碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究

塔河油田4区奥陶系油藏是典型的复杂碳酸盐岩油藏。油藏开发进入高含水之后,油井产液量急剧降低,油井出水问题已经成为该油田开发的突出问题,严重制约着油田采收率。以塔河油田4区主力缝洞单元S65与S48为研究对象,在归纳出缓慢出水型、突发上升型、间歇出水型等3种产水类型油井基础上,利用地震、钻井、测井等资料,结合生产动态特征进一步分析3种类型油井的产水机理。据此提出合理、有效的控水措施:缓慢出水型油井在单元低部位注水保持能量;突发上升型油井应考虑堵水、上返高部位侧钻;间歇出水型油井考虑关井压锥,堵水控制水窜范围和规模。措施效果明显,可指导该类油藏高效开发。     

龙门气田石炭系气藏产水特征分析

文章从气田开发现状、气藏储层特征、产水机理及气藏内生产井的生产动态特征等几个方面分析了龙门气藏的产水特征。为该气藏的开发提供了十分重要的动态资料,并提出了预测和治理石炭系气藏地层水水侵和产水的主要措施,对现场生产具有重要的指导意义。     

哈拉哈塘缝洞型油藏油井产水特征及机理分析

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发过程中油井见水普遍且治理难度大等问题,结合单井动静态特征,探讨了哈拉哈塘油田的产水特征及形成机理。分析认为,受产层段储层特征多变的影响,形成了多种含水类型。其中,含水波动型形成机理为：井段有多套产层,封存水沿非主力层突破,由于产出通道稳定,含水波动变化;含水缓慢-快速上升型形成机理为：产层段储层相对均质,地层水突破后随地层水产出通道的逐渐增多及相渗的增大,含水持续上升;含水突然上升型形成机理为：产层段纵向上非均质性严重,地层水沿主产通道突破,致含水突然（阶梯）上升。针对不同油藏特征及出水机理提出了相应的控水治水对策,效果明显。     

油田产出水的管理及处理

近年来我国石油生产能力呈逐年下降的趋势,为了提高石油的采收率,国内很多油田都步入了二次采油和三次采油阶段,高含水率产出水管理成为关键任务,油田产出水的特征各异,使得处理过程复杂。本文就常规的产出水管理方法进行了论述,即诊断、减少、再利用、处理外排。总结了当前正在采用的产出水管理新方法,指出研制开发新型处理药剂、技术和工艺是油田发展的需求,水管理应纳入油田整体开发方案。     

水氮互作对膜下滴灌甜菜产质量的影响

在膜下滴灌条件下,采用二次饱和D-最优设计,设置4个水分和4个氮素处理水平,研究了水氮互作对膜下滴灌甜菜块根产量、含糖率、产糖量及净产值的影响,以探究适宜甜菜种植区的膜下滴灌甜菜栽培的水氮管理模式。结果表明,水分效应显著大于氮素效应;甜菜产量、块根含糖率、产糖量及净产值与灌水量和施氮量均呈二次曲线关系;取步长为0．6,固定氮素水平,水分对块根产量、块根含糖率、产糖量及净产值的影响在各水平间表现出显著性差异。固定水分水平,氮素对块根产量、块根含糖率、产糖量及净产值的影响在氮素水平间虽有差异,但未达到显著水平;覆膜滴灌较露地沟灌水分利用效率提高30．67％,有效促进水分利用效率的水氮耦合效应;以根产量高于60000kg／hm2、含糖率15．3％～21．0％为目标所制定优化方案为：灌水3426-3600m3／hm2,施纯氮139～177kg／hm2。     

延吉盆地下白垩统砂岩储层特征研究

通过扫描电镜、铸体薄片、普通薄片、压汞曲线以及孔隙度和渗透率资料的分析,详细研究了砂岩储层特征,主要包括岩石学特征、孔隙结构、储集空间、储层物性特征等。结果表明,延吉盆地下白垩统砂岩储层岩石类型为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩;砂岩储层孔隙类型主要是次生孔隙,其中次生粒间溶孔占绝对优势,其次是粒内溶孔;影响储层物性的主要因素为成岩作用,经历的主要成岩作用类型有机械压实作用、胶结作用、交代作用、蚀变作用和溶解作用。     

二连盆地下白垩统烃源岩特征及其对油气分布的影响

 二连盆地石油与天然气勘探始于1955 年,目前已发现了扎布油田、吉格森油田等十余个油田,但是二连盆地的勘探也存在着地质情况复杂、勘探难度大、探明程度低等问题。已有研究表明,虽然50 余个凹陷都自成一个独立的沉积单元,有相似的烃类生成、运移和聚集特征。但是每个凹陷,甚至是同一凹陷中不同的洼槽,它们烃源岩的展布、烃源岩地球化学特征差别很大。分析了二连盆地20 余个凹陷、30 余口探井下白垩统烃源岩资料,总结烃源岩的展布、烃源岩地球化学特征,对比它们的差异性以及对油气分布的影响。结果表明,二连盆地下白垩统烃源岩对油气产出情况和油气分布有着很大的影响,暗色泥岩累计厚度大、有机质丰度基本达中等以上、有机质类型更偏腐泥型-I型或II1型、埋深大于该凹陷生油门限深度的凹陷油气产出情况更好。阿尔善组烃源岩对油源的贡献比腾格尔组更大,阿尔善组烃源岩对油气的分布影响程度更大。     

深层海相气井产出水水型变化原因及保存条件分析——以大兴场构造下二叠统为例

四川盆地西南边缘的大兴场构造下二叠统气藏,产出水水型以氯化钙型为主,夹杂碳酸氢钠型。为找出水型变化的原因,在分析产出水化学特征的基础上,引入离子比例系数,结合气井生产史,找到影响水型的主要因素为,酸性环境下,CO2溶于水,形成了HCO-3,而非沟通地表淡水所致。同时,产出水矿化度远高于现代河水,水型以氯化钙为主,钙镁系数较大,处于封闭环境,保存条件较好,是易于油气聚集的还原坏境。     

非均质性对超低渗透油藏产水机制影响实验

 针对超低渗透油藏普遍发育微裂缝、导致储层非均质性强的特点,开展了裂缝型岩心的制作和不同组合方式下的超低渗透油藏天然能量开采的物理模拟实验。基质与裂缝型岩心并联水驱油实验模拟不同非均质性储层油藏产水规律。实验结果表明,非均质储层含水上升曲线分为无水采油期、含水上升期和高含水上升期、高含水期4个阶段。含水上升规律主要受储层平均渗透率、渗透率级差、微裂缝发育特征和含水层能量的影响。对于非均质性较强的超低渗透油藏,应重点关注较高渗透率储层、水层和裂缝较发育储层的含水上升变化特征。     

查干凹陷下白垩统碎屑岩储层特征

储层的物性特征是储油能力和产油能力的直接反映。通过岩心观察、测井资料及铸体薄片、物性和压汞等资料分析,认为查干凹陷下白垩统碎屑岩储层成分成熟度及结构成熟度均低,胶结作用强烈,储集空间孔、缝类型多样,排驱压力低,喉道分选较差,饱和度中值压力比较高,最大喉道半径比较大;但是平均喉道半径小,主要是特小孔微细喉。研究区发育5套油层,储层综合评价显示银根组最好,苏二段较好,以Ⅰ、Ⅱ类储层为主;苏一段,巴二段次之,以Ⅲ类储层为主;巴一段最差,以Ⅳ类储层为主。     

缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间复杂,呈现出很强的非均质性和多尺度特征,除个别井水驱特征曲线呈现出砂岩油藏特征或单一直线段特征外,其余井水驱特征曲线多呈现出多直线段台阶状或不规则特征,因此不能直接对传统水驱特征曲线进行简单的应用。在对国内外常用的50 多条水驱特征曲线进行筛选的基础上,对桑南西缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线进行了选择应用,分析结果表明,对于缝洞型碳酸盐岩油藏,需要根据分析应用情况的不同及与实际资料的相关性来选择应用水驱特征曲线。为了进一步完善缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线的选择应用,在此基础上对其水驱特征曲线应用相关事项作了补充。     

基于能值理论的水资源对农业生产贡献量化分析

运用能值理论,依据水资源对农业生产贡献的特点,提出了水资源对农业生产贡献量和贡献率的量化方法,为科学量化水资源对农业生产贡献提供新思路。以许昌市为例,计算结果显示,许昌市2005~2016年水资源对农业生产的贡献量多年平均值为12.04×1020sej,折合人民币22.09×108元,贡献率为6.11%,其中地下水贡献率3.87%,占水资源贡献率的64%。许昌市水资源对农业生产贡献的变化规律分析显示,水资源对农业生产的贡献量及贡献率均呈增长趋势,且单方水贡献率随农业用水水平的提高而增加。     

阿姆河盆地东南部卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩储层特征

土库曼斯坦阿姆河盆地卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩地层有丰富的天然气资源,相比盆地的西北部,东南部储层特征的认识程度不高。本文利用目的层段的系统岩芯资料,开展了岩芯观察、铸体薄片鉴定、岩芯物性和储层孔、渗特征分析等实验,对储层特征进行研究。研究发现：在盆地的东南部卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩地层中,岩石类型、沉积微相对于储层发育有着显著影响,其中生物丘与生屑滩微相最有利于储层发育;碳酸盐岩成岩作用中占主导地位的为溶蚀作用和破裂作用;综合研究区资料判定储层的储集性能主要表现为低孔-中-低渗储层。研究为盆地东南部卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩储层评价提供一定的基础,并为该区域进一步的油气勘探提供参考。     

底水油藏水平井开发影响因素研究

利用水平井技术可有效控制底水油藏普遍存在的水锥问题,然而这一技术受油藏地质条件、操作参数等许多因素影响。本文以江苏油田永安25区块为例,详细研究了不同油藏参数、操作参数等对原油产量的影响。研究结果表明,水平井产量随水体倍数、油层厚度、平面渗透率的增加而不断增加;对于该地区,合适的避水高度为0.3h～0.4h;合适的采液速度为130m3/d;合理的提液时机在含水率达到50%～60%时。     

基于河流出水量的区域水文干旱特征及其水文频率分析——以黔中水利枢纽工程区为例

为了加强区域水文干旱预测预报系统,对区域水文干旱特征变化规律作进一步分析,基于河流出水量这一视角,以黔中水利工程区1960—2016年的逐月径流数据为基础,通过河流出水量估算,采用径流距平百分率及P-Ⅲ(PearsonⅢ)型曲线、适线法等水文频率分析法进行水文干旱特征研究。结果表明:近57年来,黔中水利工程区河流年出水量波动较大,1989年达到历史极低值,出水量总体呈递减趋势;水文干旱主要发生于黔中地区的中部区域,进入21世纪之后区域水文干旱发生得较为频繁,主要以中旱为主,各干旱程度的频率趋势依次为:轻旱中旱重旱特旱;根据P-Ⅲ型水文频率数学模型,河流出水量最小1个月低于52.70 m~3/s,最小3个月低于169.36 m~3/s,最小5个月低于313.90 m~3/s,最小7个月低于543.48 m~3/s时区域内发生20年一遇(P=95%)的水文干旱。     

裂缝-孔洞型碳酸盐岩凝析气井出水特征及预测

随着开采时间的增加,塔中I号坡折带上奥陶统裂缝孔洞型碳酸盐岩凝析气藏产水井数目和产水量都有所增加,从而降低了凝析气井产量,影响凝析气藏开发的整体效果。在总结塔中地区裂缝孔洞型碳酸盐岩凝析气井生产特征的基础上,利用流动物质平衡法对试采井进行能量评价,对有较强地层能量补充的试采井,利用生产气油比和天然气烃类组分的变化规律进行出水预测研究。研究结果表明,碳酸盐岩凝析气井自喷生产期间,随着地层压力下降,气油比缓慢上升,随着地层能量的补充,气油比在一段时间内会相对稳定（约4 000 m³/t）,出水前生产气油比缓慢下降至2 000 m³/t,产水后气油比快速上升;同时,在产水前天然气烃类组分发生变化,轻质组分C₁+N₂含量降低约3%~6%,重质组分C₇₊含量较稳定生产时增加19倍以上。     

红河油田致密油藏产量递减规律——以红河92井区长8油藏为例

认识致密油藏的生产特征及产量递减规律,有助于实现该类储量的有效动用和效益开发.通过分析红河92井区试采井的历史生产数据,明确不同生产阶段产量下降的递减规律,建立了该井区长8储层致密油藏产量的指数和双曲产量递减模型,并利用模型对生产井未来产量、递减率等指标进行了计算和预测.同时提出温和注水、体积压裂及"压-采"一体化等开发策略建议,为提高致密油藏的采收率和整体开发效益提供参考.     

鄂尔多斯盆地南泥湾超低渗油藏物性及孔隙结构特征

在岩心观察基础上,根据铸体薄片、扫描电镜、压汞等资料,对鄂尔多斯盆地南泥湾超低渗油藏的物性和孔隙结构特征进行了深入研究,并分析了其影响因素.研究结果表明,该区块属于典型的低孔、超低渗油藏,储层以粒间溶孔和残余粒间孔为主,孔隙组合为粒间孔-溶孔和溶孔-粒间孔.孔隙直径小,面孔率低,分布不均匀,平均配位数小于1.5.喉道类型以片状和弯片状为主,多为细孔喉,孔隙间连通性差,存在比较多的无效孔隙.储层岩性细、压实程度高以及重结晶作用是造成孔隙度小,喉道狭窄,渗透率低的主要原因.灰质含量对渗透率的影响也十分明显.研究成果为开发措施的实施提供了依据.