习家口油田中高粘度油藏盐水驱油提高采收率验证

高矿化度盐水比淡水驱油效率高,许多断块油田有高矿化度边底水存在,有条件利用天然水驱或边缘注水,充分发挥盐水驱油的优越性,提高油田水驱采收率。借鉴国内、外油田注高矿化度盐水提高采收率试验,根据油气田地质开发力学,分析习家口油田断块油藏地质基础和边水驱动开发特点,对比了五个中高粘度油藏盐水驱油采收率,表明已超过或将超过通用方法预测的最终采收率指标,作为盐水驱油提高采收率全过程的油田开发验证。结合一次采油和二次采油成果,建议开展习家口油田三次采油矿场试验,进一步提高最终采收率。     

油藏注水困难原因分析及解决措施——以M油田复杂小断块砂岩油藏为例

M油田复杂小断块砂岩油藏因开发效果不理想由天然能量开发转注水开发,转注井最大井口注入压力试注后仍注不进水,结合本区块储层物性、孔隙结构特征、黏土矿物含量、地层水矿化度和储层敏感性等导致注水困难的因素进行分析,认为该地区因储层黏土矿物中伊利石含量高导致喉道堵塞、地层水矿化度高,引起储层水敏性伤害,导致注水困难。提出采用土酸酸化处理,现场实施缓速土酸酸化后,消除了近井地带污染,注水井注入压力稳定,能完成配注要求。     

胜利油田化学驱扩大水驱波及系数预测方法研究

以胜利孤岛油田化学驱开发区块地质参数为基础,根据现场使用的聚合物、二元复合驱用量参数及实际井网方式、注采参数,进行聚合物及二元复合驱扩大波及系数的规律研究。利用正交设计法对影响化学驱扩大波及系数和提高原油采收率的关键地质因素进行筛选。在此基础上,根据胜利孤岛油田实际油藏参数选取关键地质参数及注入流体介质的物性参数的不同水平值,建立不同化学驱替方式下的数值模拟模型,并对模拟结果进行分析及数学回归,最终得到了聚合物驱及二元复合驱扩大水驱波及系数与关键地质因素及流体物性参数之间的数学模型,并利用该模型对孤岛油田化学驱区块扩大水驱波及系数及提高采收率值进行预测。     

高温高矿化度油藏调驱用纳米微球HP-2体系的研究

针对弱凝胶体系在高温高矿化度油藏调驱效果差的问题,研制了一种耐温耐盐的聚合物纳米微球HP-2体系,利用激光粒度分析仪和光学显微镜评价了HP-2的微观形貌和粒径分布,并以膨胀倍数为评价指标研究了HP-2的吸水膨胀曲线,分别利用均质岩心和非均质岩心评价了聚合物纳米微球HP-2的封堵、耐冲刷以及调驱性能。结果表明,平均粒径为407.2nm的聚合物纳米微球HP-2为圆球度很高的球形颗粒,在高温(90℃)高矿化度(97 686mg/L)油藏的吸水膨胀倍数为34.1g/g。三层非均质岩心调驱实验结果表明,聚合物纳米微球HP-2体系可在水驱采收率基础上提高采收率幅度达17.3%。该聚合物纳米微球HP-2体系在高温高矿化度油藏应用前景广阔。     

海上X油田调驱剂评价及调驱效果实验研究

海上X油田具有矿化度高和非均质性严重等特点,目前注入水突进严重,导致注入水无效循环而影响水驱开发效果.为此,针对X油田的地质特征、流体性质和开发现状,进行调驱剂性能评价和调驱效果室内实验研究.研究结果表明,在相同的聚合物浓度条件下,Cr3+聚合物凝胶的增油效果优于单纯聚合物.另外,随着聚合物和交联剂浓度升高以及调驱剂段...     

坪北油田南区注水开发特征研究

基于双重介质水驱油机理,认为储层中的水驱油方式主要取决于裂缝渗透率与基质渗透率之间的差异。分析坪北油田南区油井见水见效特征,发现南区大部分油井属于孔隙-裂缝型驱油,且以"孔隙渗流为主,裂缝渗流为辅",见效特征主要表现为四升一稳一下降,即单井日产油能力、动液面、泵效、地层压力上升,含水稳定,生产气油比下降。将特低渗透油藏地质特征与开发特征相结合,确定了影响油井见水见效的主控因素:储层微裂缝、人工压裂裂缝、油水两相渗流、注采井网等。     

特低渗透油藏井组开发过程物理模拟

根据油田井组实地测量地质资料及生产数据,采用特低渗透砂岩露头制作模型,实现模型孔隙结构及渗透率与实际储层相同.通过相似理论进行了砂岩露头的筛选、注采井布置及实验参数的确定,保证了实验过程与油藏实际开发过程相似.在进行驱替实验的同时,采用电阻率法测量了模型中含水饱和度的分布,饱和度标定采用核磁共振与驱替实验相结合的方法,提高了标定结果的准确性.通过特低渗透油藏井组开发过程物理模拟实验,再现了油田现场生产过程,实验结果反映了有微裂缝存在的特低渗透油藏,注入水易沿主向突进,侧向见效差,水驱波及效果差的生产特征.研究可为实际油田井组几口油井的见水来源分析提供实验支持.     

地下水侵入对三间房组油藏油水界面的影响

鄯善油田经过10多年开发,地层水的分布状况变得比较复杂.近期新钻加密井发现三间房组油藏油水界面分布特征与开发初期所认为的情况有明显差别,整体呈北高南低、西高东低特点.对油水界面变化情况及地层水矿化度、化学成分、水型等资料分析表明:自北向南地层水矿化度逐渐升高,水型也由NaHCO3型逐渐过渡到CaCl2型.通过对地层水中不同类型离子的组合特征及含量变化分析,结合邻区地层水分布特征,认为造成目前油水界面分布状态的主要原因是地下存在一个水动力系统,自西北部侵入鄯善油田,使西区、北区油水界面严重抬升,地层水矿化度及化学成分也发生了相应变化.为油田确定今后新钻加密井的井深及提高水淹层解释的符合率提供了有力的依据;同时也为分析油水界面变化的影响因素提供了一个新思路.     

新型微球调驱剂与L区块的适应性研究

为探究纳微米微球调驱剂与葡北油田L区块的适应性,在纳微米微球深部调驱机理的基础上,开展了纳微米微球室内性能评价实验。结果表明,纳微米微球在油田回注污水中具有较好的分散性,其水化膨胀后的粒径中值满足对L区块地层的封堵要求。当纳微米微球质量浓度为2000mg/L时,水化膨胀效果最好,其水化膨胀30d后的膨胀倍率达到5.7。纳微米微球调驱实验使最终采收率提高了10%,说明纳微米微球可以对非均质地层中的高渗层进行封堵。     

注水开发油藏水驱效果初期潜力评价方法

对于一个具体的砂岩油藏而言,在开发之前的一些地质特征参数不但可以对其进行地层描述与地质方面的评价,而且还可以对其油藏进行水驱效果初期潜力评价--水驱难易程度、水驱均匀程度以及水驱采收率.分别对注水砂岩油藏的水驱难易程度、水驱均匀程度以及水驱开发采收率给出了具体的评价指标,而且统计了我国部分注水开发油田的相应指标情况,为制定与调整油藏开发方案、开采方案等奠定可靠的开发基础、提供科学的理论依据.     

王快——西大洋水库联合调度研究

利用系统动力学模型,融合水文随机模拟的方法产生超长系列径流数据,建立了王快—西大洋水库联合调水系统动力学模型,并在Vensim PLE环境下进行了仿真模拟。运行结果表明,王快—西大洋水库连通工程现状、未来的运行状况均能达到或接近设计水平,工程特性稳定。     

苏里格气田河流相储层预测

结合苏里格气田苏6区块测井及高精度三维地震资料,综合运用精细地震构造解释、地震属性和储层反演等技术手段,开展河流相储层预测研究。研究结果表明:振幅类属性对于苏6区块砂体比较敏感,如均方根振幅属性;复地震道属性对于该区河流相预测较为敏感,如瞬时相位属性。地球物理反演结果表明,研究区盒八下段为砂体主要分布层段,有效砂体发育广泛,可作为有利储层。     

钻井过程中的储层损害和储层保护技术研究现状

储层保护技术直接关系到油田的勘探、开发和效益,其涉及钻井、固井、完井、油气开采、增产措施等从勘探到开采结束的整个开发过程.分析了钻井过程中钻井液对储层的损害机理,介绍了保护储层的钻井液技术的研究现状和发展方向.     

现代油藏经营管理

“油藏经营管理”近年来已成为油田开发研究的热点和当今国际石油界最流行用语之一，油藏经营管理模式亦成为国外油同效开发油气田的基本模式。综述了现代油藏经营管理的概念、形成与发展，分析了影响油藏经营管理的主要因素及现代油藏经营管理的组织机构、工作模式及运作程序，简要介绍了基于现代油藏经营管理理念和模式，结合我国油田开发管理在CNPC勘探开发数据库基础上，由西南石油学院开发研制的现代油藏经营管理软件，指出实践现代油藏经营昌提高我国油气田开发技术水平和管理水平的有效途径。     

油气藏模式识别方法

应用地震和钻井试油资料进行模式识别研究，对油气藏分布的确定是十分有用的。本文详细介绍了作者研制的油气藏模式识别系统的方法原理。油气藏模式识别系统可以提取４类地震特征参数，进行４种地震特征变换，设计３种分类器     

储层建模技术在段六拨油田油藏描述中的应用

以段六拨油田区域构造背景、沉积微相以及储层的岩性、空间展布、物性特征研究为基础,阐述了储层建模的原理及在油藏描述中建立储层模型的过程,并在该油藏的沉积、储层等研究的基础上建立了油田的构造模型、孔隙度模型、渗透率模型,并对模型进行了的评价。     

S凝析气藏含砾岩段储层非均质性特征研究

通过对S气藏含砾砂岩段岩心观察和测井资料统计分析,结合砂体和沉积相的展布特征,对研究区含砾砂岩段储层的层间、层内、平面非均质性进行研究.认为研究区储层非均质性主要受沉积作用的控制,储层层间非均质性程度中等一强,由于渗透率韵律的多样性使各小层层内非均质性程度不一,整体为中等一强非均质性,储层平面非均质性主要受沉积相带平面分布的影响,泥坪相所在区域非均质性较弱,而潮汐砂坝和潮控河道表现为中等一强的平面非均质性.     

张家湾地区长2储层成岩作用及其对储层物性的影响

张家湾地区长2储层主要为细—中细粒长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度中等.孔隙类型主要为粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔,孔隙连通性差.通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、X衍射和阴极发光等资料分析表明:该地区长2储层成岩作用主要类型有压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,目前处于中成岩A期.压实作用、胶结作用使储集空间变小,对储层的破坏性较大,而溶蚀作用使储层物性得到改善.     

王庄地区郑4潜山油藏裂缝性储层描述

针对王庄地区郑4潜山裂缝性储层的特点,利用断裂增强滤波处理后的地震资料,提取了反映储层微裂缝的最优几何属性。曲率属性描述了微断裂体系的线状特征,最大曲率的方位角则代表了裂缝的方向,通过最大曲率属性的两个不同量得到裂缝密度和方向,从而刻画出裂缝空间的网状结构及其横向的连续性,成像裂缝性储层的三维的微断裂体系,结合已完钻井的生产资料,明确了该区裂缝的发育特征,为下一步部署井位进行剩余油挖潜,提高采收率提供了有力的科学依据。     

杨浅3井区Ⅵ1油组储层解释研究

杨浅3井区Ⅵ1油层是杨楼地区的主力油层,但层间油水关系比较复杂,造成油层漏失、解释失误等情况。另外,由于地质情况不同,电性差别较大,造成这部分地区解释符合率一直偏低,成为区域开发生产的一个障碍。针对这种现状,为进一步地提高新井解释符合率和提高开发效果,通过收集大量试油、测井、嗄嗄动态等资料,运用数理统计和回归分析法,弄清储层的四性关系,快速准确地判断油水层,建立了杨浅3井区相关解释标准。后期在储层的识别和评价工作中取得了良好的效果。