克拉玛依油田七中区石炭系油藏注水开发特征研究

克拉玛依油田七中区石炭系油藏为构造裂缝和溶蚀孔洞的火山岩基岩油藏,受构造和裂缝控制。储层主要岩性为安山岩玄武岩。油藏采用衰竭式开采递减大、采收率低。由于油藏裂缝发育、非均质性极强,注水开发水淹水窜严重,多数井长期注水不见效。该油藏注水开发已经26年,注水补充地层能量,油藏递减得到减缓;通过研究油藏地质特征,油水分布和运动规律,开展多方式精细注水,油藏目前采出程度达到18.71%,开发取得成效。     

阿北安山岩油藏裂缝注水研究

阿北安山岩油藏储层由三期火山喷发形成,具有典型双重介质渗流特征,注水开发后由于注入水沿裂缝窜流,造成油藏含水上升速度快,产量递减大。为了改善油藏开发效果,根据裂缝发育规律设计了裂缝注水岩块采油等5种类型13个方案,应用FIFS油藏数值模拟软件优化沿裂缝注水岩块采油方案,提出了利用原井网实施沿裂缝注水岩块采油,以及周期注水,整体化学调剖等综合“调水增油”措施方案。经过6年的现场实施达到了方案设计指标,综合含水下降4%,累计增产油量4.2×10     

克拉玛依油田九区石炭系油藏裂缝特征

以岩芯观察、录井资料、钻井资料和成像测井资料为基础,研究了克拉玛依九区石炭系火山岩油藏裂缝的特征.结果表明:石炭系火山岩油藏裂缝非常发育,主要为构造运动作用形成的构造缝,大部分裂缝都被各种固体矿物不同程度地充填,影响了裂缝对油气储集和运移的有效性;裂缝主要为网状裂缝和斜交缝,规模以细小裂缝为主,大裂缝较少;裂缝方位主要为北东向,与主构造方向相同.根据上述基本特征和成因,对研究区裂缝进行了综合分类;探讨裂缝与构造运动的关系,认为发育的4期裂缝与构造运动期次相吻合;探讨了裂缝发育的影响因素,认为岩石性质和构造位置是影响裂缝发育的主要因素.     

火山岩油藏注采动态特征研究

火山岩油藏无论在国内或国外,其数量与规模都既少又小。我国的火山岩油藏主要分布在新疆,这些油藏注水开发已有数年,其动态特征表现为：油井产能高低悬殊;油井及油田产量递减均快、油藏无稳产期;注水井吸水差别大;注水开发时少数油井水窜水淹严重、而多数油井长期不见注水效果;油藏采收率多在8％－13％之间。上述注采特征与油藏裂缝发育、非均质性极强的地质特点是相一致的。根据上述特点,建议火山岩油藏的开发应慎重注水,重点做好高产井管理,水窜严重的井组采取停注或间注等方式进行开采。     

砂砾岩油藏高含水期控水稳油技术对策——以克拉玛依油田一区三叠系油藏为例

对于砂砾岩油藏高含水开发期，因储层非均质性的影响，注入水单层突进现象明显，使注入水利用率低，水驱效果较差。常规的注水方式和方法很难打破既成的单层突进的不利水驱现象。为此通过对油藏阶段开发矛盾的认识，在科学研究剩余油潜力后，在相关储层非均质和砂砾岩开发相关理论机理的指导下，采取了大量富有成效的现场实际注采工作，使一区三叠系油藏在进入“八五”后出现连续十年稳产。形成了一套砂砾岩油藏高含水期控水稳油的研究思路和技术对策，对今后该类油藏的开发提供了切实的指导。     

川中大安寨裂缝性油藏渗吸注水实验研究

渗吸注水是低渗透裂缝性油藏注水开采的重要机理，合理的注水方式与注水参数对改善低渗透裂缝性油藏水驱开发效果具有指导意义。通过大量的室内实验研究，获得了大安寨油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律，为制定合理的油藏渗吸注水开发方式提供了理论依据。     

安塞油田裂缝特低渗透油藏注水开发的思考

文章系统地分析了安塞油田坪桥北区西块注水试验区注水见效特征 ,认为影响裂缝特低渗透油藏注水开发的主要因素是人工裂缝 ,其次是天然裂缝或孔隙 ,并提出下一步注采调整的建议     

克拉玛依油田九区288断块油藏地质特征及储层敏感性研究

克拉玛依油田九区是一个复杂的构造断阶带,288断块处于九区推覆体前缘,属克百大逆掩断裂带中段的三级构造单元,其四周被426井断裂、克百断裂与古42井断裂挟持。288断块三叠系克拉玛依组油藏1985年申报探明地质储量,由于探井试油产量低,储层物性差,长期未被动用。2000年以来开展油藏精细描述,利用探井、取心井钻井、测井、取心资料进一步研究油藏地质特征及储层敏感性,同时开展注水开发可行性实验,实现油藏注水开发。     

克拉玛依油田二类砾岩油藏二次开发后开发技术政策及精细注水研究——以一东区克上组油藏为例

以克拉玛依油田二类砾岩油藏典型区块一东区克上组为例,研究油藏特点以及二次开发后存在问题,应用工程方法、注采平衡法、合理流态法、试井分析法、跟踪数模等多种方法系统开展重建井网后开发技术政策研究,综合确定油藏合理地层压力、合理流压、合理注水强度等界限值,指导油藏精细管理。利用开发技术政策成果实施分区精细注水、配套油井措施,合理调控压力场,保持油藏稳产,提高油藏最终采收率。本次研究形成了克拉玛依二类砾岩油藏二次开发后稳产技术,对油田实现可持续发展具有重要借鉴意义。     

适应油藏裂缝系统 优化注水开发井网——以安塞油田坪北区特低渗透砂岩油藏为例

安塞油田坪北区为低渗透裂缝油藏,通过野外露头观察,应用岩心裂缝描述、古地磁测定、岩石力学实验、微地震波监测、三维水力裂缝模拟和地应力分析,研究了油藏储层天然裂缝产状、裂缝性质、裂缝发育程度和分布规律共有4组,其走向方位分别为43.5°、320°、90.4°和2.5°,主要集中在43.5°和320°。人工裂缝主要发育方向为北东75°,生产动态特性表明油层存在双重孔隙介质,井与井间地层压力恢复程度差异大,利用裂缝系统特征,加密调整注水开发井网取得较好效果。     

低渗透裂缝性油藏注水突进特征分析——以八区下乌尔禾组油藏为例

八区下乌尔禾组油藏裂缝发育,尤其是垂向上的裂缝延伸高度较大。实验区内4个井组的井间示踪剂监测结果表明,示踪剂产出持续时间短,产出曲线尖而陡,注入水主要沿东西方向上的井排突进,甚至推进到二线和三线油井,且推进速度快,注水波及系数较小。注采井之间主要靠裂缝进行连通,且注采井之间的裂缝发育的规模和类型差异较大,注采井之间裂缝连通的条数从1条到几条不等,裂缝在不同层位之间的沟通作用致使层间窜流显像普遍存在。当注采井之间没有裂缝连通时,注入水就会聚集在注水井井底附近形成一个新的水体。     

雁107砾岩油藏储集类型及对注水开发的影响

雁107厚层砾岩油藏的储层岩性以白云岩为主,在开发初期,立足于储集空间以孔隙为主的认识,按照一般砂砾岩油藏的开发模式制定了开发方案,在投入开发不到两年、采出程度不到5%的情况下,其产油量即从投产初期的150 t/d左右下降至20 t/d左右,综合含水高达80%.在没有岩芯资料和测井系列不适合于裂缝研究的条件下,从油藏开发中暴露的矛盾分析入手,借助井壁取芯、压力恢复测试等资料,重点讨论了储层岩性差别与储集类型的关系,以及储集类型的识别在雁107砾岩油藏开发中的重要意义.     

小拐超低渗裂缝性油藏注水开发数值模拟研究

小拐油田夏子街组油藏为低孔、超低渗裂缝性砾岩油藏,开发难度大。在地质三维精细油藏描述的基础上,充分利用现有生产动态资料,针对不同注采比、注水部位、注水方式及不同采油速度下的开采效果,合理井网及井排切割裂缝方向,不同开采方式（如溶解气驱、注水）下的采收率,裂缝参数敏感性分析及其对开发效果的影响程度等方面展开讨论,研究了深层裂缝性油藏注水开发的可行性,为该油藏的合理开发提供了较为充实的理论依据。     

特低渗透油藏注水开发实践及认识——以明9-6-1井区为例

明9-6-1井区属于特低渗透油藏,储层物性差,部分油井投产初期具有一定产能,但产量递减快,注水效果差。针对井区特征,在开发过程中,对油井实施增油措施改造,采用水平井开发,完善注采井网,加强油井结盐结蜡的管理。这些措施使井区渗透率明显提高,开发效果明显改善,从而确保了油井的正常生产,有益于特低渗透油藏注水开发实践。     

车2井区齐古组油藏沉积微相及其对注水开发效果影响研究

本文依据岩心，测井及地震资料，采用岩石学，古生物学及电性特征三类相标志对车２井区齐古组油藏进行了细分沉积相研究。深入探讨了沉积微相与油气水的关系，并指出注水开发的具体措施。经研究总结发现，在诸多的影响因素中，沉积微相对储层砂体的分布发育，储层非均质性及油水运动的影响与控制尤为重要。     

安塞油田坪北区低渗透裂缝油藏注水开发调整效果

安塞油田坪北区具有渗透率特低、裂缝发育和压力低等特性,开发难度大。为了摸索出适合坪北区油藏的开发方式和开采技术,经过五年注水开发生产实践,逐步认识了分层出力状况、裂缝发育方向和对油井生产的影响,通过调整采用多种开发措施,见到了明显效果。     

低渗裂缝性储集层的油藏动态特征——以准噶尔盆地东部火烧山油田为例

裂缝性储集层的油藏动态特征与常见的孔隙性储集层油藏动态特征有明显差异。从钻井一开始就有其独特的特征，一直到油田开发的整个过程都有显著不同。主要表现在钻井泥浆漏失、有效渗透率比分析渗透率大许多倍、注入井井口压力低、水淹水窜等。本文用于描述裂缝性储集层的油藏动态特征所涉及到的各参数在现场上一般都易于测取得到。主要有：每口井的法所涉及到的油藏动态资料丰富，并且其特征参数计算简单，易于应用。     

延安地区长6油层裂缝特征及对注水开发影响

通过露头、岩芯、显微薄片多尺度裂缝描述及应用古地磁、地层倾角测井等裂缝检测方法,并结合注水开发动态分析,对鄂尔多斯盆地延安地区长6油层储层裂缝特征及其注水开发影响进行系统研究.研究表明:长6储层显裂缝主要以EW为主,次为SN向,局部发育NE及NW向裂缝;微裂缝由构造缝及成岩缝组成,近平行于大裂缝方向发育;在最大主应力方向为NE80°的现今应力场背景下,外力诱导致使东西向裂缝优先开启和连通,油井受效明显,含水上升快且易产生水淹,近南北向裂缝处于挤压闭合状况,裂缝孤立、连通性差,油井见效缓慢.采取适应性较好的菱形反9点注采井网形式以及不压裂投注、注水井组不同方向生产井采取不同的压裂参数等技术方法是改善裂缝向特低渗储层注水开发效果的关键.     

甘谷驿油田长6油层裂缝特征 及对注水开发的影响

甘谷驿油田长6油层为低孔、特低渗透细喉型碎屑岩储层。根据地面相似露头裂缝观测、岩心 裂缝描述、镜下薄片裂缝观测、地层倾角裂缝解释及注水开发生产动态表明,长6油层是地面以东西和 南北向宏观构造裂缝发育为主、地下主要以东西向为主的微裂缝。这种裂缝在地下大部分呈孤立、闭合 状,在现今北东向80°的最大水平主应力背景下,油井压裂投产使东西向微裂缝连通并优先开启,其次为 北西向裂缝。南北向微裂缝始终处于挤压状态而闭合,因此,造成油田注水开发注入水沿东西向裂缝油 井水串,南北向油井见效差。