阿北安山岩裂缝性油藏的周期注水开发

阿北安山岩裂缝油藏注水开发以后,由于裂缝窜流而使油田综合含水上升快,产量下降严重。为了更好地控水稳油,提高开发效果,在注水井调剖措施无明显效果后,首次在高含水井井组中实施结合化学调剖的周期注水－在注水初期进行注水井调剖,控制水窜,以更好地恢复压力。在周期注水的注水周期和激动量的确定上,采用了渗流力学理论和矿场动态资料相结合的方法,使得周期注水的注水期和停注期更为合理、科学。实施后,很好地改善了油藏     

阿北安山岩油藏储层分布发育规律及影响因素

本文借助于岩心观察，野外地质调查，电测曲线，岩心分析化验，试油试采等大量动静态资料，在储层特征、储层及产层分布发育规律等研究的基础上，分析了影响安山岩储层发育的主要因素，深入研究了影响单井产能的主、客观因素，得出对单井产能有较大影响的定量参数有储层厚度、物性参数及上覆地层腾一段厚度等，并就其与单井产能的定量关系进行了研究，将这一关系应用于生产中，指导油田的扩边挖潜及开发调整等工作，收到良好的开发效     

哈南阿尔善油藏微裂缝特征及其对开发的影响

哈南油田阿尔善储层发育构造微裂缝.经显微镜薄片观察,微裂缝的开度区间为10～30μm,延伸长度为 l～3 mm,面积密度为每平方毫米0025 mm.微裂缝是大裂缝的前奏,大裂缝发育区也是微裂缝发育区,微裂缝发育受控于断裂构造,与断裂及大裂缝同向,以NE向为主.经模型观察,双重孔隙介质模型的水驱油方式为裂缝-部分基质孔隙驱油.微裂缝对开发具有双重作用,一方面微裂缝可以改善基质渗流能力,另一方面微裂缝与大裂缝、断层形成断裂网络,对汪水产生不利影响.针对这一特点,在微裂缝发育区域,应采用周期性注水以期提高驱油效果.     

阿北安山岩油藏油层改造及增产措施

方法　根据阿北安山岩油藏开发井利用程度低、储量动用程度低、开发效率低等问题 ,开展单井产能影响因素及含油有利区带划分标准的拟订等多项综合性研究。目的　找出阿北安山岩油藏油层改造措施及应用原则。结果　按所选原则对阿北安山岩油藏进行油层改造后 ,提高了油田的动用程度 ,使阿 2井区上升为含油有利区 ,实现了主力含油区块高产连片 ,使该油田开发前三年以开发方案指标的二倍运行。结论　合理的酸化、压裂改造措施的选择及实施 ,不仅是本油藏提高开发效率的有利措施 ,同时也为安山岩油藏的增产改造提供了成功的范例。     

辽河盆地静北潜山油藏裂缝发育规律

通过岩心描述和三维有限元数值模拟，对静北潜山油藏裂缝的分布特征和发育规律进行了研究。该潜山主要发育北东、北西向系统裂缝和呈网状分布的非系统裂缝。前者是区内油气的主要渗流通道，具有与正断层相一致的分布样式；后者是主要的储集空间。裂缝的平均分数维D值1.44，连通性好，夹层中裂缝也较发育，该油藏整体上表现为块状特征。裂缝发育带呈北西西向展布，其发育程度受岩性、层厚和断层等因素控制。     

盐家砂砾岩油藏注水开发配套技术与应用

盐家砂砾岩油藏成层性差,层间连通性不确定,注水开发难度大.在注水开发前期,应用了多学科的技术手段,研究认识储层特征.开发过程中选取配套技术进行注采调整,累积产油80.9642×104t,采出程度达12.59%,其开发水平处于国内砂砾岩油藏开发的前列.     

裂缝性低落参透砂岩油藏注水开发动态特征

根据两江地区低渗透裂缝性油藏的注水开发实践，总结了裂缝性油藏注水开发的动态特征，揭示了注水开发过程中油井暴性水淹的规律性以及平面矛盾对同田注水开发效果的影响。     

天然裂缝性油藏注水开发综合研究

本文对斯普拉伯雷走向带低渗透、天然裂缝性油藏注水开发动态进行了综合研究 ,提出了基质渗透率高、裂缝强度大、高含油饱和度的区域是提高注水开发效益的关键。     

裂缝性储集层油藏的特征

本文研究裂缝性油藏在开发过程中遇到的若干问题，如压差在开发过程中的动态，酸处理对裂缝性储集层强化开采的影响，各种完井方法及开发层系的采油效果，开发过程对岩石变形的影响等。     

潜山内幕油藏裂缝发育段地震响应特征研究

裂缝发育段是潜山内幕油藏的主要储集空间,可靠地预测裂缝发育段的空间分布是实现该类油藏有效勘探开发的关键。近年来,中国石油辽河油田在兴隆台潜山内幕油藏勘探开发实践中,在勘探初期仅有少量探井的情况下,以裂缝岩心描述为基础,充分挖掘构造位置、地层岩性、裂缝特征、地震信息响应特征以及产能特征间的匹配关系,大大提高了裂缝发育段识别与预测的可靠性。基于以上认识,创新性提出地质地震统计学裂缝发育段评价与预测技术,把井眼的"硬数据"与三维地震资料"软数据"相互融合,建立起裂缝发育特征—地震反射轴特征—产能特征的耦合响应关系,实现了裂缝发育段的定性—半定量预测,有效地指导了潜山内幕油藏的勘探开发工作。     

油藏开发流体动力地质作用对储集层的改造

东濮凹陷濮城油田南区沙二上亚段2 3砂层组属中低渗透储集层，开发20余年，已进入特高含水开发期。依据该油田不同开发阶段的丰富岩心资料，在流动单元研究的基础上，研究油藏开发流体动力地质作用对储集层的改造。根据岩石薄片镜下观察和含油薄片压汞、铸体、扫描电镜、图像分析、计算机层析测试等分析，在综合含水达81％时，储集层中的游离、漂移颗粒约占300%，沿骨架颗粒(长石、岩屑等)的解理面、接合面的溶蚀产生次生溶孔，一些溶蚀后散落的晶屑成为地层微粒堵塞孔喉，方解石沿孔洞自生，石英次生加大，使原生孔喉网络复杂化，特高含水期形成许多不规则游离孔。在注入水长期浸泡和冲刷作用下。储集层的渗流参数总体变差，非均质性和亲水性增强，相对渗透率曲线的两相流跨度较小。图9表2参12     

用经济有效的配套技术开发好低渗透油田─—低渗透油田开发系列论文之三

由于低渗透油田的地质特征和开发规律，决定了在开发过程中，与中、高渗透油田的技术措施有显著的差别。对低渗透油田开发，在工艺技术部分突出研究和探讨了以下问题：1）低渗透油田的油藏描述重点是仔细研究地层裂缝，包括裂缝的生成、形态、展布、规模以及对流体渗流的影响。因为裂缝（无论是原生的或是人工压裂形成的）是控制低渗地层渗流的主要因素；2）油层保护技术对低渗透油田来说，必须贯彻于油田开发的全过程；3）因为低渗油田的注水费用和技术难度比中、高渗透油田大得多，应该慎重对待低渗透油田的注水问题；4）油层压裂改造是开发好低渗透油田最基本的措施以及尽早卡堵水的问题等。     

姬塬油田A区长6储层特征研究及开发效果评价

姬塬油田A区长6油藏位于鄂尔多斯盆地天环坳陷中-西部,为三角洲前缘水下分流河道沉积.发育长622、长631、长632三套含油砂体,单期砂体厚度薄(5～10 m),砂体呈北西南东向展布,砂体(油层)在纵向上、横向上连续性较差,且层间隔夹层多,属于长6超Ⅲ类油藏.2018年在该区开展小井距超前注水定向井试验,油藏整体开发效...     

和田河气田碳酸盐岩岩心裂缝分维数及与物性的关系

世界60％的油气可采储量赋存在碳酸盐岩储集层中,而我国已探明的碳酸盐岩油气储量还不到总储量的10％,研究碳酸盐岩储集层裂缝的发育和分布极其重要,研究表明,岩石的破裂过程具有随机自相似性,岩石裂缝的分维数反映其分形分布特征^[1-4],直接影响着岩石的力学性质和渗流能力,因此分形分析对裂缝性油气藏的勘探开发十分重要,和田河气田是塔里木盆地已发现的大型碳酸盐岩气田,奥陶系为主要产层,储集空间主要是裂缝也孔洞,笔者以该气田为例,尝试性地应用分形理论分析气田岩心资料,定量描述裂缝的发育程度,5寻找裂缝分维数与碳酸盐岩物性的关系,希望能对我国碳酸盐岩储集层研究和勘探有所帮助。     

安棚深层系储层裂缝对开发的影响及对策

安棚深层系特低孔特低渗砂砾岩储层主要发育高角度构造裂缝,其次还有顺层分布的成岩裂缝。构造裂缝主要有近东西向、北东向、北西向和南北向4组,其中以东西向裂缝最发育,其次是北东向裂缝,而北西向和南北向裂缝发育程度较差。但在北东向现今地应力作用下,北东向裂缝的开度最大,连通性最好,渗透率最高,是该区的主渗流裂缝方向。裂缝的发育程度影响安棚深层系特低孔特低渗储层的油井产能、油井含水变化和注水井吸水状况。开发井网与裂缝的不匹配是造成目前开发效果差的主要原因。针对该区裂缝的发育特征及其对开发的影响,可以将目前东西向井排的五点法面积井网转换为平行北东向主渗流裂缝井排方向的行列注采井网,具有较好的开发效果。     

构造应力场与低渗透油田开发

古构造应力场是控制天然裂缝发育程度与分布的极重要因素，现代应力场则影响天然裂缝的保存状况。现代应力场对低渗透油田开发的影响体现在：①一般与最大主压应力方向近平行的裂缝开度最大、连通性最好，与其近垂直的裂缝开度最小、连通性最差；②随着油田开发的进展，在围压不变的条件下，与最大主压应力方向近平行裂缝的流体压力下降和开度降低的速率最大（有可能成为无效裂缝），而与最大主压应力方向近垂直的裂缝开度和流体压力下降都相对缓慢（到一定开发阶段有可能成为对渗流起主导作用的裂缝）；③低渗透储集层可分为纯裂缝型、双介质型和孔隙型，它们的裂缝储渗作用不同，因此现代应力场对３类储集层剩余油分布的控制作用不同；④孔隙型储集层人工压裂缝延伸方向与最小主压应力方向垂直，纯裂缝型储集层人工压裂缝延伸方向与最小主压应力方向和先存天然裂缝方向均有关。在研究受古构造应力场控制的天然裂缝分布的基础上，结合现代应力场分布的研究，可以有效地指导制定低渗透油田开发方案、注水管理、水平井设计，并可预防油、水井套管变形。图１     

板桥—北大港地区深层碎屑岩储集层特征及影响因素研究

在黄骅坳陷的裂陷早一中期，于深盆区的凹陷陡坡带，斜坡带发育多种类型的砂体，如深水浊积扇，三角洲等，这些砂体的储集层发育规模较大，但埋藏较深，多数处在晚成岩Ａ２期，部分灰到晚成岩Ｂ期，按正常压实状况，应处于孔隙衰退至消亡带，储集层物性差，但在异常高压条件下，形成了深部储集层物性保护带，具有油气成藏的条件，本文对板桥一北港地区深部储集层的沉积环境，成岩演化，次生孔隙的分布和影响集集性能的因素进行综合分析，为深层（埋深３５００m）以下，有利目标的勘探提从论据。     

任丘潜山油藏剩余油的再聚集模式及分布预测

任丘潜山油藏位于冀中坳陷饶阳凹陷，为双重孔隙介质的底水块状油藏[1]，构造裂缝发育，产油层位是中元古界蓟县系雾迷山组，岩性以隐藻白云岩为主，颗粒白云岩次之，夹有泥质白云岩，。含泥质白云岩，储集空间可分成孔，洞，缝三大类，该油藏1975年发现，历经投产，高产稳产和产量迅速下降阶段，目前处于产量缓民递减阶段，在注水开发过程中，随着油水界面上升，油藏水淹体积加大，采液指数不断上升而要油指数不断下降，导致采油速率和产油量下降。     

低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律及开发对策研究--以磨溪气田雷-1气藏为例

识别低渗碳酸盐岩边底水气藏产水动态规律,为该类气藏有效控水防水提供依据,以四川盆地川中地区磨溪气田雷一¹气藏为例,开展低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律研究。结果表明:气藏产水主要由孔隙可动水、局部封存水和边水构成,其中局部封存水对气藏影响较小。气井生产普遍受到孔隙可动水的影响,几乎没有无水采气期,生产中水气比逐渐增大。气藏中区、东区边翼部位气井受到边水侵入影响。气藏边水沿层均匀侵入,气井距气水界面距离不同,水侵特征也不同。气井距气水界面越近,气井水侵特征出现的越早,水侵越活跃。根据不同产水类型的气井,针对性的提出了控水开发对策。     

下寺湾油田延长组长7段页岩油储层特征及勘探开发新突破

为了对研究区长7段几套烃源岩层系内的油气进行系统科研攻关,结合国内外现状及其地质特征,对烃源岩和页岩油进行了重新定义,将研究区长7段内的石油聚集统称为页岩油,并根据岩性组合等因素将其分为多期叠置砂岩发育型(Ⅰ类)、多期叠置砂夹薄层泥岩(页岩)型(Ⅱ类)、泥岩(页岩)夹薄层砂岩型(Ⅲ类)和纯页岩型(Ⅳ类)4种类型.通过岩...