萨中开发区高台子油层的水洗特征

以萨中地区高台子油层为研究对象,综合应用现场动静态资料、各区块的岩心资料,分析了高台子油层的水淹状况、吸水状况以及水驱控制状况,认为该地区油层水淹状况具有水洗层数较多、水洗厚度较大、水洗较均匀,厚、薄层都达到全层水洗的特点;高台子油层动用状况和水驱控制程度普遍较好,中区与南区高台子油层动用状况和水驱控制程度比其它区块好,从层系上看,细分层系开采地区的好于合采区。     

龙虎泡地区高台子油层沉积及成岩作用对储层物性的影响

本根据高台子油层详细的岩心观察描述，分析化验和试油资料，对龙虑泡地区高台子油层沉积特征及影响储层物性的因素进行了深入的研究，得出高台子油层以三角洲前缘相沉积为主，沉积作用与成岩作用决定了储层具中孔低渗特征的结论。     

英台地区高台子油层录井油水层解释标准的建立

为适应油田开发的需要,统计了英台地区高台子油层21口探井及开发井录井、测井及试油资料,建立了应用于本区块的录井岩心实物油层解释评价标准;并综合应用岩石地化热解分析资料、测井等资料,定性地建立了英台地区高台子油层录井油水层解释评价标准、图版.实际应用表明,图版精度较高,实用性较强.     

英台地区高台子油层录井油水层解释标准的建立

为适应油田开发的需要，统计了英台地区高台子油层21口探井及开发井录井、测井及试油资料，建立了应用于本区块的录井岩心实物油层解释评价标准；并综合应用岩石地化热解分析资料、测尊等资料，定性地建立了英台地区高台子油层录井油水层解释评价标准、图版。实际应用表明，图版精度较高，实用性较强。     

萨西油田古301区块萨尔图油层开发潜力研究

萨西油田古301区块主要目的层为葡萄花油层,其次是高台子油层,葡萄花油层和高台子油层平均有效厚度均为3.0 m,由于古301井区有效厚度薄、储层物性差、储量丰度低、分布范围小等特点,为改善萨西油田古301区块的开发效果,对萨尔图油层进行了重新认识和研究,挖掘其开发潜力,以达到提高经济效益的目的.     

萨北开发区油水同层测井解释方法

为了弥补三次加密井可调厚度小造成的产能不足,通过取心、试油、模拟射孔等方法研完认为萨北开发区油水同层具有一定的潜力。在分别对萨葡油层组和高台子油层组油水同层段储层的“四性”关系研究的基础上,应用按地质条件约束的数理统计方法建立了储层参数解释模型,并以渗流理论为指导,分析总结了2种储层产液变化模式,建立了研究区油水同层测井解释标准,应用符合率达到82．6％。补射偏油同层,在三次加密调整中可作为潜力补充,基本达到三次加密井产能设计方案指标。     

萨中高台子油层浅调剖的实践与认识

由于高台子油层小层多,隔层不明显,所以通过细分调整减缓层间矛盾及控制含水上升速度的难度都很大。南一区西部高台子油层应用浅调剖技术,通过精细选井选层,针对层间差异较大,且与之连通采油井含水上升过快的注水井,降低了中、高渗透层的渗透率,提高了低渗透层的吸水能力,改善了水驱效果,达到了稳油控水的目的。浅调剖技术在南一区西部高台子油层的成功应用,为整个高台子油层高含水期的稳油控水工作提供了实践依据。     

细分调整措施在高台子油层初见成效

高台子油层已进入高含水水驱开发阶段,注入水易沿着已形成的注水通道在高渗层单层指进,常规的注水井方案调整收效甚微.为了控制高台子油层含水上升速度,减缓产量递减,最大限度地挖掘剩余油,需采用细分调整措施,即尽量将油层性质相近的小层放在一个段内注水.细分调整以井区含水为依据,段内小层数、段内砂岩厚度、层间变异系数、单层突进系数以及夹层厚度对细分调整效果都有一定的影响.在高台子油层实施细分调整以来,有效改善了注水井区层间、层内吸水剖面,调整了注水结构,连通油井的油层动用程度有所增加.日产液量稳定,日产油增加18 t,综合含水率下降0.42%,沉没度稳定.同时,油井地层压力下降,异常高压层得到有效缓解.高台子油层细分后地层压力下降了0.46MPa,东西部地区层系间压力更趋向于平衡.图4表5参10     

松辽盆地龙虎泡地区高台子油层成岩作用研究

高台子油层为龙虎泡地区主要含油层,储层岩性以含泥粉砂岩为主。通过岩心观察和化验分析对其成岩作用研究表明:压实作用使原始孔隙减少,不利于储集空间的保存;胶结作用和溶蚀作用同步进行,早期胶结作用抑制压实作用强度,胶结物后期溶解可有效改善储层物性。根据蒙脱石、高岭石、伊利石等黏土矿物特征及演化阶段推断储集岩成岩作用已达到晚成岩阶段中期。另外,研究区高台子油层主要为三角洲前缘相沉积,岩石碎屑颗粒间孔隙被泥质充填,加之后期大量自生黏土矿物生成,使岩石碎屑颗粒间孔隙以小孔为主,孔隙结构复杂,沉积作用与成岩作用共同决定了高台子油层中孔、低渗特征。     

含聚合物污水回注对高台子组油层的污染研究

聚合物驱油提高了大庆油田原油采收率.但是,聚合物驱采出水的处理复杂、困难.通过将双15水和双30水以及含不同聚合物浓度的水样分别注入大庆油田高台子组油层模拟现场实验,根据对含聚合物污水回注前后的岩心分析和水质分析,研究了含聚合物污水的不同水样注入油层的污染情况.试验研究表明,双15水作为渗透率小于10×10-3～30×10-3μm2的油层注入水时,聚合物浓度应小于100 mg/L,作为渗透率大于60×10-3～90×10-3μm2的油层注入水时,聚合物浓度应小于200 mg/L.双30水不能作为渗透率小于10×10-3～30×10-3μm2的油层注入水,但可作为渗透率大于60×10-3～90×10-3μm2的油层注入水,聚合物浓度应小于50 mg/L.     

聚合物驱开发阶段对油层分类的认识

在总结水驱开发阶段以及聚合物驱开发初期油层分类模式的基础上,指出原有的油层分类方法已 经不能满足现有的精细油田开发设计的需要。因此,要发展聚合物驱条件下的精细地质研究。结合多年 的试验与研究,按照“长垣内部统一性、萨葡油层同一性、开发方式针对性、油层开采实用性”和“相 同注采井网、相同油层性质、相同注剂参数”的原则,提出了聚合物驱开发阶段油层分类模式,把萨、 葡油层分成三种类型,并分别提出相应的井网开发模式。     

萨中地区合理注采比研究

通过大量生产数据分析与计算,建立了萨地中地区各套系合理注采比预测模型,萨中全区合理注采比预测宜采用注采比与水油比法,萨葡层宜采用物质平衡法,高台子宜采用多元回归法,根据预油公司可得出一定似设条件下（定产,定压和定含水上升速度）今后两至三年注采比较变化规律,数模计算结果与注采比较件拟合结果基本吻合,表明本项研究建立的数学模型是可靠的,依据理论分析计算,给出一次,二次加密调速井及基础井网,确定了合理的注水匹配关系,提出了调整注采比和注采结构的建议,在生产实践中收到了较好效果。     

埕东油田泡沫复合驱先导试验污水对聚合物溶液黏度影响因素研究

油田污水配制聚合物易导致聚合物溶液黏度大幅度降低，严重影响了聚合物的应用效率和采油效果。以埕东油田泡沫复合驱先导试验区为基础，通过对油藏地质、地面流程及污水水质等系统的测试分析，开展了油田污水配制聚合物导致黏度损失严重的影响因素的研究。研究结果表明，聚合物溶液黏度损失主要发生在聚合物母液（清水配制）与污水混合处，主要原因是污水中的还原性物质与溶解氧在痕量金属离子的作用下发生氧化还原反应导致聚合物断链，黏度急剧下降。使用在污水与聚合物母液接触之前消除或最大程度减小污水中还原性物质及痕量金属离子的方法，可以降低对聚合物溶液的降黏影响。研究结果对于保证现场矿场的注聚质量和效果具有指导作用。     

含聚污水回注对储层损害机理研究

渤海某油田注水井注入压力高、酸化有效期短等问题突出。结合油田储层地质特征和注水开发历史,系统研究了清水与含聚污水清污配伍性、悬浮物组分、HPAM微观形貌与分子尺寸、注入水与岩心适应性等方面内容。研究表明：悬浮物堵塞是主要的损害形式,悬浮物为产出聚合物与污水处理剂、Ca2＋、Mg2＋等二价离子絮凝的产物,其次为产出聚合物与地层微粒形成的包络物,悬浮物中还含少量CaCO3和FeCO3沉淀。早期注清水导致储层发生强水敏损害,清污混注生成的CaCO3和FeCO3等刚性颗粒加剧了近井地带储层的堵塞程度,产出聚合物的絮凝沉淀等产物对储层深部形成堵塞,是导致注水困难和酸化效果较差的主要原因。     

胜坨油田高温高盐油藏超高分子疏水缔合聚合物注入试验

针对高温高盐油藏增加可采储量的需要,开展了超高分子疏水缔合聚合物驱油技术研究,通过矿场单井注入试验,考察了超高分子疏水缔合聚合物的增黏能力、污水适应性,评价了超高分子疏水缔合聚合物在高温高盐油藏中的注入性能及应用效果。单井试注矿场动态反应良好,注入压力上升了4.0MPa,增加了流动阻力系数,注水井吸水剖面得到改善,对应油井见到初步的降水增油效果,表明超高分子疏水缔合聚合物驱是适用于高温高盐油藏的一种提高采收率的新技术。     

聚合物驱注入方式敏感性研究

设计了6种不同注入方式,利用三维两相四组分聚合物驱模拟器,研究了在不同非均质类型、不同各向异性、不同转注时间情形下,聚合物驱油效益对注入方式的敏感性。一般来说,水驱效果愈差的油藏对聚合物注入方式愈敏感,对于纵向层内非均质油藏,正韵律比反韵律对注入方式更为敏感;对于平面非均质油藏,主流线高渗油藏比主流线低渗油藏对注入方式更为敏感;早转注聚合物溶液比晚转注聚合物溶液对注入方式敏感。     

聚合物驱新型污水处理剂的研制和应用

针对化学驱油技术应用过程中各类油田助剂的广泛使用,油田采出污水处理难度逐渐加大,污水水质逐年变差的特点,研制了适用于油田聚合物驱采出液处理的新型污水处理剂SCI-1。室内研究显示,污水中的化学耗氧量、金属离子、矿化度以及悬浮物和原油等因素对聚合物溶液均具有不同程度的降粘作用。通过分子改性技术,SCL-1药剂克服了聚合物驱采出污水处理中污水粘度高、乳化程度深、油水分离阻力大等技术难点。注聚合物区现场试验结果显示,污水处理剂SCL-1具有显著的综合处理能力,在油田注聚合物区具有很高的推广应用价值。     

THAI技术开发厚层稠油油藏井网参数优选

厚层稠油油藏原油黏度高、埋藏深、油藏流体流动性差、动用程度低,采用THAI(从端部到跟部注空气)技术可提高该类油藏的采收率。通过数值模拟对排状布井方式的井网参数进行优选,得出影响因素的敏感性强弱依次为生产井水平段长度、注气量、井距、注气井到生产井水平段端部的距离。在此基础上,进一步分析厚层稠油油藏中不同布井方式的开发效果。结果表明:随着燃烧前缘向前推进,生产井中会产生气窜通道;方案2VIHP的采油速度和采收率优于其他方案;层厚是影响热量传递的重要因素;垂直注气井的开采效果优于水平注气井。     

三塘湖盆地上石炭统原油流变性研究

三塘湖盆地上石炭统火山岩储层物性差,地层压力及单井产量低。通过对原油流变性特征的研究,认为原油运移时在储层的不同区域处表现为两种不同的流变性。在井口附近的区域内,原油的流变特征为牛顿流体,粘度值为一个常量,在剪切速率为10(1/s)下的粘度具有一定的适用性;在井口附近的区域以外,原油的流变特征为非牛顿流体,粘度值为一个变量,在剪切速率为10(1/s)下的粘度将会造成较大的偏差。油藏工程中需要考虑原油在较低剪切速率下的非牛顿流变性,准确的对油藏做出评价。     

大牛地气田保护储层钻井液技术

大牛地气田为低孔低渗砂岩气藏,自产能力低,如不采取全面系统的油气层保护技术,完井后气层基本无自然产能,压裂改造后,单井产气量也普遍较低.通过对储层特征和钻井过程中造成地层伤害的主要因素进行研究,探索出了一套针对大牛地气田的钻井液保护技术,主要包括:屏暂暂堵技术、钾铵基钻井液、两性离子钻井液、聚醚多元醇钻井液、改性天然高分子钻井液等.保护气层钻井液技术的应用,提高了机械钻速和井身质量,减少了钻井液对气层的浸泡时间,解决了井壁失稳、气层伤害问题,提高了气产量.其中,屏蔽暂堵技术对于裂缝性气层具有较好的保护能力;钾铵基钻井液对基质渗透率损害非常小,适合于裂缝不发育的开发井施工,在裂缝发育的区块应结合屏蔽暂堵技术对气层进行全面的保护;聚醚多元醇和改性天然高分子钻井液可以进一步推广应用.