头台油田储层天然裂缝对注水开发的影响

为降低油井中的含水量 ,提高油井产油量 ,通过岩心测试及动静态资料分析 ,研究了头台油田储层中天然裂缝的特征。结果表明 :头台油田储层中构造裂缝较发育 ,且构造轴部的裂缝比两翼发育 ,裂缝平均线密度为 0 .0 57条 /m;裂缝主要发育在粉砂岩中 ,规模不大 ,以垂直缝为主 ,充填较严重 ;裂缝方位以近 EW方向为主 ;在注水开发中 ,水沿 EW向裂缝推进 ,使 EW向的油井严重遭受水淹 ,SN方向油井供液不足 ,导致整个油田地层压力下降且不均衡。认为沿裂缝布置注水井 ,可改善油田开发效果。

松辽盆地头台油田现代地应力场分布特征研究

在油气田开发 ,尤其是低渗透油田的开发过程中 ,井网布局与地应力的分布紧密相关。运用现场直接测量、岩芯观察、室内实验、数值模拟相结合的方法 ,对头台油田现代地应力分布特征进行的详细研究表明 :头台油田水平最大主应力 (人工裂缝 )方向为N10 0°～ 12 0°E ;天然裂缝方向在N0°～ 50°E之间 ;地层中三向应力为南部较小 ,北部较大 ,构造断裂与天然裂缝的走向近似平行。因此 ,井网布局为 :井排与人工裂缝及天然裂缝呈 4 5° ,30 0m× 30 0m切割注水井网 ;注水压力应小于最小主应力值 ,采用不稳定间歇注水。

头台油田老化油回收处理工艺技术

随着大庆头台油田开发进入高含水阶段,开采及输送方式改变,老化油量逐年增多,处理难度不断加大,制约着油田正常、高效生产。为解决大庆头台油田老化油处理工艺不够完善的问题,在对头台油田老化油进行物化分析的基础上,通过实验研究影响老化油乳化稳定性的主要因素,并根据其稳定机理以及头台油田老化油处理工艺技术现状,对头台油田原有的老化油回收处理方式进行了改善:以污水沉降罐内安装浮动式收油装置代替原有的收油槽式固定收油工艺,将脱水器工作压力提高到0.25 MPa,脱水温度提高到60℃,破乳剂加药量控制在230kg/d以及合理控制收油量。经过现场实际应用,取得了较好的效果。

低渗透油藏Cr^(3+)聚合物凝胶渗流特性及其作用机理

大庆头台油田源13西区块为非均质性较严重的低渗透油藏,综合含水率高,采出程度低,亟待实施大幅度提高采收率技术。以油藏工程、物理化学和高分子材料学理论为指导,以仪器检测、化学分析和物理模拟为技术手段,以大庆头台源13西区块储层和流体为实验对象,开展了Cr^(3+)聚合物凝胶组成优选及其渗流特性实验研究。结果表明:在注入水条件下,与目标油藏储层相适应聚合物相对分子质量应当小于等于800×10~4,聚合物质量浓度应当小于等于900 mg/L;与聚合物溶液相比较,Cr^(3+)聚合物凝胶具有较强黏弹性和液流转向能力,推荐目标油藏交联剂质量浓度ρ_聚:ρ_(Cr^(3+))小于等于180:1;在较高溶剂水矿化度、较低交联剂和聚合物质量浓度条件下,Cr^(3+)与聚合物分子间交联反应以"分子内"交联反应为主,Cr^(3+)聚合物凝胶黏度几乎不增加,但渗流阻力较高。

松辽盆地北部头台油田沉积微相研究

本文运用动力沉积学的观点，对头台地区进行岩性构造相分析，进而根据测井曲线、古生物、微量元素及沉积特征等标志划分出本区八种沉积微相，在此基础上，通过沉积序列的马尔柯夫链分析，建立了本区沉积微相模式。

高温低渗油藏表面活性剂裂缝动态渗吸研究

为深入探索高温低渗裂缝油藏表面活性剂裂缝动态渗吸采油机理,针对头台油田扶余油层高温低渗特点,以油藏工程,表面化学和热物理学为理论指导,以渗吸采收率为评价指标,开展了驱替速度、基质润湿性和基质岩心饱和度等因素对动态渗吸效果影响实验研究。结果表明,在利用表面活性剂溶液进行渗吸采油时,应选择适宜注入速度,以充分利用毛管力"吸水排油作用"、黏性力"驱替作用"和表面活性剂"改善润湿性,降低界面张力作用",进而获得较高渗吸采收率。在3种润湿性低渗裂缝岩心中,亲水岩心渗吸采收率最高,中性岩心次之,亲油岩心最低,表明增强岩心亲水性有利于改善油水交渗能力,提高渗吸采收率。随基质岩心含水饱和度增加,毛管力逐渐减小,基质岩石与裂缝之间的油水交渗能力减弱,渗吸采收率降低。由此可见,提前渗吸采油时机有利于发挥毛管力吸水排油作用,进而改善渗吸采油效果,提高渗吸采收率。

低渗层抽油机井合理沉没度及流压界限研究

头台油田大部分抽油机井由于抽汲参数配置偏大而处于低沉没度状态下运行,造成泵效不好;目前的研究都是针对中高渗透油田进行的,对低渗透油田研究得不够。为低渗透油田配置合理设备和优化调整油井工作参数需进一步深入研究低渗透油田油井合理的流压及沉没度界限。首先建立了泵效-沉没度关系数学模型,确定了合理流压和沉没度范围。结果表明以目前两区块含水率分别为47%和60%,泵效为20%时的合理流压分别为2.2 MPa和1.9 MPa,沉没度分别为109.09 m和72.23 m。结论对于指导低渗透油田的生产调整具有重要意义。

注水吞吐开发低渗透裂缝油藏探讨

室内油层岩心驱替实验研究结果表明,注水吞吐采油技术可发挥油层毛管力吸水排油作用,实现水驱,能有效地补充地层能量,恢复地层压力。通过多周期的注水吞吐开发,逐渐扩大水驱波及半径,提高驱替效率。油层润湿性和渗透率是影响注水吞吐开发效果的主要因素。该技术简单易行,在头台油田实施后,效果十分显著,对同类油藏的开发具有指导意义。

头台油田敖浅1—茂702区块黑帝庙油层砂组沉积相研究

根据取心资料、测井资料、古生物分析、元素分析、岩石薄片分析、粒度分析等相因素分析,查明了该区研究层段发育的沉积相、亚相、微相类型及特征,建立了相应的识别标志。该区黑帝庙油层发育的沉积相类型有曲流河三角洲和湖泊两种沉积相类型。在平面上,运用层序地层学和地球物理手段预测了砂体的平面分布特征,分析了其在平面上的演化规律。从嫩江组三段早期至嫩江组四段晚期,敖浅1—茂702区块沉积相总体上呈近东西向展布、南北相带变化明显的特点。总体上构成一个向上变粗的进积序列,反映了湖平面收缩的沉积特征。

头台油田茂503区块储层物性及增产措施研究

为进一步了解大庆油田外围低渗区块储层物性特征,为其开发措施调整提供理论依据。以头台油田茂503区块天然岩心为研究对象,采用压汞仪、X射线能谱仪、扫描电镜和驱替设备,在测定目标储层孔隙结构特征、矿物组成、润湿性和储层敏感性后,结合室内渗吸实验及矿场试验效果,提出了渗吸采油提高原油采收率的增产建议。头台油田茂503区块储层物性研究实验结果表明,储层岩石主要组成黏土矿物为伊利石、蒙脱石和高岭石,主要组成元素为氧(O)、硅(Si)、铝(Al),此外含有少量铁(Fe)、镁(Mg)、钠(Na)、钡(Ba)、碳(C)等元素。目标储层孔隙度范围为10%~17%,渗透率范围为(0.4~8.2)×10^(-3)μm^2,属于中等孔隙度、特低渗透砂岩储层,岩石孔喉尺寸相对较小,分选性和连通性较差;岩石表现出弱亲水性,毛管力在采油过程中可作为动力加以利用;储层岩石表现出较强流速敏感性、水敏感性和碱敏感性。室内实验及矿场试验均表明,类似物性区块适合开展渗吸采油,适当加入表面活性剂有利于提高渗吸采收率,改善开发效果。

头台油田开发后油层破裂压力的确定

头台油田开发初期,确定油层破裂压力计算公式为Pf=0.01783H,由此计算出的油层中部破裂压力22.28MPa。但随着油田的开发,初期确定的破裂压力计算方法已经不适合头台油田生产实际。为此,通过对头台油田99井次破裂压力值进行统计,结合头台油田地层参数,分为3个区块分别计算不同地层的破裂压力。提出了适应于每个区块的地层破裂压力计算公式,并将计算值与压裂实测值进行对比,确定计算结果与实测结果接近,可以利用该组公式计算头台油田开发后不同区块的破裂压力值。

低产低渗裂缝油田吞吐采油试验研究

头台油田是构造一岩性油藏。裂缝型、特低渗透是其显著特点,常规注水开发后经常出现严重的油井水淹,造成油田开发低效。本文以头台油田研究为例,认为对于裂缝型特低渗透油田,采用注水吞吐采油技术,通过套管直接向地层注水,利用储层毛管力作用,进行油水置换,实现单井自注自采吞吐采油,可以改善油田开发效果,减缓产量递减。适合注水吞吐采油基本条件是岩石润湿性为弱亲水和岩石饱和非润湿相。影响注水吞吐采油效果的主要因素是储层吸水状况、微缝发育状况、储层非均质性、注入体积和关井压力等。吞吐采油技术可作为改善裂缝型特低渗透油藏开发效果的一种新的模式来研究和推广。

大庆头台低渗透油藏液流转向剂筛选及其增油效果评价

大庆头台油田源13西块PI组油层为低渗油藏,目前已经处于高含水开发期。为进一步通过深部液流转向措施扩大中低渗透层波及体积,以目标油藏储层和流体为模拟对象,以阻力系数、残余阻力系数和采收率为评价指标,开展了深部液流转向剂筛选及其增油效果评价实验研究。结果表明:与目标油藏储层相适应的聚合物相对分子质量不大于800×10~4,聚合物质量浓度不大于900 mg/L,交联剂中聚合物与Cr^(3+)聚合物凝胶的质量浓度比为(180~270)∶1;在相对分子质量和质量浓度相同条件下,与聚合物溶液相比,Cr^(3+)聚合物凝胶不仅阻力系数和残余阻力系数较大,而且残余阻力系数大于阻力系数,表现出优良的液流转向增油效果;随着聚合物凝胶段塞尺寸增加,调驱采收率增大但增幅逐渐减小,适宜段塞尺寸为0.1~0.15 PV。

低渗透油藏液流转向剂传输运移能力与驱油效率

大庆头台油田源13西块PI组油层为处于高含水开发期的低渗透油藏,亟待扩大低渗透层波及体积。以高分子材料学、物理化学和油藏工程等理论为指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟等为技术手段,以多测压点长岩心各个区间的压差和驱油效率为评价指标,以目标油藏的储层和流体为模拟对象,开展了深部液流转向剂传输运移能力和驱油效率物理模拟实验。结果表明:在聚合物浓度相同条件下,与聚合物溶液相比较,Cr^(3+)聚合物凝胶在储层岩心内传输运移能力较差,但二者差异并不明显;随岩心渗透率减小,转向剂传输运移能力变差;当渗透率小于100×10^(-3)μm^2后,转向剂传输运移能力和驱油效率都明显减小;在聚合物相对分子质量和质量浓度相同条件下,与聚合物溶液比较,Cr^(3+)聚合物凝胶驱油效率较高,技术经济效果较好。

小阳离子聚合物钻井液在茂平1井斜井段的应用

详细介绍了以小阳离子（ＮＷ－１）为主处理剂，生物聚合物（ＸＣ）、改性淀粉（ＤＦＤ）、低粘ＣＭＣ及ＮＰＡＮ等为辅助处理剂的小阳离子聚合物钻井液体系在大庆油田（茂平１井）首次使用情况。结果表明，在直井段和大斜度井段（０－８７°）使用这种体系有利于控制地层造浆，能够防卡、防塌、净化井眼，提高了钻井速度和经济效益。

头台油田肇261区块沉积微相研究

基于岩心观察、地震、测井、录井以及分析化验资料,开展研究区葡萄花油层沉积相特征研究,论述葡萄花油层的沉积相展布及微相类型和特征,建立相应的测井相识别标志。葡萄花油层属于浅水湖泊三角洲沉积,沉积主体以三角洲前缘相带为主,主要沉积微相类型有水下分流河道、席坝、主体砂等。

特低渗透裂缝型储层注水开发中后期地应力场变化及开发对策

从特低渗透裂缝型储层油田开发实践中暴露出来的问题入手,从理论上研究了注水开发中后期地下储层水平应力场"均一化"的发展趋势,认为注水开发中后期井区局部视水平最小主应力,随着注水开发周期的延长将会无限接近水平最大主应力。在此基础上描述了特低渗透储层发育天然裂缝和不发育天然裂缝时注入水的流动规律。最后根据水平应力场注水开发中后期"均一化"理论,提出针对特低渗透裂缝储层注水开发中后期的调整对策。此项技术在大庆头台油田茂11区块进行应用,取得了比较好的调整效果,并对同类油田开发具有重要指导作用。

头台油田扶余油层连通状况再认识

储层的连通状况决定于砂体沉积特征、储层裂缝和构造断层等因素,通过开展扶余油层精细描述,应用精细油藏描述技术重新统计计算扶余油层的连通状况,结合砂体接触关系及油藏剖面图剖析连通数据前后差异的原因,解释油田开发过程中动静不符的问题。从剖面上剖析单砂体接触关系,解释细分沉积单元后连通状况变差的原因,从而对储层连通状况有了新的认识。笔者初步认为:断层和砂体沉积特征是影响储层连通关系的主要因素,对注水开发具有重要影响。