特低渗透砂岩储层水驱油CT成像技术研究

通过水驱油岩心的CT成像技术，动态、定量、可视化地研究了特低渗透砂岩储层水驱油岩心的微观孔隙结构、含水饱和度分布、吸水能力及微观孔隙结构对驱油效率的影响．研究表明，实验岩心的CT值分布在1819～1961之间，与标准的Berea砂岩相比高出15％左右，属于典型的特低渗透砂岩储层．储层微观孔隙结构是影响油水分布的主要因素．特低渗透砂岩储层开发要高度重视无水采收率．储层致密和微裂缝发育的不均一性是特低渗透砂岩油田驱油效率低的根本原因．

致密油藏细分注水的模糊数学判别法

针对致密油藏,提出用连通井数与连通井距来描述开发因素对注水井纵向吸水能力的影响.结合静态地质因素,如渗透率级差和有效厚度,采用模糊判别法来选择分注井.通过计算渗透率级差、有效厚度、连通井数变异系数以及连通井距变异系数的隶属函数来确定单因素决策因子,利用求和法与方根法计算权重系数,建立一套有效的致密油藏分注井判别法.并应用L1油藏实际分注资料进行验证,证明该方法的适用性和可靠性.

大庆油田特高含水期多层段油层吸水比例变化机理

油田进入高含水期后期开采阶段,多韵律油层吸水比例呈逐年变差趋势。本文利用流体力学原理、储层渗流力学原理、试井资料的数据分析及大量的现场试验验证,分析确定特高含水期多层段油层吸水能力变化的机理,并根据该理论明确对吸水能力变差的油层的治理原则,为多层段水驱后期开发的层间矛盾治理提供可借鉴的依据。