黄沙坨双重介质油藏渗流规律试验研究

为了搞清和认识具双重孔隙介质的黄沙坨粗面岩潜山油藏的渗流特征规律,解决该油藏能否实施注水开发的难点,主要开展了双重介质三维岩块渗吸试验方法的建立、粗面岩岩心模型制备、相似准数的选择等一系列物模试验技术的研制攻关,并进行了微观渗流特征评价试验（岩石毛管压力、相对渗透率、水驱油效率、裂缝系统和基质岩块系统渗吸实验）解决了双重孔隙介质储层微观评价等复杂油藏渗流试验的难题。形成了双重介质油藏渗流试验系列配套测试技术,为黄沙坨等特殊油藏储层微观评价及开发方式的确立,提供了难得的试验基础参数。     

潜山油藏开发方法研究

潜山油藏作为一种双重介质油藏,不同部位裂缝发育程度差异很大,非均质性强,储层物性平面差异很大。采用常规直井注水开发,油井见水后含水率上升快等问题,开采速度和采收率会比较低。裂缝发育的双重介质油藏对注水开发井网的部署极为敏感,采油井和注水井应如何组合才能获得更为有利的渗流场,从而取得更好的注水开发效果十分关键。     

安1-安97块裂缝型潜山油藏注水开发调整及效果评价

安1-安97潜山油藏具有双重介质的复杂特点,开发中暴露出许多矛盾,通过注水结构调整以及注水方式优化,给出了注水开发过程中的主要做法,并对措施实施后的效果进行了评价。其中,直井注水、水平井采油方式的应用对于新型注水开发模式进行了有益的探索,实施后效果明显,可为同类油藏的注水开发提供一定的借鉴。     

低渗透裂缝性油藏周期注水影响因素分析

随着勘探开发的深入进行,目前新探明的地质储量有很多属于低渗透油藏,其中,具有开采价值的该类油藏在一般情况下都含有较多的裂缝。针对低渗透裂缝性油藏的开采特点,人们开始尝试运用周期注水开采方式取代常规注水。近年来,尽管周期注水理论研究和矿场试验都取得重要进展,但许多问题仍值得深入研究。本文采用油藏数值模拟的方法分析了影响低渗透裂缝性油藏周期注水效果的因素,如渗透率差异、润湿性差异等。从地质影响因素和技术政策方面总结出周期注水开发规律和实施方法,为周期注水应用提供了理论依据。     

贝12断块布达特潜山油藏井网及注水方式初步探讨

苏德尔特贝12断块布达特潜山油藏,储层层裂缝孔洞发育,具有缝洞型均质油藏和双重孔隙介质类型,根据这些特点,在参考国内外潜山油藏开发经验的基础上,结合油藏工程方法,对贝12断块布达特潜山油藏合理井网及注水方式进行了研究,初步形成了潜山油藏注水开发技术,为苏德尔特潜山油藏整体开发提供技术支持.     

阐述孔隙-裂缝型双孔介质储层中流体渗流特征

孔隙-裂缝型双孔介质多见于裂缝性油藏中,与常规孔隙型油藏相比,在储层结构和驱油机理方面有着本质上的差异。为了更好的认识双重介质油藏,本文从孔隙-裂缝型油藏的衰竭式开采特征、注水开发特征、试井曲线特征、油水相对渗透率曲线特征四个方面来阐述双重介质储层中流体的渗流特征。     

黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田是裂缝性边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝一孔隙型双重介质,裂缝、孔隙等发育的程度、状况控制着油井的生产状态。本文介绍了油田注水开发特征,并从油藏裂缝发育状况、驱油效率、采出程度、注采井空间位置等方面分析黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发的影响因素。     

辽河兴古7潜山巨厚油藏水驱开发实验研究

兴古7潜山巨厚油藏具有双重孔隙介质变质岩的渗流特征。为了解决该区块是否实施注水开发的难题,开展了敏感性、油水渗流特征、水驱效率等实验研究。结果表明：该区储集层呈弱速敏、弱水敏、临界矿化度为2500mg／L;该块储层及原油物性非均质性较强,油水渗流特征复杂,不同于一般的砂岩油藏,暂不实施全面注水开发。     

非均质性砂岩油藏周期不稳定注水技术研究

周期不稳定注水技术作为稳油控水的一种手段已经在各油田被广泛应用,然而针对不同的地层发育条件或采用不同的周期注水方式,所取得的效果都是不同的。因此,针对延长油田非均质性油藏储层的物性和地质特征,阐述了延长油田非均质性油藏周期注水的动力学机理,分析各种因素对延长油田非均质性油藏周期注水的影响,以便针对延长油田特低渗油藏注水开发过程,选出更加适合周期注水区块和更加适宜的周期注水工作模式,提高油田开发效果。     

官162断块周期注水量参数优化

本文在建立162断块周期注水油藏特征模型的基础上,对周期注水量等参数进行优化,通过对比分析不同模式下油藏开发效果,为官162断块油藏周期注水提供依据。     

官162断块周期注水开发因素分析

建立162断块周期注水油藏特征模型,采取注采井网形式,分别模拟周期注水时机、注水周期、周期注水量、注水方式,通过对比分析不同模式下油藏开发效果,为官162断块油藏周期注水提供依据。     

官162断块周期注水方式标准优化分析

在建立162断块周期注水油藏特征模型的基础上,分别对周期注水方式进行优化,通过对比分析不同模式下油藏开发效果,为官162断块油藏周期注水提供依据。     

油田注水工程方案设计研究

提捞采油技术与抽油机开采相比,有其自身的特殊性和规律性,要在油藏工程方面探索配套的油田注水调整办法,以后应提捞采油生产。深入研究了周期注水采油机理及影响因素,在调研国内外同类油田周期注水矿场试验效果的基础上,通过剖析提捞采油井区存在的主要矛盾,研究分析了周期注水在提捞采油生产过程中的适应性。为进一步改善提捞采油井区开发效果,提高油田最终采收率和整体开发效果积累了宝贵经验。     

挥发性油藏原油性质变化规律及开发方式研究

在油藏开发过程原油性质及其变化是影响挥发性油藏原油产量下降快、注水难度大、采收率低的重要因素,利用数模、物模方法和生产实际相结合,研究得出地层压力下降使得轻组分溢出,粘度增大,水油流度比增大,加剧了含水率的上升;当地层压力下降到饱和压力以下时,原油中气体的挥发,使油相渗透率下降。因此在注水开发挥发性油藏时,必须保持地层压力在饱和压力以上。     

长期注水对大港油田中高渗储层物性的影响

对大港油田高孔高渗和中孔、中渗两种类型油藏进行注水前后油藏参数变化规律研究后发现,油藏经过长期注水开发后,高孔高渗油藏粘土矿物和胶结物含量减少,溶蚀孔隙增多,整体表现出储层孔喉连通性变好、物性改善的趋势;而中孔中渗油藏大部分储层则会出现渗流通道被堵塞、随着注水的进行注水压力大幅提高。Ⅱ类油藏注水开发后,储层非均质性变强,储层逐渐变为亲水性,原油性质也表现出变差的趋势。     

官162断块周期注水地质因素分析

建立162断块油藏特征模型,采取目前注采井网形式,分别模拟常规注水模式和周期注水模式。通过对比分析不同模式下油藏地质因素开发效果,为官162断块油藏周期注水提供依据。     

国内油田注水开发技术研究现状与展望

分别从中高渗透油藏、低渗透油藏2大部分入手,概述了近几年来国内油田注水开发的技术方案,并对超前注水、周期注水等技术进行了总结分析,为今后更加深入的进行油田注水开发提出了建议。     

周期注水机理及方式研究

本文从理论研究入手,探讨周期注水驱替剩余油的机理,并以实际区块建立理论模型开展室内数值模拟实验研究,明确不同周期注水时机和周期注水方式对改善水驱开发效果的影响程度,提供相应周期注水建议,为多油层特高含水油藏后期稳油控水提供了可以借鉴的资料。     

欢西油田下台阶高饱和油藏开发方式探索

针对欢西油田下台阶高饱和油藏注水开发效果差的特点,以锦2-6-9块大凌河油层为研究对象,根据油藏条件和驱替类型,分析其适应性条件,以物模、数模为手段,探讨其转天然气驱的可行性,最终实验结果表明,该类油藏如果转换开发方式,实施天然气驱,可有效提高油藏的采收率。     

锦2-6-9大凌河油层天然气驱可行性研究

针对欢西油田下台阶高饱和油藏注水开发效果差的特点,以锦2-6-9块大凌河油层为研究对象,根据油藏条件和驱替类型,分析其适应性条件,以物模、数模为手段,探讨其转天然气驱的可行性,最终实验结果表明,该类油藏如果转换开发方式,实施天然气驱,可有效提高油藏的采收率。