注水开发并非安塞油田长6油层低采收率的主要原因

安塞油田是一特低渗油田,长₆油层组是其主力油层组,开采之初即进行了注水开发。从1986年至1996年,长₆油层地层温度下降了2.18～4.11℃,原油粘度增加了0.094～0.177mPa·s.模拟实验结果表明:长₆油层注水开发后,原油粘度最大限度(地温从50℃降至20℃)不会增加到3.4mPa·s,因此,注水开发对长₆油层采收率的影响甚微。     

安塞油田提高水驱效率试验研究

将安塞油田储层分为孔隙型、裂缝型和孔隙一裂缝型等3类注水地质单元,相应地分别进行了沿裂缝强化注水、提高注水强度及不稳定注水等提高注水效率的试验研究。实践证明这些方法可以使产量递减减缓;含水上升率稳定;压力保持水平更趋合理及使采收率提高。     

安塞油田反九点面积注水开发调控措施分析

安塞油田由于储层裂缝的存在，难于建立较为精细的地质模型。本文通过建立裂缝概念模型，对安塞油田普遍采用的不规则反九点面积注水井网，取其１／８和１／４单元，采用数值模拟技术，结合生产动态特征，对各阶段调控措施进行评估，提出反九点面积注水开发的调控技术思路。     

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     

安塞油田注水系统腐蚀结垢分析

水的热力学不稳定性和化学不相容性，是造成油水井井筒管柱、工具设备、地面集输系统、注水系统及地层结垢的根本原因。深入了解注水系统结垢趋势及结垢机理，为寻找和开发更好的防垢技术和工艺提供依据．是开展油田防腐蚀工作的必经之路，本文就污王十六转、坪四注、贺一转、招一转这四个站区回注水进行测试分析．预测结垢状况并提供相应的处理办法，以期解决安塞油田回注水腐蚀、结垢状况。     

安塞特低渗油田注水开发效果分析

根据安塞油田王窑区王１９－４井组的静态资料及生产动态资料,分析限油层吸水状况、沿井见效及见效时间产量、动液面及含水等动态变化情况,并进行了产能预测,分析了井组中的存在的问题,研究表明其且内注水压力平稳,油层吸水状况良好,注水见效时间快,见效程度高,无水采油期长,大部分油井生产形势平稳,产量下降幅度不大,稳产期较长,王窑区油藏自然能量的最终采收率只有８％,而注水后水驱采收率提高到２１．９％,体现了长     

微生物提高注水开发效果的油田现场试验

为确定美国中后期油田用微生物方法提高注水开发的经济性和其提高采收率的可行性，已经开辟了两个先导试验区。国家石油能源研究所对侯选油田进行了筛选，确定了其是否具有应用微生物强化采油的潜能。为选择目标油田，在室内实验室做了微生物配性试验。     

安塞油田提高水驱率研究与实践

随着采出程度的提高,安塞油田在开发过程中出现了新的矛盾和技术难题。针对这些存在的问题,在深化油藏认识的基础上,通过开展综合研究和开发试验,实现了安塞油田的良性开发。本文在地质特征、水驱渗流特征和油田稳产技术系列成果的基础上,划分了安塞油田注水地质单元,系统总结了不同注水阶段的成功做法,建立了安塞油田注水开发提高水驱效率的技术体系,围绕精细注水和改善产液剖面,完善了提高水驱效率的配套措施,对特低渗透油田经济有效的开发具有指导意义。     

超前注水提高特低渗透油田开发效果

安塞油田是鄂尔多斯盆地石油地质储量最大的整装级大油田，也是世界著名的特低渗透油田。因此，进一步提高开发效果和经济效益及最终采收率是油田开发首要任务，安塞油田在大面积同步注水开发取得较好效果的同时，不断探索开发的新途径，通过对超前注水机理的研究及现场试验，建立了有效的驱替压力系统，使地层压力始终保持较高的水平，降低了因地层压力下降造成的地层伤害，抑制了油井的初始含水率，从而提高了投产初期油田的产量，使得油田能够保持较长的稳产期，减缓了递减，提高最终采收率。     

周期注水对提高油藏水驱开发效果的研究

当注水开发的油田进入中一后期阶段，为减缓含水率的上升速度，保持油田稳产，可采用与油藏特点相适应的周期注水开发。本言语育主水驱油机理的研究和其对改善油田开发效果的影响因素分析，解决了周期注水在实施过程中可能遇到的问题，并提出了一些可行的建议。     

安塞油田长

针对安塞油田油井含水率猛长,产油量下跌的现实,选用聚丙烯酰胺(简称PHMP)进行微观模型化学堵水实验。模型用含油岩芯处理磨制加工而成,旨在保持储层孔隙结构的真实性。实验表明采用PHMP化学堵剂堵水对裂缝具明显的封堵效果,其封堵过程为:吸附水膜→动力捕集→物理堵塞→粘弹封堵。结合安塞油田特低渗储层的特点,应选择低浓度的化学堵剂,以20%～40%为宜,旨在避免浓度过大堵塞部分油的渗流通道。     

塔河缝洞型油藏注水替油开发效果评价

塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏,通过多年的控水稳油,采收率仍然只达到12%,通过理论研究和现场试验,以Ⅲ类缝洞单元为油藏单元的注水替油取得突破兴进展,预计可提高Ⅲ类缝洞单元采收率达2%,同时注水开发技术为塔河碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏提高采收率提供坚实的技术保障。     

安塞油田长6油层酸敏性研究

研究了安塞油田长6油层对盐酸、磷酸、乙酸的敏感性。通过油层天然岩芯室内试验,得出了油层对不同酸液的敏感性,分析了产生不同敏感结果的机理。本文还采用了对比压汞曲线的方法来了解酸敏结果。     

史南油田低阻油气层成因分析与评价

采用高阻油气层和低阻油气层对比研究方法,全面分析了史南油山的储层特征和测井曲线特征,揭示了造成油气层低阻的主要因素.对阿尔奇公式、变n指数模型、双孔隙水模型进行了对比研究和分析,利用6种不同矿化度盐水的岩电实验测量结果,揭示了n指数选取的重要性,同时还应用岩电实验测量结果解决了模型参数的确定问题     

安塞油田王窑-孔隙区长61油藏三维地质建模

经过多年的注水开发,安塞油田王窑长6油藏现已处于中高含水阶段。储层非均质性严重是导致油区含水上升快、剩余油分布不均的主要因素。因此,本文从基础地质出发,在对油区储层地质和沉积微相进行精细研究之后,建立了反映地下地质体的三维模型,为后期油藏数值模拟中挖掘剩余油分布规律提供了直接的数据体。在建模过程中,采用了基于相元的顺序指示模拟方法建立储层的沉积微相模型,在沉积微相模型的控制下采用顺序高斯模拟方法建立储层的物性参数模型,所建模型与实际地质情况相符,具可操作性。     

靖安油田长6段层序地层分析

通过对靖安油田长6段13种岩微相、14种岩石相和7种沉积微相的综合分析,并根据延长组内9层湖进形成的可对比泥岩特征,将长6段划分为一个准层序组（PSS）,3个准层序（PS1、PS2、PS3）。准层序内发育的岩石相、沉积微相严格受控于准层序的发育,在PS1内,沉积微相自下而上由浅湖泥相或前三角洲泥－三角洲前缘泥相向上过渡到水下分流河道相,或由支流间湾相向上过渡为三角洲平原分流河道相,反映了自下而上水体变浅、沉积物粒度变粗、准层序控制下由湖侵到湖退的过程,在PS2内,自下而上沉积微相由浅湖泥或前三角洲泥－三角洲前缘泥相向上过渡为远砂坝－河口坝再到水下分流河道相,也反映了水体变浅的准层序发育过程。这两个准层序都反映了自下而上由湖侵到湖退的三角洲体系向湖进积的过程。     

安塞油田低渗透砂岩油藏重复压裂技术研究

初次水力压裂后产生的支撑裂缝周围会形成诱导应力场,进而改变原始地应力场,从而导致重复压裂的启裂改向,其延伸方向依然取决于地应力状态。通过改变围压条件进行的水力压裂模拟实验证实了重复压裂造新缝的可能性。安塞油田采用了重复压裂工艺,在老裂缝重张过程中加入暂堵剂进行封堵,形成高压环境,产生新裂缝并沟通部分天然微裂缝,随后加入支撑剂构建新的高导流裂缝体系,使泄油面积大大增加。现场试验的裂缝监测和效果分析资料证实产生了新裂缝。     

影响裂缝性油藏采收率的因素分析和采收率预测

本利用美国ＳＳＩ公司的ＣＯＭＰⅣ模拟软件对１／４五点井网的裂性油藏水驱开发进行了模拟。     

靖安油田长6段层序地层分析

通过对靖安油田长6段13种岩石微相、14种岩石相和7种沉积微相的综合分析,并根据延长组内9层湖进形成的可对比泥岩层特征,将长6段划分为一个准层序组 (PSS),3个准层序(PS₁、PS₂、PS₃).准层序内发育的岩石相、沉积微相严格受控于准层序的发育.在PS₁内,沉积微相自下而上由浅湖泥相或前三角洲泥三角洲前缘泥相向上过渡到水下分流河道相,或由支流间湾相向上过渡为三角洲平原分流河道相,反映了自下而上水体变浅、沉积物粒度变粗,准层序控制下由湖侵到湖退的过程.在PS₂内,自下而上沉积微相由浅湖泥或前三角洲泥三角洲前缘泥相向上过渡为远砂坝河口坝再到水下分流河道相,也反映了水体变浅的准层序发育过程.这两个准层序都反映了自下而上由湖侵到湖退的三角洲体系向湖进积的过程.