用微观模型组合实验研究最低吸水层渗透率

利用不同微观模型之间的物性差异及其直观性的特点,设计了微观模型组合实验,模拟油层注水,以研究储层非均质对油水运动的影响。通过模型组合实验,可以确定一个合注层段内不吸水小层的渗透率下限,即最低吸水层渗透率K_wmin,研究K_wmin与合注层段中最大渗透率值K_max及注水压力梯度之关系,从而可以进一步根据油层的实际注水压力梯度及用该井取心、测井资料确定的渗透率剖面,求取一个合注层段、一口井、一个油藏的最低吸水层渗透率。最低吸水层渗透率值可以用来进行油藏注水开发效果分析,研究油层剩余油分布。应用K_wmin对鄯善油田三间房组油层部分注水井合注层段的吸水状况做了初步分析,获得了比较满意的结果。可以预料对最低吸水层渗透率的深入研究,将获得该参数更广泛的用途。     

水溶性暂堵剂SZD-01性能及应用

目前渤海油田多数注水井注水层位存在严重的非均质性,采用常规工艺笼统酸化,酸液进入的只是吸水较好的层,改善的只是个别小层,不吸水或者吸水差的小层改善力度很小,甚至得不到改善。针对这类注水井,采用了暂堵分流酸化技术,研制的水溶性暂堵剂SZD-01,暂堵率大于97%,水溶率大于95%,岩心渗透率恢复率大于95%。通过在渤海油田注水井的应用,证明了该暂堵剂能有效控制不同酸化层位的吸酸强度,调整地层吸水比例以达到均匀吸水。     

注水井暂堵酸化改善吸水剖面技术研究

针对注水井由于油层较厚非均质性严重,单层注水吸水剖面显示尖峰状吸水的问题;针对注水井存在两个以上射孔段,由于射孔段间油层物性存在渗透率差异,出现一层不吸水或吸水较差,同时由于射孔段间距过小,无法进行分注或封隔器分隔酸化的问题,建立了注水井暂堵酸化工艺技术,在酸化前先注入暂堵剂,暂堵高渗层或高渗带,使后续酸液有效作用于不吸水的低渗层段或吸水较差的低渗带,达到改善吸水剖面的目的。通过该技术的实施,对于开发非均质低渗透油田,提高油田的最终采收率,具有极为重要的现实意义。     

变形洛伦兹曲线在识别优势渗流通道方面的应用

常规吸水剖面洛伦兹曲线可表征油藏纵向整体吸水不均匀程度,但无法对单层吸水能力的变化情况进行刻画。研究提出一种变形吸水剖面洛伦兹曲线。该曲线以注水井吸水剖面数据为素材,将各小层按渗透率值大小进行排序,绘制出注水井吸水量累积百分比与厚度累积百分比的关系曲线。定义变形曲线的斜率值为"优势渗流系数",该系数越大表明曲线段所对应小层的相对吸水能力越强。通过分析曲线,可直观、快速地判断注水井在不同阶段各小层相对吸水能力的变化规律,了解油层纵向上优势渗流通道形成历程,进而识别优势通道发育层位。实践表明,变形曲线实用有效、操作简易,适合在矿场推广应用。     

应用吸水剖面进行油藏纵向剩余油分布定量研究

采用注水井测试的吸水剖面对辽河前3一沈12块油藏纵向剩余油分布进行了定量研究,重点研究了注水井段长度和地层系数（KH值)对油层相对吸水强度的影响及吸水油层的KH下限值。当注水井段长度小于250m时．平均相对吸水强度随注水井段长度的增大而降低;当注水井段长度大于250m时,平均相对吸水强度随注水井段长度的增大变化不大,油层K值低于本井KH值最大值的1／10时为不吸水层。考虑注水井段在不同时期的调整变化,分阶段计算了注水井纵向各小层的注水量。根据各层注水量与地质储量的比值,评价了各层的动用状况,井推算出各层的产油量和剩余储量。     

应用吸水剖面进行油藏纵向剩余油分布定量研究

采用注水井测试的吸水剖面对辽河前 3—沈 12块油藏纵向剩余油分布进行了定量研究 ,重点研究了注水井段长度和地层系数 (KH 值 )对油层相对吸水强度的影响及吸水油层的 K H 下限值。当注水井段长度小于2 5 0 m时 ,平均相对吸水强度随注水井段长度的增大而降低 ;当注水井段长度大于 2 5 0 m时 ,平均相对吸水强度随注水井段长度的增大变化不大 ;油层 K H 值低于本井 K H 值最大值的 1/ 10时为不吸水层。考虑注水井段在不同时期的调整变化 ,分阶段计算了注水井纵向各小层的注水量。根据各层注水量与地质储量的比值 ,评价了各层的动用状况 ,并推算出各层的产油量和剩余储量     

注水水质对注水井吸水能力影响实验研究

在油田注水开发的过程中，由于各种原因，经常发生伤害吸水层渗透率的现象，导致注水井的吸水能力降低和油井产量下降，影响油田的开发效果。在储层特征、部分敏感性研究成果的基础上，采用物理实验模拟的方法，研究注入水水质对吸水能力的影响，对注入水中的悬浮物及注入速度对吸水层的伤害进行了定量研究；得出随着注入水注入倍数的增加，岩心渗透率的损害率增大；在注入体积倍数相同的条件下，中、低渗透层渗透率的损害要高于高渗透层的损害程度。结合前期研究成果，认为注入水的水质不合格，强采强注是造成吸水层损害，导致注水井吸水能力下降的根本原因。     

注水井控制注水量新方法

注水井水量控制通常由地面配水注流程闸门控制，这种控制方法只能控制全井水量。当闸门关小，流入井底的水量减少，同时注水压力也会减少，强吸水层、中吸水层、弱吸水层水量会同步减少，甚至弱吸水层会停止吸水，这与地质上所要求的加强弱吸层、控制强吸层水量的思路是矛盾的。为此结合投球调剖的原理，后移控制水量关口，提出注水井控制水量新方法，即投球注水量控制法。     

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。     

氧活化水流测井在青海油田的应用

目前注水井的吸水层往往由于大孔道存在，生产层位曲线显示“不吸水”，小流量注水则在测井曲线上显示为全井段沾污，无法判断注水层位的真实吸水状况。因此，进行水流测井的氧活化水流测井技术很好的解决了上述问题，也是注水井吸水剖面测井最有效的技术和方法。     

吸水指数随累积注水量变化关系

在水驱油过程中,随着累积注水量的不断增加,油相被水相逐渐驱替,靠近注入端的吸水指数也将不断增大,然而目前对这一变化规律尚无完整有效的定量解释方式.此文主要探讨了在水驱油过程中,注入端吸水指数随累积注水量的变化关系.主要以单向流等饱和度面移动方程为基础,以相对渗透率曲线为依据,建立水驱油的单向流模型,分析推导水驱油过程中在定压差生产条件下,小层的吸水指数与小层累积注水量的关系.最后结合油田实际地层参数进行计算分析,为未来水并的合理配注及研究多层合采时不同小层间吸水情况提供理论依据.     

Progression of injectivity damage with oily waste water in linear flow

Numerous laboratory experiments and field cases show that even very small amount of oil in injected water can cause severe injectivity damage. Although injectivity decline caused by oil droplets has been studied experimentally, there is still lack of an easy-to-use and widely accepted model to predict the decline behavior. In this work, we developed an analytical model to predict the time-dependent progress of the water permeability reduction in linear flow by analyzing experimental data obtained from linear core flooding. The model considers mass transfer of the oil phase from the produced water to the rock due capture effects by dispersion, advection and adsorption inside the rock. As the captured oil saturation increases, permeability reduces following the relative permeability drainage relationship. The reduction stabilizes when the oil saturation comes to an equilibrium value controlled by oil droplet size and injection velocity. The model is calibrated using published experimental data from prolonged core floods with oil- contaminated waste water. Theoretical runs of the model replicate all the effects known from experimental observations. Resulting from the model is a distributed change of permeability vs. time and distance from the point of injection that can be converted to the overall injectivity damage.     

Taking advantage of injectivity decline for improved recovery during waterflood with horizontal wells

Injectivity formation damage with waterflooding using sea/produced water has been widely reported in the North Sea, the Gulf of Mexico and the Campos Basin in Brazil. The damage is due to the capture of solid and/or liquid particles by reservoir rock that consequently leads to the permeability decline. Another reason for the permeability decline is the formation of a low permeable external filter cake.However, moderate injectivity decline is not too damaging for a waterflood project with long horizontal injectors, where the initial injectivity index is high. In this case, the injection of raw or poorly treated water may significantly reduce the cost of water treatment, which is a cumbersome and expensive procedure in offshore projects.In this paper we investigate the effects of injected water quality on waterflooding using horizontal wells. An analytical model for injectivity decline, which accounts for particle capture and a low permeable external filter cake formation, has been implemented into black oil reservoir simulator. It was found that induced injectivity damage results in a noticeable reduction of water cut and in increased (although delayed) sweep efficiency.     

面积注水井网的选择与调整

面积注水井网生产井的产出能力与注水井的注入能力之比,对合理注水方式的选择有着重要的影响。随肴产出-注入能力比的增加,应适当增加井网的注采井数比。当产出能力显著低于注入能力时,反九点注水井网是最佳的选择;当产出注入-能力比接近0,25时,应选择四点注水井网;当产出能力接近注入能力,选择五点注水井网,可以得到较高的采油速度。给出了合理注采井数比的简便计算公式。指出,中、低渗透油藏由于流度比都小于1,采用反九点注水井网进行开发是不适宜的,并给出了反九点注水井网的几种主要调整方式。     

井下液压增压器

分析了高压低渗透油的开采难度，采用插装阀结构和Pascal原理，实现了井下增压注水，详细介绍了井下增压器的结构和工作原理，确定了井下液系统的工作参数，计算了增压器的输出功率，增压比和注入量等性能参数。     

河南油田聚合物驱地层堵塞机理研究

针对河南油田注聚区面临的地层堵塞问题,进行了污水及污水配制聚合物的长岩心注入性试验,分析了影响聚合物注入性的各个因素及堵塞机理。结果表明：由于水质不合格造成了河南油田注聚区块污水对岩心的伤害;影响堵塞程度的主要因素有注入速度、岩石渗透率及聚合物浓度;注入速度一定时,岩石渗透率越小,注入浓度越高,吸附滞留量越大,堵塞也越严重;且在一定注入速度范围内,速度对渗透率大的岩心影响较小,而对于渗透率小的岩心,随注入速度的增加,吸附滞留量增大,堵塞在深部并随注聚过程的深入而加剧。     

低渗透注水开发砂岩油藏合理井网井距的确定方法

低渗透油层低的单井采油能力和吸水能力注定了低渗透油藏必须采用密井网和油水井数比低的井网。对于井间干扰的传统认识需要更新：井间干扰是注水见效的必要条件；井距缩小单井产量不会降低；注水井的吸水能力是选择合理井网井距的关键；井网对”油砂体”的控制也应向控制“流动单元”转变。     

低渗透油藏注气吸气能力评价方法

低渗透油藏的注水往往存在很大困难，为提高此类油藏的动用程度，选择卫42－14井组实施了氮气驱先导试验，在评价低渗透油藏吸气能力的过程中，有必要建立描述地层吸气能力的数学模型－吸气方程。根据渗流力学理论，注入与产出的区别仅在于流体渗流方向的不同，因此针对不同的注气时期，分别讨论了“达西公式”和“气井产能方程”两种形式的数学模型，并对后者采用压降资料进行求解的方法做了详细介绍，为今后此类注气的研究奠定了基础。     

两相渗流阻力法在转注井吸水能力研究中的应用

由于未考虑平面上相态的变化和两相渗流阻力,吸水指数常规计算方法得出的值均为一个定值．与实际生产不符。为了研究注水井吸水指数随注水量的变化规律,在考虑平面上相态变化的基础上,应用两相渗流阻力法,建立了米吸水指数和米累计注水量关系模型。实例应用表明,运用该模型计算的理论米吸水指数与实测值相差不大,且变化趋势一致。在注水初期,井底附近含水饱和度迅速增加,水相相对渗透率迅速上升,因此注水井米吸水指数迅速上升;当米累计注水量达到一定数值后,注入水波及区含水饱和度上升速度减小．水相相对渗透率缓慢上升．导致米吸水指数上升缓慢。该方法为注水井的合理配注提供了理论依据．．     

超深低渗透底水油藏压裂增注油藏模拟研究

对于底部注水、纵向上非均质性较严重的低渗透油藏,采用分层、局部网格加密方法,利用三维三相黑油模型,考虑水力裂缝对注水状况的影响,使水力裂缝与油藏模拟紧密结合起来,对该类油藏不规则井网进行不同情况下的注水量的模拟。主要进行了５个方面的模拟：①夹层对注水量影响;②不同渗透率条件下的日注水量变化;③不同有效厚度条件下的日注水量变化;④不同压差下的日注水量变化⑤水力压裂裂缝长度的优化。模拟的结果真实反映了油藏地下采注状况,与压裂后实际增注的情况相符。图５表３（陈志宏摘