哈南油田水淹层测井解释方法研究

立足于二连地区哈南油田的实际地质情况，把该区油层水淹分为六种类型，结合油层水淹后储层性质的变化，从地球物理测井参数响应入手，通过哈南油田 ２００ 多口测井资料的水淹层解释，分析和总结了哈南油田各类水淹层的测井响应特征及其规律，在此基础上，提出该区水淹层解释的基本方法和规则．

利用地层测试资料表征油藏地质模型

利用油田开发以来的地层测试和生产中的压力恢复曲线资料,表征和评价了近源、陡岸、快速沉积的冲积扇储层物性在断块间、平面、油组间的分布规律,主要受沉积微相控制,岩性边界达到测试井数的39.7％,除极个别井在断层附近有双重介质外,绝大多数反映出储层类型是均一介质,多层反映不明显。将储层按井划分为特高渗透、高渗透、低渗透和特低渗透等四级,其中以特低渗透为主体,占测试井数的56.6％;断块内部的断层多,构造复杂破碎。此研究为改善开发效果提供了依据。

二连低渗透油藏不同沉积相带注水井配注原则

合理的配注原则、提高水驱油效率是高含水期油田开发的重要工作之一。根据不同沉积相带的储层物性的不同 ,建立了不同的注水井配注原则 ,特别是对低渗透储层 ,首次提出应用最佳驱替速度 ,建立合理驱替压差来配注的原则 ,在实际应用中取得了比较好的效果 ,为低渗透砂岩油藏“调水增油”提供了技术保障。

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 4 t,提高采收率 2 .5 % ,取得了十分明显的效果。

硼中子寿命测井在特殊岩性储集层的应用

对硼中子寿命测井解释原理及其适应性进行分析认为 ,该方法可以在裂缝性火山岩、砾岩、非均质性极强的砂岩地层中应用。在二连油田阿北安山岩、蒙古林砾岩等油藏进行的现场实验 ,取得了较好的经济效益 ,拓展了硼中子寿命测井的应用范围 ,为特殊岩性寻找剩余油分布提供了手段。

干扰试井资料在研究两个不同储层类型油藏接触关系中的应用

哈南油田凝灰岩潜山油藏与上覆阿尔善组的砂岩油藏呈不整合接触。利用干扰试并资料对两个油藏的接触关系进行研究，表明：①凝灰岩潜山油藏内幕断层不密封，各油组之间相互连通；②两个油藏之间具有明显的连通关系；③两油藏之间具有两种基本的接触方式，即断层导流和不整合面导流。同时，利用干扰试井实际资料对哈南油田凝灰岩油藏的注水方案进行调整，取得了明显效果。

裂缝性油藏产量预测的一种新模型

本文根据 Aronofsky等人由试验提出的产量递减模型 ,将采出程度与时间的关系模型转变为了阶段产量与时间的关系模型。由于每个裂缝性油藏有其本身的裂缝发育和裂缝展布特征 ,而不同的裂缝发育和展布特征必将导致油藏的递减规律也不相同。因此 ,当裂缝性油藏处于递减阶段时 ,应用上述模型能准确地预测产量递减规律和可采地质储量等。应用本文提出的预测模型 ,对阿北安山岩裂缝性油藏注水开发以来 ,产量递减阶段的数据进行了拟合和预测 ,与应用翁氏模型和水驱特征曲线两种方法分别预测的产量及可采储量对比 ,相对误差减小了 0 .0 1个百分点。实践结果表明 ,本文提出的产量预测模型适用于注水开发的裂缝性油藏的产量递减阶段 ,计算简单、快捷、相对误差小 。

哈南阿尔善油藏微裂缝特征及其对开发的影响

哈南油田阿尔善储层发育构造微裂缝。经显微镜薄片观察，微裂缝的开度区间为１０～３０μｍ，延伸长度为 ｌ～３ ｍｍ，面积密度为每平方毫米００２５ ｍｍ。微裂缝是大裂缝的前奏，大裂缝发育区也是微裂缝发育区，微裂缝发育受控于断裂构造，与断裂及大裂缝同向，以ＮＥ向为主。经模型观察，双重孔隙介质模型的水驱油方式为裂缝－部分基质孔隙驱油。微裂缝对开发具有双重作用，一方面微裂缝可以改善基质渗流能力，另一方面微裂缝与大裂缝、断层形成断裂网络，对汪水产生不利影响。针对这一特点，在微裂缝发育区域，应采用周期性注水以期提高驱油效果。

利用生产测井资料确定水驱油藏产层剩余油饱和度方法

利用常规电阻率测井资料和放射性测井资料确定油田注水开发期剩余油饱和度都有一定的局限性。本文提出并较系统地阐述了利用生产测井资料确定产层剩余油饱和度的理论和方法，同时提出一种利用岩心分析的油水相对渗透率和生产动态资料确定剩余油饱和度的产水率解释模型的实用方法。油田实例分析表明，与其它确定剩余油饱和度测井方法相比较，该方法具有不受地层水矿化度影响、结果代表范围大、实用性强等特点，更适合于确定水驱油藏产层剩余油分布及对其进行动态监测。

断裂导水对哈南油田注采的影响及开发对策

通过哈南油田岩芯裂缝古地磁定向 ,确定了裂缝发育方向。鉴定了 12 1块微裂缝薄片 ,分析了微裂缝与大裂缝关系。作了一个井组的示踪剂实验 ,检测裂缝与断层导水形式。在此基础上 ,分析了前人的地震、钻井断层解释 ,以及动态资料 ,认为哈南油田阿尔善油藏断裂系统是NE向断层 (包括裂缝 )与NW向裂缝组成的一组共轭断裂系统。发现断裂系统导水严重 ,断裂发育区水进速度约为 40～ 10 0m/d。断层面导水、断层对接导水致使注采层系混乱 ,形成上层注下层采或下层注上层采的非同层注采局面。同时部分油井憋压过高 ,部分油井暴性水淹。针对油田断裂系统特征 ,提出了应对措施 :导水断层附近注水井井距加大 ;在断层面充水情况下 ,断层附近注水井适当减少注入量或采用脉冲式注水 ;针对层系之间串水现象 ,调整开发层系。

哈南油田水淹层测井响应特征及解释方法研究

本文立足于二连地区哈南油田的实际地质情况 ,把该区油层水淹分为低压未水淹层、低压弱水淹层、低压中等水淹层、低压强水淹层、高压未水淹层、高压水淹层等六种类型。结合油层水淹后储层性质的变化 ,从地球物理测井参数响应入手 ,通过哈南油田 2 0 0多口测井资料的综合解释 ,分析和总结了哈南油田各类水淹层的测井响应特征及其规律。在此基础上 ,提出该区水淹层解释的基本方法和规则。

任丘雾迷山组油藏挖潜技术研究

雾迷山组底水油藏已经进入特高含水、高采出程度开发阶段,绝大部分油井发生水淹,可采储量计算结果表明油藏还有相当大的増油潜力。根据油藏的特征建立底水油藏单井渗流模型,算出该油藏高含水阶段的合理井网密度。任9、任11山头的井网密度较低,在其腰部和脊部可以侧钻大斜度井或水平井;任6、任7山头的井网密度较高,重点应该放在合理调整注采井的关系上。

低矿化度污水对聚合物粘度的影响

污水对聚合物的粘度影响极大，直接关系到注聚合物工程的驱油效果和经济效益。根据现场和室内的试验，提出了污水中的含油、杂质、二价铁和污水处理中使用的絮凝剂（带正电）是影响聚合物粘度的主要因素，并确定了蒙古林注聚合物试验条件下的水质标准。

利用生产测井资料确定水驱油藏产层剩余油饱和度及其分布

利用电阻率测井资料和放射性测井资料确定油田注水开发期剩余油饱和度都有一定的局限性。本文提出并较系统地阐述了利用生产测井资料确定产层剩余油饱和度的理论和方法，同时提出一种利用岩心分析油水相对渗透率资料和生产动态资料确定剩余油饱和度的产水率解释模型的实用方法。油田实例分析表明，本文方法与利用其它测井方法确定含油饱和度相比较，具有受地层水矿化度影响小、结果代表范围大、实用性强等特点，更适合用于对油田产层剩余油分布进行动态监测。

二连油田低渗透砂岩油藏重复压裂技术

针对二连油田低渗透砂岩油藏采出程度低、综合含水高、储层非均质性极强的情况，综合分析储层物性、渗流特征和水驱动用状况，将油层划分为3类，即主力层、次主力层和非主力油层，并建立了划分标准。针对次主力油层研究了注水开发后应力场和压裂参数的优化方法，优化的裂缝导流能力为25～30μm^2-cm，优化的缝长在100m左右，平均每米加砂量由原来的0．5m。提高到1．1m^3以上。在哈301、76断块应用中取得了较好效果，达到了次主力油层水驱有效动用的目的。

东戈壁盆地宗巴音凹陷构造发育特征研究

宗巴音凹陷隶属于蒙古国东戈壁盆地中部坳陷,是在古生界褶皱基底上发育起来的中、新生代凹陷,盆地类型属于反转型断坳叠合盆地,其发育演化以早白垩世的断陷盆地为主体,经历了断陷沉降、断陷反转、坳陷沉降和坳陷反转4个发展阶段。其中,在晚白垩世末的坳陷反转阶段,宗巴音断层沿弧形断面左旋走滑使早期的宗巴音同沉积斜坡带被改造成逆掩断鼻带,凹陷现今的"三隆夹两洼的五分构造格局"最终定型。宗巴音凹陷和二连盆地诸凹陷一样,是东北亚裂谷盆地群的组成部分,但其大地构造环境更靠近蒙古弧形构造的弧顶,处于东部伸展构造样式与西部压缩构造样式的过渡区,因此其构造特征与二连盆地的富油凹陷相对比,既有相似性又有所不同:二者具有相似的构造发育史、相似的复杂内部构造和北东—北北东向为主的断裂构造体系;但盆地类型和发育期、凹陷结构和构造格局、局部构造的成因和形成时间均有差异。

早期可动凝胶调驱注水开发普通稠油油藏

华北油田赵108断块为多层普通稠油油藏,注水开发后产油量递减严重、含水上升速度快、层间矛盾突出、水驱效率低。为了改善油藏开发效果,实施早期周期性可动凝胶调驱,经过4个轮次调驱与注水开发,实现了年产3万t、稳产10年的开发目标。早期可动凝胶多轮次调驱与单纯注水开发(数值模拟结果)开采10年的指标对比表明:油藏采出程度达到21%,提高10.01%;综合含水率为67.6%,降低了25.4%;中、高含水阶段的含水上升率分别为6.93%和2.08%,远低于单纯水驱开发预测的12.06%和6.15%,中低含水期成为原油主要开发阶段。断块采出程度提高,稳产期延长,注入水利用率提高,投资回收期缩短,取得了显著的经济效益。赵108断块开发效果表明,采取早期周期性可动凝胶调驱注水开发可以改善普通稠油油藏开发效果。

可动凝胶深部调驱动态特征的监测

二连盆地蒙古林砂岩油藏进入特高含水期后,注入水主要沿大孔道、高渗透部位突进,无效循环较为严重。根据示踪剂监测技术和密闭取心资料分析,大孔道在平面沿主河道分布(根据驱替速率分为大孔道、次孔道和小孔道三级),纵向主要分布于正韵律沉积的底部,由此确定了可动凝胶深度调驱试验层位。根据施工压力参数变化,产出液中聚合物和铬离子含量监测和不稳定试井,对大孔道的封堵状况进行综合评价,表明可动凝胶具有流度控制和深度调堵的双重作用,能够有效地封堵大孔道、进行深部调驱,改善水驱开发效果,提高采收率。

火成岩油藏油井水驱特征分析方法

火成岩油藏储层复杂多样 ,注水开发的水驱特征在各相带也不相同 ,后期开发治理带来困难。为了提高火成岩油藏的水驱效率 ,采用油井含水特征曲线法分析了阿北安山岩油藏油井水驱特征 ,分为注入水沿裂缝呈条带驱、水锥锥进垂向水驱、层状水驱、油藏边水沿不整合面侵入等四种形式 ,经过调整取得了十分明显的效果 。

深部调驱后续水驱渗流特征--以蒙古林砂岩油藏为例

深部调驱是改善砂岩油藏开发效果的重要技术之一,但是调驱后地层孔隙结构发生变化,后续水驱渗流规律与常用的化学驱技术又有所不同,剩余油分布认识更为困难。利用已大规模实施深部调驱技术的华北油田蒙古林砂岩油藏调驱井后续注水压降试井资料,采用双对数导数曲线和压力半对数曲线进行解释,并结合油井生产动态深入认识不同类型试井曲线对应的地层渗流特征。建立了砂岩油藏深部调驱后续水驱的渗流模式共5种类型,分别为无限导流型、有限导流型、双重介质型、凝胶段塞边界型及均质地层型。对于无限导流型和有限导流型渗流特征,需要进行注采井网调整和继续深部调剖;双重介质型压力导数曲线出现"凹"型特征,调驱后适当进行分注措施;凝胶段塞边界型和均质地层型,可以通过解除油井凝胶的堵塞来改善现有低压油井的地层能量状况。