长期注水开发油藏的孔隙结构变化规律

应用水驱油实验和岩心分析资料 ,研究东营凹陷胜坨油田二区沙二段 83层三角洲前缘相储集层的孔隙结构随注水开发而发生变化的规律。孔隙特征明显变好 ,表现为孔隙形状因子变大 ,形状变得比较规整、平滑 ,颗粒磨圆度变好 ,平均比表面变小 ,孔隙连通性变好 ,均质程度增高。喉道特征变化复杂 ,总体上喉道半径有增大的趋势 ,分选性变好 ,喉道连通性和控流性变化复杂 ,孔渗性较低的储集层喉道非均质程度增强。图 2表 3参

二次采油与三次采油结合技术在胜坨油田坨11南的应用

二次采油和三次采油结合技术 (简称“2 +3”提高采收率技术 )是指在充分调剖的基础上进行有限度的三次采油。介绍了该技术在胜坨油田索 11南的先导试验情况。以铬冻胶和水玻璃 氯化钙为调剖剂 ,对试验区北部的注水井进行了四轮次的充分调剖 ;随后注入牺牲剂段塞、驱油剂段塞和流度控制段塞 ,恢复注水驱油。调剖和驱油阶段 ,试验区相关指标明显改善。通过对试验区的采油曲线和水驱曲线的分析 ,截止到 2 0 0 1年 11月底 ,试验区累计增油 5 493.0t,预计最终采收率将提高 7.1%。提出了试验区目前存在的问题及下一步的工作构想。

多轮次调剖的室内实验研究与现场应用

采用沿一条对角线设置高渗区、两端设注入、采出口的厚平板模型和可视化薄平板模型及高、中、低渗三填砂管并联模型,实验研究了水驱后(含水95%)多轮次调剖的效果。在厚平板模型上用水玻璃/氯化钙堵剂调剖三轮次,在薄平板模型上用聚合物铬冻胶调剖八轮次,均出现了调剖效果(采收率增值)递减现象。提出了效果递减的五个机理及相应对策:①前后两次调剖注入的堵剂影响面部分重叠,应使用强度不同、凝胶化时间不同的堵剂,建立多轮次调剖堵剂系列;②堵剂的作用随径向距离增加而减弱;应逐轮次增加堵剂量;③封堵时机不当,含水越低则调剖效果越好;④注入压力欠当,高注入压力下堵剂可进入欲启动层;⑤注入的堵剂部分失效,如有机冻胶发生氧化降解,粘土内滤饼被冲刷。在综合含水高达96.3%的坨11南沙二11-3试验区,采用PI和FD决策技术选调剖井,选择堵剂并优化堵剂配方,从1999年10月到2002年10月对全区6口注水井进行5轮次共21井次调剖,使试验区年自然递减率(1999年为11.65%)大幅度减小,含水受到控制(2003年8月为96.1%),采收率提高2.0%,可采储量增加。图5表3参3。

胜坨油田一区沙河街组二段1～3砂组高分辨率层序地层学

以高分辨率层序地层学理论和技术方法为指导,以钻井、测井资料的综合研究为基础,对济阳坳陷胜坨油田一区沙河街组二段1～3砂组进行高分辨率层序地层学分析,从中识别出超短期、短期和中期3个级别的基准面旋回层序。其中超短期和短期旋回层可划分为向上"变深"非对称型和对称型两种基本结构类型。根据旋回的结构变化特征又可细分为低可容纳空间向上"变深"非对称型、高可容纳空间向上"变深"非对称型、以上升半旋回为主的不完全对称型、近完全-完全对称型和以下降半旋回为主的不完全对称型5种亚类型。在此基础上,总结了不同结构类型的超短期和短期旋回层序的沉积序列,以及较短周期旋回在较长周期旋回中的叠加样式、变化规律和分布模式,为沙二段1～3砂组进一步的小层砂体划分、等时追踪对比、砂体几何形态和储层结构描述等精细地质研究奠定了基础。

一种新型选择性堵水技术及其现场应用

采用分别以重铬酸盐+还原剂和有机铬酸盐为交联剂的两种聚合物铬冻胶为堵水剂,依据在温度75℃、矿化度19227 mg/L条件下测绘的成胶时间等值图和突破真空度(强度)等值图选择冻胶堵水剂配方,要求冻胶强度达到Sydansk相对强度代码H级.将不同成胶时间的冻胶设置在高渗透条带不同位置,实施油井选择性堵水.1966年投入注水开发的胜二区22N169井,地层温度70～75℃,地层水矿化度16～17 g/L,含Ca2++Mg2+ 385 mg/L,到2003年3月已被水淹,但数值模拟得到的剩余油饱和度分布表明该井仍有生产潜力.采用上述堵水技术从油套环空注入堵水剂585 m3,其中近井地带(半径3～6 m)64 m3,过渡地带(半径6～9 m) 107 m3,远井地带(9～16 m) 414 m3,使原油产量由1.3 t/d增至9.6 t/d,含水由96.9%降至36.0%,到2003年10月该井仍处于增产有效期.图6表1参6.

胜坨油田一区沙河街组二段1—3砂组测井-沉积相分析

本文在建立取芯井段岩-电转换关系及测井相-沉积相解释模型的基础上,对沙二段1—3砂组进行了详细的沉积相分析。确定其主要为辫状河三角洲沉积体系的水上平原沉积,次为三角洲前缘沉积;识别出三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲3个亚相及分流河道河床、心滩、边滩等11个微相类型;并对各微相类型的沉积特征和剖面结构进行了讨论。

胜坨油田二区油藏物理特征参数变化数值模拟研究

该文简要介绍了胜坨油田二区开发状况。根据现场统计和室内实验测试的正反韵律油藏数据，着重探讨了用改进型数值模拟工具分析油藏物理特征参数变化对开发效果的影响，得出了这两类油藏开采的动态规律和特点。

糠醇-脲-甲醛树脂固砂剂防砂工艺及其在胜坨油田的应用

糠醇-脲-甲醛树脂固砂剂是为满足胜坨油田高含水、严重出砂油井防砂而开发的。2002--2007年，胜坨油田已有227口油井使用该固砂剂防砂，成功率为83．3％。据135口井统计，防砂施工后动液面下降104m（地层受到一定伤害），原油含砂由0．119％减至0．063％，油井免修期由105天延长至296天。利用大量油井的数据讨论了影响防砂效果的因素。油层黏土含量高，则防砂有效期短甚至无效。油层有漏失时先预充填再实施防砂，则有效率从35．5％增至87．0％。油井出砂速度〈50m／月时防砂有效率较高。射开厚度增大或防砂层教增大，则防砂有效率减小。防砂有效率与油井含水率的关系较复杂，防砂施工前清洗油层可提高防砂有效率，但含水率〉95％的油层除外。油井提液强度适中（5-15m^3／m·月）的油井，防砂有效率较高。近几年来采用了先用覆膜砂充填，再挤入树脂固砂荆的防砂工艺。表8参5。

胜坨油田特高含水期储层岩石物理相研究

应用沉积岩石微相与成岩储集相叠加法对胜坨油田沙二段 14,2 3 小层进行了岩石物理相分类及储集层综合评价 ,并研究了储层孔隙网络非均质性、岩石物理相带对剩余油的控制作用。研究结果表明 ,14小层岩石物理相可划分为 6类 ;2 3 小层可划分为 5类。各类岩石物理相之间的储集性能有明显差别。对特高含水期不同岩石物理相带的剩余油分布的分析表明 ,14小层的第 4类和 2 3 小层的第 3类岩石物理相带的剩余油饱和度最高 ,说明在相同成因的储集层中 ,中等物性的岩石物理相带的非均质现象较严重 ,其剩余油较富集 ,因而在此相带布井采油 ,油井含水率比同期老井降低 13.1% ,这进一步说明用岩石物理相来预测特高含水期的剩余油分布是可行的。

糠醇-脲-甲醛树脂固砂剂

该固砂剂是为满足胜利胜坨油田高含水、严重出砂油井的防砂而开发的。所研制的糠醇 脲 甲醛树脂活性高 ,水分散性良好。通过组分筛选和配方优化 ,得到固砂液的基本配方为 :5 .0～ 8.0 %树脂 ,2 .5～ 5 .0 %潜在酸固化剂 ,0 .2 %～ 0 .5 %商品偶联剂HK 5 5 0 ,用清水配液。实验固砂液与粒径 0 .4～ 0 .8mm的石英砂在 6 0℃反应 2 4小时形成的固结砂 ,抗压强度大于 5MPa ,渗透率保留率大于 80 % ,适用温度下限 6 0℃ ,上限至少为 90℃ ,在油田污水、煤油、10 %盐酸、10 %硫酸、10 %NaOH碱液中浸泡 90天强度基本不变 ,在 10 %KMnO4溶液中浸泡 10d后解体。石英砂中含有粘土时固结砂抗压强度急剧降低 ,≤ 1%时抗压强度 >5MPa。石英砂粒径减小使固结砂渗透率保留率降低。简介了在胜坨油田 12口严重出砂井和 9口一般出砂井用该固砂液固砂的结果。图 5表 6参 5。

胜坨油田微型构造研究

为了揭示剩余油形成条件及其分布规律，以确保油田的稳产，以胜坨油田二区沙二段７、８砂组为例，进行了微型构造形态与剩余油分布关系的研究。研究表明，该区的微构造类型主要为小鼻状构造，是由于受右行扭应力作用而形成的。利用测井多井解释结果分析了微型构造对剩余油分布的影响。微型构造对油井的生产起着控制作用，在其顶部翼部是剩余油相对富集的地方。

分层多种示踪剂井间监测技术在坨11南断块的应用

简介了题示示踪剂井间监测技术的原理、示踪剂用量设计及所得资料解释方法。在胜坨油田11南断块沙二8砂层组,相隔22或23天,将3组不同的非分配型+分配型示踪剂分别注入3-9-271注水井的沙二81、沙二82、沙二83层,在周围生产不同层位的9口采油井进行监测。以沙二81层为例说明示踪剂产出浓度曲线拟合效果较好。监测资料表明沙二8层的平面和纵向非均质性均较强,有几口井内有窜槽现象。由监测资料确定了3个小层的主要水驱方向。通过监测数据的综合解释,得到该井组的井间高渗层渗透率、厚度、喉道半径、主流通道、波及体积及系数等储层参数,表明井间主流道均为长期注水冲刷形成的高渗层。井区非均质性强,83层尤其突出。根据综合解释结果修正地质模型,应用示踪数值模拟方法,得到了井组3个小层的剩余油饱和度分布图。图6表5参3。

示踪剂技术及其在胜坨油田的应用

选择硫氰酸铵和硝酸钠为示踪剂，将一定浓度的示踪剂从注水井注入，在周围油井检测采出水中示踪剂浓度随时间的变化并绘制示踪剂采出曲线，通过数值分析求出油层的物性参数。利用所得到的物性参数可描述油藏，确定堵剂用量，检验油层内有无高渗透层或大孔道存在，跟踪注水流向，分析油水井注采关系，判断断层密封性等。本文介绍了这两种示踪剂的室内研究，在胜利油田胜坨地区沙二３、坨七两个开发单元的应用及其分析。

河控三角洲河口坝构型分析

充分利用济阳坳陷东营凹陷北部胜坨油田二区取芯资料全、井网密的优势,按照叠置河口坝、单一河口坝以及前积体的顺序进行层次分析,对河口坝沉积规模进行了定量研究,提出了一套河口坝构型量化分析的方法。研究认为:本区河口坝构型可以分为5个级次,其中第3和第4级次是构型研究的重点;河口坝的长度与厚度及长度与宽度均呈双对数线性关系;前积体的产状,延伸范围及组合存在多解性,在进行分析时需参照河口坝构型模式以及岩芯分析、测井曲线对比和动态开发特征进行综合研究。

胜坨油田浅水浊积相储集层流动单元研究

胜坨油田沙二段 1砂层组 2小层是浅水浊积相储集层 ,综合考虑岩性、物性、电性及非均质性和水淹特征 ,采用模糊聚类的方法将其分为 4类流动单元。流动单元E以中砂岩为主 ,处在沉积旋回下部 ,分布于浊流中心相 ,基本没有无水开采期 ,高含水期含水上升减缓 ,非均质性弱 ,纵向剩余油分布差别小 ;流动单元G以细砂岩为主 ,处于沉积旋回中下部 ,分布于浊流中心相边部及边缘相内侧 ,非均质性最弱 ,水淹较均匀 ,高含水期仍有可观的可动剩余油 ;流动单元M以细砂岩、粉砂岩为主 ,处于沉积旋回中上部 ,分布于浊流边缘相的外侧 ,非均质性较强 ,是剩余油较富集的部位 ;流动单元P以夹泥质粉砂岩、粉砂质泥岩的细、粉砂岩为主 ,处于沉积旋回的顶部及底部 ,分布于浊流相与湖相的交界部位 ,非均质性强 ,极容易形成剩余油 ,但剩余油总量不大且较难开发 ,经济价值不大。把流动单元研究与剩余油研究结合起来 ,可以为提高油气采收率提供可靠的地质依据。图 4参

胜坨油田二区沙二段储层敏感性评价

从储层基本特征入手 ,对胜坨油田胜二区沙河街组沙二段岩石矿物特征、储层物性特征、孔隙结构特征进行了系统的研究。在此基础上 ,对储层的五项敏感性进行了评价 ,得出了敏感性伤害程度及分布 ,并结合储层岩矿等性质分析了产生敏感性的原因。最后 。

胜坨油田聚合物驱转后续水驱技术对策研究

后续水驱阶段是聚合物驱油的重要增油时期,该阶段工作制度及相关技术对策研究尤其重要。胜坨油田经过聚驱开发后,油层开采程度得到了较大提高,但聚驱后油田仍存在较大生产潜力,为了寻求后续水驱阶段剩余油切实可行的有效挖潜方法,利用油藏动态分析和数值模拟结果,研究了胜坨油田后续水驱开采阶段行之有效的挖潜措施,应用于现场试验后,取得了较好增油降水效果,为有效指导油田聚合物驱提高采收率提供了依据。

含助剂的生物聚合物驱油剂性能研究

针对胜坨油田油层温度和地层水矿化度较高的特点，提出了含助剂的黄胞胶生物聚合物驱油剂。评价了该驱油剂的溶解性、注入性与驱油性能，考察了驱油剂溶液粘度、注入时间与驱油效果的关系。结果表明，该驱油剂有良好的溶解性和注入性，具有明显的增油降水作用，可用于较高温度的高含盐油藏。

胜利油田污水配制梳形抗盐聚合物KYPAM驱油试验初步结果

在原始油层温度 80℃、原始地层水矿化度 2 10 0 0mg/L的胜利胜坨一区开展了梳形抗盐聚合物KYPAM和超高分子量HPAMMO 4 0 0 0对比驱油试验。KYPAM试验区面积 1.6 3km2 ,油层厚 12m ,注聚井 10口 ,井距 30 0m ,油井 16口 ,含水 97.2 % ,设计分 3个段塞注入浓度 180 0～ 10 0 0mg/L的KYPAM污水 (矿化度 12 4 0 1mg/L)溶液1.791× 10 6m3 ;从 2 0 0 2年 7月到 2 0 0 3年 8月 ,注入设计量的 32 .8% ,平均浓度 1836mg/L ,井口粘度2 4mPa·s。MO 4 0 0 0试验区面积 2 .39km2 ,油层厚 17m ,注聚井 2 2口 ,井距 2 2 0m ,油井 4 5口 ,含水 94 .3% ,设计注入浓度、段塞结构相同的MO 4 0 0 0清水 (矿化度 6 80mg/L)溶液 3.6 5 7× 10 6m3 ;从 2 0 0 2年 3月到 2 0 0 3年 8月 ,注入设计量的5 2 .8% ,平均浓度 184 1mg/L ,井口粘度 5 0mPa·s。按 2 0 0 3年 8月统计数字 ,KYPAM试验区见效油井比率(4 3.8% )、单井日平均增产油量 (2 .12t)、单井产油量最大增幅比率 (4 74 % ) ,单井增产油量 (2 186t) ,试验区采收率提高 (0 .4 1% )均高于MO 4 0 0 0试验区 (分别为 37.8% ,1.73t,94 % ,16 90t,0 .38% )。图 2表 4参 4。关键词 :梳形聚合物 ;丙烯酰胺共聚物KYPAM ;部分水解聚丙烯酰胺 ;聚合物驱油 ;矿场应用效果 ;

储层微观动态地质作用与剩余油研究——以胜利油区胜坨油田沙二段为例

长期注水开发油田的开发流体,长期对储集层进行浸泡、驱动,使储集层的众多微观孔隙与喉道的极其微小空间发生风化、剥蚀、溶解和沉积等微观动态地质作用。这些地质作用是由于开发流体打破了地下的动态平衡产生的,它对储集层的岩石骨架、孔隙和喉道等进行改造和破坏,进而控制剩余油的形成与分布,并使得微观剩余油存在多种分布模式。研究指出微观动态地质作用是储集层随开发而发生变化的重要原因,是控制剩余油形成和分布的基本因素。微观动态地质作用长期持续存在,并对储集层进行改造和破坏,使得储集层中的剩余油分布更复杂。