结合二维核磁共振技术开展高倍注水实验,研究储层物性变化规律及原因。实验结果表明:岩心8-2、岩心16-1经激光粒度测试分别定为含中砂质细砂岩、含粉砂中砂质细砂岩,其粘土矿物含量分别为2.41%、2.57%;随着注水倍数的增加,核磁孔隙度表现为先降低后上升的变化规律;随注水倍数的增加,渗透率(水)波动式变化,前期降低幅度较大,后期出现短暂的上升后持续降低;注水前期损害主要发生在中、大孔隙中且岩心8-2的损害程度要大于岩心16-1;岩心的核磁二维谱中自由水信号变化规律与核磁T2谱中孔隙信号强度变化规律一致。研究认为注水过程中受到水的冲刷作用,微粒以及胶结物中的粘土矿物,容易脱落运移至孔隙喉道处发生堵塞,对孔隙喉道产生一定损害导致渗透率(水)降低,所以注水井出现注水困难和注水压力增大等问题,从而影响油田开发效果。     

聚合物驱后储层及水洗特征研究

利用双河油田Ⅱ油组聚合物驱后油层新鲜岩心的现场观察结果,分析化验以及测、录井等资料,综合研究了聚合物驱后储层特征、水洗特征,及不同水洗程度下剩余油分布情况。研究结果表明:随渗透率增大,孔喉大小偏于粗孔喉,聚合物驱后强水洗厚度占76.21%,平均驱油效率44.57%,油层润湿性由"偏中性-弱亲水"向"亲水-强亲水"转化,总结出聚驱后剩余油分布特征。     

高凝油藏中蜡沉积对开发效果的影响

针对高凝油注水开发中蜡析出造成孔隙堵塞、渗透率下降这一问题,推导蜡沉积量与孔隙度、渗透率变化关系,建立水驱油藏渗流场与蜡沉积的耦合模型,对比地表水常温及适当升温(25、35、45、55、65℃)注入时,含水饱和度分布及孔隙度、渗透率降低情况。结果表明:注入冷水导致近井地带温度降至析蜡点以下,蜡晶颗粒大量析出,地层采出水(45℃,不加热)回注时,注水1 a后水井附近30 m温度受到影响,平均累积沉积量约占孔隙体积的4%;随着温度降低,含水饱和度前缘跃变程度减弱,渗透率与初始渗透率比值由93%降到72%;地层冷伤害随时间延长加剧,但增加速率逐渐减小,并逐渐向油层深部推进。     

古城油田常采区块注水计量误差分析及措施

油田投入开发后,如果没有相应的驱油能量补充,油层压力将随着开发时间,逐渐下降,引起产量下降,使油田的最终采收率下降。通过注水井向油层注水,是保证油层压力,提高油藏采油速度和采收率,达到油田产油稳定的目的：古城油田现有注水井45口,日注水量约为1741方.在保证油田配注要求的前提下。注水流量计能否准确计量,不仅是注水开发的需要,还是节约大量生产用水和电能消耗的有力措施,对降低油田生产运行成本起着十分积极的作用。     

复杂断块油田中高含水期油水渗流规律研究

针对冀东油田主力油层2个区块天然岩心的3个不同含水阶段,研究复杂断块油田进入中高含水期后储层物性的变化及油水渗流规律。用分形维数表征孔隙结构参数,采用分段拟合回归分析大孔隙与小孔隙的物性差别,绘制含水率与含水饱和度、驱替效率、无因次采油指数采液指数的关系曲线。分析结果表明:随着注入水的增加,孔隙度渗透率增大,稠油油藏孔隙度增加幅度更大,岩石的亲水性增强,大小孔隙的分形维数均减小,岩心非均质性变弱;随着含水率增加,驱替效率增加,高含水阶段增长变缓;无因次采油指数随着含水率的升高而下降,当至高含水期时,稠油油藏采油指数急剧下降,稀油油藏采油指数趋于稳定;稠油和稀油油藏的无因次采液指数均急剧上升,进入水洗阶段,稀油油藏适合整体提液,稠油油藏应在含水80%前提液。     

低渗透油层微观水驱油特征

通过真实砂岩微观孔隙模型实验，研究了安塞、五号桩、鄯善、科尔康4个低渗透油田的微观水驱油特征。结果表明：（1）贾敏效应不可忽视的作用力；（2）水驱油效率低；（3）自吸驱油现象明显；（4）油层结垢损害应当预防。将4个低渗透油田划分为成岩型和沉积型两种类型，该成果对改善低渗油层注水开发有一定理论意义。     

鄂尔多斯盆地长7页岩储层长岩心注水实验

为了探索页岩储层有效注水方式，采用鄂尔多斯盆地长7页岩露头分别制作长度近100cm、直径近10cm长岩心12个，通过室内实验研究了长岩心连续注水、脉冲注水、不稳定注水、周期注水、水平井注水吞吐及常规井注水吞吐的采出情况。结果表明，在相同的采出程度下，连续驱替含水率最高，间注间采的周期注水方式含水率最低；最终采出程度间注间采的周期注水方式最高，为35.24%，连续注水最低，为28.35%。在相同轮次下，注入压力越高，注水吞吐采出程度越高，最高值为5.08%；在一定吞吐压力下，第一轮次采出程度最高，随着轮次增加，单轮次采出程度大幅下降，第三轮次降幅可达82.61%；水平井注水吞吐效果优于常规井注水吞吐。较高的注水压力，有利于获得较高的采出程度；压力变化幅度大有利于启动微小孔隙中的原油，提高原油采收率。注水吞吐由于缺乏能量连续补充，采出程度比周期注水低约30%。