胜坨油田二区沙二段83层储层润湿性变化及对开发效果的影响

胜坨油田二区沙二段80层经过数十年的注水开发，已进入特高含水开发阶段，储层润湿性发生了很大的变化。利用不同含水开发阶段检查井岩心分析资料及物理模拟和数值模拟等技术手段，研究了储层润湿性的变化规律，揭示了储层润湿性变化的机理，分析了润湿性变化对开发效果的影响。研究表明，长期注水冲刷使储层润湿性由弱亲水转变为亲水，而且随着含水率的上升，其亲水性逐渐增强；注水过程中束缚水剥蚀力和界面收缩力的增大是储层润湿性变化的主要原因；储层亲水性增强有利于剩余油的采出和最终采收率的提高，使开发效果变好。     

胜坨油田两期成藏地球化学特征及成藏过程分析

对东营凹陷胜坨油田的成藏期次和成藏过程进行了研究,结果表明,东营凹陷北部陡坡带具有两期成藏的地质条件,例如北部胜坨油田就经历了早期(东营组末期)的油气聚集、破坏和晚期(明化镇组时期)的油气再聚集、调整的过程;胜坨地区各含油层系中原油物性、生标特征及油源对比结果为该两期成藏提供了直接的地球化学证据。认为胜坨油田两期成藏对油气储量分布具有明显的影响。     

应用模糊综合评价方法评价断层封闭性--以胜坨油田坨28断块为例

分析了影响断层封闭性的7种主要因素,综合考虑这些因素对断层封闭性贡献的大小,采用模糊数学方法对断层封闭性进行定量评价,建立了断层封闭性模糊综合评价数学模型。运用该模型对坨28断块内7条断层在沙二段的封闭程度进行了评价,评价结果与注水开发效果吻合较好,证明该方法可信。     

基于构型单元的储层质量分布模式——以胜坨油田二区沙二段8砂组厚层河口坝砂体为例

以取心井岩心、薄片、扫描电镜、测井资料及生产动态分析为基础,采用“垂向细分”、“侧向划界”以及“平面组合”的思路,针对胜坨油田二区厚层河口坝砂体,按复合河口坝、单一河口坝及单一河口坝内部增生体3个层次进行构型单元的逐级解剖,在此基础上探讨了基于构型单元的储层质量分布模式。研究结果表明,不同构型单元内部储层参数分布规律分异性较强。Ⅰ类和Ⅱ类储层主要分布于河口坝主体,Ⅲ类储层多分布在河口坝侧翼以及河口坝内部夹层的遮挡区,Ⅳ类储层则集中分布于席状砂。此外,结合生产动态数据等探讨了注水开发过程中不同构型单元内储层参数的动态变化特征。其中,储层孔隙度随注水开发的进行总体趋势是增大的,但变化幅度不大。坝主体孔隙度增幅最大,坝侧缘次之,席状砂基本不变。储层渗透率的趋势既有增大、又有减小。随注入水的不断冲洗,坝主体等高-特高渗储层有效渗透率升高,坝侧缘、水下分流河道等中-低渗储层渗透率降低,席状砂等低渗储层基本不变。储层孔隙度增加幅度较渗透率小得多。从低含水到特高含水阶段,不同构型单元的粒度中值都有所增大,泥质含量均降低。     

粘土胶SMD的注入特性与地层渗透率的关系

通过测定不同渗透率均质填砂模型注入粘土胶SMD的压力随注入量的变化,将SMD在地层的注入特性概括为3种情形,随渗透率增加,SMD的作用逐步由渗滤面调剖向溶部调剖再向驱油转化,基于该结果,用地层的不均质性导致SMD沿高渗透层突进解释了现场试验中的驱油效果及油吉出胶现象,在填砂模型实验中使用添加高锰酸钾的紫色水溶液和添加碳粉的SMD,证实了如下情况：SMD对高渗透层的封堵强度弱,对中低渗透层产生堵塞,窜胶以后地层形成SMD窜流层,导致注入水和SMD的波及系数降低,二次窜胶时间缩短,这一结果与现场注胶试验过程相符。     

油井压裂工艺措施经济界限图版的建立及应用

胜坨油田、宁海油田的一些深层隐蔽型油藏,渗透率低,油层埋藏深,开发效果不理想.运用压裂工艺改造这些油藏,可改善其开发效果、控制递减.由于压裂工艺的复杂性和昂贵的作业费用,为减少不必要的投入,提高单井措施效果,建立并运用油井压裂工艺措施经济界限图版,减少无效的作业,进一步促进了现代油藏经营管理水平的提高.     

高含水期油井出砂预测模型的研究与应用

对取心井测井数据和岩心三轴试验岩石强度数据进行了分析,得到了油层砂岩强度与声波时差、井深的回归关系式。以岩石破坏准则为基础,采用岩石力学的理论和方法,建立了射孔完井临界出砂预测模型。通过孔道出砂预测模型的计算,得到了油井出砂时的临界生产压差和临界产量。该模型预测的结果可用于判断新井投产出砂和目前生产层位出砂的状况。对胜坨油田3口不同区块的生产井进行了计算,预测准确率大于82%,计算结果对该油田高含水开发后期开发方案的设计有指导意义。     

分层多种示踪剂井间监测技术在坨11南断块的应用

简介了题示示踪剂井间监测技术的原理、示踪剂用量设计及所得资料解释方法。在胜坨油田11南断块沙二8砂层组,相隔22或23天,将3组不同的非分配型 分配型示踪剂分别注入3-9-271注水井的沙二81、沙二82、沙二83层,在周围生产不同层位的9口采油井进行监测。以沙二81层为例说明示踪剂产出浓度曲线拟合效果较好。监测资料表明沙二8层的平面和纵向非均质性均较强,有几口井内有窜槽现象。由监测资料确定了3个小层的主要水驱方向。通过监测数据的综合解释,得到该井组的井间高渗层渗透率、厚度、喉道半径、主流通道、波及体积及系数等储层参数,表明井间主流道均为长期注水冲刷形成的高渗层。井区非均质性强,83层尤其突出。根据综合解释结果修正地质模型,应用示踪数值模拟方法,得到了井组3个小层的剩余油饱和度分布图。图6表5参3。     

胜坨油田高温高盐油藏强化聚合物驱油体系的性能评价

胜坨油田地层温度大于80℃、地层水矿化度大于20000 mg/L、地层水钙镁离子大于500 mg/L,非均质性强。根据该油藏特点,室内研制了强化聚合物驱油体系,在超高分疏水缔合型聚丙烯酰胺中加入聚合物强化剂。结果表明,强化剂加量由0增至2500 mg/L,驱油体系的表观黏度由7.8增至42.9 mPa·s,黏性模量由120增至315 mPa,弹性模量由0增至106 mPa。在模拟胜坨油田条件下,强化聚合物驱油体系（超高分缔合聚合物、强化剂质量比4:1）老化60 d的黏度保留率为85.5%,好于改性聚丙烯酰胺（GXPAM）（66.2%）,热稳定性良好。在非均质岩心中注入强化聚合物驱油体系（2500 mg/L）,高渗模型产液百分比由98.5％逐渐降低,最低值为32.7%;低渗模型产液百分比由1.5%逐渐增大,最大值为67.3%;后续水驱1.0 PV时,高渗模型产液百分比为58.5%,低渗模型的为41.5%,岩心非均质性得到明显改善。岩心渗透率级差分别为1:5和1:3时,强化聚合物驱油体系的采收率增幅为26.0%和10.9%,GXPAM的为14.8%和7.1%。强化聚合物驱油体系的驱油效果明显优于GXPAM,并且在高渗透率级差下的驱油效果较好。     

乙醇胺与胜坨油田坨28 区块原油活性组分 相互作用对动态界面张力的影响

为明确胜坨油田坨28区块原油中活性组分与有机碱乙醇胺间的相互作用对动态界面张力的影响,采用SARA四组分分离方法对坨28区块原油进行分离,获得饱和分、芳香分、胶质和沥青质等组分;利用醇碱萃取法获得酸性组分;通过旋转滴界面张力仪测定了乙醇胺与坨28区块原油活性组分模拟油间的动态界面张力。研究结果表明:酸性组分是原油的主要活性组分,其质量分数及结构对有机碱与原油间界面张力的行为具有关键性影响,体系动态界面张力的最低值可达10-2m N/m数量级;酸性组分质量分数越大,低界面张力维持时间越长。对于坨28区块原油,与乙醇胺作用的难易顺序为:酸性组分最强,胶质次之,沥青质、饱和分和芳香分与之作用比较微弱。