马岭油田BS区延10油藏水淹层测井响应特征分析

马岭油田注水开发后期已处于多井、多层、多方向见水阶段,针对延9、延10油层组物性差、非均质性强等特点,对比已水淹新钻井与未水淹老井测井响应特征,总结出油层水淹后电阻率降低10~40Ω·m、声波时差略升高、自然伽马值降低、自然电位基线偏移等变化特征。研究成果为水淹层测井解释及把握油层水淹后的变化趋势提供了理论基础和实践经验。     

鄂尔多斯盆地马岭油田延10油层组油气运移特征与机理

对鄂尔多斯盆地马岭油田延10油层组原油充注点和运移方向、期次、通道及动力进行了研究.结果表明,马岭油田延10油层组不同原油样品中咔唑类化合物异构体分布特征,反映了延10原油具有3个充注点,原油运移方向主要是向南东方向和向北西方向运移;纵向上是由下向上,即从延10以下层位向上运移的方向;油藏储层包裹体均一化温度分布特征反映了油气经历了两次运移期和充注期;研究资料显示马岭油田延10油层组原油运移通道在纵向上主要是河道深切谷,横向上为连通的多分支河道;油气运移的纵向动力主要为毛细管力和剩余压力.并且对延10油气运移机理进行了探讨.     

北小湖油田油层冷伤害实验研究

对北小湖油田高含蜡高凝固点原油析蜡对油层产生的冷伤害进行了室内驱替实验,实验结果表明,当油层出现冷伤害后,岩心的残余油饱和度增加,驱替效率大幅度降低,且油水的渗流阻力同时增加,建立了单井温度场数值计算模型。并对北小湖油田注水井温度场进行了计算。结果表明,注入流体的温度越低,冷伤害越严重;注入速度越大,冷伤害范围越大,且油层部位一旦被水淹,温度将迅速降低,之后随注入时间的增加逐渐趋于地层温度。     

北小湖油田油层冷伤害实验研究

对北小湖油田高含蜡高凝固点原油析蜡对油层产生的冷伤害进行了室内驱替实验 ,实验结果表明 ,当油层出现冷伤害后 ,岩心的残余油饱和度增加 ,驱替效率大幅度降低 ,且油水的渗流阻力同时增加。建立了单井温度场数值计算模型 ,并对北小湖油田注水井温度场进行了计算。结果表明 ,注入流体的温度越低 ,冷伤害越严重 ;注入速度越大 ,冷伤害范围越大 ,且油层部位一旦被水淹 ,温度将迅速降低 ,之后随注入时间的增加逐渐趋于地层温度     

低伤害油基压井液的研制

介绍了一种新型的低伤害油基压井液的合成方法，及其在油田采油工艺中的应用前景。     

水基压裂液的储层伤害机理实验研究

运用核磁共振技术从微观角度系统分析了水基压裂液对储层的不同伤害机理。结合常规流动实验,提出了一套评价压裂液对储层伤害的综合性实验方法,建立了每种伤害机理与伤害程度间的对应关系。实验研究结果表明,压裂液渗入岩心后均会不同程度地造成岩心内束缚水增加、可动水滞留以及固相大分子物质的吸附,从而引起储层渗透率降低,并且对于不同渗透性岩心其伤害规律大不相同,较低渗透率岩心的伤害率比较高渗透率岩心的伤害率普遍要大。     

马岭油田长期注水对油层孔隙结构的影响

通过室内试验并结合现场资料的分析。对油层经长期注水冲刷后孔隙结构的变化进行了研究。研究结果表明：马岭油田经长期注水开发，油层水洗后油层物性明显变差，渗透率平均下降了12.96%，孔隙度下降了0.44%，引起水洗油层变化的主要因素是：油层含有敏感性矿物，孔隙结构的非均质性，以及外来流体矿化度的变化。     

多层水驱油实验在桥口油田开发中的应用

针对桥口油田非均质油藏地质特征，以室内实验为基础，对多层水驱油状况进行研究．结果表明，由于油层自身物性不同，多层系油藏层间动用程度差异较大．在开发实践中，通过合理地细分开发层系，改善注水结构和采取适当的工艺措施挖掘薄差层潜力，可以有效地改善层间吸水状况、扩大注入水波及体积，增加水驱动用储量，提高了油田的最终采收率．     

镇泾油田长6和长8油层组储层特征及伤害因素分析

通过对鄂尔多斯盆地镇泾油田上三叠统延长组长6与长8油层组储层的岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构特征、成岩作用及储层物性的研究,结合X-射线衍射分析、扫描电镜和储层敏感性试验结果,分析了长6、长8储层的伤害因素。结果表明,研究区长6、长8砂岩主要为低孔、低渗的中细粒长石砂岩,其孔喉类型为细孔—小喉型。砂岩填隙物中的黏土矿物是造成储层敏感性伤害的主要因素。砂岩的成分成熟度及结构成熟度较低、孔隙喉道细小以及成岩作用中的压实作用和胶结作用都是降低储层的孔隙度和渗透率的因素,也是储层伤害的因素,因此要加以防范。     

定边油田新安边油区延9油层储层特征研究

根据新安边油区现有资料的收集、分析、研究,结合本油区前人所做的基础工作,通过对延9油层组储层岩石学特征、成岩作用等研究,分析新安边油区物性特性以及影响储层物性的主要因素等.研究表明延9储层物性较好,主要为一套中孔-中渗储层.     

水驱油藏含水率及采出程度相似理论研究

为使模拟实验结果更好地应用到油田,为油田开发方案提供理论指导,应用相似定数法导出了水驱油藏相似准则,经相似变换建立了采出程度和含水率相似准则。利用数值模拟方法对各相似准则进行了敏感性分析,利用相似理论函数论对敏感性较强的相似准则进行了研究。结果表明,水驱油藏采出程度及含水率同各相似准则之间满足乘积关系。根据此关系建立了水驱油藏含水率与采出程度的经验关系式。关系式中引入了相渗经验系数以消除模型与原型相渗差异。物理模拟实验与数值模拟结果的对比表明,所建立的经验关系式可以满足油田实际应用。     

非均质油藏水驱后剩余油分布实验研究及潜力评价

为更好揭示非均质油藏水驱后剩余油分布规律和动用条件,在冀东油田非均质性强的不同区块中,通过改进电阻率测试含油饱和度的方法,研究了影响电阻率与含油饱和度对应关系的主要因素,开展了在不同非均质性岩心中水驱后聚合物驱的不同位置含油饱和度对比实验。结果表明:渗流速度对饱和水的岩心电阻率曲线影响不大;地层水矿化度对水驱中岩心电阻率影响较大,矿化度从1 629 mg/L增加到3 847 mg/L时,岩心电阻率下降了10~10~2数量级;在矿化度一定条件下,渗透率越低,喉道间彼此连通的概率越小,宏观上的岩心电阻率越高;对于纵向非均质油藏,水驱后开采潜力区域为正韵律分布下中渗层的远井地带和低渗层;且随非均质程度的增强,水驱后该区域开采潜力越大;对于纵向非均质油藏水驱后聚合物驱,使高渗层的含油饱和度从0.55~0.58降低到0.28~0.38,使中渗层含油饱和度从0.87降低到0.58~0.63,降低幅度为33.33%~49.09%;使低渗层的含油饱和度从0.92~0.95降低到0.66~0.83,聚合物驱能很好的携带中高渗层的残余油滴,对低渗层远井地带动用效果较差。     

聚合物驱采油污水增黏稳黏剂SC的研制

针对影响污水聚合物溶液初始黏度和稳定性的主要因素,从消除或降低其对聚合物溶液影响的角度,研制开发出了既能较大幅度提高聚合物溶液初始黏度又能使黏度保持相对稳定的采油污水增黏稳黏剂SC.孤东油田采油污水经SC处理后配成1500mg/L聚合物溶液,初始黏度提高38%以上,略高于清水配母液污水稀释聚合物溶液,40d后的黏度比污水、清水聚合物溶液分别高出85.9%和61.2%.SC处理采油污水后可以代替清水配制聚合物溶液.     

普通稠油油藏水驱转热采井网优化研究

水驱普通稠油油藏开发后期由于物性差异开发效果差别较大,地层中已形成稳定的流线场,加密对开发效果难有较大改善.结合胜利油田实际区块营8断块注水开发已进入中高含水采油期的实际情况,通过建立油藏数值模型,结合数值模拟和油藏工程综合研究,找出剩余油分布规律,研究水驱普通稠油油藏开发后期转热采井网优化方式等方面的问题.在综合考虑开发效果的基础上,得到对普通稠油油藏进行井网抽稀可改善开发效果;不同井网优化方式下五点法稀井网的最终采收率最高;水驱普通稠油油藏转热采在含水80％时进行井网优化效果较好等结论.研究结果可为目标区块以及同类区块的有效开发提供技术依据.     

砾岩储层不同润湿性水驱油微观仿真实验研究

根据砾岩油藏岩石的复杂孔隙结构,在玻璃片上制作透明的微观玻璃平面模型,并对其作不同润湿性的处理后进行水驱油实验,来分析油层内油水界面的状态、剩余油的分布规律以及水驱油规律。实验表明:(1)油湿与水湿的模型在油水分布平衡条件下,其微观孔隙内油水分界面凹凸方向相反;(2)微观孔隙结构中,细小孔道、流向垂直孔道、大孔道的壁面、盲孔这四种典型的孔隙结构极易形成剩余油;(3)亲油性油层的驱油效率比亲水性油层的低。     

水驱后天然气-水交替非混相驱开发效果影响因素分析

针对研究区块的地质及开发特点,建立了典型剖面模型,在压力体积温度(PVT)实验和相态拟合的基础上,应用数值模拟技术,对影响水驱后天然气水交替非混相驱开发效果的主要因素进行了分析。结果表明,转气驱时机、段塞尺寸、气水段塞比、注入速度等因素对于改善开发效果均存在最佳取值,现场应用时要综合考虑这些因素的影响。该区块最佳转气驱时机为注水0.4Vp(总烃类孔隙体积)后,最佳注入段塞尺寸为0.05Vp~0.1Vp,最佳气水比为1∶1,合理注入速度为30~45 m3/d,建议注气时各油层全部射开。     

水驱油田采收率与注入孔隙体积的定量关系

采收率是评价油田开发效果的重要标准.通过对胜利油区不同油田多块岩心驱替试验结果的分析,发现采收率ER与注入孔隙体积倍数nPV存在定量关系,从丙型水驱曲线出发结合注采关系和驱替试验数据得出ER-nPV关系式,并分析ER-nPV关系式中系数的物理意义.对岩心驱替试验与现场生产数据回归曲线以及孤岛试验区聚合物驱前后ER-nP...     

低渗透油田超前注水增产机理研究

超前注水在低渗透油田开发实践中,相对于同步注水和滞后注水,已显示出其优越性,但目前在超前注水增产机理方面的研究还不够深入.在前人研究基础上,针对不同类型低渗透储层特性,推导出超前注水相关的一些经验公式和理论模型.从推导出的理论模型可以看出,超前注水可以增加低渗透储层驱替压力梯度,降低初期含水,提高单井产量和降低油田产量递减率.研究结果可为低渗透油田超前注水技术提供理论指导.     

黏土固结过程中结合水对粘滞系数影响研究

渗透系数作为土的基本力学指标参数,是孔隙比和粘滞系数的函数,为了研究黏土中结合水对粘滞系数的影响,开展固结试验得到各级压力下的渗透系数与粘滞系数,并由高速离心机分离试验定量测得结合水量。结果表明固结压力增大,孔隙比减小,渗透系数随之减小,由渗透系数计算公式反算出动力粘滞系数,随固结压力增大而线性增大。压力较小时,结合水量变化较小;自由水减少到一定程度变为结合水排出为主。结合水排出会导致结合水膜厚度变薄,粘滞系数随结合水膜厚度减小而线性增大。所以,对于结合水含量较高的黏土,固结压缩过程中存在结合水排出现象,计算渗透系数时需考虑结合水膜变薄导致粘滞系数增大进而对渗透系数产生的影响。     

缝洞单元注水驱油可视化物理模拟研究

为了研究缝洞油藏注水驱油机理,以及注采参数对注水开发效果的影响,采用可视化物理模拟的方法研究了注采井位、注水强度对缝洞型油藏剩余油分布、含水率、采收率的作用机制。同时进行了单相物"理模拟实验和注气提高采收率实验。研究发现:注采井位对水驱油效果产生明显影响,底部注水的采收率高于顶部注水。低流速范围内,无论注水井位置如何,重力对油水置换都起到积极的作用。在一定的流速范围内,注入速度越大,注入压力越大,生产井见水略早,含水采油期越长,采收率越高。单相物理模拟实验,在低流速范围内注入压力与注入速度成线性关系;在高流速范围内注入压力与注入速度成非线性关系。研究结果表明:注气可以有效地驱替缝洞中的剩余油,特别是对阁楼油和绕流油效果显著。