吸水剖面综合解释方法及应用

吉林油田同位素吸水剖面测井采用^(113)In同位素追踪技术,根据同位素追踪过程解释基本可以判断配水层段吸水情况。但是在注水井存在沾污、大孔道以及串槽等影响时,吸水面积确定比较困难。在同位素测井中增加井温、流量参数,通过多参数综合解释,不仅可以对沾污影响进行合理校正,确定准确的小层吸水量,而且能够正确判断各级封隔器、配水器的工作情况,在地层存在大孔道的情况下,确定地层的吸水面积。吸水剖面综合解释方法在吉林油田已普遍应用,见到明显的效果。

新型组合调驱技术在裂缝性油藏的应用

针对江苏油田高含水期裂缝性油藏封堵面临调驱体系不能进入储层深部和因裂缝影响程度不清而无法建立有效封堵难题,开展了"多功能无机凝胶"及"有机智能凝胶"调驱剂筛选、性能评价研究,明确了裂缝性油藏调驱技术对策。真75井矿场先导性试验结果表明,井组调驱后平均日增油量达6.5 t,平均含水率下降3.6%。新型组合调驱技术是治理高含水期裂缝性油藏的有效方法。

示踪剂检测技术的研究与应用

注示踪剂及其检测技术，是从注水井注入一定浓度的示踪剂，在周围油井检测示踪剂浓度随时间的变化情况，绘出示踪剂产出曲线，并对该曲线进行数值分析，得到有关地层的物性参数，用以描述油藏、确定堵剂用量、检验油层有无高渗透层或大孔道存在、跟踪注水流向、分析油水井注采状况和判断断层密封性等，为制定合理有效的开发措施提供依据。本文着重介绍了示踪剂的室内研究及在胜二区沙二３、坨７、胜二区８３～５和坨１１南四个开发单元的应用与分析。

非均质指数法识别低效循环油水井

针对水驱开发油田经长时间冲刷与浸泡后,油井含水率高、开发效果变差的问题,以低效循环油水井日产油量、含水率、流压等参数为基础,利用改进后的非均质指数法(MHI),计算实际油水井的日产油量、含水率、流压等的MHI值,逐步识别低效循环油水井。大庆油田杏十区应用实例表明,该方法简便快速,准确率可达90%以上。该方法对大庆油田及其他同类水驱油田治理低效循环、改善开发效果具有一定指导意义。

冲积扇储层窜流通道及其控制的剩余油分布模式——以克拉玛依油田一中区下克拉玛依组为例

准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田三叠系下克拉玛依组发育典型的干旱冲积扇储层,储层非均质性强,在长期注水开发过程中形成了多种窜流通道,并控制剩余油的形成和分布。从冲积扇储层构型解剖入手,综合应用测井、岩心、现代沉积等资料建立了冲积扇储层构型模式,在此基础上利用动、静态数据分析研究区窜流通道的类型和分布样式,冲积扇储层内部发育有别于其他碎屑岩储层的窜流通道类型,根据窜流通道的物性特征可分为大孔高渗通道和相对低渗通道2类。不同沉积相带内部发育不同成因的窜流通道:扇根内带为流沟系统,扇根外带为片流朵体骨架,扇中为高能水道。不同类型窜流通道的分布样式及其对剩余油分布特征的控制作用差异明显。流沟分布于单期槽流砾石体的上部,流沟之间相互交叉汇合形成"树状"组合,剩余油分布于槽流砾石体未被流沟切割的部位;片流朵体骨架在片流带内孔、渗性能最好,在三维空间内呈"发束状"发散,剩余油分布于单一片流朵体侧缘和上部;扇中高能水道为高孔、高渗的宽带状储集体,单一水道切割叠置频繁,剩余油富集在物性较差、规模较小的低能水道内;扇缘储层构型样式单一,径流水道规模小且多孤立分布,剩余油主要受控于开发井网与措施的完善程度。

基于降雨染色示踪试验的大孔隙流特性研究

实际边坡土体内部存在大孔隙等优势通道,坡体内的水分运动常表现出优势流特性。为探究降雨作用下天然边坡土体内大孔隙的发育特征及优势流的空间响应规律,开展原状土柱的降雨染色示踪试验。通过染色信息标定水分浸润面积,根据“水分浸润面积比”这一参数评价土柱内部不同大孔隙的发育特征对优势流发展及水分入渗通量的影响。研究结果表明:原状土柱中优势通道的发育程度与空间变异性较强,优势通道类型以大孔隙为主,连通性与开启程度好的大孔隙,优势流快速通过,与周围基质交换能力弱,可快速多量地补给地下水;分布不规则、方向各异的大孔隙,优势流现象被削弱,与基质交换能力强,但随深度逐渐减弱;个别死端大孔隙,滞留水分较多,增强了与周围基质的水分交换能力,对优势流的运移作用不大。染色评价结果与土柱实测水分通量所得规律完全一致,准确揭示了原状土中大孔隙流的典型空间分布特征。

油井高含水分析及测井检测方法

油井高含水原因的检测可以为地质开发治理措施的确定及实施提供可靠依据,提高油田的开发经济效益。对造成油井高含水的原因进行了简单的分析分类。导致高含水的原因包括油层水淹、生产井间窜槽、大孔道的存在、层间压力差异及注水和吸水状态的不同、天然裂缝的开启等多种原因。根据各类高含水油井的表现特征给出了相应的测井检测方法及在油田的应用实例,在实际工作中有一定的指导作用。

海上稠油油藏多元热流体吞吐开采气窜规律研究

多元热流体吞吐开采技术应用于渤海油田10余井次,油田开采程度大幅提升;但油藏存在大孔道,导致井间气窜现象日趋严重,油井的正常生产受到严重影响。针对此问题,以渤海A油田的油藏特点为基础,研究大孔道长度、大孔道渗透率倍数及大孔道位置对气窜规律的影响。研究表明:大孔道的长度及渗透率倍数与气窜程度、气窜时机呈正相关,大孔道与生产井的相对位置不同,其气窜规律也有所差异。

高盐油藏大尺度优势通道封堵剂组成优化及性能评价——以吐哈雁木西油田为例

吐哈雁木西油藏具有储层非均质性严重和岩石胶结强度低等特点,长期注水开发已形成水流优势通道,现有封堵剂难以满足封堵强度要求。为解决吐哈雁木西油田注水低效和无效循环问题,以无机化学、物理化学和油藏工程等为理论指导,以仪器检测、化学分析和物理模拟等为技术手段,以雁木西油藏储层岩石结构特征和流体等为模拟对象,开展了高盐疏松砂岩油藏大尺度优势通道封堵剂组成优化及性能评价。结果表明,无机地质聚合物凝胶封堵剂各组成对成胶时间影响主次次序:缓凝剂→增黏剂→主剂,成胶时间为13~62h;无机地质聚合物凝胶成胶后为固体,呈现致密微观孔隙结构,具有抗压强度高、渗透性差和“堵大不堵小”等特点,尤其适合因储层岩石胶结强度低和长期高强度注水冲刷破坏作用而形成的大尺度优势通道封堵;从技术经济角度考虑,优选了无机地质聚合物凝胶组分。研究成果将为大孔道治理技术决策提供实验依据。

边底水稠油油藏多元热流体吞吐水窜规律研究

多元热流体技术是海上稠油高效开发的关键技术,在渤海油田开发中得到了广泛应用,但当边底水油藏存在大孔道时,水窜将严重影响开发效果。针对此问题,以渤海S油田油藏特点为基础,开展大孔道的长度、大孔道渗透率倍数、大孔道位置及生产井距边底水距离对水窜规律影响的研究,研究表明:大孔道长度、渗透率倍数及生产井距边底水的距离与水窜时机、周期末含水率、水窜程度呈正相关,大孔道的相对位置不同时,其水窜规律也有所差异。

锦16区块储层及优势通道特征分析

锦16区块是一个典型的高孔隙度、高渗透率的双高开发油田,在注水开发过程中,注入水沿强水洗大孔道无效窜流,剩余油和水淹层分布零散,挖掘剩余油难度较大。结合JX2井岩芯分析、镜下薄片等资料分析了本区块储层物性、储集空间特征和优势通道的形成原因。分析认为,由于地层压实程度低、胶结物含量低、以泥质胶结为主,岩石胶结作用差,这是锦16区块形成优势渗流通道的主要原因,而高孔高渗储层在后期注水开发的影响,孔隙空间受到注水冲刷和后期物理化学的改造作用,使得大孔道的渗流优势更加明显,进一步加剧了优势通道的形成。

同位素吸水剖面测井资料采集影响因素分析

在长期注水开发过程中,长庆油田区域地层低渗透层与大孔道地层共存,吸水剖面测井资料有效采集及解释困难,难以确定分层吸水量。从注水井井筒压力系统出发,分析水流过程中各阶段的压力损失及吸水层位的渗流特点,确定影响测井采集的敏感参数;从注水量调节和大孔道地层特点两方面对吸水剖面测井资料采集影响进行分析,选取合适粒径同位素。结果发现,注水层压差大,同位素迅速进层,造成测量失真;注水层压差小,同位素难以进入地层,造成井筒污染,使得采集到的资料与实际注水情况不符,油田水驱效果降低。合理的注水层压差可将同位素带入到储层位置,减小对储层的破坏,是成功测井与储层保护的关键。该分析能够提高吸水剖面测井解释成果的准确程度,揭示层间层内矛盾,评价水驱效果,为低渗透油田开发后期有效治理提供措施依据。