高凝油砂岩油藏水淹特征分析

高凝油油藏由于油品性质的特殊,注水开发后有着与其它普通稀油油藏不同的水淹规律。以沈84块为研究对象,通过分析区块内不同开发时期取心井的试验资料及动态生产数据,研究其储层的水淹特征,建立了水淹层综合分析方法,提高了现场水淹层挖潜成功率。     

沈阳油田砂岩油藏注水开发配套技术

高凝油藏由于油品性质的特殊,注水开发后有着与其它普通稀油油藏不同的水淹规律.以中渗砂岩油藏沈84-安12块为研究对象,通过分析区块内不同开发时期取心井的试验资料及动态生产数据,研究其储层的水淹特征,建立了水淹层综合分析方法,提高了现场水淹层挖潜成功率.     

高凝油油藏高含水期产液调整时机及潜力分析

沈阳油田沈84-安12块为高凝油砂岩油藏,目前已进入高含水期,油藏稳产难度加大.经深入研究,提出了产液结构调整方案,确定了产液调整的实施原则,并对产液调整潜力进行了分析.从53口井实施产液调整的效果来看,中高渗透率砂岩高凝油油藏注水开发高含水期适时开展产液调整,可以达到较好的稳产效果.     

沈84-安12块特高含水期提液技术研究与应用

辽河油田沈84-安12块进入特高含水开发期,油藏剩余可采储量丰富,地层能量充足,储层物性较好,而区块常规措施措施效果差。在对提液可行性充分论证的基础上,通过对剩余油潜力分析,实施了以提液为主的水动力调整,区块开发效果得到了明显改善。区块日产油水平增加189t,含水上升率由3.7%下降为0,自然递减率由15.66%下降为4.81%,实现了区块特高含水期的高效开发。     

高凝油藏水淹层精细评价的分析处理方法

针对辽河沈84块沙三段高含水期高凝油藏储层水淹状况和特征，依据灰色系统油田开发分析方法及准则，利用测井、钻井取心、试油及有关地质资料，匹配、拟合和提取参数，分别以其特征性参数对高含水期油藏岩性、物性和水淹状况进行统计，提出和建立了精细评价高凝油藏水淹层的参数、标准、权系数和解释系统。通过该区沙三下174口井水淹层的精细评价处理，阐明了区块沙三下高凝油藏水淹状况及剩余油纵发布规律。还给出了该方法、软件的主要处理和实际应用的例子。     

沈84-安12块高含水期侧钻井实践

沈84-安12块已进入开发后期的高含水阶段,如何有效采出剩余油是提高区块采收率的关键.侧钻井是挖掘剩余油的重要手段之一,以油藏描述为基础,结合多年来侧钻井效果分析了沈84-安12块油井侧钻的潜力,并提出具体意见,对油藏下步开发工作具有一定的指导意义.     

沈84-安12块高凝油油藏冷伤害研究

沈84-安12块高凝油油藏经过多年的注冷水开发,已经受到不同程度的冷伤害,油藏结蜡现象明显,储层物性变差,驱油效率降低.以现场油藏温度监测和原油粘温特性分析为基础,结合微观模拟实验,对高凝油油藏的冷伤害进行了研究,并提出了油藏保护措施.     

水驱砂岩油藏高含水期单井动态分析及提液时机研究——以沈84-安12块为例

以辽河油田沈84-安12块为实例,研究了水驱砂岩油藏高含水期单井动态分析方法及提液时机的确定方法,通过对油井状态确认、单井潜力分析、注采关系研究以及三者之间联系,得出单井目前动态状况及最佳提液时机,为区块下步开发提供了指导。     

微生物+化学复合驱提高高凝油油藏采收率室内实验

针对高凝油油藏析蜡冷伤害、水驱采收率低的问题,运用微生物高通量测序分析、化学驱实验评价方法,利用岩心物理模拟与CT扫描等手段,提出了微生物+化学复合驱组合提高高凝油采收率技术,研制了微生物化学复合驱配方,该体系兼有化学驱大幅度提高驱油效率及微生物降低原油蜡质组分双重优点,最后通过物模实验优化了微生物与化学驱配方段塞组合。实验结果表明：微生物+化学复合驱较水驱提高驱油效率35.19个百分点,较单一化学复合驱可提高驱油效率7.27个百分点,单位质量聚合物增油量提高了1.16 t/t。该研究为高凝油油藏开发后期方式转换、提高采收率提供有效接替技术。     

应用多级分注技术提高高凝油油藏注水开发效果

为改善注水井吸水剖面，在注水井上应用多个封隔器和配水器，对不同的油层层段进行定量注水。该技术在沈84－安12块的应用表明，启动了新的吸水层，控制了高渗层吸水，提高了注水开发效果。对储层非均质性严重的注水砂岩油藏，多级分注工艺是改善注水井吸水剖面，提高油藏注水开发效果的重要手段之一。     

用灰关联分析法预测低渗砂岩储层的水锁损害

水锁损害会对油气井产能造成极大的影响，建立一种对水锁损害进行快速预测的方法十分必要，针对低不渗砂岩储层发生水锁损害的特点，选取一定数量的低渗砂岩岩心，较系统地评价了在不同的气测渗透率，孔隙度，初始水饱和度以及汪水界面张力条件下的水锁损害程度，采用灰关联分析法对低渗砂岩储层的水锁损害进行了评价和预测研究，并编制了相应的计算程序，灰关联分析实际上就是分析参考序列与比较序列间曲线几何形状，变化 趋势就越接近，灰关联分析步骤为，确定比较序列（子序列）和趋势就接近。灰关联分析步骤为，确定比较序列（子序列）和参考序（母序列）；数据规一化处理，求关联系数；求关联度，关联度按大小排序。结果表明，利用率该方法评价和预测低渗砂岩储层的水锁扣迪是可行的，对影响水锁损害的气测渗透率，孔隙度，初始水饱和度和油界面张力的4种因素分配是合理的，经验证，极较高的符合率，该方法中的数值计算程序均使用Fortran4.0在FORTRAN POWER STATION环境下编制而成，在实际应用中能较方便地利用该方法预测低渗砂岩储层的水锁损害程度。     

海上中高渗透率砂岩油藏油水相渗曲线合理性综合分析技术

为解决相渗曲线合理性分析的技术难题,从渤海油田大量的相渗曲线基础资料出发,通过分析相渗曲线的曲线形态,统计油相指数和水相指数分布范围,开展相渗曲线端点值与空气渗透率变化规律研究,并建立一套由"曲线形态分析法"、"油相指数和水相指数分析法"、"端点值分析法"组成的海上油田中高渗透率砂岩油藏相渗曲线合理性综合分析技术。应用结果表明,该项技术能够指导矿场技术人员分析相渗曲线的合理性,可确保油藏研究成果的可靠性,具有较好的推广应用价值。     

沈95块低渗高凝油藏压裂工艺技术研究及应用

针对沈95块油藏储层渗透率低、原油凝固点高的特点,开展了油藏精细描述、压裂层段优选、压裂液配方研究、支撑剂优选、优化压裂施工设计和压裂工艺研究,研究出适合沈95块高凝油特点的压裂增产工艺技术.该工艺现场应用10口井,施工成功率100%,有效率100%,平均单井初期日增油5.3 t,平均有效期186 d,累计增油7 228t.     

利用测井与地球化学信息判断储层水淹程度

分析坨2－1－检1803井密闭取心资料，发现岩石热解地球化学参数及常规测井信息与储层水淹程度有密切关系。借助神经网络技术，提出了利用测井、地球化学资料判别水淹层级别的新方法。该方法已在两口新钻井中成功地进行了全井预测。     

注冷水开发对高凝油油层伤害的初步认识

针对沈阳油田高凝油的渗流特征,利用存储式电子压力计、平行双管、新井地温测试等手段,实现对地温的监测.从物理模拟实验入手,从微观渗流机理出发,分析了冷伤害造成的危害,研究了高凝油在高于析蜡点和低于析蜡点的各个温度下的流动特性和驱油效率.得出了温度对高凝油的的流动特征、驱油效率的影响,以及温度与采出程度和含水率的关系.对高凝油油藏防治冷伤害具有一定的借鉴意义.     

特低渗透砂岩微裂缝分布研究方法探索

鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩成岩作用较强，孔径偏小、喉道偏细，是导致储集层物性变差的主要原因。研究认为，延长组储集层中存在的相对高渗透率区带与微裂缝关系密切。应用渗透率异常频率分析法，对储集层的微裂缝进行实例分析。渗透率异常频率分析法通过对一个地区(沉积体)储集层中大量岩心渗透率分析数据的统计，确定基质渗透率，岩心实测渗透率大于基质渗透率的即为渗透率异常，根据多井大量样品渗透率异常频率分析结果，研究其平面(或剖面)变化规律，结合区域应力场等相关资料，可以解释微裂缝的平面分布。对于研究低渗透、特低渗透砂岩储集层微裂缝分布规律，渗透率异常频率分析法是有意义的。图3表1参8     

低渗裂缝性高凝稠油油藏油井选择性堵水技术

针对牛心坨油田的储层特性、原油物性、出水特点,从堵水剂的选择、堵水剂成胶前与原油的流度比差异、成胶后强度、施工工艺、施工参数等多方面进行深入研究。研究认为,牛心坨油田因油水黏度差大、地层非均质性,导致裂缝诱导、注入水窜流,并研制出了适合该油田的选择性堵水工艺,现场应用2口井,取得了较好的增油降水效果。研究内容填补了国内外低渗裂缝性高凝稠油选择性堵水领域的空白,为同类油田的选择性堵水找到了切实可行的突破口。     

苏丹地区砂岩油藏衰竭式开发特征及影响因素

苏丹地区主要油藏类型为中高孔渗砂岩油藏,投产以来利用天然能量衰竭式高速开发,形成了以"稀井高产、大压差生产、延迟加密和注水、快速回收投资"为特征的天然能量开发技术政策。H油田、FN油田和P油田分别为强底水稀油油田、强底水稠油油田和层状边水高凝油油田,在苏丹地区具有代表性。3个油田的开发特征表现为稀井高产、采油速度高、稳产时间短,含水上升快、产量递减大,大段合采、层间矛盾突出和剩余油分布复杂等。结合实验室研究、现场动态监测和方案研究等手段对开发效果影响因素进行分析。结果表明:高采油速度有利于提高合同期采出程度和采收率;根据原油流度范围部署稀井网,结合合同条款确定加密单井产量下限值有利于实现技术经济优化;利用隔夹层阻隔底水可延缓底水锥进,实现底水油田有效开发;层状高凝油油藏推迟注水不影响合同期采出程度。     

"双高"期高渗砂岩油藏化学驱部署研究

针对锦16块储层非均质性较强，剩余油分布零散的特点，为保证其化学驱油效果，实现优化部署，重点开展了以流动单元研究为基础的精细地质特征研究，同时采用了岩心分析、测井、数值模拟、动态分析、油藏工程概算、微观驱替等方法，全面、细致地描述了试验区剩余油分布的规律及特点。在细致总结、吸取锦16块近30a注水开发取得的认识的基础上，运用数值模拟、类比等方法进行了优化部署研究，形成了一系列化学驱部署研究的相关技术，对辽河油区高含水期砂岩油藏化学驱研究发展有着重要的意义。     

低渗透高含水砂岩气藏产能评价

针对目前低渗透气藏气水同产井产能评价时遇到的问题,依据渗流力学中气水两相不稳定渗流的基本方程,采用气藏工程方法和改进的修正等时试井方法及热力学原理,并考虑井下油嘴节流及气体高速非达西和滑脱效应的影响,提出了低渗透高含水气藏的产能评价方法。该方法在理论推导的基础上,对气水两相广义拟压力和修正等时试井方法进行了改进,最后结合井下油嘴节流原理和气体通过油嘴时的滑脱效应方程,利用热力学方法和数值分析方法,求出气水同产井的产气能力及最大携液流量。根据模拟井数据,分别用传统产能评价方法和上述方法进行了计算,计算结果表明：传统方法的计算值偏高,而上方法的计算结果比较符合实际。这为低渗透高含水气藏下入井下节流器的气井的产能评价提供了新的思路。