大庆外围油田套损井分注技术

根据目前大庆外围油田油层跨度大、小层多、层间矛盾突出的特点。在注水过程中，表现出层间吸水差异较大，部分注水井非主力油层吸水异常，为了更好地控制吸水剖面，延长油田的开发时间，水井必须进行分层注水。本文通过对榆树林油田几年来分层状况的统计，提出了适合本油田的注水井分层注水工艺技术，为外围油田进行分层注水提供了可靠的技术保证。     

综合采用酸化压裂、推进器、聚合物技术增储上产

Oregon盆地的主力油层之一是碳酸盐岩油层，其下部层段比上部层段裂缝发育，孔隙度也更高。加密井中的裸眼测井曲线表明，层段下部的衰竭程度比上部严重，下部的含油饱和度很低。衰竭程度差异大的原因是，油层纵向渗透率差异大、水驱的波及效率差。层段内岩石物性变化及天然裂缝的存在，使得有效地对产层的上部进行激产非常困难。这样也导致了油层衰竭程度的不均匀。     

安塞油田侯,杏区裂缝与地应力研究及其注水开发效果分析

安塞油田侯布、杏河两个区块是安塞油田的两个主力含油区块，目前，已全面进入了注水开发阶段。随着采出程度的增加，油井见水及含水上升是该油田动态变化的必然趋势。由于裂缝渗流对油田含水上升影响较大，导致油层的采出程度降低，注水后地层压力上升快，油井不见效或见效后短期见水。本文拟阐述该区三叠系延长统裂缝性质、类型、走向及裂缝分布规律、裂缝成因及其与地应力关系，并着重分析油层内裂缝特征对油层本身及产出能力的影     

水淹层原始含油饱和度的估算方法探讨

油田注水驱油效果以及水淹程度评价中，都需要研究储层含油饱和度的变化状况。为此，探讨了一种应用孔隙度与泥质含量等参数估算油层原始含油饱和度的方法，对准确求取驱油效率以及定量评价油层水淹状况具有重要意义。     

潜江组低渗透油藏注水开发实践认识

江汉油田深井低渗透油藏较多,由于地质特点的差异,导致注水开发过程中所表现的特征不同。而王场油田王广区和广华油田广二区均为低渗透岩性构造油藏。这两个区块的主力油层连片,地质条件及油层物性相似,且均为90年代进行重新认识后进行滚动完善并投入注水开发的,但注水开发效果截然不同。力图通过对两区块主力油层井区的注水开发效果进行分析对比,找出了差异所在,并提出了低渗透油藏注水开发的几点建议。     

宝浪低渗透油藏裂缝在注水开发中的作用

宝浪低渗透油藏由于受构造及成岩作用的影响,裂缝比较发育,但裂缝分布不均衡,裂缝主要分布在构造轴部、东南部和东北翼大断层附近。裂缝发育区油水井生产特征与不发育区不同,即：注水井吸水能力强,采油井生产能力旺盛,油井水窜严重,方向性比较明显。宝浪低渗透油藏裂缝在油田注水开发中的作用,有利方面是提高油层渗透性;不利方面是裂缝易引起水窜,增大开发难度。注水开发时,要充分发挥有利因素,避免不利因素的影响,提高开发效果。     

水淹层原始含油饱和度的估算方法探讨

油田注水驱油效果以及水淹程度评价中,都需要研究储层含油饱和度的变化状况.为此,探讨了一种应用孔隙度与泥质含量等参数估算油层原始含油饱和度的方法,对准确求取驱油效率以及定量评价油层水淹状况具有重要意义.     

宝浪低渗透油藏裂缝在注水开发中的应用

宝浪低渗透油藏由于受构造及成岩作用的影响,裂缝比较发育,但裂缝分布不均衡,裂缝主要分布在构造轴部、东南部和东北翼大断层附近。裂缝发育区油水井生产特征与不发育区不同,即：注水井吸水能力强,采油井生产能力旺盛,油井水窜严重,方向性比较明显。宝浪低渗透油藏裂缝在油田注水开发中的作用,有利方面是提高油层渗透性;不利方面是裂缝易引起水窜,增大开发难度。注水开发时,要充分发挥有利因素,避免不利因素的影响,提高开发效果。     

朝阳沟油田构造裂缝及其有效性研究

在岩心和露头裂缝发育特征观察和统计工作基础上，结合油田开发动态，应用岩心古地磁定向等室内实验方法，利用水力压裂等现场资料对朝阳沟油田扶杨油层古今地应力场及裂缝发育特征进行了系统的研究。结果认为，扶杨油层发育以东西向为主的多向性构造裂缝，油田开发初期近东西向显裂缝导流能力最强，为最有效裂缝组系。随油田压力场变化，裂缝有效性也随之改变，出现多方向见水及水淹现象。低渗透油田开发注水压力界限是控制不同方向裂缝组系的张开度。     

高含水期注水井周围含水饱和度评价方法及应用

目前通过油藏数值模拟的方法计算油层的含油饱和度分布存在工作量大、计算周期长等缺点，不利于快速评价油层的剩余油饱和度分布。为此，提出了一种简单、方便的计算方法快速评价注水开发油田油层的剩余油饱和度分布，即通过计算注水井周围的含水饱和度平面分布，折算出含油饱和度。利用该方法计算双河油田Ⅷ油组1—1层上部剩余油饱和度，与数值模拟结果相对比，两者基本吻合。     

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采用全隐式模拟方法研究了裂缝性气藏三维气水两相数值模拟问题，采用最佳变点松弛法求解全隐式模拟差分方程，并通过理论气茂的计算，分析了影响裂缝性气藏底水锥进的主要因素。全隐式模拟方法在解决高速渗流，井点压降变化大，饱和度变化大等时具有优越性；造成裂缝性底水气藏开采过程中底水锥进的主要原因是射孔层段及单井产量的控制，其中射孔层段的控制尤为重要，射孔层段越靠近底水层，底水锥进越严重；单井产量过高，易诱发底     

页岩无机质孔隙含水饱和度分布量化模型

目前对于页岩储层含水饱和度的评价多侧重于宏观尺度,而对页岩纳米孔隙内含水饱和度分布特征缺乏深入研究。在考虑页岩储层"超低含水饱和度"特征基础上,分析了储层液态水与气态水热力学平衡关系,结合水膜理论,建立了页岩无机质孔隙水膜厚度量化模型。研究表明：孔隙尺度、孔隙形状及天然气相对湿度是影响水膜厚度的主要因素;在原始含水条件下,部分微小孔隙可以被毛细管水充填,以研究样品为例,当储层含水饱和度为50 % ,天然气相对湿度为0.98时,孔隙直径为5.35 nm以内的孔隙将被毛细管水阻塞,此类孔隙对页岩气的吸附及流动不起作用。在微观尺度下,研究孔隙类型、孔隙半径、孔隙形状等对含水饱和度的影响规律对进一步认识页岩储层流体赋存方式、吸附特征及产气机理具有重要意义。     

砾岩油藏水淹层定量识别方法——以新疆克拉玛依油田六中区克下组为例

新疆克拉玛依油田砾岩油藏经过40年的注水开发,目前已进入高含水开发阶段,准确识别水淹层、定量划分水淹级别已经成为老区油藏开发调整的重点和难点。以克拉玛依油田六中区克下组砾岩油藏为研究对象,利用2006年重点调整的3口密闭取心井的岩心资料,结合砾岩油藏的实际地质特点,分析了砾岩油藏各种储层参数的影响因素。选择符合砾岩油藏地质特征和开发规律的测井曲线,基于交会图和多元线性回归的方法,建立了六中区克下组物性、岩性、产水率以及水驱指数等各种解释模型,并从中提取出产水率、含油饱和度和水驱指数3个水淹特征参数。以3个参数为定量判断水淹级别的主要依据,结合水淹层电阻率的定性识别图版,制定了砾岩油藏水淹层定量识别的规则和方法。以上技术应用到六中区克下组实际的水淹层解释中,综合解释符合率为84.36%,达到了实际解释的精度,最终形成了一套砾岩油藏水淹层定量识别的评价技术,提高了水淹层的解释精度和符合率。     

裂缝系统气藏动态储量计算新方法

四川盆地蜀南地区下二叠统茅口组气藏具有储层非均质性强、缝洞系统发育、地层水活跃、生产动态特征复杂等特征。部分裂缝系统在实际生产过程中,压降曲线异常上翘或弯曲,表现出存在复杂储集体、异常能量补充的现象,表明储集空间发生变化。而常规动态方法多局限于定容储集体动态储量计算,对储集空间发生变化、存在地层水侵影响的裂缝系统,动态储量计算结果差异大,方法适应性较差。为此,综合考虑气藏地质特征、气水分布模式及生产动态等因素,根据产量不稳定分析方法的原理,采用Topaze生产分析软件精细刻画地质模型、数值求解等方法,以S47井裂缝系统为例,计算得到了不同生产阶段各储集体的动态储量,结果能够反映客观实际和生产动态,为蜀南地区茅口组有水气藏二次开发、落实动态储量基础提供了参考。此次裂缝系统动态储量计算新方法的探索,对准确评估此类复杂储集体动态储量具有重要的现实意义。     

气藏水侵与开发动态实验综合分析方法

传统油气藏开发实验分析多从单因素角度研究气藏水侵及开发动态,不利于发挥物理模拟实验优势。结合水驱气藏开发实验实例,建立了气藏水侵与开发动态实验综合分析方法。从生产动态、水侵程度分析、动态压降剖面、含水饱和度及剩余储量分布5个方面对气藏开发机理和开发动态进行综合描述,论述了单因素分析方法产生偏差的原因,指出实验综合分析方法的优势及必要性。实例研究表明：由于室内模拟气井不受井筒积液影响,裂缝带上的气井长时间带水生产等效实现了排水采气,降低水的影响;存在贯通缝的气藏S3近井地带压力梯度稳定在0.22 MPa/cm,不到无贯通缝气藏S1和气藏S2的50%;气藏S3气水同产使水侵后气藏含水饱和度仅增加32.33%,较未带水生产井低10%以上;采收率提高20%以上;气藏不同部位水侵机理不同,水侵气藏由于受水封作用影响,储量动用极不均衡 。     

异常低含水饱和度储层的水锁损害

当储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度时,称异常低含水饱和度储层,一般意义的水锁指数就不能反映该类储层的水锁损害过程和解除水锁损害的难易程度。为此,通过异常低含水饱和度储层水锁损害机理研究,提出了这类储层存在暂时性水锁和永久性水锁观点。暂时性水锁是指油、气反排外来工作液至束缚水饱和度过程中造成的水锁,是可以解除的;永久性水锁是指油、气反排外来工作液降至束缚水饱和度后再也不能降低了,从而达不到原始含水饱和度,造成一部分水锁永远无法解除。将该研究方法运用于长庆气田上古生界致密砂岩气藏的水锁损害评价实验中,结果表明:储层渗透率越低,束缚水饱和度与原始含水饱和度差值就越大,永久性水锁损害和暂时性水锁损害就越强,解除暂时性水锁所需时间越长。     

高含水致密凝析气藏特殊相态变化

高含水致密凝析气藏具有储层低孔、致密、含水饱和度高的特征，在其开发过程中，当压力降低至露点压力以下，流体会发生复杂的相态变化，析出凝析油，形成油、气、水三相渗流，导致渗流阻力进一步增大。与常规凝析气藏相比，高含水致密凝析气藏开发过程中相态变化具有特殊性：①储层含水饱和度较高，水相会影响流体的相态变化；②由于储层致密、流体复杂，井底附近渗流阻力较大，压降漏斗陡峭，流体相态表现出强非平衡相态变化特征，这与常规凝析气藏平衡相变特征存在明显差异。基于室内PVT筒实验、长岩心驱替实验及非平衡相态理论，系统研究了高含水致密凝析气藏的相态变化特殊规律。研究结果表明：①水相会降低凝析气藏的露点压力，增大反凝析油饱和度；②凝析气藏存在"凝析滞后"现象，非平衡相变效应可降低凝析油饱和度；③针对受地层水影响较小的气井可增大生产压差采出更多的凝析油。针对特殊相变特征，研究结果可以为高含水致密凝析气藏开发过程中制定合理的生产压差提供依据。     

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随着我国石油勘探的不断深化与发展，对复杂油气藏的勘探技术有了很大提高，但是对于一些裂缝性混积岩储层的 复杂油气藏，测井定量评价仍是一个困难的问题。经过多年探索，已研究出一套对这种复杂气藏的测井综合定量评价方法，并得到了大量地质验证。该方法首先是以岩化分析为依据，对测井信息采用模糊聚类分析技术，对岩石多矿物及其含量进行划分。在此基础上，构成多矿物、多岩类、非均质、双重介质的储层物理模型，进一步导出测井计算孔隙度、渗透率、含水饱和度、有效厚度以及测井裂缝参数计算的响应方程 。并通过大量的地质、岩心分析及试油对测井定量结果进行刻度与检验。实践表明，这套测井定量评价方法是成功的,它在青海狮子沟E3^1油气田进行了成功的应用。     

裂缝性致密砂岩储层钻井液侵入深度的定量计算方法

在裂缝性致密砂岩储层中,钻井液侵入裂缝是导致储层损害的主要因素之一。然而,目前国内外对该类储层钻井液侵入深度的分析还缺乏深入探讨。为此,在分析致密砂岩裂缝发育特征及钻井液侵入对其电性特征影响的基础上,给出了钻井液侵入深度的定性分析表;进而采用体积模型法和数理统计法,建立起了不同裂缝系统的钻井液侵入深度定量计算模型。最后,精细计算了塔里木盆地中部某区9口井17个层位的裂缝性致密砂岩储层的钻井液侵入深度。结果表明,所建立的模型因很好地结合了地质、钻井、测井等客观实际（综合考虑了地层裂缝特性、岩性、电性、物性、含流体性质）,计算精度较高,有效地解决了裂缝性致密砂岩储层钻井液侵入深度的定量计算问题。该成果对类似储层的污染评价、射孔设计以及开发过程中增产措施的决策都具有指导和借鉴作用。     

测定储层饱和度指数的增水法

增水法是利用岩样自身的毛细管压力，让岩样自然吸水，分三个阶段由低含水饱和度向高含水饱和度过渡，从而获取储层岩样不同的饱和度指数。利用增水法测定了陕北油气田的低孔低渗砂岩储层饱和度指数，其结果可靠。