长期注水开发砂岩油田储层渗透率变化规律及微观机理

大庆喇萨杏油田为典型的陆相非均质砂岩油田,其储层非均质性强,由于不同渗透率储层孔喉结构特征、黏土矿物构成等存在差异,水驱前后表现出各不相同的变化特征,进入特高含水开发阶段后,“三大矛盾”更加凸显。综合利用扫描电镜、铸体薄片、核磁共振、检查井分析、驱油实验和生产动态等资料,系统研究了不同渗透率储层水驱前后渗透率的变化规律,量化了不同渗透率储层水驱前后渗透率变化幅度,从储层黏土矿物、粒度中值、孔隙分布和孔喉特征等方面分析了导致渗透率变化差异的机理,阐述了不同渗透率储层参数变化对注水开发的影响,从而对特高含水期不同类型储层控水挖潜有一定的指导作用。     

储层特征参数变化对油藏开发效果的影响

油田在经过长时期的注水开发以后,储层中的各项参数会发生明显变化,研究参数变化对实现油田的增产以及挖潜措施的制定有着非常重要的作用。通过注水前的地形资料为基础,研究注水后胶结物对储层孔隙度结构的影响以及水冲刷作用对储层孔隙度、渗透率的影响,分析注水开发过程中储层参数的变化规律,并提出剩余油的分布情况以及后期重点开采地区。     

疏松砂岩注水开发储层物性变化特征——以孤岛油田为例

油田开发过程中,由于长期的注水开发,储层骨架颗粒、胶结物和油藏流体与注入水的作用,以及油层温度和压力的变化,油藏储层孔隙结构发生了较大变化,使注水后的储层与注水开发前在物性、孔隙结构、润湿性、非均质性等方面有较大差异。孤岛油田砂岩储层以高孔、高渗、疏松胶结为主要特征,通过对孤岛油田中一区11J11井区的低含水期、中高含水期和特高含水期的物性研究发现:(1)注水开发使储层物性不断得到改善,且越到后期改善效果越明显;(2)开发初期相互之间有关系的储集层属性,特高含水期的关系更加明显;开发初期相互之间没有关系的储集层属性,特高含水期也表现出了一定的关系;(3)由低含水期到特高含水期河道微相的渗透率增长速度快,河漫砂、边滩与天然堤微相的渗透率增长速度慢,注水开发使储层差异性更大,规律性增强。     

大港油田注水开发过程中油藏参数变化规律分析

对大港油田高孔高渗和中孔中渗2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增大、物性变好的趋势;而中孔中渗油藏大部分储层呈现喉道堵塞、孔喉减小、物性变差的趋势。2类油藏注水开发后,微观和宏观非均质性都有所增强,储层润湿性向强亲水方向转化,原油性质也表现出变差的趋势。该项研究对高含水油藏的后期开发有重要的指导意义。      

W油田C6低渗透油藏水驱后储层特征变化规律

针对W油田C₆低渗透油藏水驱前后储层特征变化规律不明确的问题,通过X衍射、扫描电镜、铸体薄片、压汞实验、相渗实验以及真实砂岩微观渗流实验等方法,研究了油藏注水前后储层岩性、物性及渗流特征的变化规律,并分析了储层特征变化的机理及影响原因。研究结果表明:水驱后,黏土矿物总量整体呈减少趋势,方解石含量增加,在黏土矿物中,伊利石含量减小,绿泥石含量稍有增加;岩样长期水驱前后,物性好的岩样孔喉中值半径变大,渗透率增大,非均质性变弱;物性较差的岩样孔喉中值半径变小,渗透率降低,非均质性变强;水驱后的相渗曲线整体向左偏移,岩石的亲水性减弱,残余油饱和度增大,见水时间更早,含水上升更快;注入水长期冲刷对储层造成一定伤害,水驱油的驱替效果变差。研究成果为低渗透油藏的描述、开发效果评价及开发方案调整提供了依据。     

下寺湾油田长2油组储层特征及其影响因素分析

通过薄片、扫描电镜和压汞法等分析测试手段,从储层岩石学特征、成岩作用、孔隙类型和孔喉特征等方面开展了下寺湾油田长2油组的储层微观特征研究,分析了储集空间类型、孔喉分布特征、成岩作用以及影响储层物性的主要因素。研究结果表明,长2油组储集岩为低成熟度砂岩;主要经历了压实、胶结、粘土矿物转化和溶蚀等成岩作用,成岩作用较弱,对储层物性影响较小;孔隙类型包括残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙等等,其中残余粒间孔隙是研究区的主要孔隙类型;孔吼分布特征是孔喉分散,分选性差,偏于略粗歪度,储集性能总的来说较差,驱油效率较低。     

大庆油田注水开发后期储层性质变化研究

油田注水开发过程中,由于注人水的长期冲刷以及一系列注采工艺措施的实施,储层性质会发生显著的变化。通过实验研究水洗前后岩心微观、宏观参数的变化特征,结合油田生产实际,揭示了大庆油田注水开发后期储层参数变化规律及其机理,对油田开发后期剩余油分布研究和注采调整措施的制定具有指导意义。     

利用动态测试资料研究砂砾岩油层物性变化特征

目前中国东部许多砂砾岩油田相继进入高含水开采后期,由于水驱推进不均匀,矿物和胶结物组分的差异以及地下流体性质的不断变化,造成储集层物性变化复杂,纵、横向上非均质性更为严重,变化机理解释及其它相关研究难度加大。在对泌阳凹陷双河油田和下二门油田注水开发后期砂砾岩储集层物性特征的研究中,根据精选出来的连续测试多年（至少５ａ以上）的油层吸水及产液剖面,利用测井资料进行物性、岩性和相带解释,依据吸水及产液强度对油层物性变化趋势进行分类,并直接与孔隙结构研究技术相结合。该方法可在中国东部砂砾岩及其它油藏储集层评价中推广使用。照片２图１表４（郭海莉摘）     

A油田水驱特征曲线选型

注水开发的油田中,利用水驱特征曲线进行注水开发效果评价是常用的油藏工程方法,优选符合油田实际情况的水驱特征曲线类型就很有必要。绘制利用甲型、乙型、丙型和丁型水驱特征曲线预测的累计产油量及含水率曲线,并分别与实际累计产油量及含水率曲线进行历史拟合,可以优选出适合的水驱特征曲线类型。通过在A油田的实际应用表明,（1）采用拟合法优选的水驱特征曲线类型符合A油田开发特征;（2）明确了A油田的水驱特征曲线类型为丁型,评估了剩余可采储量,为合理评价油田阶段注水开发效果及编制后期开发调整方案奠定了基础。     

分流河道砂体注水开发过程储层参数变化特征

分流河道砂体是大庆油田主要储层类型之一,虽经历了50多年的注水开发与调整,但由于受平面及层内非均质性的影响,目前层内尚有近30%的厚度未水洗,因而分流河道砂体仍是特高含水期油田开发调整的主要对象之一。通过对油田105口密闭取心检查井资料的统计分析及室内水驱油实验研究了不同开发阶段分流河道砂体储层孔隙度、渗透率、泥质含量及粒度中值等参数的变化特征,分析了长期水冲刷后岩样平均孔喉半径、孔喉半径中值、孔喉峰值及渗透率的变化规律,同时建立了水洗厚度和水洗程度与注水开发时间的定量关系,为特高含水期改善分流河道砂体开发效果提供了依据。     

低油水比水包油钻井液体系的研制及应用

磨溪气田嘉二段气藏具有典型的“高压、高渗、高含硫”特点，以往所钻的直井及水平井在Φ152.4 mm小井眼井段使用聚磺钻井液密度一般为2.30～2.50 g/cm³，几乎每口井都出现多次滤饼粘附卡钻；另外该井段富含石膏及夹薄层岩盐对钻井液污染严重，流变性不好控制，钻井中常出现高泵压等问题。针对以上难题，从分析高密度条件下的粘卡原因及出现高泵压的流变性失控原因入手，研制了一种超高密度低油水比水包油钻井液体系，室内进行了产层岩样密封能力、滤饼表面油润湿性、抗膏盐污染等方面的评价，现场应用于磨005-H8井水平段钻井中取得了良好效果。表明该配方体系能较好地满足磨溪气田所钻井的需要，大幅度地降低了钻井扭矩和起下钻摩阻，能有效防止粘附卡钻和高泵压问题，具有高密度条件下流变性易控制、抗膏盐污染能力强、对泵橡胶件损害小、安全经济等优点。     

化学调驱技术在高含水期复杂断块油藏中的应用

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散。目前油田开发已进入高含水期。为改善油田开发效果,在认清剩余油分布的基础上,立足于注水开发,油井措施逐渐由补孔为主转向提液、卡水为主,水井措施则由转注、完善补孔、分注为主转向重配、深度调驱为主。实施结果表明措施效果显著,对油田稳油控水、挖潜上产起到了重要的作用。这表明,对于象岔河集这样的复杂断块油田,在中高含水期,层间、层内剩余油分布极为零散的情况下,深度调驱技术是挖掘高含水主力大砂体剩余油极为有效的手段。     

大庆油田落实稳油控水方针的认识与实践

本文通过分析大庆油田高含水采油期，特别是“八五”以来经济高效开发的实践，比较系统地阐述了油田进入高含水后期开发阶段执行稳油控水开发方针的必要性和可能性，深入总结了落实稳油控水开发方针取得显著成效且很值得今后借鉴的一些重要技术措施、开发调整和工作方法。     

新疆油田污水处理后净化水回注跟踪

离子调整旋流反应法处理技术是对油田污水的离子进行调整从而实现水质净化和稳定,因此处理前污水和处理后净化水中的离子成分和浓度发生了较大的变化,为了考察处理水回注油田对地层的影响、管道的结垢、腐蚀趋势,我们开展了处理水回注油田的水质跟踪评价工作。鉴于六九区稠油污水处理厂、81#原油污水处理站是目前新疆油田最大的两个污水处理站,六九区厂约2/5处理水和81#站全部处理水供采油二厂油田注水,且采油二厂油田辖区有34个开发油藏,其地层特性基本涵盖了新疆油田所有开发油藏的地层特性,因此将采油二厂油田辖区油田的回注作为跟踪评价对象。     

油藏研究新技术在流花11—1油田开发调整中的应用

应用三维地震和反演孔隙度资料,建立了流花11-1油田三维孔隙度模型,对储层物性在空间上的变化有了定量认识.储层物性、相对致密层发育程度及断层发育情况是影响油田产油能力、含水上升速度的主要因素.油田已进入高含水期,产量递减速度较快,高含水井侧钻对延缓油田产量递减有明显作用,是今后流花11-1油田开发调整的重要措施之一.     

大庆油田分层开采工艺的发展与实践

大庆油田已经开发二十年了.油田地下形势发生了很大的变化,采油工艺也随之得到很大的发展.采油工艺是认识油层,搞清地下分层开采状况的重要手段,是实现油田开发方案,改造油层的进攻性武器.二十年来,采油工艺从油田生产需要出发,根据油田地质开发动态的变化,发展了一整套符合大庆油田实际情况的具有自己特点的分层开采工艺.在中深井多层状砂岩油藏的分层开采工艺方面,达到了较高的技术水平.这一整套采油工艺技术,合理地运用到油田的各个开发阶段,运用到每口油水井上,从而保证了油田开发方案的正确实施,带来了油田的高产稳产.     

油井小层含水率预测方法研究

本文在对影响油井含水的地质及开发因素分析的基础上,用数值模拟方法建立了油水井间不同砂体连通关系下,油井小层含水率预测模型。通过对大庆油田小井距试验区５０１井萨Ⅱ７＋８和葡Ｉ１＋２两个单采油层含水率的预测及中区西部密井网试验区单层测试资料的验证,其结果与实际含水率符合较好。     

高含水期油田剩余油分布研究

对高含水期油田剩余油分布进行研究是油藏晚期开发工作的重要内容,本文从高含水期油藏的渗流特点出发,充分利用试井技术能求取地层径向渗流参数的特点,结合油藏工程学有关原理,提出了研究剩余油分布的新方法,并在双河油田437块进行了精心的试井方案设计、组织实施及油水井试井资料的精细解释,研究了该区块的剩余油分布情况,结果表明,剩余油富集带位于井间一定区域。通过本课题的研究工作,得到了对于高含水开发后期井间剩余油分布规律的新认识,对老油田调整挖潜和三次采油具有重要意义。     

硼(钆)-中子寿命测井在高含水油田的应用

硼（钆）－中子寿命测井以硼、钆化合物溶液作为指示剂,采用“测－渗－测”的方法,能够很好地解决多油层硝岩油田高含水后期监测储层剩余油饱和度的问题。该方法理论基础可靠,符合率较高,可操作性强, 地层水矿化度、岩性和套影响。在油田高含水后期,能够准确确定高含水层位,检测窜槽层位,并能很好地反映了不同储层及厚油层内部的剩余油分布情况,对增产、增注措施的选井、选具有更强的针对性和准确性,有利于油田各项调整方案的优化与实施。     

极复杂断块油藏高含水开发期剩余油分布与挖潜对策研究

"认识剩余油,挖掘剩余油"己成为高含水期老油田开发、调整、提高采收率的核心内容[2]。油田开发实践表明,高含水期剩余油分布特征是总体分散、局部集中,地下储集层中还存在较多剩余油富集区,提高采收率的潜力仍然较大。影响剩余油分布的因素通常划分为两类:地质因素和开发因素。地质因素主要包括:油藏非均质性、构造、断层等。开发因素主要包括:注采系统的完善程度、注采关系、生产动态等等。地质因素属于内因,开发因素属于外因[6-7]。它们的综合作用就导致了目前剩余油分布的多样化、复杂化。本文针对文明寨油田构造极复杂、非均质严重的油藏特征,深入研究剩余油富集区形成机理和分布规律,形成剩余油富集区描述与预测技术,从而形成了高含水期极复杂断块非均质油藏剩余油富集区研究的理论体系与配套挖潜技术。其做法对同类油田具有借鉴意义。