海上低渗透油田注水时机和注水方式的优化——以W油田为例

目前海上油田以高渗为主,对低渗透油田的有效开发研究较少,注水开发是改善低渗透油田开发效果的重要手段。本文以W油田为例,分别对1×10~(-3)μm~2、5×10~(-3)μm~2和10×10~(-3)μm~2渗透率储层进行了注水时机和注水方式的研究,研究结果表明,1×10~(-3)μm~2渗透率储层超前注水的最佳地层压力水平为114%左右,5×1 0~(-3)μm~2渗透率储层超前注水的最佳地层压力水平为108%左右,10×10~(-3)μm~2渗透率储层超前注水的最佳地层压力水平为104%左右。低渗透油田稳定注水效果优于周期注水增注-减注,优于周期注水增注-停注。     

内蒙低渗砂砾岩储层压裂技术研究与应用

中原油田在内蒙拐子湖洼陷钻遇一套含油层系,岩性主要有砂砾岩、砾状砂岩,孔隙度一般<5%,平均渗透率为3.4×10-3μm~2,温度110～120℃,压力系数1.13～1.42,组合厚度8.9～22.4m之间,开展岩心室内实验、压裂液配伍实验、设计优化、小型压裂测试+主压裂相结合的研究与现场应用,4口井压裂试油均取得工业油流。     

S油田W南区长6特低渗透储层物性下限标准研究

鄂尔多斯盆地S油田W南区长6储层孔隙度的集中分布范围在10%~12%,渗透率集中分布范围在(0.1~0.5)×10-3μm2,属典型的低孔、特低渗储层。结合静态、动态资料及岩石物理实验,综合利用物性试油法、试油资料约束法、油水相对渗透率法、压汞分析法、压汞参数法等5种方法,确定了该储层有效物性下限孔隙度为10%、渗透率为0.15×10-3μm2,为有效储层划分及储量计算提供了依据。     

中生界高温高压测试试井曲线特征

渤海湾海上葵花岛中生界油藏储层埋藏深、成藏条件复杂,物性差,孔隙度、渗透率较低。经过试油测试测量之后,日产气无阻流量达到19.9×10⁴m³,且压力稳定,试井曲线采用变井储+双孔+无限大油藏模型求取地层参数,获得气有效渗透率0.0076×10^-3μm²,流动系数0.45×10^-3μm²·m/(mPa·s),表皮系数-2.82,探测半径8.83m。参数结果表明,该储层物性差,属于特低渗透层,但近井筒储层较为完善,无污染。     

含砾砂岩段储层物性下限标准研究

储层的物性下限可以用地层岩石允许流体流动的最小孔隙度和渗透率来衡量。塔中402井区含砾砂岩段平均孔隙度为13.6%,平均渗透率为337.8×10-3μm2,因其岩性复杂、非均质性强,一种方法无法全面的反映物性特征,所以采用含油产状法、频率分布法、试油法和最小流动半径法综合确定物性下限。用油水两相的相对渗透率来确定含油饱和度下限。结果表明,孔隙度下限为8.4%,渗透率下限为1.09×10-3μm2,含油饱和度下限为50%。研究结果对油田进一步开发生产有指导意义。     

化学堵水工艺技术原理及应用

文南油田是一个高温、高压、低渗透、非均质严重的复杂断块油气田。主力油层压力系数30-65MPa,地层温度100-140℃,地层原始孔隙度16.1-20%,渗透率1.5-150×10-3μm2,地层水矿化度22-34×104mg/l。随着油田注水开发的不断深入,吸水剖面不均程度日益严重,油井水淹快,水驱动用程度低。为提高水驱动用储量,几年来重点应用和完     

BL-3C-56HP型空气压缩机安装与调试

1　设备主要技术参数BL - 3C - 5 6HP型空气压缩机压缩空气气量为 4 20 0 0m3/h ,电机转速为 15 0 0r/min ,电机功率为 4 2 0 0kW ,一级入口压力和温度为负压 2kPa、35℃ ,二级入口压力和温度为 0 .12MPa、4 0℃ ,三级入口压力和温度为 0 .35MPa、4 0℃ ,一级出口压力和温度为 0 .12MPa、12 0℃ ,二级出口压力和温度为 0 .35MPa、135℃ ,三级出口压力和温度为 0 .5 4MPa、110℃。2　安装、调试技术规范 (部分 )(1)机座水平度 ,其不平行度允差≤ 0 .0 3mm/m ;(2 )增速箱的 3根轴安装后 ,其轴线应平行 ,其不平行度允差≤ 0 .0 2mm/m ,…     

探索盐间油藏现场采油管理方法

1 WC123#生产情况简介 WC123井2007年8月22日试油压裂,自喷生产,投产层位S3中2,井段3455．4～3468．8m,共4层8．9m。Φ4mm油嘴试油求产：油压18．0MPa、套压19．5MPa;流压50．32MPa、梯度0．8;出油温度56℃;日产液95．7t、日产油42．1t、含水56％;日产天然气3700m^3、综合油气比88m^3／t;地层水矿化度35．3&#215;10^4mg／L,属过饱和盐水;     

特低渗透扶余油层清水压裂的实践与认识

齐家油田古708区块扶余油层埋深2150m,空气渗透率平均为5.2×1-0 3μm2,有效孔隙度平均为14.5%,属于特低渗透油藏。油井自然产能低,需要压裂投产。为了降低压裂液对油层的伤害,针对油层特点,开展了清水压裂试验,同时根据地层特点优选了支撑剂,并对施工参数进行了优化。压裂初期平均单井日产液5.3t,产液强度1.9t/d.m;日产油4.9t,产油强度1.8t/d.m;含水6.1%,与低伤害压裂液对比,产液强度高0.2t/d.m,产油强度高0.2t/d.m,为特低渗透油田油层改造提供了一条新思路。     

不同二类油层的水驱驱替特征研究

本文选取大庆油田萨北地区萨尔图二类油层和高台子二类油层的相同渗透率级别的天然岩心进行水驱实验,对比水驱规律,实验结果表明,水测渗透率为50×1-0 3μm2、100×1-0 3μm2、200×1-0 3μm2的天然岩心,萨尔图油层的水驱采收率均高于高台子油层,通过用水驱规律曲线对比发现,在半对数坐标系下,二类油层的水驱采收率与水油比存在较好的线性关系,这一点与一类油层相同。     

活化疏松剂对酸解磷矿反应过程中结晶的影响

针对硫酸、磷酸分解磷矿过程中生成物CaSO4、CaSO4·2H2 O、Ca(H2 PO4) 2 ·H2 O的结晶状况及其对酸解磷矿反应的影响 ,采用添加不同类型添加剂 (下称活化疏松剂 )的方法改善结晶的晶习。实验结果表明 :适宜的活化疏松剂对晶习改变影响显著。相应试样的晶体尺寸分别从 88.75μm× 3 .1 3μm、31 μm× 6 .5μm、44.38μm× 2 0 .31 μm改变为66.5μm× 34μm、2 0 5μm× 2 2 .8μm、2 4 2 .5μm× 1 4 7μm。     

烧成氛围对多孔碳化硅支撑体耐碱性能的影响

以平均粒径为14.7μm的碳化硅为骨料、0.8μm的氧化锆为烧结助剂、7.8μm的石墨粉为造孔剂,采用干压成型法制备了多孔SiC支撑体,研究了空气、先空气后氩气(空气-氩气)、先空气后氮气(空气-氮气)、氩气、氮气烧成气氛围对多孔碳化硅支撑体耐碱性能等的影响。结果表明:在空气-氩气氛围下烧成,得到的多孔碳化硅支撑体综合性能最优。当惰性气氛起始烧成温度为1 100℃、煅烧终温为1 400℃时,制备的多孔碳化硅支撑体的平均孔径为1.9μm,孔隙率为45%,抗弯强度为40 MPa,纯水渗透率为165 m~3×m~(-2)×h~(-1)×MPa~(-1)。经80℃,1%(质量分数)的Na OH溶液腐蚀10 d后,多孔碳化硅支撑体的抗弯强度仍保持在30 MPa。     

新试剂1-(6-硝基-2-苯并噻唑)-3-(4-硝基苯)-三氮烯的合成及分析性能研究

报道了新试剂 1 - ( 6 -硝基 - 2 -苯并噻唑 ) - 3- ( 4-硝基苯 ) -三氮烯 ( NBTNPT)的合成方法。对其分析性能 ,与金属离子镉、汞、锌等显色反应进行了研究。结果表明 :在非离子表面活性剂 Triton X- 1 0 0存在下 ,NBTNPT存在二级离解 ,离解常数分别为 p K1 =6 .1和 p K2 =1 0 .0 ,若应用双峰双波长法测定 ,NBTNPT与 Cd( )、Hg( )、Zn( )显色反应均具有较高的灵敏度 ,其表观摩尔吸光系数分别为 2 .82× 1 0 5、2 .2 1× 1 0 5、1 .76× 1 0 5L·mol- 1 · cm- 1 ,且分别在 0～ 7μg/2 5 m L、0～ 6 μg/2 5 m L、0～ 6 μg/2 5 m L范围内符合比尔定律。     

水平井体积压裂技术探讨

大庆外围储层渗透率低(4～5)×10-3μm2、丰度低(10～20)×104km2、厚度薄(单层厚度0.5m左右)、直井开发效益低或无效益,水平井是解决外围低渗透油田多井低产、实现高效开发的重要手段。随着近几年对水平井开发技术的攻关,水平井开发技术得到了快速发展,尤其是水平井压裂工艺技术,由最初的全井笼统限流法压裂发展为段内限流多段压裂、双封单卡分段压裂、机械桥塞分段压裂、胶塞压裂、水力喷砂压裂等。这些工艺的发展完善虽然对提高水平井开发效果起到了明显的促进作用,但也存在一定不足,直接制约着水平井压后产能的提升。     

浸涂晶种法合成ZSM-5分子筛膜及气体渗透性能研究

采用操作简单,方便易行的浸涂法,在多孔α-A12O3载体表面种上晶种,再水热合成出渗透率较大的ZSM-5沸石分子筛膜.用XRD,SEM和H2,N2,CO2和CH4等气体渗透对ZSM-5沸石分子筛膜进行了表征.XRD分析表明,陶瓷基质表面的膜层是ZSM-5沸石晶相,SEM结果显示合成的沸石膜层是一层连续的多晶层,厚度约10μm.在室温,0.1MPa下对H2,N2,CO2和CH4的渗透率分别为4.76×10-6,1.36×10-6,2.07×10-6和1.80×10-6mol·m2·s-1·Pa-1,H2/N2,H2/CO2,H2/CH4的理想分离因子分别为3.50,2.30,2.64.     

基于有限元模拟的表面活性剂压裂吞吐参数优化方法研究

表面活性剂吞吐开发低渗透油藏,可以改善地层流体在多孔介质中流动能力.低渗透油藏一般都经压裂开发,因此低渗透油藏表面活性剂吞吐必然涉及裂缝内流体的滤失、地层内的达西流动以及地层多孔弹性能释放等因素.为了研究低渗透油藏表面活性剂压裂吞吐特征,模拟了表面活性剂吞吐过程中地层内流体流动规律,研究了注入过程中注入压力和注入流量之间的对应关系.结果表明:累计注入量、孔隙度对地层压力的变化影响较大;当裂缝半径高于15 m时,注入压力下降幅度变缓,表明对于具有一定裂缝规模的吞吐井,日注入量较低时无须增加其裂缝半径;当裂缝渗透率高于0.5μm2时,井底注入压力几乎不变,说明对于低渗透率油藏日注入量较低的井其导流能力可控制在0.5μm2左右.     

低渗透油藏注水开发合理采油速度研究

根据国内有关低渗透油田文章的论述,低渗透油田一般是指储层渗透率在(10～100)×10-3μm2的油田。江汉油田鄂尔多斯盆地的坪北区块,主力开发单元的渗透率均在100×10-3μm2以下,其中长63油组渗透率为19.09×10-3μm2,长63小层渗透率为30.25×10-3μm2,该区块属于典型的低渗透油田。通过对坪北区块低渗透油藏地质、开发特征的综合分析研究,除应用传统的实际开发资料计算法、数值模拟法对油田合理采油速度进行预测外,还收集整理了全国25个低渗透油田区块的资料,统计回归出采油速度与地层流动系数以及井网密度关系,绘制了预测采油速度图版。运用以上方法,针对坪北区块的开发地质现状,对目前井网条件下的合理采油速度进行了预测评价,确定长61油组和长63小层的合理采油速度分别为2.00%和2.50%。     

层序地层学在西区沙二下油藏中的应用

1　油藏地质概况濮城油田西区沙二下油藏位于濮城长轴背斜西翼 ,构造高点在濮 3- 32 1 - 3- 98- 3- 31 7井一线 ,闭合高度约 40 0m ,含油高度 2 1 0m ,埋深 -2 65 0～ - 2 80 0m ,油水界面为 - 2 80 0m～ -2 81 0m ,含油面积 5 .0 3km2 ,石油地质储量 632 .9× 1 0 4 t,可采储量 2 2 9× 1 0 4t。原油具有低密度、低粘度、低含硫的特点 ,地层水总矿化度 2 6×1 0 4 ppm。平均孔隙度为 1 9 7% ,平均渗透率为97 2× 1 0 - 3μm2 ,地质储量分别为 632 .9× 1 0 4 t。属常压构造———岩性油藏。2　开发简历及现状该油藏自 1 981年投入开发至今 …     

肇州油田渗透率影响因素实验研究

本文针对肇州油田低渗透特征和试验空气驱的需要,设计室内岩芯驱替试验方法,通过室内岩芯气测渗透率实验和驱替试验,确定肇州油田州2井区扶余油层克氏渗透率范围为0.1×10-3μm2～2.1×10-3μm2,地层的非均质性较强。经多项式拟合得出目标油层启动压力梯度在0.16～0.6MPa/m之间,特低渗岩心的注水启动压力都很高,岩心对注入速度较敏感,注入速度益不超过2m/d。     

回注污水水质对油藏储层渗透率影响规律

研究回注污水水质对油藏储层渗透率影响规律对油田提高注水效果具有重要意义。针对大庆杏南油田7种不同渗透率的油藏天然岩心,设计了6种不同水质的污水(不同浓度及粒径的悬浮固体浓度、不同含油量)室内岩心流动实验,揭示了污水水质对油藏储层渗透率的影响规律。结果表明:污水中悬浮物对储层的堵塞类型为贯穿性堵塞、过渡性堵塞和浅部堵塞三种形式,其中贯穿性堵塞起主要作用;堵塞形式主要受水中悬浮物粒径控制;建立了6种回注污水对不同渗透率储层的影响图版,为油田现场提供了技术指导;针对大庆杏南油田,建议3×10~(-3)、7×10~(-3)、20×10~(-3)、50×10~(-3)μm~2储层注入回注污水界限为5.3.1水(悬浮固体浓度5 mg/L、粒径3μm、含油量1 mg/L),110×10~(-3)、180×10~(-3)μm~2储层注入回注污水界限为5.5.2水,250×10~(-3)μm~2储层适合注入回注污水界限为8.5.2。