曲9—21块沙三段储层注入水与储层配伍性研究

为了考察曲9-21块沙三段储层注水的可行性,进行了储层物性特征研究、水源水和地层水静态配伍性研究、储层敏感性实验研究及水源水与储层的动态配伍性实验研究。同时还对注水过程中的伤害机理进行分析,并制定了相应的注水水质指标。室内动、静态实验研究认为,水源水矿化度高于地层水矿化度及水源水中机械杂质是影响注水开发的重要因素,未经处理的现场水源水长期注入储层对储层岩心造成了较大的伤害,岩心渗透率保留率仅为29.4%,因此减少水源水中的机械杂质含量是降低储层伤害的主要措施。为了尽量减少机械杂质对储层的伤害,曲9-21块沙三段注水水源的机械杂质指标推荐为B2级。图2表5参6     

高青油田樊107块欠注原因分析及治理对策

针对高青油田樊107块注水井高压欠注难题,通过对该油田储层的物性、注入水水质、注入水与地层水配伍性试验进行研究分析,确定了高青油田樊107块储层欠注的主要原因。结果表明:储层原始物性差(平均渗透率为8.7×10~(-3)μm~2),注入水水质不达标,注入水与地层水配伍性差是欠注的主要原因。基于此,有针对性地提出了预防储层损害的措施和手段,以期改善注水效果,提高注水效率。     

东濮凹陷古近系致密砂岩气成因与充注差异

中国东部深层古近系致密砂岩气是今后油气勘探的重要接替领域。以东濮凹陷深层古近系致密砂岩气为例,根据天然气组分、碳同位素及储层沥青等分析了天然气成因,从储层致密化及油气充注期等方面,研究了深层洼陷带、斜坡带致密砂岩气充注差异,并划分了气藏成因类型。结果表明,东濮凹陷洼陷带以腐泥型干酪根裂解气为主,并混有原油裂解气,储层在东营组沉积期和明化镇组沉积中期均演化为致密储层,普遍存在东营组沉积中后期—东营组抬升初期、明化镇组沉积后期—第四纪2期油气充注;东濮凹陷斜坡带以原油裂解气为主,储层在明化镇组沉积中期演化为致密储层,以东营组沉积中后期—东营组抬升初期油气充注为主。根据天然气成因、储层致密化进程及其与油气充注期的关系,将东濮凹陷深层古近系致密砂岩气藏划分为2种成因类型:洼陷带2期致密混合型气藏,斜坡带晚期致密原油裂解型气藏。     

乌石凹陷低渗储层伤害机理研究与注入水源优选

针对乌石凹陷低渗强水敏储层水敏伤害机理认识不清制约注入水源选择的问题，通过铸体薄片、扫描电镜、图像分析、全岩分析等手段详细研究储层特征，由于储层中黏土矿物含量并不高，且膨胀性黏土矿物含量相对较少，因此，乌石凹陷低渗储层水敏伤害机理不同于常规储层水敏伤害机理。分析认为储层水敏伤害机理主要为在内表面水化过程基础上存在一定程度的渗透水化过程，即微观"速敏"现象。在此基础上进行储层配伍性实验和黏土膨胀抑制实验，评价注入水与地层水结垢和水驱油过程中黏土矿物膨胀、分散、运移对储层伤害的影响，指导油田注入水源优选，降低储层伤害风险。     

江汉油田难注井降压增注工艺技术的研究与应用

江汉油田潜43油组属于低渗透储层,生产中注水压力高,严重影响了油水井的正常生产。通过研究潜43油组地质特征,分析储层伤害的各种因素,结合储层敏感性评价,认为油层在注水过程中发生伤害的主要原因为:注入水与地层水不配伍,产生沉淀和结垢;水质不合格,所含机械杂质堵塞地层。针对存在的问题,通过室内试验优选组合酸,运用降压增注工艺技术,较好地解决了注水压力高的难题,收到良好的效果,建议在相似油层上推广使用。     

秦皇岛大位移井水基钻井液屏蔽式暂堵技术研究

秦皇岛油田储层为明化镇组、馆陶组和东营组。其中以明化镇组为主力油层。明化镇组又分为明一、明二和明四共3个油层。明上部主要以泥岩、粉砂岩、砂岩互层为主，明下部以泥岩为主，夹有粉砂岩。该储层为高渗透率、高孔隙度、大孔喉半径的储层，且储层存在比较严重的非均质性。常规水基钻井完井液易污染储层且难以恢复其渗透率，严重损害油气层，为了更好地保护油气层，提高采收率，必须优化钻井完井液，对储层进行屏蔽暂堵。     

成藏期剩余压力与储层排替压力下限耦合恢复油气成藏过程——以济阳坳陷车西洼陷为例

通过对济阳坳陷车西洼陷主要油田储层孔喉半径与含油气性关系的研究,确定了现今储层排替压力下限,结合地层沉积速率和压实模型,得到了不同时期储层排替压力下限。基于成藏期剩余压力与储层排替压力下限的耦合关系恢复了研究区主要油田源下油气藏的形成过程。在古近系东营组沉积末期有少量油气充注,在馆陶组沉积中期生烃范围恢复到东营组剥蚀期前的水平并再次充注,主体油藏大规模聚集形成于明化镇组沉积早期,南部斜坡带的潜山油气藏成藏期最晚,为明化镇组沉积末期（距今2 Ma左右）。根据成藏期油气运聚动力与阻力的耦合关系,预测源下油气藏分布范围为明化镇组沉积末期沙三段底部剩余压力大于0.6 MPa的地区。     

沙市构造新沟咀组储层注水损害研究

以沙市构造新沟咀组砂岩储层为主要对象，研究了中低渗、细喉砂岩储层注水损害的潜在因素，并结合储层特征，储层结构类型，提出了不同类型储层对注入水水质的要求。通过大量的室内注水评价试验研究，系统全面地分析了中低渗砂岩储层注入水损害地层的机理及储层损害类型的程度。试验结果表明：沙27、陵76井区注水损害以水敏损害和机械杂质为主，速敏、酸敏次之。为了防止注水损害，进行了矿化度梯度注水试验，该方法能有效抑制注水损害程度。同时建立了注入水水质保证体系，为沙市构造新沟咀组储层注水提供科学依据。     

南梁长4+5低渗透油藏注水伤害机理

针对南梁长₄₊₅低渗透油藏注水开发过程中地层伤害机理认识不清的问题,利用电镜扫描、铸体薄片、共聚焦成像、XRD等实验方法,分析了水驱前后储层岩心的孔隙结构及岩石组成,明确注水开发对储层孔隙特征的影响,通过注入水与地层水矿化度与物质含量对比,分析注水过程的潜在伤害、岩心渗透率的实时变化规律,总结地层结垢堵塞机理。结果认为:南梁长₄₊₅油藏注水地层伤害机理主要为注入水、地层水、储层的不配伍引发的盐敏、结垢,以及注入水水质较差引起的储层机械杂质堵塞。该研究成果为低渗透油藏注水伤害机理认识提供了方法及理论支撑。     

平南油田油气成藏期次研究

采用定性和定量2种方法对平南油田油气成藏期次进行了对比研究。定性方法采用圈闭形成期法和生排烃时期法，定量方法采用流体包裹体均一温度法。2种方法研究结果吻合，表明平南油田奥陶系储层在东营期末一直到第四纪都有油气充注，但主要成藏期为明化镇早期和晚期两期油气充注，寒武系储层在明化镇期一期充注完成。     

新疆油田超低渗透油藏注水开发储层损害研究

超低渗透储层由于其特殊的孔喉特性,在注水开发过程中对外来流体的悬浮物含量与结垢性等都有很严格的要求,如何在注水开发过程中降低储层损害与有效保护储层孔喉成为高效开发超低渗透油藏的关键。以新疆油田某区块为例,通过储层敏感性评价与注入水结垢分析,明确了注水开发过程中储层的损害因素。结果表明：该区块储层具有中等偏强的水敏、较强的盐敏以及中等偏强的碱敏性损害;混合注入水容易产生以Ca2＋为主的不溶性结垢,导致堵塞注水管线及储层孔喉。因此,超低渗透油藏在注水开发过程中,不仅要注重储层保护措施,更要严格控制注入水水质,从而有效地保护储层,为长期高效的开发奠定基础。     

宝浪油田宝中区块注水开发过程中储层敏感性及其预防措施研究

宝浪油田属于低孔低渗和低孔特低渗碎屑岩油藏，储层整体物性差。在注水开发过程中部分井出现注水越注越困难的现象。针对这一问题，室内试验评价了储层岩石的水敏性，系统分析了该区块注水井吸水能力差的原因。并针对性地研究出提高强水敏储层注水井吸水能力的预处理技术。该技术可降低注入水对储层的伤害，提高注水井吸水能力，保证油田正常注水。     

东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层超压成因与演化

渤海湾盆地东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层发育中-强幅度超压,钻井实测压力换算的最大压力系数为2.0,最大剩余压力达40 MPa。分析发现,储层含油性与超压发育程度具有相关性,认为现今储层超压主要源自烃源岩生油超压流体传递。综合盆地模拟技术和流体包裹体分析,恢复了沙三—沙四段砂岩储层古压力的演化历史,认为沙三段—东营组沉积末期的快速沉降作用是导致孔隙流体排出受阻而形成第一期储层流体超压的主要原因,但东营组沉积末期—馆陶组沉积初期构造抬升的泄压作用可使孔隙流体压力降低至常压;在明化镇组沉积末期—现今,由于烃源岩主体仍然处于主油阶段,烃源岩生烃作用产生的大量含油气超压流体充注砂岩储层是形成第二期储层超压的主导成因。     

梁家楼油田油气成藏要素及成藏模式研究

油源对比证实,东营凹陷梁家楼油田油气来源于利津洼陷和牛庄洼陷的沙三段烃源岩;主要的储集层发育在沙三段,其次为沙二、四段砂体;盖层为沙三段局域性盖层和沙一段区域性盖层;油气主要成藏期发生在明化镇沉积时期,此后未发生较大的构造运动,油气藏保存条件较好;研究区存在自源侧向运移成藏和它源垂向运移成藏两种模式.     

288断块砾岩油藏注水过程中储层损害机理研究

288断块油藏为低孔低渗油藏，储层物性差，注水开发过程中出现注水压力升高快、吸水量下降的现象。综合利用储层岩矿分析、岩石物性测定、敏感性实验评价方法，分析了288断块吸水层储层损害机理。研究表明，288断块油藏储层的水敏性、速敏性和低渗透性是储层受损的内在因素，回注污水中硫酸还原茵严重超标、回注污水矿化度太低以及工作制度不合理是外在因素。针对性提出了预防注水井储层损害的措施和手段，提高注水井的吸水能力，保证油田正常注水。     

渤南洼陷古近系—新近系砂岩储层地层水特征及成因演化过程

含油盆地中地层水的形成演化贯穿油气生成、运移、聚集及保存的全过程,明确地层水的来源及演化过程对预测盆地油气藏分布具有重要的实际意义。为研究渤南洼陷古近系—新近系砂岩储层中地层水的地球化学特征及分类,运用各类流体的离子蒸发浓缩线分析方法,利用砂岩薄片鉴定手段,研究不同类型地层水的来源、演化过程及其地质意义。结果表明,渤南洼陷古近系—新近系砂岩储层中地层水主要可以分为3类：Ⅰ类地层水为主要赋存于馆陶组及明化镇组的NaHCO₃型水,Ⅱ类地层水为主要赋存于东营组和沙河街组一、二、三段的CaCl₂型水,Ⅲ类地层水主要为赋存于沙河街组三、四段的CaCl₂型水。Ⅰ类地层水为湖水与大气降水的混合成因;Ⅱ类地层水为Ⅰ类地层水经历蒸发浓缩、方解石的溶蚀沉淀、长石溶蚀、斜长石的钠长石化等水-岩改造的产物;Ⅲ类地层水为Ⅱ类地层水经历各类蒸发岩溶蚀、白云石-铁白云石沉淀、SO₄^2-还原及黄铁矿沉淀等水-岩改造的产物。不同层系砂岩储层与赋存地层水之间的水-岩反应过程控制了储集空间发育机制及特征,因此,明确砂岩储层中地层水的地球化学特征及演化过程有利于指导优质储层的预测。     

临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度.结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85％～100％,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30℃时破...     

樊31北块特低渗透油藏初始含水率的影响因素

樊31北块属于特低渗透油藏，其初始含水率要比中高渗透油藏的初始含水率高得多，并且开井生产后含水率会持续下降一段时间。通过分析油藏的地质特征和流体流动的微观机理认为，油藏构造特征、地层沉积特征、钻井和压裂过程造成的水锁效应、贾敏效应、地层微裂缝的动态变化、启动压力梯度和岩石物性特征是引起初始含水率差异的因素，并利用樊31北块的物性参数定量计算了各种因素的影响程度。     

辽东湾坳陷新近系特稠油成藏模式与成藏过程——以旅大5-2北油田为例

辽东湾坳陷断裂构造带原油稠化作用强烈,形成了复杂的特稠油油藏,其特殊的油藏模式为勘探阶段的油藏评价带来巨大风险。基于测井资料、岩心和薄片观察结果、原油地化分析和包裹体测温等技术,建立了旅大5-2北油田特稠油油藏模式,并对其成藏过程进行研究。结果表明:明化镇组和馆陶组特稠油藏与常规油藏相比具有不统一的油-水界面、弧形的油藏边界、油-水关系倒置以及油顶为分选极差的砂砾岩等特征;在距今约25 Ma东营组沉积末期,来自辽中凹陷和辽西南洼的原油在东营组经历了第一期成藏,由于处于断裂带且埋深较浅,原油遭初步的生物降解作用;自明化镇组沉积期距今5 Ma以来,东营组聚集原油遭受破坏,沿控圈断层作垂向运移至浅层,受早期稠化作用的影响,一方面在很大程度上降低了对保存条件的要求,原油可以在盖层条件较差的储层中聚集成藏,另一方面原油优先选择物性较好的储层进行充注,伴随着聚集后进一步强烈的生物降解作用,形成特殊的油藏模式。