利用动态资料计算大孔道参数的方法

针对油田注水开发中后期大孔道普遍存在、注入水利用率低等问题,在充分考虑油田静态资料和动态资料的基础上,结合渗流理论和数学手段提出了用过量水—模糊评判识别和定量描述大孔道的方法。该方法既考虑了注入井的注入情况,又考虑了生产井的生产动态,并用模糊数学的方法将过量水劈分到各注采井间,然后计算出大孔道渗透率等物理参数和喉道半径等几何参数,为大孔道的精确计算提供了良好的理论基础。根据该方法编制了大孔道定量描述软件,并利用该软件对海上某油田试验井组内的大孔道进行了识别和描述,验证了该方法的准确性。结果表明,该方法简单实用、经济有效,可为封堵大孔道等工艺措施提供数据支持,具有较强的矿场应用价值。

利用常规测井资料识别砂岩储层大孔道方法研究

通过对测井原理、水淹层解释、大孔道形成机理的研究,总结大孔道形成后在测井曲线上的响应特征,并利用层次分析原理对各个因素综合分析,提出1个准确合理的综合参数,最终实现人机交互式识别大孔道,称之为大孔道参数法。将其应用到大庆喇嘛甸油田大孔道判别中,取得令人满意的结果,正确率达80%以上。结果表明:大孔道参数法识别大孔道是行之有效的。

大孔道识别特征及形成机理研究——以胡12块油田沙三中段为例

大孔道是疏松砂岩油藏长期注水冲刷形成的次生高渗条带,极易造成注水低效循环。大孔道的形成严重影响了油田可采油的动用程度,而且增加了开发成本。因此必须加强对大孔道的识别及其形成机理的研究。以胡12块油田为例,通过对大孔道在吸水剖面、电性、静态等方面的特征分析,进而分析了大孔道的形成机制。胡12块油田大孔道的形成受储层的岩石学特征和成岩程演化度控制。成分成熟度高,填隙物含量少,碳酸盐胶结物少,成岩演化程度低,压实作用中等-弱的储层在后期长时间大规模注水加剧了大孔道的形成发育,是形成大孔道的直接原因。

适用于高温高盐大孔道地层堵水剂的室内研究

针对高温高盐大孔道地层,以丙烯酸、丙烯酰胺、有机交联剂MBAM和功能性离子单体D/S为主要原料,制备了吸水膨胀型堵水剂.根据正交试验,确定了堵水剂的最佳配方:单体总加量35%,引发剂加量0.4%,交联剂加量0.055%,单体质量比10:2.5.实验结果表明,该堵水剂耐高温达140℃,在矿化度为20×104mg/L的条件下,吸水膨胀倍数达10g/g以上,岩芯封堵率达98%以上,具有良好的耐水冲刷性能.

注水开发油藏高含水期大孔道发育特征及控制因素——以胡状集油田胡12断块油藏为例

东濮凹陷胡状集油田胡12断块沙三段中亚段（Es3^中）油藏为扇三角洲沉积，其中4至8油层组由于长期注水形成了许多大孔道。综合分析研究区具有明显大孔道的井段所处的沉积微相、砂层厚度和储集层物性，结果表明，宏观上，大孔道主要分布于厚度大干3m的水下分流河道及河口坝微相中；微观上，孔隙度大干20％、渗透率大干100mD的水下分流河道正韵律砂岩中、下部及河口坝反韵律砂岩顶部的中一粗粒砂岩易于形成大孔道。岩石成分成熟度高、成岩演化程度低、长期大规模注水是形成大孔道的主要原因。大孔道形成后，储集层孔隙度增大3％～5％，渗透率增大5～20倍，主要表现为孔喉半径增大；自然电位基线偏移，微电极幅度差和声波时差增大，电阻率降低；相对吸水量明显高于邻层，注水量增大的同时，产液量也增加，但油量下降，注入压力减小。

大孔道的表现特征及调剖对策

根据孤岛油田的地质特点和长期注水开发生产历程 ,分析了孤岛油田大孔道形成原因 ,以及大孔道在注水过程中所呈现的特征。在室内对各种类型堵剂进行筛选及性能评价 ,确定了以 HD- 1无机颗粒型 + L WSD- 1木质素磺酸钙冻胶型复合堵剂调剖体系封堵大孔道 ,并且详细提出了调剖封堵大孔道选井选层原则及其调剖封堵对策。自 1997年以来调剖封堵大孔道 5 8井次 ,对应油井累计增油 5 7383t,减水 7136 1m3,投入产出比 1∶ 2 .

大孔道诊断和描述技术研究

孤东油田七区西油藏埋藏浅 ,储集层胶结疏松、渗透率高 ,粒度多为正韵律分布 ,在注水开发过程中出砂严重 ,特别是实施强注强采方案后出砂程度加剧 ,一些井间形成了特高渗透带 (即大孔道 )。采用实验模拟方法研究了大孔道形成的机理和影响因素 (油层渗透率、岩石胶结程度、流体黏度、开采速率 )。由于用示踪剂诊断大孔道不经济 ,所以提出了利用生产数据诊断、描述大孔道的方法。用灰色理论计算各种因素间的相关关系 ,以诊断大孔道的存在 ;并利用简化的数学模型 ,计算大孔道参数(方向、厚度、渗透率、孔喉尺寸等 )。编制了具有以上功能的软件 ,利用该软件解释孤东油田七区西油藏 42井组单元的油、水井 2 90井次 ,诊断出 1 2 4口井存在大孔道 ,与实验区块示踪剂实验结果吻合。图 1表 1参

大孔道形成与演化过程流固耦合模拟

为描述与认识油藏大孔道的形成与演化规律,建立了一套流固耦合数学模型。该数学模型由储集层渗透率演化模型与油藏流体渗流方程耦合而成,其中储集层渗透率的变化模型为渗透率与累计线流量的关系方程,反映了大孔道的演化过程。在此基础上,开发了模型求解软件。通过对正韵律概念模型的模拟计算,得出了大孔道在地层中的形成与演化规律:随着含水率的增加大孔道逐渐发育,含水率越高,大孔道越明显;大孔道主要发育在近井地带和主流线上;大孔道在正韵律厚油层底部发育;渗透率级差越大,注水过程中越容易形成大孔道;注采不均衡性导致在注采强度较大的方向上容易形成大孔道。实际模拟了胜利孤岛油田中二中30NB20井区Ng35大孔道的形成过程和特征,相应注水井实施调剖措施的效果进一步证实了大孔道的存在及本方法的可靠性。

疏松砂岩油藏大孔道形成机理及判别方法

动用填砂玻璃板模型对疏松砂岩油层大孔道形成机理进行物理模拟 ,探讨了沉积特征、油层物性、开发过程等因素对大孔道形成的影响 ,归纳了大孔道形成的因素模型及大孔道形成过程中的产量压力特征 .以渗流力学原理和油气工程方法为指导 ,提出了描述大孔道的数学模型 ,运用灰色关联理论和常规动态资料识别描述油层大孔道 。

大孔道模糊识别与定量计算方法

疏松砂岩油藏注水开发后期 ,由于注入水的冲刷和井下出砂 ,在油水井之间形成不利于油田生产的储层大孔道 ,导致注入水窜流突进 ,油井水淹 ,产量急剧下降。为改善注水效果达到控水稳油目的 ,必须采取大孔道封堵措施 ,而有效识别大孔道和准确计算封堵技术参数是问题的关键。全面考虑储层异常渗流通道特点 ,将其分为无异常储层、高渗透带、裂缝、大裂缝、未完全发展大孔道和完全发展大孔道 6种情况 ,利用专家系统模糊判别理论建立了大孔道定性识别模型 ,通过研究各种不同介质的流动规律和特点 ,综合运用渗流力学和流体力学理论 ,建立了从孔隙线性渗流到粗糙管湍流的统一的大孔道流态定量分析和参数计算方法 ,可直接计算出大孔道纯体积和大孔道直径 ,从而为油田确定大孔道堵剂用量和封堵颗粒大小提供直接依据。

应用水力探测方法确定储层大孔道及剩余油分布状况的研究——北2-20-P60井组典型实例解剖

以大庆油田萨北开发区北2-20-P60井组为实例,解剖分析了该井组4口井水力探测曲线的形态、大孔道识别结果和剩余油分布状况。通过对该井组精细地质研究及井组注水开采动态变化的对比分析,认为该方法对于加深层状砂岩油田地质认识、研究储层大孔道和剩余油分布状况以及探索治理挖潜的有效途径具有实用价值。预计扩大应用范围后,将对高含水后期控制注入水的低效和无效循环,降低开采成本,改善开发效果产生积极影响。

井间示踪剂大孔道识别及剩余油饱和度分布技术

中原油田胡 7南块非均质性严重 ,大量注水后 ,储层出现大孔道现象 ,使注入水沿大孔道短路循环 ,注入水效率低 ,水驱波及体积小 ,加剧了层内、层间矛盾 ,导致油井含水上升快 ,水驱动用程度低。为了制订一系列有效的调整方案 ,提高水驱油效率 ,决定对胡 7南块的 7- 2 1、7- 1 89、7- 1 1 2、7- 1 2 1四个井组投放示踪剂 ,利用井间示踪剂大孔道识别及剩余油饱和度分布解释软件描述高渗透水淹层 (即大孔道 )的厚度、渗透率、孔道半径 ,并解释剩余油饱和度的分布情况 。

大孔道试井理论解释模型

通过建立大孔道试井理论解释模型找到了采用典型曲线拟合来判别大孔道存在的简单而廉价的新方法 ,即采用注水井井口压降双对数曲线来诊断大孔道的存在。由于注水井井口压降值可用不稳定试井压降公式进行描述 ,将井口压降绘制成双对数曲线 ,用不同时间段对应的实测点所绘制的曲线同大孔道的试井理论解释模型找到的典型曲线相拟合 ,可判别地层是否存在大孔道。该方法的可行性在L1 3 - 9和L41 - 1 1两个单元的封堵调剖中得到证实 。

水淹储层大孔道存在的分析与识别

油藏不断注水开发过程中,注入水容易沿着储层中高渗透部位运行,并进一步改变储层的孔渗性质,使其孔喉半径增大,在某一时期注入水会沿着这些高渗透部位突进,形成了不利于油田生产的低效、无效的大孔道。以某一注水井及其连通的油井为单元,利用该单元的动态测试和静态测试资料,研究分析了注水过程中储层的大孔道存在和识别的方法。此研究方法可以在其它注水井单元中推广应用。

水力探测大孔道和剩余油饱和度解释模型的建立

水力探测是探测注水井与采油井之间储层情况的试井技术,它不仅能够提供合理产能、地层参数和地层压力等信患,而且适用于特高含水开发阶段油层平面剩余油的探测和大孔道的识别。研究建立的井对连通渗透率、连通孔隙半径中值、大孔道平均厚度和平均含油饱和度水力探测解释模型可以准确评价储层状况。

砂岩油藏大孔道的研究——回顾与展望

砂岩油藏在长期注水开发过程中,油藏储层孔隙结构发生了较大变化,由于储层渗透率增大,孔喉半径增大,易在储层中形成高渗带及特高渗透带,即大孔道。在大孔道发育的地层中,大孔道成为注入水渗流的优势通道,注入介质的波及范围很难提高。注入水沿大孔道中的低效或无效循环使储层中的其它部位很难受效,严重影响驱油效率,致使平面上剩余油饱和度差异明显。因此,砂岩油藏大孔道对储层渗透率及注采工艺有着重要的影响。本文在调研了大量国内外资料的基础上,对油层大孔道研究背景、研究现状作了回顾,对大孔道的形成机理、识别技术与描述技术等研究作了综述,提出了今后油层大孔道研究的重点、难点,以及对中高含水期注水开发油田的重要意义。

红岗油田高台子油藏储层大孔道定量描述

中高含水期砂岩油藏在长期注水中容易形成大孔道,造成注入水无效循环,影响开发效果,降低了油藏采收率。该文以红岗油田高台子油藏为例,综合考虑影响储层大孔道形成因素,选取孔隙度、渗透率和含水率变化率等多种静态和动态指标,利用层次分析法确定各个指标的权重后计算出大孔道综合指数。并以此为建模参数,采用相控随机建模的方法建立了研究区储层大孔道三维模型,定量表征储层大孔道分布和发育情况,为油田后续的注采方案调整提供了地质依据。通过选取影响大孔道形成的静、动态指标确定大孔道综合指数,然后建立大孔道模型的方法,为储层大孔道研究提供了一个新的方向,对同类油藏大孔道研究具有借鉴意义。

疏松砂岩油藏大孔道识别综述

油藏长期注水开发形成的大孔道造成注入水循环流动,波及效率低。介绍了室内物理模拟实验对大孔道形成机理和影响因素的研究情况,国内外利用试井、测井、岩芯分析等手段定性或定量识别大孔道的方法。分析当前存在的主要问题,指出以油藏工程理论为基础,采用先进的测井技术和解释理论,研究大孔道的定性和定量识别方法是可行的,并提出了研究设想。准确地识别砂岩油藏大孔道并计算相关参数,能够更深入地认识储层,指导油井防砂、调整油井生产工作制度,为油田开发中后期封堵剂筛选、封堵工艺设计提供技术依据。

疏松砂岩油藏大孔道形成机理与预测

疏松砂岩油藏开发过程中,易形成大孔道,导致注水无效循环,降低注水开发效果。进行大孔道形成机理与预测的研究,有助于指导疏松砂岩油藏大孔道治理,改善开发效果。结合室内实验结果和矿场生产资料,分析了大孔道形成的地质条件、流体条件和开发因素。采用数值模拟方法,研究了地层韵律性、层间渗透率差异倍数、油水密度差、油水粘度比、采液速度等对大孔道形成的影响。经对比分析,建立了综合系数与油藏形成大孔道之间的变化关系,指出可采用综合系数来预测大孔道的形成,并给出了正韵律、反韵律油藏大孔道形成时该值的界限。以孤东油田七区西Ng63+4油藏为例,利用综合系数判断了大孔道的形成,结果与多种测试分析资料吻合程度较高。

深部调剖中封堵地层大孔道技术的应用

对复合调剖体系封堵地层大孔道的作用机理进行了阐述 ,评价了调剖体系的封堵性能。大港油田在港东、港西、小集、王官屯等中高渗透油藏应用复合调剖体系进行深部调剖 5 1井次 ,调剖有效率 76 .5 % ,受益油井见效率 6 0 .1% ,平均单井组日增油 2 .6t,已累计增油 32 6 83t,投入产出比 1∶3.7。