特低渗油藏水驱后储层动态特征变化研究——以盘古梁A油藏为例

在注水开发过程中,由于注入水的长期水洗和冲刷等作用对储层物性、孔隙结构、润湿性以及油藏流体性质的影响,使注水开发后储层特征与原始储层特征存在差异。这种差异变化反过来又对注水开发及以后的采油可能产生较大的影响。因此,加强对注水开发储层特征动态变化的研究具有较重要的现实意义。本文通过探评井与检查井对比分析,核磁共振实验,注水开发模拟实验和铸体薄片鉴定、压汞实验、相渗实验以及真实砂岩微观渗流实验等方法,研究该油层注水前后储层物性的变化规律和流体分布特征,并从机理上分析了影响储层物性变化的因素。为后期三次采油提高采收率技术研究具有一定的指导意义。     

大路沟一区储层伤害及应对措施

从沉积相及构造的基础上,研究了该区块的储层特征;着重进行了储层敏感性实验,对注水过程中的储层损害的主要因素进行了分析,实验最终表明对于大路沟一区储层,盐敏和水敏在注水过程中造成的损害较为明显。进而,提出该区块保护储层的相应措施,比如高能气体压裂,小型酸化等措施。     

白豹地区长6储层潜在伤害分析

白豹地区长6储层属于超低渗储层,与已经规模开发的低渗储层相比,其岩性更致密、物性更差,更容易受到伤害,因而分析储层的潜在伤害可以为后期的科学开发提供依据。对储层岩石的扫描电镜照片、铸体薄片及流体化验结果等资料进行了分析,根据储层的多孔介质特性、敏感性矿物特性、流体性质预测了储层在开发过程中可能会出现的伤害。认为酸敏和速敏性伤害会成为主要的伤害类型,建议酸化作业时采用与储层相配伍的酸液并加入适当的添加剂。在后续的开采过程中,采油和注水的速度不宜过快。     

五里湾一区回注水与储层配伍性研究

靖安油田五里湾一区目前主要采用矿化度较低的清水作为注入水水源,而清水与储层的不配伍性造成油井见水后采液、采油指数迅速下降,采油速度降低,地层吸水能力下降,注水压力升高等问题,采用的酸化、低密度洗井及增产改造措施基本无效。另外,该区清水水源紧张,污水采出量大,直接排放会造成环境污染。针对以上问题,对该地区的储层特征、黏土矿物质量分数、岩心敏感性、注入水性质及注入水与储层配伍性对渗透率的影响等方面进行了实验研究。研究结果表明：清水与储层配伍性较差,注入后造成储层水敏损害,建议采用采出污水净化处理后回注代替清水,并在注水过程中考虑注入水的矿化度,同时可将油田注入水悬浮颗粒质量浓度和含油量的标准适当放宽到10mg·L-1以下。     

大庆油田注水开发后期储层性质变化研究

油田注水开发过程中,由于注人水的长期冲刷以及一系列注采工艺措施的实施,储层性质会发生显著的变化。通过实验研究水洗前后岩心微观、宏观参数的变化特征,结合油田生产实际,揭示了大庆油田注水开发后期储层参数变化规律及其机理,对油田开发后期剩余油分布研究和注采调整措施的制定具有指导意义。     

萨中萨零组油藏注水开发试验

萨零组油藏为中-低孔渗储层,储层中粘土矿物含量高,表现出强水敏特征。为了注水开发保护储层,对储层的伤害机理与防治措施进行了室内实验研究,通过大量的静态与动态模拟实验,说明了油田注入水对储层造成的伤害,并阐述了影响因素。考虑在注水过程中控制粘土矿物的水化膨胀和分散运移,稳定注水井的注入能力,对现场即将使用的多种粘土稳定剂进行了评价,优选出了与萨零组油藏配伍的粘土稳定剂,为萨零组的注水开发奠定了基础。     

注水开发储层的动态变化特征及影响因素分析

油田注水实践表明,注入水与储层发生强烈而持久的搬运和沉积等地质作用,对储层性质有较大的改变.文中从储层宏观参数、微观参数和渗流参数3个重要方面较详细地论述了注水开发过程中储层的动态变化,并主要从储层空间、流体性质和开发条件3个方面阐述了储层注水后动态变化的影响因素,并分析了储层动态变化的机理.这对深入理解储层注水时的动态变化规律以及运用这些规律更好地描述高含-特高含水储层性质、预测油水运动规律和剩余油分布具有重要指导意义.     

大规模压裂注水开发一体化技术在特低渗透油藏的应用

X油田特低渗透油藏储层平均埋藏深度2 300 m,平均渗透率仅为2.1 mD,在开发过程中多数断块单井日注水低于15 m3,采油速度低于0.3%,严重制约该类油藏的规模上产。为实现该类储层的有效注水开发,引入了大规模压裂技术,在对大规模压裂提高单井产量及缩小注采井距主要机理研究的基础上,进行了压后水驱动态模拟,确定了大规模压裂井具有初期产量高、注水受效快、见效后含水上升快的水驱开发特征。针对压后水驱开发特征,提出了“邻井错层、隔井同层”的压裂方式及压后提压与周期注水相结合的注水能量补充方法。研究表明:大规模压裂技术可使单井产量提高至常规压裂的2.0倍,通过压裂设计及注水补充能量方式的优化可使水驱采收率提高至26%,实现了特低渗透油藏的有效注水开发。     

周期注水实验及增油机理研究

为了认识周期注水改善水驱效果的机理,利用长岩心模型进行了周期注水室内实验研究,模拟了不同开发阶段、不同地层参数及不同注水方式下周期注水的采油过程,深入研究了不同孔隙结构类型储层实施周期注水改善水驱效果的机理,明确提出了周期注水的有利时机和影响因素。研究结果表明,促进地层压力波动,发挥上覆地层压力作用及地层和流体的弹性排油作用,同时增强压力场变化过程中流体层间交换的作用强度,这些是周期注水提高原油采收率的重要条件。     

288断块砾岩油藏注水过程中储层损害机理研究

288断块油藏为低孔低渗油藏,储层物性差,注水开发过程中出现注水压力升高快、吸水量下降的现象。综合利用储层岩矿分析、岩石物性测定、敏感性实验评价方法,分析了288断块吸水层储层损害机理。研究表明,288断块油藏储层的水敏性、速敏性和低渗透性是储层受损的内在因素,回注污水中硫酸还原茵严重超标、回注污水矿化度太低以及工作制度不合理是外在因素。针对性提出了预防注水井储层损害的措施和手段,提高注水井的吸水能力,保证油田正常注水。     

东河油田C_Ⅲ油组低渗储层的伤害及改造

东河油田CⅢ油组为低渗透油藏,层数多、单层厚度薄、黏土矿物种类多、物性差异大、非均质性严重。在钻完井、采油、注水、增产作业等过程中,储层污染严重,导致注水压力高、注水量低。分析认为储层岩矿组成复杂、孔喉结构差、敏感性强、岩石表面亲油、钻完井液流体以及不合理的增产工作液是储层损害的主要原因。针对储层特点及伤害机理,通过实验优选了（CH3OCH2CH2）2O溶解泥浆堵塞物,0.3%CTAB＋0.1%B-1改变岩石亲油润湿性、降低储层吸水压力,6%HCl＋6%SA602＋6%SA702多氢酸为主体的解堵剂体系。该体系的解堵率为85.8%,解堵后的岩石抗压强度伤害率为18.0%,对岩石骨架的伤害小。DH1-H15井的现场应用表明,多氢酸解堵酸化后的吸水指数从1.18 m3/（d.MPa）增至22.50 m3/（d.MPa）,解堵效果明显好于有机土酸和氟硼酸。图4表5参8     

低渗油藏注水能力下降分析及解决措施

低渗透油藏由于储层渗透率低和地层喉道小的原因,回注污水水质达不到低渗油藏注水标准要求,致使水井欠注。通过研究确定了污水对地层伤害的主要因素,制定了区块的注水指标。应用多种水质精细处理装置和污水处理配套技术,可以改善注水水质,以提高低渗油藏注水开发效果。     

草南超稠油油藏注蒸汽热采储层伤害及控制

分析了草南超稠油油藏的储层基本特征，探讨了该油藏在注蒸汽开采过程中水敏性、碱敏性、温敏性对储层的伤害，并提出了相应的储层保护技术。研究结果表明，在蒸汽驱过程中，由于温度的升高，碱敏损害更加严重，因此在蒸汽驱之前应对地层进行预处理，以防热采过程中所产生的粘土膨胀和分散运移对储层造成的损害。     

纯梁油田低渗透油藏伤害机理及解堵技术

纯梁油田多为低渗透油藏,突出的地质特征是油层多且单层薄、物性差、岩性复杂、非均质性严重,在钻井、完井、采油、注水、修井作业等过程中,油层污染严重,注采压差大,单井产量低.分析认为,纯梁油田储集层损害的因素主要有3方面:储集层物性、外来流体及不合理的改造措施.针对储集层特点及损害机理,研制出了低伤害综合解堵剂CJD)-1,室内性能评价及现场试验均表明,该解堵剂解堵效率高,具有深穿透特性,且对岩石骨架伤害小.该解堵剂已现场推广应用油井9井次,水井10井次,有效率为100%,有效期长(据2005年5月至2006年8月间资料统计,平均有效期在200 d以上),有效期内油井平均单井增油481.3 t,水井单井增注7 441.2 m3,增产增注效果显著.表8参17     

新疆油田超低渗透油藏注水开发储层损害研究

超低渗透储层由于其特殊的孔喉特性,在注水开发过程中对外来流体的悬浮物含量与结垢性等都有很严格的要求,如何在注水开发过程中降低储层损害与有效保护储层孔喉成为高效开发超低渗透油藏的关键。以新疆油田某区块为例,通过储层敏感性评价与注入水结垢分析,明确了注水开发过程中储层的损害因素。结果表明：该区块储层具有中等偏强的水敏、较强的盐敏以及中等偏强的碱敏性损害;混合注入水容易产生以Ca2＋为主的不溶性结垢,导致堵塞注水管线及储层孔喉。因此,超低渗透油藏在注水开发过程中,不仅要注重储层保护措施,更要严格控制注入水水质,从而有效地保护储层,为长期高效的开发奠定基础。     

江汉油田难注井降压增注工艺技术的研究与应用

江汉油田潜43油组属于低渗透储层,生产中注水压力高,严重影响了油水井的正常生产。通过研究潜43油组地质特征,分析储层伤害的各种因素,结合储层敏感性评价,认为油层在注水过程中发生伤害的主要原因为:注入水与地层水不配伍,产生沉淀和结垢;水质不合格,所含机械杂质堵塞地层。针对存在的问题,通过室内试验优选组合酸,运用降压增注工艺技术,较好地解决了注水压力高的难题,收到良好的效果,建议在相似油层上推广使用。     

二连低渗透砂岩油藏开发中的几点认识

二连油区的低渗透砂岩油藏已投入开发十几年,其年产量曾一度稳定在70×10⁴t 左右,其开发过程具有自身的特点,尤其是以“两南”油田为代表的多数区块,为了改善开发效果,实施过完善注采系统、细分开发层系、井网加密、强注强采、调水增油等措施,开展过储层伤害、裂缝分布、周期注水等方面的研究,目前已进人深度开发阶段。开发过程中取得了一些成功的经验,也暴露了一些开发问题。本文从油藏工程的角度,总结分析了该类油藏在注水政策、压裂与重复压裂、油层伤害、地层裂缝、井网部署与调整、稳产接替方式、低速低效区块的二次开发、经济效益以及新技术应用等方面的实践经验,讨论了开发中存在的一些问题,提出了一些新的认识,并指出了今后的工作方向,目的是更清楚地认识和解决油藏开 发中的某些问题,以期为该类油藏的合理开发提供参考。     

大王北油田低渗透油藏高效开发配套技术的研究应用

低渗透油田的高效开发一直是采油工程技术人员十分关注的重要课题。在总结渤南低渗透油田开发过程中存在问题的基础上，形成了适合大王北油田人52块低渗透油藏生产特点的6项整体配套技术，既大孔径、深穿透射孔完井技术、油井水与压裂技术、水力泵深抽技术、高压注水技术、水井增注技术和油层保护技术，充分发挥了低渗透油田的生产潜能，基本实现了该断块油田的高效开发。     

锦州9—3油田注入水适应性试验研究

用静态和动态方法研究了锦州9－3油田注入水与油层的适应性。结果表明,该油田以馆陶组地层水作为注入水水源时,注入水与油层水的相容性较好,与地层原油的配伍性较好,与岩石的配伍性不好。体积流量过量试验结果显示,当注入150倍孔隙体积注入水时,因粘土膨胀,渗透率下降达28％,若将馆陶组地层水作为入水水源,必须在注入水中加入膨剂以防止由于粘土水化膨胀而造成的地层伤害。     

新立油田低渗透砂岩油藏酸化技术

酸化是油气田增产、注水井增注的重要措施。针对新立油田低孔、低渗,富含黏土矿物等特点,在充分了解储集层特征和伤害机理的基础上,通过室内实验,研究出了适合该区低孔低渗砂岩油藏的2套酸液配方体系,该体系具有较高的黏土矿物溶蚀率,具有很好的缓速性能,能够达到深部酸化,从而实现对油气藏的有效改造,达到增储上产的目的。