流体势原理在注水油田开发中的潜力区研究与应用

油田的注水开发同其成藏一样，本质上都遵循了由高势区向低势区运聚的流体势原理，即开发中可动的油气一部分 将运聚到更低势区的油井而被采出，另一部分将它集在圈闭中无并控制的低势闭合区而成为开发中所谓的潜力区。文中 应用流体势原理，对潜力区进行了本质上的阐述，指出注水油田潜力区的控制因素为静态遮挡与动态水势两个方面，由此 分析研究了目前注水老油田潜力区的形成原因，划分出三种基本类型，并总结了其特征与分布形式；在此研究认识的基础 上，应用于纯化油田的挖潜增效工程，在三种类型的潜力区中均获得了显著的增储上产效果，尤其在高注低采的实例中， 通过分析研究其流体势格局与低势闭合区形成分布状况后，在该低部位特高含水区的更低部位打井获得了初产不含水的 显著效果，同时原高含水报废多年的老并适时恢复生产（动态型潜力区）等方面也获得了显著的增产效果，由此突破了目 前老油田所谓的潜力区即是正向型微构造区而缺乏油田中因水动力作用及变化对潜力区形成作用的认识与实践的局限 范围，从而拓开了注水油田的挖潜方向，展示了注水油田可观的潜力，对目前注水油田进一步提高开发水平具有现实的参 考价值。

纯化油田高压注水井套管损坏原因及防治措施

针对纯化油田实施高压注水以来,注水井套管损伤日益增多的现象,通过现场调研,找出该油田套管损害的主要原因,并从物理和化学两方面提出了防治措施,即在管柱上加设套管保护封隔器和环空保护液,对已发生套损的井应用套管补贴、换套管、注水泥等方法进行治理,矿场已取得较好效果。

东营凹陷纯西地区辉绿岩岩体的相带识别

根据东营凹陷西南部纯化油田辉绿岩岩体的岩性、电性及地震等特征,该岩体分带明显,可划分为中心相、边缘相、边外相,岩体电性特征分为渐变型、台阶式渐变型、上部跳跃渐变型、中部凹陷型等4种类型,岩体地震相可划分为破碎地震相、粘连地震相、串层位地震相、眼状地震相等4种类型。该火成岩主体与其边-外变质储集带是一个统一的复合体,对该岩体的储集能力进行了分析,提出边-外变质储集带是侵入岩中找油的新领域。

东营凹陷纯化油田西部侵入岩裂缝系统研究

针对东营凹陷纯化油田侵入岩裂缝发育的地质情况,利用常规地震资料、倾角测井资料和测井曲线,采用地震波相干技术、地震波属性分析技术和地层曲率法分析了火成岩裂缝的展布规律,形成了火成岩裂缝识别和追踪技术。距离断层较近或断层发育的构造顶部为裂缝最发育区,根据成因将裂缝分为早期收缩裂缝和晚期构造裂缝。通过对该区的成藏条件分析,提出了纯87-1小火成岩体内高部位和纯97小火成岩体南部2个有利钻探目标。

纯化油田低渗透砂岩油藏解除水锁伤害研究

水锁伤害是影响高效开发纯化低渗透油藏重要的因素之一。根据纯化低渗透砂岩油藏的特点,进行水锁伤害室内评价试验,对解除水锁伤害措施进行了探讨。研究表明,增加驱动压力和使用表面活性剂后油藏渗透率恢复率较低,解除水锁伤害效果较差,而利用HCY水锁解除剂后油藏渗透率恢复率高(达85%以上),解除水锁伤害效果好。

纯化油田纯东地区断裂控烃成藏机理及模式

纯化油田纯东地区的断块油气成藏条件较为复杂,采用断裂控烃理论研究其成藏主控因素.该区的油气聚集包含3种特殊的油气运聚成藏机理,即沿断裂向下的异常高压驱油运移机理、圈闭下倾方向顺层断裂开启导油运移机理和圈闭上倾方向反向断裂的遮挡油气聚集成藏机理.油气成藏以下倾方向油源断裂供油、上倾方向遮挡断裂聚油为特征,从而形成工区特有的油气成藏模式.

纯化油田回注污水改性处理可行性研究

纯化油田是典型的多层系、薄互层、中低渗透油田,油田开发方式主要以注水开发为主。自1992年回注污水以来,由于水质不合格,给油田开发带来了较大的危害。针对此种情况,在室内开展了改性水处理研究,主要从改性处理水处理工艺、改性水与地层水配伍性、不同含油量的改性水对地层损害程度及不同粒径中值、不同细菌含量、不同pH值的改性污水水质对地层伤害等几个方面进行了试验研究,试验结果表明,纯化油田回注污水进行改性处理是可行的,处理后的水对地层基本无伤害。

纯梁首站污水处理药剂优化及应用研究

油田回注污水水质与污水处理的工艺、药剂紧密相关,水处理药剂的效果直接影响污水处理后的水质指标和经济效益。通过水质改性技术改造纯梁首站污水处理工艺,对与处理工艺配套的各种药剂配比、加量进行优化,研究了不同配比的复合碱、不同加量的助凝剂对处理水质的影响,从絮凝效果、污水澄清时间、产生污泥量、水质等方面进行了全面评价。研究结果表明,对首站污水处理用的各种药剂为：复合碱NS-1中NaOH和Ca（OH）2的质量比为1∶1~1∶3,加量406~442 mg/L;助凝剂HY-2加量2~4 mg/L;处理污水的pH值控制在7.8~8.0范围内,污水腐蚀率〈0.076 mm/a,产生的污泥量为9~11 cm3/L污水。现场处理后的水质全面达到注水标准,腐蚀率大大下降。

纯化油田沙四下亚段水淹层测井响应特征研究

水淹层识别技术已成为油田开发调整方案的重要方法。针对纯化油田古近系沙河街组沙四下亚段储层薄、物性差、非均质性强、注入水类型复杂等特点,按照不同的水淹类型总结出水淹层的测井响应特征,提出了利用自然电位、感应电导率、4m底部梯度电阻率等测井资料进行水淹层识别的方法和利用高频感应测井划分薄层及进行水淹层识别的方法。该方法可以按照不同的水淹类型得出其测井响应特征,提高了水淹层评价的成功率。

纯化油田注水系统结垢倾向预测

无机结垢是油田注水过程中遇到的最严重的问题之一。结垢给油田开发带来了较大的经济损失。为了高效开发油田,应对结垢进行科学预测,并提出相应的防垢措施。采用饱和指数法、稳定指数法和溶解度法对纯化油田注水系统的结垢倾向进行的预测结果表明:纯化油田污水易结CaCO3垢,且结垢倾向较严重。

纯化油田采出液改性减缓腐蚀的研究

通过对纯化油田采出液酸值进行分析,结合生产设备及集输管线的腐蚀现状,调节采出液pH值对采出液进行改性处理。评价采出液改性对设备的腐蚀率及对硫酸盐还原菌生长繁殖的影响,得出pH为8时,腐蚀率最低,且无硫酸盐还原菌生长繁殖,采出液改性可减缓设备腐蚀。

纯化薄互层低渗透油田开发层系的划分与组合

纯化油田为薄互层低渗透油藏,含油小层多,层间渗透率差异大,储量丰度低,早期采用一套层系开发,层间干扰严重、各小层动用不均衡、储量损失大等矛盾造成开发效果差。为改善油田开发效果,对油田开发层系的技术政策进行研究,确定了油田开发层系划分方案。同一层系内的层间渗透率级差中部地区不宜大于5,边部地区不宜大于3,应尽可能单采3～5个主力小层,射开厚度必须控制在6m左右,单井控制储量一般应大于10×104t,隔层要具有分层卡封的可行性。根据研究结果,在C2块、C23块等5个单元实施,增加可采储量117.8×104t,提高采收率5.2%,表明低渗透薄互层油藏合理划分开发层系可有效改善油藏开发效果。

纯化油田回注污水结垢性与配伍性研究

胜利纯化油田注水水源为纯梁 (油气水集输处理 )首站污水 ,碳酸钙结垢引起注水压力上升 ,影响油田生产。在室内通过加入助凝剂和混凝剂进行化学混凝、静置沉降、过滤后加入稳定剂 ,将该污水转变成为符合注入水行业标准的净化水。该净化水 pH =8.0～ 8.3,成垢离子Ca2 + 、Mg2 + 、HCO-3 等含量较高 ,但根据饱和指数SI和稳定指数SAI预测无CaCO3 结垢倾向。配伍性实验结果表明 :在油层温度 (90℃ )下密闭加热 7天 ,首站污水、纯梁油田及其边缘井产出水均产生沉淀 ;不同比例的首站污水与纯梁、边缘井产出水混合水也产生沉淀 ,相互不配伍 ;处理后的首站污水仍保持清澈透明 ,按不同比例与纯化油田及其边缘井产出水混合后 ,水色清亮 ,浊度略上升 。

纯化油田中高含水期开发技术界限

针对纯化油田地质及开发特征 ,评价了该油田目前的开发效果。利用统计分析和油藏工程方法 ,确定了纯化油田中、高含水期开发的技术界限 ,包括合理井网密度、合理注采比、合理井底流压、合理采油速度、合理注水速度、合理注水压力、平均单井日产油量及经济极限含水率等开发指标。

纯化油田湖相滩坝薄储层含油性差异及控制因素

纯化油田滩坝储层岩性复杂,泥岩、砂岩和碳酸盐岩呈薄层状频繁互层,不同储层的物性差异明显。综合运用岩心、测井、扫描电镜、物性实验和生产动态等资料,对储层含油性差异及控制因素进行了研究。结果表明:研究区发育坝、砂质滩、颗粒滩、泥晶滩及浅湖泥5种微相,物源、成岩作用、沉积微相和储层厚度均对储层含油性有控制作用。优质储层在垂向上有分层性,纯上砂层组砂岩储层优于纯下砂层组碳酸盐岩储层,其中成岩作用改造作用明显,钙质胶结使砂岩物性变差,溶蚀作用使鲕粒灰岩孔渗性优于泥晶灰岩;平面上有分区性,与沉积微相密切相关,坝、砂质滩最好,颗粒滩次之,泥晶滩最差;同一相带内又受储层厚度影响,厚度越大产油越好。