注水开发对储层砂岩粒度分布的影响

通过对中国东部某油田老第三系沙河街组第三段中亚段砂岩储层注水开发前后粒度分布特征的对照研究，以及研究区块内由生产井带出沉积物粒度分布特征的对照研究，认为注水开发过程造成了储层砂岩极细砂粒级沉积物的丢失。由于这些极细砂的主要赋存状态是粗砂、以及砾级碎屑颗粒间的充填物，因而极细砂沉积物丢失可造成岩石物性和孔隙结构的一系列变化，尤其是渗透率的大幅度提高。同时也说明注入水的压差、流速、流体粘度和流动方式等物理学特征，以及储层本身的孔隙大小、孔隙度和渗透率等特征，在很大程度上是与极细砂级沉积物的搬运条件相适应的。     

富台油田岩心裂缝研究

通过对富台油田岩心裂缝观测,描述裂缝的几何特征、充填特征、力学性质等,进而确定裂缝的各项参数。研究结果表明,富台潜山发育大量构造裂缝,主要为北东—南西和北西—南东走向共轭剪切裂缝,同时可见近东西走向裂缝。裂缝基本为近垂直剪裂缝,开度集中在0.6~0.8 mm,以方解石半充填为主,体密度为5~10 m2/m3,北部较南部地区裂缝密度偏大,裂缝更为发育。     

安塞油田注水开发技术研究

安塞油田特低渗透油藏的非均质性较强,注水开发启动压力梯度大、天然微裂缝较发育和油井见水后采液、采油指数下降等因素对注水开发效果的影响日益突出,根据安塞油田多年实际注水开发试验,从注水参数优化、精细注水单元划分、注水剖面调整和优化注采井网方面分析总结了安塞油田注水开发的基本方法和基本特点,在注水参数优化方面提出了超前注水及油井投产的时机选择,以及强化注水、不稳定注水的特点和方法,针对油层的非均质性提出了三分精细注水的核心和方法,对剖面调整技术和井网优化技术的实际应用效果进行了分析评价.为油田开发提供了技术借鉴和指导.     

注水试验资料分析

注水试验方法是 Ferris 和 Knowles 先生在1954年首先提出的,这包括向一个有限口径的井中注入或抽出已知体积的水,来查明有限含水体的贮水系数和导水系数.Cooper 等人根据有限含水体的不稳定辐射水流方程采用一套模型曲线推求含水体参数值.     

川口油田长6油层裂缝特征及对注水开发的影响

对川口油田长。油层岩心显裂缝作了统计、分析,并制作薄片进行了微裂缝观察。在延河剖面长６油层作了野外裂缝测量。结果表明：川口油田长６油层存在天然显裂缝与微裂缝。裂缝方向以近ＥＷ向为主,同时发育近ＳＮ向裂缝。显裂缝频率平均为０．４条／ｍ,无深变化范围不大,以高角度缝为主,只有１１．１％的裂缝被少量钙质充填,在地下多为闭合形式;微裂缝开度主要区间为５～１５μｍ,孔隙缝 被少量钙质充填,在地下多为闭合形式     

杏子川油田撬装注水设备的应用研究

随着油田开发期限的延长,杏子川油田剩余含油区块存在着储量小、品位低、采收率低等问题,油田注水开发势在必行。由于注水规模迅速扩大,其注水区块较为分散,建大型注水站不能适应当前注水开发的需要,因此急需体积小、占地面积小、运行费用低、便于安装与移动的撬装注水站,其设备通过不断改良,污水处理技术日益娴熟,处理后的水质逐渐达到注水水质标准,解决了小区块注水开采难的问题。目前,杏子川油田在撬装注水设备应用效果很好,已建成多座撬装注水站,取得了较好的注水开发效果,逐步从规模注水向精细注水转变。     

浅析提高油田注水系统效率途径

长庆实业集团小河油田采用滚动开发模式,目前地面注水系统站点分散、布局不合理,且日常管理不便,注水系统效率低下,能量损耗大。为了提高注水系统效率,降低注水开发成本,方便生产管理,将全区的注水系统进行整合改造,提高油田注水系统效率。根据小河油田注水系统现状,通过对注水系统效率分析,提出注水系统改造方案,从而达到提高注水系统效率,降低注水系统能耗的目的。     

玻璃钢注水管线在杏子川油田的应用研究

针对金属注水管线容易结垢和腐蚀的问题,在杏子川油田选取了四口注水井安装玻璃钢注水管线,该管线具有出色的防腐性能,内壁非常光滑能有效防止水垢的形成,且能够在高压情况下使用,安装和使用方便。使用后效果非常明显。     

川口油田长_6油层裂缝特征及对注水开发的影响

对川口油田长 6油层岩心显裂缝作了统计、分析 ,并制作薄片进行了微裂缝观察。在延河剖面长 6油层作了野外裂缝测量。结果表明 :川口油田长 6油层存在天然显裂缝与微裂缝。裂缝方向以近 EW向为主 ,同时发育近 SN向裂缝。显裂缝频率平均为 0 .4条 / m,切深变化范围不大 ,以高角度缝为主 ,只有 11.1%的裂缝被少量钙质充填 ,在地下多为闭合形式 ;微裂缝开度主要区间为 5～ 15μm,孔隙度极低 ,内蕴渗透率相对较低 ,从 0～ 10 0 μm2不等 ,面密度小 ,仅为 0 .0 0 2 6 / mm,延伸长度为 0～ 2 mm,仅 12 %以下被矿物充填 ,与大裂缝夹角主要为 0～ 10°,主要发育在显裂缝周围。同时 ,通过真实砂岩微观模型实验和注水井与生产井之间的注采分析 ,研究了裂缝对注水开发的影响。     

弧东油田馆5^2＋3层小井距注水开发全过程现场试验研究的初步认识

高渗透、高粘度、河流相沉积的亲水砂岩馆5^2 3油层小井距注水开发全过程现场试验，为占胜利油区近三分之一储量的馆陶组油藏的开发与调整、动态预测、长远规划等提供了一定的实践依据。试验研究表明：注开发中含水期以前，生产时间短，含水上升较快，产油能力旺盛，采油指数逐渐上升至最高值之后下降到初期水平，见水后含水上升率逐渐增至最高值，采出近60％的可采储量。高含水期生产时间长，采油指数递减，含水上升减缓，产液能力增强，注水利用率低，可采出40％多的可采储量。原油密度和粘度有较小幅度的增加，天然气和组分含量变化较小。注入低矿化度水后油田水性质逐渐淡化；油层见水厚度大，水淹面积大，层内初期见水状况受渗透率纵向发布控制。驱油效率低，开发前期波及系数增长快，水驱采收率可达45．7％。     

丘陵油田三间房组注水开发效果影响因素分析

利用岩石铸体薄片、压汞和物性分析资料等,对丘陵油田三间房组储层岩石学特征、沉积特征、微观孔隙结构以及成岩相进行了深入研究。在此基础上,从多角度出发分析了影响丘陵油田三间房组储层注水开发效果的因素。研究表明:1)不同沉积微相储层注水开发效果存在较大差异;2)油藏注水开发效果在一定程度上受区域局部构造的控制;3)孔隙结构越复杂,孔径越小,注水开发效果越差;4)不同成岩相组合控制了储层发育特征和储集物性,其注水开发效果不同。因此,丘陵油田三间房组储层注水开发效果是主力微相、微构造、微观非均质性、成岩相等多因素共同作用的结果。