大庆低渗透油田扶余油层超前注水实验

为研究大庆低渗透油田扶余油层超前注水过程中渗透率级差对采收率的影响和超前注水开发效果不佳的原因,通过人造长岩心超前注水驱油室内模拟实验,确定了合理地层压力水平和渗透率级别对采收率的影响程度。结果表明:大庆油田扶余油层超前注水过程中,合理地层压力水平应当保持在原始地层压力的120%左右。在合理地层压力保持水平下,超前注水较同步注水初期产油量高,采油速度高,无水采油期短,且对含水率上升具有一定抑制作用;同时,超前注水实施过程中,储层渗透率越低,超前注水对采收率提升的效果越好。     

用模型组合实验研究注水油层驱油效率的变化

为解决油层注水时层间非均质性对油田开发的影响 ,用油层岩心制作的真实砂岩微观组合模型实验 ,研究了注水对油层驱油效率的变化情况。实验表明 ,在合并注水层段中高、低渗油层驱油效率的变化规律为 :随注水的继续 ,好油层驱油效率越好 ,差油层驱油效率越差 ;非渗透性夹层的存在能控制注入水的层流性 ,对提高驱油效率有益。探讨了在透镜状砂岩体不同部位注水时驱油效率的特点 ,认为在透镜状砂体边部注水、中部采油 ,高于中部注水、边部采油的驱油效率     

分层注水技术在长6油藏开发中的应用

长6油藏在不同方向的物性差异、层间矛盾、层内矛盾十分突出,在注水过程中的单层突进和舌进现象十分明显,导致注入水推进不均匀.为了解决这些问题,改善吸水剖面,稳定油井产量,在长6油藏采取了进行分层注水措施.应用结果表明,分层注水可使长6油藏吸水剖面明显改善,吸水状况良好,有效地解决了剖面上吸水差异.同时分层注水可使长6油藏对应油层得到充分的能量补充,对应油井逐渐收效.     

油田分层注水智能控制系统设计

油井的地下油层大多有多个,每层的地质物理条件差异很大,而且每个油层都是独立、封闭的储油体,这是由形成油层的地质条件不同造成的。就同一注水井而言,以同一压力注水,某些层段可能大量进水,某些层就可能进水少甚至不进水,导致不进水的油层里的油驱替不出来,造成采油死区,使产油量下降。为了使各油层注水注量合理、注水均匀,提高各油层...     

喇嘛甸油田特高含水期长期停注油层恢复注水做法及效果

本文从注水井油层长期停注原因入手,对停注层目前注采关系及剩余油分布特征进行分析,利用监测油水井动态特征、储层精细描述等成果,采用动、静态结合的方法,分析停注层恢复注水潜力,对潜力层进行了合理恢复注水,总结了停注层恢复注水的有效方法,在提高注入水的利用率的同时,充分挖掘剩余潜力。     

松辽盆地南部海坨子地区油气成藏研究

松辽盆地南部海坨子地区扶余油层与萨尔图油层中有机包裹体有较大差异。扶余油层中有机包裹体量多 ,个体大 ,早期和晚期有机包裹体发出强的黄色荧光 ;萨尔图油层有机包裹体丰度不高 ,个体都较小 ,早期和晚期有机包裹体发出弱的浅黄色荧光。这说明萨尔图油层的烃类成熟度比扶余油层的烃类成熟度高。海坨子构造主要发生过两次成藏过程 ,早期在嫩江期末 ,晚期发生在明水期末至第三纪。扶余油层和萨尔图油层的油气来源不同 ,前者油气主要来自海坨子构造青一段烃源岩 ,后者主要来自乾安凹陷青山口组烃源岩。     

扶余油层河湖频繁交替的比较沉积学依据

对松辽盆地下白垩统泉四段扶余油层检查井岩心及测井剖面观察发现,扶余油层沉积环境快速多变,灰绿色、紫红色泥岩交替出现,隔夹层稳定分布,在油层上部采收程度较高的情况下,油层下部出现了未动用油层。总结扶余油层的岩性、沉积相变化,发现其沉积环境与现代鄱阳湖沉积类似,两者都具有湖泊相、河流相沉积频繁交替出现的特点。将扶余油层与现代鄱阳湖进行比较沉积学研究,对比了扶余油层与现代鄱阳湖的沉积特征,提出扶余油层为与鄱阳湖沉积环境相类似的河湖交替相沉积的观点。     

松辽盆地南部海坨子地区油气成藏研究

松辽盆地南部海坨子地区扶余油层与萨尔图油层中有机包裹体有较大差异。扶余油层中有机包裹体量多，个体大，早期和晚期有机包裹体发出强的黄色荧光；萨尔图油层有机包裹体丰度不高，个体都较小，早期和晚期有机包裹体发出弱的浅黄色荧光。这说明萨尔图油层的烃类成熟度比扶余油层的烃类成熟度高。海坨子构造主要发生过两次成藏过程，早期在嫩江期末，晚期发生在明水期末至第三纪。扶余油层和萨尔图油层的油气来源不同，前者油气主要来自海坨子构造青一段烃源岩，后者主要来自乾安凹陷青山口组烃源岩。     

镰刀湾油田长6油藏注水开发效果分析及井网调整浅析

随着油田大发展的需要,长4＋5、长6、长8作为公司的主力油层,日益受到重视,但随着油层物性的逐渐变差,注水开发过程中微裂缝开启,油井液量低与注水不见效、裂缝型见注入水的矛盾也日益突出,本文依据镰刀湾油田长6油藏的地质特征和注水开发效果评价,分析了超低渗透储层有效驱动体系、裂缝储层水驱油特点,以提高裂缝性油层有效动用为核心,提出了线状注水及井网加密调整意见希望能够为今后的开发思路提供参考,起到抛砖引玉的作用。     

大庆长垣扶余油层油气成藏条件及主控因素研究

大庆长垣扶余油层具有较大的资源潜力,是下步增储上产的重点地区之一,针对该研究区,运用各类地质、地球化学、试油、钻井、录井及分析测试数据,结合沉积学研究与数值模拟技术分析大庆长垣扶余油层的油气成藏条件与主控因素。研究后认为,该区扶余油层的油源条件、沉积与储层条件、运移条件均较好,是成藏的主要条件,为油气的形成与富集提供了前提条件;大庆长垣扶余油层的油藏类型以复合油气藏为主,岩性与断层油气藏次之,背斜油气藏较少,复合油气藏主要发育于大庆长垣中央隆起的两翼,岩性和断层油气藏全区都有分布,背斜油气藏主要发育于大庆长垣中央隆起顶部附近;生油凹陷、储层岩性、断层是该区扶余油层成藏的主控因素;油气的成藏模式有单向供油侧向运聚模式、双向供油侧向运聚模式与上生下储垂向运聚模式3种。     

早期注水对压裂改造影响的研究

陕北油田区域构造上位于鄂尔多斯盆地,属于低渗透、特低渗透油田,实施压裂改造可以提高油田的整体开发效益。通过对姚店油田长6油层进行注水压裂改造,油井平均单井日产量提高了234%,稳产时间达3个月以上。研究表明特低渗透油层在注水受效后油层压力开始恢复时,对油层实施压裂,可以提高采收率,获得最好的增产、稳产效果。     

榆树林油田地震资料应用评价

大庆榆树林油田为了提高地震资料分辨率,以利于油藏描述工作,对一些老地震资料进行高分辨率精细处理和解释。解释方法不仅采用常规解释方法,而且还采取了高低频地震资料对比解释的方法,取得了很好的效果。这种新的解释思路对榆树林油田扶余油层、杨大城子油层、葡萄花油层的有效开发意义深远。     

扶余油田泉四段裂缝发育特征及其对开发的影响

油田注水开发过程中,天然裂缝水窜具有强烈的普遍性和方向性。准确地认清天然裂缝产状,特别是油层富集部位的裂缝分布特征,无疑是高含水裂缝性低渗透油田进行调整挖潜、提高注水采收率的基础和关键。充分利用现有的密闭取芯、开发动态等资料,对研究区天然裂缝的分布特性进行系统分析之后,深入剖析了裂缝对注水开发的影响机理。研究结果表明,扶余油田泉四段多发育规模小、延伸短的高角度裂缝,裂缝发育方向以东西方向为主;注水开发过程中,由于东西向裂缝发育,注入水迅速沿东西方向裂缝灌通而发生窜流,致使泉四段油层水淹,并在东西向油水井之间易形成剩余油;东西方向注入水体积波及系数小,水驱效果差。     

双河油田注水配伍性特征的研究

双河油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中部。主要油层组长6储集层的平均孔隙度为12.05%,平均渗透率为0.992×10-3μm2,属特低渗储层。双河油田油藏原始地层压力和气油比均较低,油藏的天然能量有限。从分析双河油田注入水与地层水的特性、敏感性实验、配伍性实验等方面的研究。来保证注入水质满足油藏对注入水水质要求,保护储层,为提高注水开发效果及油田注水工艺方案提供重要的依据。     

桥口油田注水难原因及增注措施选择

针对油田油层本身的地质因素，如孔隙喉道小、地层温度高、黏土含量少以及注入水水质条件的限制，逐渐形成了注水井注水压力高，注水量小等弊病，分析了注入水的水质及在油层部位形成CaCO3与堵塞物的情况。在50－3井中采取高能气体压裂与PCT复合处理措施，总结了各种措施的效果。结果表明：采用高能气体在注水层部位形成多条径向裂孔等能更好地沟通水井与地层的联系，如：PCT处理液把油层的黏土缩膨、扩大空隙度和渗透率，在生产中均为有效。     

桥口油田注水难原因及增注措施选择

针对油田油层本身的地质因素 ,如孔隙喉道小、地层温度高、黏土含量少以及注入水水质条件的限制 ,逐渐形成了注水井注水压力高 ,注水量小等弊病 ,分析了注入水的水质及在油层部位形成Ca CO3 与堵塞物的情况 .在 5 0 - 3井中采取高能气体压裂与 PCT复合处理措施 ,总结了各种措施的效果 .结果表明 :采用高能气体在注水层部位形成多条径向裂孔等能更好地沟通水井与地层的联系 ,如 :PCT处理液把油层的黏土缩膨、扩大空隙度和渗透率 ,在生产中均为有效 .     

探讨葡萄花油层周期注水方法

葡萄花油层璧261区块于2002年投产，采用线状斗网同步注水开发，开发过程中表现出低含水采油期短，含水上升速度快，在坚持低速注水政策下，注采比仍较高。根据该区块地质特征及开发特点，提出周期注水，通过其理论研究表明，肇261区块采取周期注水可行。在实施过程中，通过理论计算注水周期，再根据求井压降变化，确定最终的注水周期。通乏实施周期注求，试验区分水上升速度得到控制，稳油控水效果好。     

吸水剖面资料在低渗透油藏开发中的应用

在低渗透性油藏的注水开发过程中,由于存在层间、层内、平面的三大矛盾,以及裂缝的存在,注入水主要沿着渗透性较好的方向单向突进,而相对低渗透层则吸水量较少或不吸水,对应油井变化是含水上升快和难以见到注水效果两极差异。利用吸水剖面测试技术,结合油水井动、静态资料可以从纵向上和横向上了解油层的吸水状况、水驱方向和注水波及特征。结合相关资料能对油水井作出及时的调整措施,达到提高注水效率和区块稳产的目的。     

吸水剖面资料在低渗透油藏开发中的应用

在低渗透性油藏的注水开发过程中,由于存在层间、层内、平面的三大矛盾,以及裂缝的存在,注入水主要沿着渗透性较好的方向单向突进,而相对低渗透层则吸水量较少或不吸水,对应油井变化是含水上升快和难以见到注水效果两极差异。利用吸水剖面测试技术,结合油水井动、静态资料可以从纵向上和横向上了解油层的吸水状况、水驱方向和注水波及特征。结合相关资料能对油水井作出及时的调整措施,达到提高注水效率和区块稳产的目的。     

油水黏度比对油藏注水开发效果的影响

对于层间流体性质差异较大的多层非均质油藏,在进行笼统注水开发时,层间油水黏度比差异对于油藏开发效果有较大影响。通过使用CMG油藏数值模拟软件建立多层油藏一注两采机理模型,从剩余油分布、波及系数、驱油效率及采出程度等多个方面分析层间油水黏度比差异对开发效果的影响,确定多层合采油藏合理的层间油水黏度比级差界限。研究认为,多层非均质油藏笼统注水开发时,低油水黏度比油层对高油水黏度比油层有较大影响,层间油水黏度比级差越大,层间矛盾越突出,低油水黏度比层波及系数、驱油效率明显上升,高油水黏度比层波及系数、驱油效率大幅下降,层间动用程度差异越大,剩余油主要富集在高油水黏度比层,油藏开发效果越差,合理的层间油水黏度比级差应控制在3以下。