高矿化度油田高阻水淹层成因

高阻水淹层一般水淹级别较高 ,却常常被误评价为油层或弱水淹层 ,射孔投产后 ,给堵水作业带来一系列问题 ,严重时造成新钻调整井的报废。如果油层被误评价为强水淹层 ,没能及时投产 ,甚至漏掉油层 ,都将给油田开发带来较大的经济损失。所以对高阻水淹层的准确评价非常重要。本文以岩心水驱油实验为依据 ,结合测井、试采及物性分析资料 ,综合分析高阻水淹层的形成因素及评价方法 ,同时归纳了这几种常见高阻水淹层类型 ,旨在与水淹层解释同行共同探讨 ,以进一步提高高阻水淹层的认识水平。为了搞清不同矿化度水驱油电性特征 ,根据中原油田重点…     

南阳油田高阻水淹层成因与解释方法浅探

南阳油田大量存在的高阻水淹层，一直被视为典型的淡水水淹特征。文章对高阻水淹层成因进行了重新探讨，依据实际资料和测井响应特征，总结出了高阻尼的测入规律，并对响应机理进行了分析，认为砂岩中的岩屑矿物、自生矿的是导致高阻的主要原因。此外，研究了油层及高阻油层、高阻水层、高阻水淹层的区分和定理解释技术，取得了较好的效果。     

高矿化度地层水淹层综合评价方法

科学识别和评价水淹层，准确描油田剩余油分布，提高油注水开发效益。方法：依据取心、岩电实验，试油及测井资料，采用数理统计方法，制定了一套定量划分高矿化度地层水淹层级识别的方法，效果：本方法应用于文东油田文１３块，解释符合率大８５％，产生了较好的经济效益，并对高矿化度地层水淹层谰价和解释具有推广价值。     

马岭油田水淹层测井解释

对马岭油田南二区、中一区４９口井的沉积环境、沉积微旋回和水淹特征进行了分析，并根据油层的非均质性理论，采用新，老井叠合对比法，瑛清了水淹后油层的岩性、物性、电性，含油性、地层水矿化度的变化规律以及块状砂岩状砂岩各自的水淹机理和水淹特征。     

高矿化度高含水期水淹层测井解释方法研究

该项目主要成果是：①应用统计分析建立标准层测井值（AC、DE、GR）的归一化随深度H变化的关系式；（2）利用交会图法建立三个判断水淹层关系式；③利用岩心分析资料与测井资料建立确定储集层参数φ、Vsh、Md、K、Sw、Swi、Fw关系式；④利用油层、     

高矿化度地层水地区水淹层识别的几种实用方法

水淹层解释受注入水性质、水淹程度、注采井网等动态因素的影响而具有相当的难度。以大量已投产证实的生产实际资料为基础，分析归纳出利用电阻率、自然电位、压力系数等信息来识别水淹层的方法，具有资料丰富、方法实用且直观等优点，适应于高矿化度地层水地区的水淹层解释。     

温米油田水淹层高电阻率成因分析

温米油田处于开发中后期,大部分井已经水淹,且出现高电阻率水淹。其中低孔隙度和中低渗透率储层特性、复杂的沉积环境和长期注水开发给油田后期的测井解释带来了极大的困难。通过对研究区块岩心的常规岩心分析和常规薄片及铸体薄片、X衍射黏土矿物分析以及毛细管压力曲线等资料的研究发现,沉积成岩过程中储层的黏土矿物含量及类型是决定原始油水层电阻率特性的主要因素,在水下河道沉积微相中正韵律层中下部沉积水动力条件强,岩石颗粒较粗,黏土含量极小,黏土中导电性强的矿物成分相对含量很低,使储层电阻率值保持较高。注水开发过程中,低注入水的矿化度是导致高电阻率水淹层的另一个重要因素,淡水水淹时低矿化度注入水驱替原始地层水,导致水淹后地层电阻率增大,注入水矿化度越低,水淹程度越强,地层电阻率值增加幅度越大。     

印尼XX区块高阻水层成因分析

以印尼XX区块为主要研究对象,针对该区块中L组含水层段在测井解释过程出现解释结果与试油资料不一致的矛盾,开展了对该区块高阻水层成因的探究,充分利用现有资料,排除高阻岩性沉积,泥浆滤液高侵等因素的影响,根据SP曲线中含水层段出现的明显正异常,结合地层水分析资料,最终得出地层水矿化度低是形成高阻水层的主要原因。对XX区块高阻水层的分析,有利于我们对该区做出正确的测井解释,并指导油水层的正确划分,为后期储量评估与勘探开发奠定基础。     

利用测井资料定量计算水淹层地层水电阻率

地层水电阻率的确定是求准不水电层剩余油饱和度的关键参数之一。根据非均少泥岩地层的沉积微相,沉积韵律、孔隙结构、结合溶液平衡原理和水驱油理论,提高了利用测井资料定量计 水淹层地层水电阻率方法。     

马厂油田高含水期提高采收率主导技术及效果

对高含水中后期提高油田采收率技术研究是油藏后期开发工作中的一项重要内容.针对马厂油田进入高含水开发后期阶段,层间动用状况差异大;剩余油分布规律复杂;井况恶化较严重等诸多矛盾,介绍了油田在高含水、高采出开发期为了减缓产量递减、改善油田开发效果、提高水驱采收率应用的主导技术,进一步总结了油田开发取得的显著效果,为复杂断块油田高含水开发期提高油田采收率研究起到了借鉴作用.     

钟市油田高含水期综合调整研究

根据钟市油田的复杂地质条件和高含水、高采出程度开发现状．运用地震、地质、测井、生产动态资料．以现代计算机技术为手段。重建构造、沉积、储层模型,开展剩余油分布规律研究,优化调整方案,摸索出一套较完善的适宜高含水期油田开发的综合调整方法。     

高含水期油田开发的方法系统

提出了一套完整的高含水期油田开发方法系统.其中包括三项内容,而每一项又包括若干具体内容.①油田开发分析方法研究,其中包括:油水、油气相对渗透率研究;油层非均质性研究;水驱可采储量与采收率分析;驱油效率与波及系数分析;提高油井排液量分析;注水井吸水指数分析;自然递减分析;存水率与水驱指数分析;油层压力系统分析;油藏水侵计算.②剩余油研究,其中包括:剩余油宏观分布研究;剩余油微观分布研究;剩余油饱和度研究.③改善水驱油田开发效果调整方法研究,其中包括:加强管理综合调整;打调整井;水动力学方法调整;提高采收率方法;井下措施;利用水平井调整.并指出这些内容不仅对一个具体油田的调整,而且对一般高含水期油田的调整研究都是适用的.将这套方法系统应用于濮城油田南区沙二下_(1-5)层系的调整研究,取得了很大的成效.表明该套方法系统具科学性、先进性和可操作性,有很大的推广价值.     

双河油田Ⅳ1-3层系特高含水期稳油控水先导试验

在对双河油田Ⅳ1-3层系特高含水期剩余油分布规律及影响因素分析的基础上,提出以井网综合调整、优化注水产液结构调整为核心的稳油控水先导试验方案,使该单元的开发效果得到明显改善,采收率提高2.85个百分点,可采储量增加36.6×104t。先导试验的成果和经验对老油田特高含水期稳油控水有借鉴作用。     

层状油藏高含水期油井液量优化方法研究

进入高含水期的多油水系统层状油藏,经过长期的注水开发,平面和纵向上的双重矛盾进一步加剧,产量递减快,稳产难度大。为进一步挖潜该类油藏,通过建立多层非活塞式水驱油计算模型,合理优化油井液量,对地下流场实施控强扶弱,从而最大限度地实现注入水的均衡驱替。研究结果表明:油井合理液量受储层物性和剩余油分布等动静态因素的双重影响。该技术通过定量计算油井的合理液量,不需要额外的投入便可对地下流场进行有效调整,为高含水油藏的"控水稳油"提供新的思路,是改善老区油田开发效果最经济有效的方法。     

双河油田特高含水后期开发阶段注采结构调整的实践与应用

针对双河油田的注采结构的现状及特征,通过近几年来在注采结构调整方面的实践与应用,总结出了油田在特高含水后期开发阶段,实现油田控水稳油目标的途径和方法,注水结构调整主要是结合地质特点,减少欠注层段,减少和控制不合理超注井层段和改善吸水剖面;在采液结构调整上,控制高含水层段的注入,加强中低渗透层段的注入,封堵高渗透、高水淹干扰层段,解放动用较差的中低渗透层段,改善平面上采出不平衡的状况。通过实施注采结构调整,双河油田在特高含水后期实现了高效开发。     

高含水油藏剩余油研究及其在江汉油田的应用

对高含水油藏剩余油分布规律及特征进行了分析。提出了在江汉油田开发后期，如何在高含水区寻找剩余油的几种思路，即通过构造精细解释挖掘断层附近、微构造高点剩余油；通过老井复查、小层精细对比、砂岩追踪挖掘零线附近、油砂体边部剩余油；通过沉积微相分析、油藏动态分析和油藏动态监测等手段挖掘井间、层间及层内剩余油。     

适合文昌油田中高含水筛管井的复合酸液体系

南海西部文昌油田群部分油井已进入中高含水期,储层具有胶结疏松、非均质性强等特点,多采用悬挂筛管完井,酸化时很难实现均匀布酸,往往出现增液不增油的现象。针对储层特点及完井方式,研发出了WZX-02自转向酸+WHS-05缓速酸的复合酸液体系,该体系能有效抑制酸液进入高渗层,避免酸化后含水大幅上升。该体系在文昌M油田D井进行了先导性试验,酸化前产液量为68 m3/d,产油量为32 m3/d,含水53%,酸化后产液量为207 m3/d,产油量为117 m3/d,含水43%,增产效果显著,可为类似中高含水筛管井酸化提供借鉴。      

王场油田北断块高含水开发期稳产技术对策

针对王场油田潜三段北断块高含水开发期暴露出来的诸如油藏含水高、采出程度高、水淹程度高、油水分布状况复杂及井间、层间干扰严重的主要问题．提出了4种稳产技术对策：重组调整注采井网;整体应用水动力学理论;优化措施方案;开展配套工艺技术的研究。现场实践表明稳产效果显著。     

油田高含水期提高采收率技术

针对油田高含水期剩余油分布的特点，提出了利用油藏精细描述的方法确定剩余油分布区，认为水平井、侧钻井、大位移多靶点定向井等特殊钻井技术以及注采工艺等措施对高含水期油藏提高油气采收率有独特作用。