新沟油田泥质白云岩油藏能量补充方式研究

本次通过开展注水、注氮气、注二氧化碳3种单一介质的驱替实验、3组气水交替注入实验,对比了不同注入介质对采出程度及注入压力的影响,室内实验认为单一介质驱替均能达到较好的开发效果,最终采出程度为47.8%~58.93%,气水交替注入驱油效率要好于单纯气驱,最终采出程度为62.29%~80.85%,考虑成本因素,认为注水作为新沟泥质白云岩油藏的能量补充方式较为合理,矿场试验表明,先期注水有一定的效果。     

牛东火山岩油藏注水先导试验

注水开发对于砂岩类油藏是一项成熟的补充能量的开发技术，裂缝对火成岩油藏注水开发效果影响较大，通过注水先导试验，解决牛东区块火成岩注水开发是否可行、注入水推进的方向性及裂缝对注水开发的影响等问题。针对牛东区块储层及开采特征，借鉴国内同类油田注水开发效果，分析牛东区块注水能力，提出建议，指导油田开发。     

新沟咀组油藏注水开发的探讨

新沟咀组油田为江汉油田产能接替的重要方面，但新沟咀组油藏物性差，开发难度大。分析了影响新沟咀组油藏注水开发的原因，从井网、注水、油层改造工艺对新沟咀组油藏开发进行了探讨。     

碳酸盐岩油藏改善注水开发效果试验研究

双重孔隙介质的碳酸盐岩油藏在稳定注水采油后岩块系统还存在大量剩余油，而不稳定注水方法可在一定程度上提高水驱油效率。室内物理模型实验、数值模拟计算及现场试验结果一致表明：在碳酸盐岩油藏注水开发后期采用衰竭式降压开采，周期注水等不稳定注水方式，能够提高水驱油效率，改善油藏开发效果，获得良好的经济效益。     

江陵凹陷新沟嘴组泥质白云岩沉积特征

潜江凹陷新沟地区泥质白云岩油藏具有良好的勘探开发前景,而江陵凹陷新沟地区具有相似的地质条件,利用研究区测井井筒测试资料,结合盐湖碳酸盐岩沉积体系技术分析,认为江陵凹陷泥质白云岩的岩矿成分复杂,是碎屑岩和蒸发岩的过渡化学沉积产物。泥质白云岩广泛分布在中南部地区,纵向上的发育层段主要位于Ⅱ油组的中下部(Ⅱ4~6),有利区分布于洼陷周缘的斜坡部位。对比潜江新沟、陈沱口等泥质白云岩油藏,认为江陵凹陷南部泥质白云岩的含油气性较好,具有一定的勘探潜力。     

苏德尔特油田潜山油藏注水开发实践及认识

苏德尔特油田布达特储层属浅变质裂缝性潜山油藏,储层缝洞普遍发育,既是主要储集空间,又是油气渗流通道.借助油藏描述、测井解释和油藏工程方法,通过统计分析、室内研究和矿场试验,在裂缝性潜山油藏富集成藏主控因素、油水分布规律、有效储层识别、块状潜山避射高度、合理采油速度、不规则网络潜山合理驱替方式及注水受效影响因素等方面形成...     

腰英台特低渗油藏改善注水开发效果实践与认识

腰英台特低渗裂缝型油藏储层非均质性严重,注水开发特征表现为水驱储量控制程度低,注水压力高,波及体积小,沿高渗透带突进明显,水淹程度高,而在低渗透带剩余油丰富。通过水井重复射孔、油井转注、水平井分段压裂、水井调剖、周期注水等方式有效地改善了其注水开发效果。     

江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩烃源岩特征

江汉盆地新沟嘴组为三角洲—盐湖沉积环境,其下段发育了一套泥岩、砂岩和碳酸盐岩互层的岩性组合体。其有机质丰度好,有机质类型不同地区存在差异分布,有机质成熟度以未熟-成熟为主,新沟嘴组下段Ⅱ油组的主力烃源岩,表现为自然伽马(GR)值中等;岩性主要为泥质白云岩或白云质泥岩;纵向上,主力烃源岩主要发育于Ⅱ3,Ⅱ1次之,Ⅱ2最少,平面上,主要发育于潜江、江陵、陈沱口和沔阳凹陷等四个生烃中心,其中以陈沱口地区烃源条件最优越,其次为潜南和沔阳地区,江陵凹陷最差,本文所述泥质白云岩烃源岩特征,为泥质白云岩油藏的勘探开发提供依据。     

逐层上返注水开发先导试验研究

分析了文东油田的开发状况，总结和评价了历年来的主要做法及效果，认识到文东油田水驱开发状况差，缺少开发的有效手段。论述了开展先导试验的必要性和关键技术，提出开展文13－128块逐层上返注水开发试验，研制了总体设计方案和第一试验层实施方案。通过两年来的试验，取得了初步成功，为深层、异常高温高压低渗多油层油田开发积累了宝贵经验。     

低渗透油藏注水开发实践及效果分析

在对包14块构造、沉积、储层等油藏地质特征分析研究的基础上,运用地应力场理论对低渗透油藏裂缝发育规律及其对注水开发的影响进行了研究,通过优化注水参数、改变注水方式、调整注采井网等措施,达到了改善低渗油藏注水开发效果的目的,为低渗透油藏注水开发提供了可借鉴的经验.     

非封闭油藏注水开发效果评价

国内油藏开发往往是以单元或者区块的形式开发的,这些开发单元很多都是人为切割的,客观上并非封闭的一个体系.非封闭油藏开发过程中,地下流体与外界是相通的,这样就形成外界流体对油藏的供给或者油藏流体的溢出现象.外界流体供给与油藏流体溢出对开发单元的注水开发效果具有重要的影响.在油藏物质平衡的基础上,获得该开发单元的水侵变化规律,在此基础上建立了非封闭油藏注水开发利用效果评价方法,得到了考虑水侵量的综合存水率与综合水驱指数等注水开发效果评价指标.运用该方法对双河油田437断块油藏注水开发效果评价,结果表明综合存水率与综合水驱指数对非封闭油藏的注水评价更科学更准确.     

低渗透油藏注水开发效果探讨

本文通过分析不同形式井网参数和裂缝参数条件下的开发效果,对低渗透油藏注水开发提供参考。     

江汉油田新沟嘴组油藏开发特征的认识

新沟嘴组油藏是江汉油田增储上产的主要潜力区,如何提高新沟嘴组油藏的开发效果也一直是广大油田工作者重点攻关的对象。分析总结了新沟嘴组油藏注水开发特征,并深入分析开发特征的形成原因,提出了新沟嘴组油藏剩余油分布有利区域,结合目前现状,认为注水调整是下步工作的重点,油井适时压裂是挖潜的主要途径,而酸化工艺在新沟嘴组的运用还有待研究。     

王庄油田"五敏"稠油油藏注水先导试验

“五敏”(强水敏，中等酸、碱敏，弱速敏，弱盐敏)油藏能量补充方式一直是油田开发难题，对此类油藏国内外尚无实施注水开发见效的实例。在室内实验的基础上，对王庄油田郑408块沙三段五敏油藏进行注水试验，并初见成效，表明该方法为一套基本可解决五敏油藏地层能量补充的有效方法。     

江汉盐湖盆地盐间泥质白云岩油藏开发探索与实践

江汉盆地潜江凹陷盐间泥质白云岩油藏是国内外罕见的多层状特殊油藏,蕴藏着巨大的潜在资源,但是储层矿物组分多、储集空间类型丰富、渗流机理复杂,开采难度很大。近年来,针对油藏特征及开发难点,通过深化精细地质研究及储层渗流机理分析,加大配套开发技术矿场试验力度,提高了盐间泥质白云岩油藏难采储量的开发水平。     

潜江组低渗透油藏注水开发实践认识

江汉油田深井低渗透油藏较多,由于地质特点的差异,导致注水开发过程中所表现的特征不同。而王场油田王广区和广华油田广二区均为低渗透岩性构造油藏。这两个区块的主力油层连片,地质条件及油层物性相似,且均为90年代进行重新认识后进行滚动完善并投入注水开发的,但注水开发效果截然不同。力图通过对两区块主力油层井区的注水开发效果进行分析对比,找出了差异所在,并提出了低渗透油藏注水开发的几点建议。     

超低渗透油藏注水开发效果评价及存在问题

随着石油勘探规模的不断发展,超低渗油田发现的数量和储量规模也在不断扩大,但超低渗油田储层物性差、非均质性强、天然能量匮乏、产量递减快,因此对该类油田进行注水开发,尽快提高油田的开发水平和经济效益成为企业发展的首要问题。通过对国外某油田X断块注水开发动态的跟踪评价,针对油田注水开发过程中的储层吸水不均匀、注采系统不平衡、储层非均质性强等问题,提出增设注水井完善注水平衡,进行水质监测提高储层吸水效果等措施,从而实现超低渗透油田高效开发稳油控水的目标。     

超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

长63油藏属超低渗低压油藏,天然能量较弱。超前注水后全面投入开发,投产初期单井产量低,含水率变化稳定,部分油井压力下降,部分注水井压力上升。研究认为:在目前井网条件下,部分井组井距过大,没有建立起有效的驱替压力系统,要形成有效驱替必须缩小井距;笼统注水使得注采层位不对应,造成油井产液量较低。通过研究,提出下步调整措施,即进一步细分层系,加密井网,缩小注采井间的距离。现场实施后效果显著。     

萨中萨零组油藏注水开发试验

萨零组油藏为中-低孔渗储层,储层中粘土矿物含量高,表现出强水敏特征。为了注水开发保护储层,对储层的伤害机理与防治措施进行了室内实验研究,通过大量的静态与动态模拟实验,说明了油田注入水对储层造成的伤害,并阐述了影响因素。考虑在注水过程中控制粘土矿物的水化膨胀和分散运移,稳定注水井的注入能力,对现场即将使用的多种粘土稳定剂进行了评价,优选出了与萨零组油藏配伍的粘土稳定剂,为萨零组的注水开发奠定了基础。