特低渗油藏水驱后储层动态特征变化研究——以盘古梁A油藏为例

在注水开发过程中,由于注入水的长期水洗和冲刷等作用对储层物性、孔隙结构、润湿性以及油藏流体性质的影响,使注水开发后储层特征与原始储层特征存在差异。这种差异变化反过来又对注水开发及以后的采油可能产生较大的影响。因此,加强对注水开发储层特征动态变化的研究具有较重要的现实意义。本文通过探评井与检查井对比分析,核磁共振实验,注水开发模拟实验和铸体薄片鉴定、压汞实验、相渗实验以及真实砂岩微观渗流实验等方法,研究该油层注水前后储层物性的变化规律和流体分布特征,并从机理上分析了影响储层物性变化的因素。为后期三次采油提高采收率技术研究具有一定的指导意义。     

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。      

储层特征参数变化对油藏开发效果的影响

油田注水开发过程中,储层的物性参数、流体性质、油藏条件等都随注入水而发生连续动态变化。对现场统计的储层参数变化规律分析,可揭示储层参数变化对油田开发效果的影响,对科学制定油田开发方案有指导意义。     

孔喉尺度弹性调驱微球与储层匹配关系理论研究

储层的非均质性和高含水后期的孔隙结构变化是导致注水低效、无效循环的根本原因。通过分析油藏渗流规律,利用注采井组之间的调配见效时间定量描述了高含水开发后期强吸水层段的孔隙结构变化特征。根据储层喉道直径的分布特点,运用威布尔分布函数建立了与油藏初始状态匹配的微球直径计算模型,分别从开发后期水驱冲刷作用引起的孔喉结构变化和储层非均质性两个方面对微球直径计算模型进行了修正,得到了储层条件下弹性微球的直径范围;考虑微球吸水膨胀特性,最终得到了与高含水后期储层条件匹配的合成弹性微球的直径范围。建立的调驱弹性微球直径与储层物性参数、油水井日常生产参数及微球膨胀倍数间的匹配关系,为调驱设计时确定弹性微球直径提供了理论依据。      

临盘油田盘二块稠油油藏水驱油规律试验研究

通过室内水驱油模拟试验,分别研究了盘二块稠油油藏注水过程中注水强度、注水方式对中、高渗储层水驱油效率的影响以及水驱油对储层物性的影响。结果表明:①常规稠油油藏注水开发高含水期可采出总可采储量的70%~75%以上;②提高注水强度、注水压力可有效地提高水驱油效率,且对中低渗稠油油藏更敏感;③水驱油可在一定程度上改变储层物性特征。     

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。     

应用示踪剂监测技术评价油藏井组动态变化

油藏连通性研究是油气藏评价的重要内容,也是制订油田开发方案的重要依据。随着油藏的不断开发,油藏参数已经发生了很大变化,原始的静态参数已经不能准确反映地层性质。本项目应用示踪剂监测技术评价注水开发油藏井间动态连通性、注入水流动方向,以及油藏剩余油分布规律,同时对监测结果应用最先进的综合解释技术进行数值模拟分析,得出了储层井间连通状况,物性分布特征等参数,为油藏的注采调整提供了重要的依据。     

注水开发后期下二门油田储层特征

二门油田经过近20年的注水开发,目前已进入高含水后期开采,由于该油田储层矿物及胶结物组分成熟度低,不稳定矿物和易溶解胶结物含量高,因此注入水的长期冲刷对储层物性及其它渗流特征参数影响较大,主要表现在：开发后期储层类型增多;孔隙和喉道的分布及组合配置关系更加多样化;大孔（喉）道与小孔（喉）道出现的频率和变化幅度在微观上表现出极大的差异性;相对渗透率参数变化范围加大且曲线类型更加复杂;油层润湿性、驱油效率及剩余油分布特征也发生相应的变化,使得储层非均质性更为严重,开采难度加大,常规“控水稳油””措施受阻。成果采用对比井分析、室内岩心物模实验、测井解释、动态分析、电子探针、敏感性评价等技术对注水开发后期储层特征进行详细探讨,其研究思路、方法和技术可在中国东部砂砾岩油藏储层评价中推广使用。     

水驱砂岩油藏储层参数变化三维网络模拟

疏松砂岩油藏在水驱过程中,储层渗透率和孔隙度会发生变化,这些变化对油藏开发具有重要的影响.基于符合疏松砂岩储层典型特征的网络模型,综合考虑储层孔喉内微粒的脱落、捕集、运移等微观变化机理,建立了储层参数变化三维网络模拟方法,并模拟研究了不同条件下孔隙度和渗透率等物性参数的变化规律.模拟结果表明:在长期注水驱替过程中,由于孔喉内微粒会发生脱落,且部分微粒随注入流体流出储层,导致孔喉半径分布范围发生小幅变化,孔喉半径总体呈增大趋势,储层连通性增强;渗透率和孔隙度逐渐增大,且增大的幅度逐渐减小;注水强度和粘土胶结程度通过影响微粒的脱落速率,进而影响储层渗透率和孔隙度的变化幅度.     

稠油油藏注蒸汽储层伤害机理及调整措施

对河南油田稠油油藏地质特征和开发现状进行了分析,利用高温物理模拟实验研究了注蒸汽过程中岩石颗粒的溶解、黏土矿物的溶解及转化、新生矿物的生成、结垢沉淀的产生和注蒸汽后沥青沉积及原油组成的变化引起的储层物性变化。运用铸体和扫描电镜方法,研究了注蒸汽后储层孔隙结构变化特征和物性参数变化规律。在此基础上,分析了稠油油藏注蒸汽过程中的储层伤害机理。根据储层注蒸汽前后物性变化规律提出了治理储层伤害和改善开发效果的技术对策。自2000至2002年,应用治理储层伤害技术对策后,热采区块开发后期累计增油9.4138×10⁴t,累计油汽比达到了0.36,增油效果显著。     

高邮凹陷高含水砂岩油藏储层物性变化特征及影响因素分析

高含水砂岩油藏经过长期注水后,其物性会发生变化,对油藏开发产生明显的影响。为此,通过利用不同渗透率的岩心开展了水冲刷实验研究,并在实验基础上分析了黏土矿物、孔喉特征及岩石润湿性等对储层物性变化的影响。实验结果表明,渗透率较大的样品随着注水倍数的增加,渗透率逐渐增大;渗透率较小的样品随着注入倍数的增加,渗透率逐渐减小;且不同注入速度会影响物性的最后变化程度;黏土矿物含量、孔喉特征和岩石润湿性三者对储层物性变化有影响,其中黏土矿物含量对物性变化影响最大,孔喉特征和岩石润湿性影响较小。     

低渗透岩性油藏长期水驱储层特征变化规律

低渗透砂岩油藏注水过程中,注入水对储层孔隙的长期冲刷会对储层岩石的矿物组成、物性、渗流特征带来影响,针对该问题运用X射线衍射、核磁共振、液测孔渗等实验技术,开展了岩心长期水驱前后储层矿物组成、物性、渗流特征的对比实验研究,得到了不同渗透率级别岩心的各项实验参数。研究结果表明：在注入水长期高压差、强冲刷作用下,低渗透岩心中的黏土矿物含量下降0.98%～3.39%,伊蒙混层含量下降5.00%～40.92%,渗透率和孔隙度分别增大0.94%和17.67%,且储层物性条件越好,物性特征变化越明显;同时,长期注水会导致水驱启动压力梯度降低25.81%～38.86%,岩心储层物性越差,该特征表现越明显。总体来看,低渗透岩心经过长期水驱后,储层的各项非均质性加剧,导致开发过程中注入水沿高渗带的窜流增强。研究结果为低渗透油藏后期驱替方式的调整提供了理论依据。     

疏松砂岩油藏注水开发过程中物性变化及微观机理研究

在长期的注水开发过程中,注入水对疏松砂岩储层岩石物性、矿物组分以及微观孔隙结构等都有较大的影响,研究储层参数变化规律和变化机理,对于油田开发后期稳产措施等的实施具有重要的指导意义。以孤东油田馆陶组河流相疏松砂岩储层为例,以岩心物性测试、铸体薄片、X-衍射粘土矿物分析、压汞实验等数据为基础,总结不同含水期储层岩石物性参数(孔隙度、渗透率、泥质含量等)的变化规律,研究长期的注水开发过程中流体对储层微观组分以及孔隙结构的影响,分析储层宏观属性参数变化的的微观机理。在长期注水影响下,储层孔隙度、渗透率增大,泥质含量降低。孔喉半径增大,孔喉均质程度得到改善,均值系数增大。粘土矿物含量变化较大,其中,高岭石含量先增加后降低,伊利石含量增加,绿泥石含量基本不变,伊蒙混层含量降低。     

七里村油田郑庄区长6段储层特征及注水影响评价

影响注水开发效果的因素分为两个方面,一是井网井距的合理调整(外部因素),二是注水油藏本身的特征适应情况(内在因素)。本文通过对研究区域储层岩性、孔隙结构、物性、储层敏感性及地层流体性质的研究,利用权重估值法对油藏自身条件的注水效果进行半定量计算,为油田注水开发可行性提供参考并予以推广。     

特高含水后期油藏时变数值模拟处理方法研究

目前商业化数值模拟软件在开展油藏数值模拟时没有考虑油藏参数的时变性,不能反映油藏特高含 水后期物性分布及流体渗流规律,不能准确描述特高含水后期剩余油分布特征。为准确开展整装油田特高含水后 期剩余油分布规律研究,从油藏数值模拟软件的实用性和普适性出发,提出了在现有商业化油藏数值模拟软件的 计算过程中,通过考虑过水倍数与渗透率及相对渗透率的变化关系来建立动态变化模型的处理方法。采用此改进 的数值模拟方法,能够有效地反映油藏储层参数和渗流规律随注水冲刷倍数变化的现象,从而保证了油藏数值模 拟结果的可靠性,为油田开发方案的调整与优化提供了合理的参考依据。     

开发后期储层孔喉半径变化规律研究及治理对策

不同沉积相带在注水开发过程中的吸水规律不同,水驱油藏随着注水对储层不断的冲刷改造,储层物性好的沉积相带受注入水改造作用更加明显,导致注水井层间差异逐渐加大。针对开发后期日益加剧的层间矛盾,封堵大孔道强吸水层,启动弱、未动用层,成为开发后期提高注水波及体积,实现层间产量接替的必然选择。由于对强吸水层的大孔道缺乏定量认识,影响了调驱的效果。文中通过油藏渗流规律研究,提出利用注采井组之间的调配见效时间来计算开发后期强吸水储层的孔喉半径,并提供了高渗透条带突进流量的计算方法,对封堵强吸水层提供了理论依据。     

注水开发前后储层物性变化规律研究——以胡状集油田胡七南断块沙三段储层为例

由于各储层物性在注水开发过程中都会发生相应的动态变化,因此建立注水开发前后储层物性的动态地质模型,并研究注水开发过程中储层物性的变化规律,对寻找有利区带以及进一步提高油田开发效果具有极为重要的地质意义。以胡状集油田胡七南断块沙三段储层为例,在测井资料综合解释和精细沉积微相研究的基础上,并以沉积微相为约束条件,采用随机建模方法建立了注水开发前后的储层三维地质模型,并通过分析泥质含量、粘土矿物、孔隙度、渗透率这些储层物性的变化规律,得出了储层物性变化的机理,深化了油田高含水期的地质特征认识程度。     

基于面通量的储层时变数值模拟研究

针对油田注水开发过程中,长期的水驱冲刷使储层物性发生改变,影响油田开发效果和剩余油分布的问题,通过开展室内实验研究、传统黑油模型改造、软件编制等工作,建立了物性参数随面通量连续性变化的定量表征方法,形成了能够描述储层物性时变的数值模拟技术。通过建立概念模型对新模拟器进行应用,结果表明：考虑储层物性变化后,主流线区水淹程度增大,油藏采出程度提高6.4%;模拟器计算结果基本不受网格尺寸影响,2种网格模型采出程度和含水率的计算误差仅为0.079%和0.157%。该技术解决了现有数值模拟方法在连续性表征、方向性表征、计算结果稳定性方面存在的问题,对水驱油藏开发指标预测和剩余油分布研究具有重要的应用价值。     

陆相断陷湖盆油藏流场宏观参数变化规律及动态模型

以胜利油田河流三角洲储层为例,综合应用多学科理论以及岩心分析、测井储层评价、物理模拟和油藏数模等多种方法,研究了陆相断陷湖盆高渗透储层和中、低渗透储层在长期注水开发过程中油藏流场宏观参数变化规律,建立了特高含水期宏观参数变化规律的数学模型和预测模型,探讨了油藏流场宏观参数的变化机理。研究结果表明,油藏开发流体对储层渗透率的改造作用最大,对孔隙度的影响较小,油藏开发流体的动力地质作用是导致储层宏观参数变化的主因。     

靖安油田侏罗系油藏特征

靖安油田侏罗系油藏受构造运动和岩性差异压实双重因素控制,油气来源于三叠系,在向上运移 中经受了严重的氧化作用。燕山运动对靖安地区侏罗系油藏形成有决定作用,对储层的展布和物性都有 影响。砂体发育程度和储层物性决定着油水在油藏中分布和油藏开发特征,因此,在注水开发中必须给 予重视,实践证明,温和注水和平面调整有利于保持侏罗系油藏的高效开发。