濮城油田南区沙二上4-7储层敏感性研究

储层的敏感性实际上是储层岩石组分，结构和孔喉特征等内在因素的外在表现形式。文中通过敏感性试验得出濮城油田南区沙二上4-7低渗透储层为无速敏，中等偏强水敏，弱碱敏～中等偏强碱敏，极强酸敏，中等盐敏～强盐敏。并分析储层本身的内在因素与敏感性试验结果之间的因果关系。认为粘土矿物和孔喉特征是影响储层敏感性的主要因素。并进一步对开发中油层保护提出建议。     

超前注水影响半径计算方法探讨

目前超前注水在考虑启动压力梯度时,不同注水时间下注水影响半径的理论计算时将储层压力提升值等同为排驱门限压力值,使得计算结果偏大。针对这一问题,新方法从超前注水技术政策角度,给出了压力提升值的范围,并计算出较为合理的注水影响半径,及其半径所在的大致范围,为油田超前注水过程中计算注水影响半径提供了新的思路。     

注水开发油藏合理压力水平研究

合理压力水平是指既能满足油田提高排液量的地层能量的需要，又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平。本文运用注采平衡原理，将油藏驱替能量与注采工艺技术结合起来，通过研究不同条件下注采压力系统的合理组合，确定油藏在不同条件下的合理压力水平。     

中区西部合理注水压力研究

注水压力是水驱油田注采压力系统中的重要参数,确定合理注水压力对调整层间矛盾、提高油田开发效果、降低套损等具有重大意义.合理的注水压力增加了吸水厚度和吸水层位,缓解了层间矛盾.注水压力过高导致吸水能力增强,降低了开发效果.高含水期的油藏注入压力一般通过实验获取.运用经验公式法和数值模拟法,在注水压力不超过地层破裂压力的情况下,计算该区块合理注水压力值,考察了脱气对原油黏度的影响进而对采收率的影响.该方法易于计算、精确度高,确定了中区西部合理注水压力值范围.结果 表明:中区西部合理注水压力为17.1～20.2 MPa时,有利于指导油田的高效开发.     

注水附加压力及在涠西南注水油田的应用

针对南海西部涠西南地区注水井启动压力规律性较差这一问题,从该区注水井注水动态入手,对注水井吸水指数、启动压力、试井解释等资料进行综合分析,提出注水附加压力的概念,为注水井吸水能力的研究提供新的方法,该方法在涠西南地区开发方案制定、开发效果预测以及注水设施配置中均有非常重要的意义。     

青平川油田储层地质特征与注水开发试验

通过对岩石矿物、储层物性、油层敏感性和水驱油效果分析,在储层地质研究基础上,评价青平川油田 长2油藏注水开发效果。研究结果表明,长2油藏含油砂岩以细粒长石砂岩为主,粘土矿物中绿泥石含量较高。 储层物性差,属于典型的低渗透岩性油藏。水驱油实验结果表明,青平川油田长2油层水驱油效果较好,油田最 终驱油效率可达49.4%。先导性注水试验表明,注水开发可以使青平川油田产量在较短时间内得到大幅度提 高,在注水后的第4到第7个月达到产量高峰期,第8个月后进入稳产期。油田注水开发产量递减规律分析表 明初始递减律为0.0191(1/月)。根据青平川长2油藏实际情况,认为注水开发能达到提高采油速度和油田最 终采收率的目的。     

长期注水冲刷对储层渗透率的影响

注水开发是我国大多数油田提高采收率的主要措施,渗透率是表示储层物性的重要标志.长期注水冲刷储层的渗透率与储层的物性紧密相关,对于高孔高渗的岩心,在长期注水冲刷的条件下其渗透率也会出现降低的情况,而质量却变化不大.     

特低渗透油藏超前注水合理技术参数实验研究

针对杏71试验区同步注水开发过程中存在的地层压力下降较快、原油脱气严重、产量递减较快等问题,对杏71试验区进行超前注水室内优化进行实验研究,并应用三管并联长条岩心对该区块超前注水合理技术参数进行优选。实验结果表明,当岩心内孔隙压力水平达到120%,注入速度为0.014mL/min,即可取得较好的开发效果。以实验结果为基础,建立无量纲渗流数学模型,应用相似准则得到现场超前注水合理技术参数,并取得了较好的开发效果。     

碳酸盐岩油藏注水开发方式研究

碳酸盐岩储层储集空间以洞穴、溶蚀孔洞、裂缝为主,后期生产大都表现为天然能量不足,通常采用注水替油方式来有效地补充能量、提高油气采收率。利用ECLIPSE数值模拟软件建立单元注水、一注一采机理模型,优化注水替油、保压开采、单元注水等3种不同开发方式的注入参数,为矿场注水开发和提高采收率提供依据。     

甘谷驿油田特低渗储层注水效果分析

通过对注水区域受益油井的地层亏空、注水利用率和水驱指数的评价,分析受益井的综合含水变化特点,计算出受益油井的储量动用程度,并对比注水区域受益油井和非受益油井的压力保持水平及综合递减率。     

川中大安寨裂缝性油藏渗吸注水实验研究

渗吸注水是低渗透裂缝性油藏注水开采的重要机理，合理的注水方式与注水参数对改善低渗透裂缝性油藏水驱开发效果具有指导意义。通过大量的室内实验研究，获得了大安寨油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律，为制定合理的油藏渗吸注水开发方式提供了理论依据。     

大型水库帷幕水温分层取水效果研究

为了探索减缓已建水库对下游产生的低温水不利影响的新措施,本文以某已建大型水库为例,开展了不同帷幕布设方式对改善下泄低温水效果的研究。采用立面二维数学模型计算某大型水库坝前垂向水温结构及下泄水温过程,设计了不同遮挡高度、淹没深度及距坝轴线距离等6个帷幕方案,并对各方案的流场及温度场进行了对比分析。结果表明帷幕设置将显著影响库区的浮力流动及垂向温度分布,三种局部遮挡方案下取水口的抽吸作用导致底层低温水体绕过帷幕被较多地引用,均不能有效提高下泄水温,而底部全遮挡方案的设置对提高水库下泄水温效果明显,但同时由于持续取用表层温水,库区水温显著降低。淹没水深应结合取水层厚度确定,当淹没水深与帷幕上层取水层厚度相近时有较好的低温水改善效果。坝前1km范围内帷幕轴线位置对下泄水温的影响不明显。建议水温控制帷幕的设计采用底部全遮挡,本文中底部全遮挡帷幕方案的下泄水温5月~8月较无措施时分别升高了3.4℃、2.1℃、1.1℃、0.4℃,帷幕提高下泄水温效果明显。本文成果可为帷幕分层取水设计提供重要的借鉴。     

注水开发油田进行注气开发的可行性研究

注水是油田开发中使用最为普遍的开采方式，但水驱采收率一般不高，探索水驱后如何提高采收率一直是广大科技工作思考的问题。注气是一种较好的提高采收率技术，在水驱后油田注气潜力如何还不清楚。在此分析了国内外油田水驱后注气项目实施情况，并对我国一些油田实例进行了评价，该研究对我国油田水驱后注气开发的实施有较好的指导意义。     

注水井节点系统分析数学模型及其应用

根据注水实用计算理论,建立注水井节点系统分析数学模型,并以某注水井的实际生产资料为例计算注水井注入量和注入压力.注水井中实测值和计算值基本吻合,利用该模型可绘制注水井的动态曲线,确定目前条件下的注入量与注入压力,并可进行注水系统的参数优选和配注方案编制.     

埕岛油田跟踪优化注水开发及效果

胜利海上埕岛油田馆陶组为河流相沉积的高渗透、高饱和、稠油、疏松砂岩油藏。根据开发方案设计和数值模拟研究，馆陶组在地层压力降至饱和压力附近转注，开发效果和经济效益最好。由于实施注水工程滞后两年，油藏进入溶解气驱阶段，原制定的注水时机、注采比用1．0等技术政策已不能符合油田的实际情况，在对储层发育状况及馆陶组开采特征进一步认识的基础上，应用跟踪数值模拟技术，对埕岛油田馆陶组注水开发技术政策进行了优化和完善；实施注水后，通过强化跟踪分析，及时调整，注水开发见到较好效果。     

裂缝性油藏注气提高采收率技术进展

注气可以维持裂缝性储层的地层压力,并提高驱油效率.阐述了世界裂缝性油藏注气提高原油采收率(EOR)技术的发展概况,分析和讨论了裂缝性储层注气开采特征、室内实验研究及理论研究技术现状.指出,储层中裂缝发育方向和程度严重影响注气驱替效果;气驱突破速度未必比水驱突破快;气驱波及范围有可能比水驱波及范围广.多孔介质将影响流体相态、油气混相性及气驱油机理,建议加强考虑双重介质特性的注气驱相关室内实验研究和混相理论研究.     

用毛管压力曲线确定合理注水强度

油藏合理注水强度是开发好油藏的重要参数之一，用毛管压力曲线确定合理注水强度的计算方法目前国内外很少报道。中运用流体力学原理，将多孔介质中的水驱油过程简化假设成并联毛管中的水驱油过程，基本泊谡叶方程和毛管压力特征，推导了并联毛管中产量分配公式和合理产量计算表达式，建立了用毛管压力曲线确定合理注水强度的计算方法。实例计算表明，采用毛管压力曲线确定出的合理注水强度与油藏实际注水强度基本一致；说明了该方法确定的注水强度具有一定的可靠性和实用性。