低渗透油田注入水配伍性实验方法研究

对于注水开发油田,特别是对低孔、低渗及非均质性较强的低渗透油田来说,一旦与储层及储层流体不配伍的水注入到储层后,将直接影响注水井的吸水能力,导致严重的储层伤害,因此研究注入水与储层岩石及流体的配伍性是低渗透油田"注好水"的重要前提。分别从注入水自身稳定性、注入水与地层水配伍性以及注入水与储层配伍性三方面着手,总结对比了研究低渗透油田注入水与地层水及储层配伍性的室内实验方法,并对低渗透油田注水开发中遇到的注入水配伍性问题提出了相应的建议。     

陆相储层非均质性及其对油藏采收率的影响—以冀东高尚堡和胜利永安镇油藏为例

储层非均质性主要包括层间非均质性、层内非均质性和平面非均质性。通过冀东和胜利等油藏开发研究表明,层间非均质性导致注水开发中主力小层的单层突进、主力层过早水淹、非主力层油气动用程度低和驱油效率低;层内非均质性控制和影响单砂层内注入剂波及体积,直接决定水驱效率,是影响层内剩余油分布的关键因素;平面非均质性直接影响到注入水波及面积和波及效率,从而控制剩余油在平面上的分布。为此采用了细分开发层系、分层注水、开展流动单元精细研究等地质和开发措施,可以有效地降低各类非均质性对油藏最终采收率的影响。     

新庄油区储层敏感性评价与裂缝特征研究

新庄油区是典型的低孔、低渗、低压油藏,天然能量不足,需注水开发,储层孔隙中填充的黏土敏感性物质会对储层造成伤害;本文通过敏感性实验对长4+5和长6储层进行敏感性评价,研究表明,长4+5、长6储层是速敏为中偏弱到中偏强、盐敏为中偏强、水敏为中偏弱、弱应力敏感。在注水时为减小水敏伤害,可在注入水中加入黏土稳定剂,考虑盐敏的影响是在注入水和地层配伍不太好的条件下,并且要对注入水的含盐量有着严格要求;同时,从相似露头区裂缝特征和岩心裂缝观测,综合化学示踪剂、水淹井、注水井水驱前缘等监测资料,NE60°左右为研究区及其邻区长6油层人工裂缝的主要方向,裂缝类型以水平缝和网状缝为主,正是存在着微裂缝,增强了储层的渗透能力,提高了油井产量。     

江汉新沟嘴组油藏注入水水质指标体系研究与应用

针对新沟嘴组油藏注入水与地层及其流体不配伍、造成储层伤害严重的问题，文章根据新沟嘴组储层的基本特征，总结出了造成储层伤害的潜在因素。在此基础上，开展注入水配伍性及其对储层伤害的研究，建立了新沟嘴组注水水质指标体系，并配套了水处理药剂，明显改善注入水水质。     

华庆油田注入水对长6储层伤害机理及对策研究

针对华庆长6储层渗透率低,储层压力低,空隙半径小等复杂问题,结合该油田长6主要区块的岩石矿物特征、储层微观孔隙结构、储层敏感性、储层注入水样、地层水样等资料,全面分析了华庆注入水对地层的伤害因素,同时对注入水配伍性、防垢剂性能、杀菌剂效果、水处理剂配伍性进行试验研究。研究结果表明:细菌滋生、机杂含量、铁离子含量高是影响华庆油田水质稳定的因素之一;注入水和地层水配伍性差;AD-52、SJ99杀菌剂对华庆地区有一定的的灭菌效果;PBTCA、HPAA、PESA防垢剂对该区硫酸钡有良好的防垢效果且与该油田常用处理剂具有较好配伍性。     

对应注水井周期注水在油田开发中的应用

目前某油田储层的非均质性非常严重,低渗透性储层动用较差.在某油田某区通过应用对应注水井周期注水方式,周期性及方向性地改变注入量,利用油藏中的弹性能量及压力场变化引起常规注水状态下无法动用的低渗透层内的剩余油流动,同时又通过方向性调整扩大波及体积,减少波及死角滞留区,使低渗透层内及未波及区域中的油被采出.这种注水方式有效地改善了水驱效果,提高了采收率,同时提高了注入水有效利用率,减少无效循环,节能的同时达到了增效的目的.     

鄂尔多斯盆地华庆油田长6_3储层非均质性研究

综合运用钻井取心资料及测井资料,开展了华庆地区长63储层非均质性研究。研究表明,华庆地区长6_3储层层理发育,主要为平行层理、韵律层理和交错层理等;长6_3~3至长6_3~1储层,层内非均质性增强,随着深度增大储层层内非均质性减弱,长6_3~1小层的层间非均质性最强,长6_3~3最弱。从平面非均质性上看,华庆长6_3储层不同地区及砂体展布模式表现出不同的非均质性特征。     

砖窑湾地区长6储层宏观非均质性研究

针对砖窑湾地区长6储层在开发过程中的高含水、产量低等问题,通过岩心观察、测试、测井曲线与生产动态等资料,利用地质分析、统计学方法和洛伦茨曲线法等从层内、层间和平面三方面对砖窑湾长6储层进行宏观非均质性综合研究。研究表明:研究区长6段储层的整体宏观非均质性较强。发育较多层理,局部区域韵律特征明显,层内非均质性整体上以中等-较强非均质性为主,层间非均质性在不同区域有不同的特征,研究区内整体以长611小层的最强,长631小层最弱。平面非均质性较强,各小层的平面非均质性由强到弱依次是长612、长621、长622、长631、长632、长611小层。     

鄂尔多斯盆地吴起油田长63储层非均质性研究

综合录井、测井、岩心等资料,从储层层内、层间、平面三个方面研究鄂尔多斯盆地吴起油田长6_3储层非均质性。结果表明:吴起油田长6_3储层层内非均质性较强,主要表现为砂层层理发育,多为平行层理和斜层理;层内渗透率非均质性也很强,并且层内夹层发育;长6_3储层层间非均质性存在差异,长6_3~2小层非均质性要强于长6_3~1小层;长6_3储层平面非均质性强,表现在砂体分布和物性方面,这主要与沉积时期的沉积微相类型有关。     

老新油田老二区储层伤害因素分析及防治措施

江汉油田老新油田老二区在注水开发过程中出现油井低液低产、注水井吸水能力下降,地层能量严重不足,水驱开发效果变差等问题。从注入水的配伍性、储层敏感性、注水水质等方面分析了老二区储层伤害的潜在因素,认为老二区储层伤害的主因素为储层水敏、结垢及注入水水质不达标,并针对伤害因素提出了相应的防治措施,实施效果明显。     

姬塬油田超低渗透油藏欠注机理研究

本文通过扫描电镜观察、X衍射分析、地层水配伍性实验、室内水驱实验、CT扫描实验等手段对姬塬地区超低渗透油藏欠注机理开展研究,分析认为储层物性差,注入水与地层水配伍性差,造成储层结垢严重是导致该区欠注井多,治理困难的主要原因,同时储层矿物颗粒机械搬运与聚积作用是油层伤害的重要潜在因素,注水开发过程中需要控制注水速度,减小速敏影响。     

坪北油田延长组长4+5-长6油层组基准面旋回格架内储层宏观非均质性

对坪北油田延长组长4 5-长6油层组进行高分辨率层序地层对比研究,识别出2个长期旋回、4个中期旋回及若干个短期旋回,并建立等时地层对比格架.在基准面旋回格架内,通过分析物性非均质性参数、层内夹层、分层系数、砂岩密度、砂岩钻遇率、分布系数、连通系数和厚度变异系数等参数,定量研究储层宏观非均质性.研究表明,储层层内非均质性强,层内物性非均质性可分为3类,层内夹层分布多且分布不稳定;层间非均质性不明显,MSC2、MSC3旋回主要发育局部连通性好的砂体, MSC4旋回主要发育孤立型砂体;平面非均质性中-强,平面上砂岩厚度分布变化较大.此外基准面变化与储层非均质性关系分析表明,基准面变化对储层宏观非均质性有明显控制作用.     

基于储层构型的三角洲前缘剩余油分布规律——以渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段Ⅰ油组为例

渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段油藏为三角洲前缘储层,非均质性强,长期注水开发导致储层水淹样式多,剩余油分布复杂。在深入剖析三角洲前缘储层构型模式的基础上,利用动、静态资料分析储层构型及其控制下的储层质量差异对剩余油分布规律的影响。研究表明:层间隔层和层内夹层的存在,使得注入水分段水洗,水驱效果好;侧向隔挡体的存在,使得注入水无法驱替周围砂体,剩余油富集;层间非均质性造成层间干扰,注入水优先沿储层质量好的砂体运移,剩余油主要分布于薄层、低孔渗层中;坝主体受韵律性和重力分异的影响,剩余油分布复杂;水下分流河道以底部水淹为主,中上部富集剩余油;坝缘储层质量差,平面上易被旁超,形成大量剩余油。     

注水水质对油田开发效果影响研究

注水水质是影响注水效果的重要因素,当注入不合格的注入水时,岩石渗透率下降,且下降程度与渗透率大小有关。注入不合格的注入水对低渗透层的伤害程度严重,且对纵向非均质性产生更加严重的影响,使纵向渗透率变异系数增大,最终影响到水驱采收率。试验结果表明,当注入不合格的水引起地层损害后,地层平均渗透率降低,而地层渗透率是影响采收率的重要因素,渗透率越小,采收率越低。     

安塞油田H区长6油层组储层非均质性与含油性关系研究

通过对安塞油田H区长6油层组岩心观察、测试及测井资料的统计分析和研究,讨论了研究区长6油层组长61-2、长62-1和长62-2小层的非均质性特征,并分析了各类非均质性对储层含油性的影响和控制作用。研究表明,长6油层组各小层层内和层间非均质性整体较强,平面非均质性较弱。储层垂向上粒度的韵律性及层理构造特征是影响储层含油性的重要因素;层内渗透率非均质性及层间分层系数的差异对储层含油性的影响较弱;层间有效砂岩密度的差异对储层含油性具有一定的控制作用,但不是主要控制因素;储层含油性主要受储层砂体平面展布和储层物性的控制;储层孔隙结构的微观非均质性控制着油气进入储层的饱满程度。     

不稳定注水宏观地质模型及适应性分析

不稳定注水技术是针对非均质油藏的开发方法,但现阶段不稳定注水主要集中在油田应用研究,其实验研究与现场应用存在偏差.以现阶段不稳定注水宏观地质模型的层内与层间模型为基础,运用不稳定注水理论,结合油藏实际进行分析可知,由于储层的垂向非均质使得层间存在非渗透层,油水交渗难以实现,因此只有层内模型能够明显地体现非均质油藏不稳定注水的宏观机理.该研究对系统地指导油田生产有一定的意义.     

油层受水敏伤害时水驱油渗流特征

利用真实的砂岩模型进行了单、双及组合模型3种类型的水驱油实验,比较了有水敏、无水敏伤害时水驱油特征的差别,并对两种条件下的驱油效果进行了评价.研究结果表明,有水敏伤害的注入水驱油与无水敏伤害的地层水驱油相比,水驱油的入口压力增高,孔隙结构非均质性加强,水驱油绕流加重,驱油效率及波及系数降低;两种条件下的水驱油方式均为活塞式,残余油类型主要为绕流形成的簇状残余油.影响木钵区块延10油层驱油效率的主要因素是储集岩的孔隙结构非均质性、水敏伤害、注水压力及加压方式.在对木钵区块延10油层注水开发中,应加强对储层非均质性的研究,并注意采取有效的储层保护措施,提高油层采收率.在注水开发过程中,应逐渐提高注水压力,以最大限度地开采木钵延10油层的石油资源.     

姬塬地区长6储层宏观非均质性与含油气性关系

利用岩心等资料统计,通过计算姬塬地区长6段储层渗透率非均质性参数、分层系数、砂岩密度和钻遇率等量化指标,从层内、层间、平面三个方向研究储层的非均质程度,最后根据平面含油饱和度讨论储层的非均质性与含油气性之间的关系。结果表明,受沉积环境及成岩作用影响,姬塬地区长6段储层的两个小层(长61和长62亚段)非均质性较强,且平面非均质性突出;储层的含油气性与砂体的展布特征及物性具有较强的相关性,即物性最好、砂体厚度最大的河道地区,储层的含油饱和度最高,含油气性最好。     

南梁长4+5低渗透油藏注水伤害机理

针对南梁长₄₊₅低渗透油藏注水开发过程中地层伤害机理认识不清的问题,利用电镜扫描、铸体薄片、共聚焦成像、XRD等实验方法,分析了水驱前后储层岩心的孔隙结构及岩石组成,明确注水开发对储层孔隙特征的影响,通过注入水与地层水矿化度与物质含量对比,分析注水过程的潜在伤害、岩心渗透率的实时变化规律,总结地层结垢堵塞机理。结果认为:南梁长₄₊₅油藏注水地层伤害机理主要为注入水、地层水、储层的不配伍引发的盐敏、结垢,以及注入水水质较差引起的储层机械杂质堵塞。该研究成果为低渗透油藏注水伤害机理认识提供了方法及理论支撑。     

特低渗透油田注水地层结垢矿物特征及其影响

通过注入水和地层水的配伍实验、检查井岩心矿物鉴定、孔隙度与渗透率恢复实验,研究了安塞特低渗透油田注水地层结垢对地层孔隙度和渗透率的影响.结果表明,注入水为Na2SO4型,地层水为CaCl2型且含Ba2+,由于注入水和地层水不配伍.储层长期注水后形成了较为丰富的结垢矿物即方解石、重晶石.结垢矿物的生成量与孔隙度、渗透率的下降幅度具有很好的相关性.注水开发20年后,孔隙度平均下降幅度为15%.渗透率平均下降幅度为31.73%.就储层伤害而言,碳酸钙垢大于硫酸钡垢.