高含水油田注水后油藏参数变化规律研究

应用注水模拟实验、环境扫描电镜、水淹层测井解释等研究技术，分析了储层参数变化机理．较全面地分析了高含水期的高孔高渗油藏、中孔中渗油藏和稠油油藏注水后储层结构的变化规律，并将研究成果应用于水淹层测井解释、地质模型的重新修订、数值模拟调参、剩余油分布预测和油层防砂等方面，取得了较好的效果。本项研究可为类似油田的开发提供一定的借鉴。     

注水开发过程中储层参数变化规律的测井地质评价

油田长期注水开发过程中，由于地层压力的变化、注入水的长期冲刷以及一系列注采工艺措施的实施，储层性质会发生明显的变化，研究这些变化对于老油田增产挖潜措施的制定具有重要意义。以北大港油田港西开发三区为例，以水洗前后岩心分析资料为依据，利用测井地质研究为主要手段，探讨了复杂断块油田储层参数变化规律，提出了该区剩余油的分布模式以及今后油田挖潜的重点。     

长期注水开发油藏的孔隙结构变化规律

应用水驱油实验和岩心分析资料，研究东营凹陷胜坨油田二区沙二段8^3层三角洲前缘相储集层的孔隙结构随注水开发而发生变化的规律。孔隙特征明显变好，表现为孔隙形状因子变大，形状变得比较规整、平滑，颗粒磨圆度变好，平均比表面变小，孔隙连通性交好，均质程度增高。喉道特征变化复杂，总体上喉道半径有增大的趋势，分选性变好，喉道连通性和控流性变化复杂，孔渗性较低的储集层喉道非均质程度增强。图2表3参11     

韵律性砂岩油藏不同部位注水开发效果研究

对韵律性底水砂岩油藏，根据其注水部位的不同，应用油水两相二维剖面模型进行模拟开发研究，根据油、水在横向和纵向上的运动情况和层间窜流情况，对模型结果进行了分析，揭示了不同沉积韵律油藏不同部位注水开采效果的一般规律。     

非均质油藏注水开发指标计算方法的改进

概算法是油田开发设计过程中进行开发指标预测最常用的方法，其基本思想是运用一维肉体上流动理论来研究水驱油过程的规律。同时运用概率统计的方法，研究油层渗透率分布的非均质状况，最后推导出非均质油藏水驱开采时各项指标的计算公式。     

注水开发对储集层孔隙结构的影响

为了查明注水开发多年后,储集层孔隙结构的变化情况,对注水开发前的取心井胡12－20井和注水开发后检查井胡检1井的资料进行了对比分析,并对驱替试验结果作了综合研究,结果发现,喉道均直径和喉道中值增大,喉道分选性变差,流动主孔喉增大,退出效率降低,该项工作为提高驱油效度及提高采收率提供了基础资料。     

胡状集油有十二块注水开发过程中储层动态变化研究

胡状集油田胡十二块经过近１０年的注水开发，储层的性质已发生了很大的变化。本文以注水开发前后相邻两口取心并（胡１２－２０和胡检１井）为研究“窗口”，从储层物性、层内及层间非均持性和储层微观孔隙结构等４个主面来阐明本区储层的动态变化特征，从而为提高开发效果提供重要的地质依据。     

注水开发对储层影响的模拟试验研究

为了再现注水开发对严重非均质油藏储非均质性的影响过程,进行了4个驱替试验,以揭示注水开发对储层孔隙分布特征,孔隙结构,岩石矿物组成的影响,结果表明：储层中大孔隙的分布面积增加,小孔隙的分布面积减小,大喉道数量上增加,流动主孔喉增大,驱替试验造成岩石中易溶矿物溶解。     

非均质注水开发油藏提高水驱油效率研究及应用

以过渡带隔相注水工艺、实行微破裂压力注水及调剖、调驱等多种工艺结合进行合理注水，可以达到对非均质油藏系统开发，使低渗层水驱动用程度及驱油效率得以提高，对应油井地层压力上升、产能增加；这一水驱油工艺在桥口油田应用，实现了油田连续6年控水稳油，证实可以有效减缓油田自然递减，保持油田持续稳产高产，为同类油藏的控水稳油提供了可借鉴的经验。     

非均质油藏换向调整注水结构研究及应用

马厂油田位于东濮凹陷中央隆起带南部，自投产以来始终保持高速开采。从1995年开始，油田含水急剧上升、产量大幅度下降，生产形势日趋严峻。针对油藏特点，对油田马12中块实施以换向注水为主，进行注水结构调整的先导试验。生产实践表明，换向注水可以使中高含水期非均质油藏降低含水、稳定生产，达到提高采收率目的，换向注水为同类非均质油藏开发提供了可借鉴的经验。     

单家寺油田稠油热采参数分析

单家寺油田稠油油藏边底水能量充足，蒸汽吞吐过程较复杂。为了提高注汽效果，通过对矿场注采参数的分析，提出了注采初期，锅炉要小排量，高干度送温，保证注汽质量；将井筒内水柱缓慢推入地层，再将注汽参数调到控制范围，可控制“汽窜”；使用注采一次管柱，能减少因起管柱造成的热损失，可充分利用注入的热能；当产率控制在每天45t左右时，可推迟见水时间，增加无水采油量；若井口出油温度降至60℃时，应掺稀油助产，其产液含水达50%时，应停掺稀油。由此，为延长生产周期，增加周期产油量找到了一种行之有效的工作制度及其良好的辅助吐产措施。     

胡状集油田胡十二块注水开发过程中储层动态变化研究

胡状集油田胡十二块经过近10年的注水开发,储层的性质已发生了很大的变化。本文以注水开发前后相邻两口取心井(胡12-20和胡检1井)为研究"窗口",从储层物性、层内及层间非均质性和储层微观孔隙结构等4个方面来阐明本区储层的动态变化特征,从而为提高开发效果提供重要的地质依据。     

大液量注水吞吐技术在致密油藏水平井中的应用

针对致密油藏水平井大规模体积压裂弹性开采后期的油井开发特征,提出了大液量注水吞吐技术,该技术能有效补充地层能量、提高单井产量、增加开采经济效益。首次定义了大液量注水吞吐技术,并从机理、油藏工程、室内实验及数值模拟等方面分别展开了探讨,分析了大液量注水吞吐在开发致密油藏中的优势。利用压力构成图和油藏中注入水残余压力的定义,建立了注水吞吐模型并计算了注水吞吐的临界参数,且将这一结果应用于现场。先导性矿场试验取得了显著的增油效果及经济效益,单井日产油量提高了4.5 t/d,地层压力提高了9.3 MPa,累计产油量增加了1 987 t,投入产出比可达1∶1.74～1∶4.06。研究成果为致密油藏水平井的高效开发提供了一种思路和重要的技术支持。     

大港油田孔古3井原油地球化学特征

生物标志化合物地球化学特征研究表明,孔古3井重油是奥陶系原生油藏在地质演化过程中遭受次生改造(生物降解或水洗氧化)、再经后期深埋熟化并分别充填有奥陶系高熟烃类而形成的多期次充填的复合成因原油。     

注水开发对砂岩储层孔隙结构的影响

以中国东部某油田为例 ,讨论了注水开发对砂岩储层孔隙结构的影响。孔隙结构参数表明 ,注水后砂岩储层的喉道平均直径和喉道直径中值明显增加。孔喉分布的峰态表明 ,由于注水开发的影响 ,喉道的分选程度降低。注水后 ,砂岩储层的退出效率降低 ,最小可流动孔喉直径增大 ,这表示流动主孔喉向大孔喉方向移动 ,而且流动主孔喉控制的孔隙体积也增加了 ,从而导致渗透率提高。注水后砂岩储层的孔隙结构和非均质性均发生了极大的改变。这项研究结果对提高采收率 ,尤其是对制订三次采油方案具有十分重要的意义。     

大港油田港西四区交联聚合物防窜驱油数值模拟研究

大港油田港四区非均质性严重、水窜现象明显，聚合物驱油利用率仍雷提高。根据这些特点，应用先进的交联聚全程 物防窜驱动渗流理论，考虑实验地质、开发现状，建立选择防窜井的原则和方法，提出了优化的交联聚合物防窜驱油方案，确定了各种因素对防窜效果影响。     

纹层级非均质储层水淹规律数值模拟研究

油田水淹规律及剩余油分布研究由米到百米级的“大尺度”,转向厘米到分米级的“小尺度”,是当前高含水期油田的储层及动态研究的发展趋势。为此,进行了纹层级非均质储层水淹规律的数值模拟研究。利用专家知识建立了具有普遍意义的纹层级微沉积相模型。这个模型在分析了实际油层的沉积特点后认为,对于正韵律、反韵律等不同韵律类型的储层,都可以由多个正韵律小单元组成。应用多功能模拟器进行了油藏数值模拟,研究了纹层级的水驱剩余油分布,进行了纹层级非均质储层水淹规律与剩余油分布的一体化研究;计算了36个方案。研究了油层韵律性(正韵律、反韵律)、层理类型(水平层理、斜层理、交错层理)、原油粘度、垂直渗透率与水平渗透率比值、渗透率、渗透率级差、毛管压力对水淹规律和剩余油分布的影响。得出的关于原油粘度是影响油层水淹特征最重要的因素;交错层理与斜层理水驱效果好于水平层理;沉积纹层控制剩余油的细微分布等结论,对于开采厘米级的剩余油有指导意义。     

东海平湖油气田油气藏特征再认识

通过对3D地震资料重新处理解释以及对已基本完钻的6口开发井资料的分析研究,对平湖油气田的油气藏特征作了进一步阐述.     

挥发油油藏在注气过程中的相态变化

根据气液两相相平衡热力学模型研究了某挥发油油藏在注天然气过程中油藏体系相态特征的变化规律。挥发油油藏注天然气 ,对原始油藏体系的相态会产生较大的影响 ,表现在P T相图上 :主要改变泡点线 ,而对露点线影响小 ;使气液两相相边界曲线向上方移动 ,临界点也相应地向左上方偏移 ;使泡点线抬高 ,气液两相相边界曲线变宽 ,气液两相区范围扩大。挥发油油藏注天然气 ,使油藏的饱和压力有较大幅度的提高     

大港段六拨油田网状河沉积及储层非均质性研究

大港段六拨油田孔一段枣0油组为网状河沉积。通过岩心和测井数据观察,分析了本区网状河沉积的特征,划分出网状河砂坝、网状河道、网状河叉道、河道间、天然堤和泛滥平原6种沉积微相,并分析了每种微相的沉积和平面展布特征。由于网状河沉积能量较小,岩性细,具有多旋回性,表现为较强的层内、层间非均质性。平面上储层非均质性主要受控于沉积微相。由于网状河相变快,所以本区储层平面非均质性较强。