注水井指示曲线的分析和应用

随着油田开发的进行,地层能量逐步消耗。油层压力就会不断下降,使地下原油大量脱气,粘度增加,油井产量大大减少,甚至出现停产,造成地下残留大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空,保持或提高油层压力,实现油田高产稳定,并获得较高采收率,必须对油田进行能量的补充。目前最方便和廉价的是注水。要合理的注水就要对注水井进行日常分析:对注水井分层吸水能力及其变化加以调查研究,及时分析,并找出吸水能力降低的原因,采取有效措施,保证注水任务的完成。     

封堵水工艺技术研究及应用

随着油田开发的不断深入及开发年限的不断延长,以及多油层开采年限增长,对注水开发、多层开采的油田,油井产量逐步递减,油层含水逐步上升,还有地质条件、层间差异、工程因素的影响造成管外层间串通,通过对卡封堵水工具和堵剂方面的研究,以及通过对封水工艺技术难点的分析对比,采用机械水泥承留器、四机赛瓦桥赛、井筒内填砂、注水泥塞、挤水泥封堵水综合配套应用封水,为油田稳产和开发方案的实施开创了新思路。     

自流注水开发可行性与技术政策界限研究

自流注水技术操作简单、经济有效,可以被作为常规注水的一种补充方式或替代方式。自流注水在我国尚处于起步阶段,没有形成成熟的方法和认识。利用油藏数值模拟方法,从自流注水时机、生产井距、油层渗透率、油层厚度、水源层能量五个方面开展了可行性对比研究,得到了自流注水开发的部分技术政策界限。开发因素方面:建议自流注水与衰竭开发同步实施,最迟不要晚于弹性开采稳产期结束;建议合理生产井距为(800~1200)m。地质因素方面:建议油层厚度较小,水层油层厚度比不小于1;建议油层渗透率为中高渗,有利于延长稳产期;有多套水层满足自流注水条件且不需要同时开发时,首先优选上部水层自流注水。     

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。     

喇嘛甸油田特高含水期长期停注油层恢复注水做法及效果

本文从注水井油层长期停注原因入手,对停注层目前注采关系及剩余油分布特征进行分析,利用监测油水井动态特征、储层精细描述等成果,采用动、静态结合的方法,分析停注层恢复注水潜力,对潜力层进行了合理恢复注水,总结了停注层恢复注水的有效方法,在提高注入水的利用率的同时,充分挖掘剩余潜力。     

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Ca CO3 与堵塞物的情况 .在 5 0 - 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 .     

低渗透非均质油田“合采分注”技术的研究

低渗透非均质油田受经济产量的限制,一般采用1套层系笼统合采。开发实践表明,层系内如层数太多,层间非均质性造成水驱动用状况极不均衡。多层合采合注开发效果较差,需要研究新的层系组合与划分方式,既能满足开发生产对层系细分的需要,又能使注采井距达到注水开发的要求。大港油田D断块属于低渗透非均质油田,油层多达49个,在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上,以经济效益为前提,采用"合采分注"技术,降低层内干扰,合理划分开发层系。     

大庆油田地质参数对油层开发效果的影响

研究清楚地质参数对油层开发效果的影响是油层开采的基础,只有采用合理的开采方案才能使得油层达到最大程度的开采,通过分析历年实测吸水剖面资料,研究注水层段内各项参数与油层效果相关的关系,为高含水期油田进一步细分注水调整提供一定的指导意义。     

复杂构造多断层油藏小层对比分析

针对小层对比工作在复杂构造、多断层油藏很容易出现分析失误,使油水井注采关系不清,区块完善程度不清,给地质研究、动态分析和开发决策造成严重的影响,本文以吉林油田扶余采油厂西区的小层对比分析为例,采用常规油层对比的同时,结合构造位置、构造趋势及钻井地质录井资料等,进行了多井分析判断,及时发现断层。通过对1984年以来728口新井小层对比分析,特别是对14口钻遇断层井的分析,经三维地震资料验证,与分析结果基本吻合,进一步完善了油层对比方法。     

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。     

基于模糊数学的油藏干层识别研究

在精细油藏地质认识的基础上进行注采精细调整是高含水老油田挖潜工作的重要出路。通过对渤海湾中深层油藏储层的精细认识及实际生产动态资料分析,认为部分与油井相通的水井干层具有一定的吸水能力,因此有效利用干层能够进一步完善注采关系、提高水驱动用程度以最终提高水驱采收率。决定与油层相通的干层是否可以利用的因素多而复杂,将主成分分析方法与模糊贴近度理论结合,利用各判别变量的综合信息建立一种模糊隶属度判别函数的识别方法,既降低了初始变量的维数,又保证了判别函数的全面性及准确性。实例分析表明,模糊贴近度识别方法对干层的有效性识别准确率超过85%以上,用数值模拟方法进行分析对比,干层的有效利用可使注采关系得到了进一步完善,开采效果明显提高。因此,该综合判别法结果可靠,实用性较强,能够指导油田生产实际。     

层内纵向非均质性对稠油油藏剩余油分布的影响研究

渤海某油田层内纵向非均质性严重,导致低渗透层动用程度低,影响油藏的高效开发。根据非均质油藏地质特征,利用人造物理模型制作技术制作二维物理模型,进行水驱油实验,从而明确纵向非均质性对剩余油分布规律的影响。实验表明:水驱采收率的高低主要取决于层内纵向非均质性,平均渗透率对它影响相对较小;相同级差、不同渗透率条件下,无水采收率和水驱采收率都随着渗透率的增加而增加,但增幅不明显;相同平均渗透率、不同级差条件下,无水采收率和水驱采收率都随着级差的增大而减少,变化幅度明显。     

非均质油藏水驱后剩余油分布实验研究及潜力评价

为更好揭示非均质油藏水驱后剩余油分布规律和动用条件,在冀东油田非均质性强的不同区块中,通过改进电阻率测试含油饱和度的方法,研究了影响电阻率与含油饱和度对应关系的主要因素,开展了在不同非均质性岩心中水驱后聚合物驱的不同位置含油饱和度对比实验。结果表明:渗流速度对饱和水的岩心电阻率曲线影响不大;地层水矿化度对水驱中岩心电阻率影响较大,矿化度从1 629 mg/L增加到3 847 mg/L时,岩心电阻率下降了10~10~2数量级;在矿化度一定条件下,渗透率越低,喉道间彼此连通的概率越小,宏观上的岩心电阻率越高;对于纵向非均质油藏,水驱后开采潜力区域为正韵律分布下中渗层的远井地带和低渗层;且随非均质程度的增强,水驱后该区域开采潜力越大;对于纵向非均质油藏水驱后聚合物驱,使高渗层的含油饱和度从0.55~0.58降低到0.28~0.38,使中渗层含油饱和度从0.87降低到0.58~0.63,降低幅度为33.33%~49.09%;使低渗层的含油饱和度从0.92~0.95降低到0.66~0.83,聚合物驱能很好的携带中高渗层的残余油滴,对低渗层远井地带动用效果较差。     

非均质油层水淹程度对开发效果的影响分析

本文利用概念模型和数值模拟方法,研究了非均质油层不同水淹程度对开发效果的影响,计算了不同水淹程度对采出程度及含水率的影响,给出了非均质油层组合开发的最大水淹程度。结果表明：当开发时间相同时,未水淹与低水淹油层的组合开发效果最好,中水淹与高水淹的组合开发效果最差;不同水淹组合的单层采出程度差异较大,当含水98%时,与水淹程度高的油层组合开发时间短,采收率低。     

玻璃、环氧酚醛烘干漆衬里管道防蜡机理

对抽油机井产油、输油装置进行了模拟实验,同时进行了不锈钢、碳钢、玻璃、环氧酚醛烘干漆表面亲水特性实验和玻璃管、环氧酚醛烘干漆衬里管防蜡实验,研究了玻璃衬里管、环氧酚醛烘干漆衬里管的防蜡机理。与碳钢管相比,玻璃衬里管道内壁较强的亲水特性和光滑的表面是降低积蜡、防止管道堵塞之关键。在玻璃管壁与油流之间形成稳定的水膜,将原油与管壁隔开,阻止、减弱了原油和蜡在管壁上的沉积。环氧酚醛烘干漆衬里管道虽然具有较光滑的内壁表面,但由于具有较弱的亲水特性,防蜡效果比玻璃衬里管差。     

双侧向测井响应特征分析及环境校正方法

 双侧向测井是确定地层含油性的关键测井资料之一,但由于受各种复杂因素的影响,其测井信息对油气层分辨能力受到限制,给油气层解释带来困难。本文依据电测井理论和快速正演数值计算方法,模拟不同储层条件下双侧向测井响应并分析其特征,从而揭示双侧向测井的影响因素;以此为基础,采用反演算法,对双侧向测井资料进行预处理,计算目的层位的原状地层电阻率、冲洗带电阻率及侵入半径,实现双侧向测井资料的环境校正。实际应用表明,该方法可有效消除双侧向测井的环境因素影响,识别油、气、水层符合率更高,可满足工程需要。     

横山地区长6油藏储层特征研究

横山地区具备良好的石油地质条件和油气勘探前景。多年来的勘探成果表明,在横山县南部500平方千米范围内油气显示比较普遍,局部具有富集成藏的良好条件,目前已经在三叠系延长组长2和长6层获得油气突破,并控制了较大的含油面积,成为横山采油厂近年来的主力开发和上产层位。区内长2层已经动用完毕并获得了很好的开发效果。长6油层含水较高,初产一般较高,但递减迅速。为了有效解决长6油层递减速度过快的问题,加深油藏储层特征的认识程度显得非常有必要。     

榆树湾浅埋煤层保水开采三带发展规律研究

在分析陕西榆树湾煤矿浅埋煤层分层开采的水文及工程地质条件的基础上，对保水开采中覆岩破坏“三带”的发展规律进行了相似材料模拟实验研究．实验表明在基岩厚度较大的浅埋煤层开采中覆岩垮落不是整体切落，而是有“三带”存在；同时，实验揭示了其“三带”的高度、覆岩的下沉与采高的关系，表明在基岩厚度较大、隔水土层较厚的浅埋煤层中采用分层开采可实现保水开采，这为榆树湾煤矿保水开采提供了重要的科学依据．图3，表1，参8．     

断-砂配置中油气运移方向的判别方法及其应用

为了研究含油气盆地下生上储式生储盖组合中油气分布规律,在油气沿断裂垂向运移和沿砂体侧向运移机制及所需条件研究的基础上,通过比较利用模拟实验结果确定出的断裂填充物排替压力和砂体排替压力的相对大小,建立一套断-砂配置中油气运移方向的判别方法,并将其应用于南堡凹陷5个典型区块7条输导断裂与东营组53个砂层配置中油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移的判别中。结果表明:东营组53个砂层中有35个砂层的排替压力小于断裂填充物的排替压力,油气沿砂层侧向运移,油气钻探为油层或油水同层;有18个砂层的排替压力大于断裂填充物的排替压力,油气沿断裂垂向运移,油气钻探为水层或干层,这一研究结果与目前油气钻探所揭示的油气分布相吻合;该方法用于判别断-砂配置中油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移是可行的。