克拉玛依油田注水储层伤害与水质问题分析

为揭示注水水质对储层的伤害情况,针对克拉玛依油田清污混注运行中水体不配伍和水质达标率低的问题,开展了清污混注的水体配伍性、水质对岩心的伤害、悬浮颗粒或乳化油对储层堵塞机理及注水水质指标研究。结果表明:克拉玛依油田污水与清水、注入水与地层水均存在一定程度的不配伍,但失钙(镁)率都在30%以下。清污混注增加了注水对岩心伤害的程度,且清水占比越大伤害越重。注入水中悬浮颗粒和乳化油浓度越高,岩心的渗透率保留率越低,对岩心的伤害程度也越大。因此,克拉玛依油田最大的清水配注量应是恰好满足配注所需的最低清水量,回注水的推荐指标为悬浮颗粒质量浓度≤5 mg/L、乳化油质量浓度≤20 mg/L。      

安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是:储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。     

伊拉克中部A油田上白垩统Khasib组储层流动单元研究

根据伊拉克中部A油田主力开发层上白垩统Khasib组碳酸盐岩油藏当前注水开发现状及需要对其进行流动单元的研究,针对该储层岩石及孔隙类型多样,孔喉结构及孔渗关系复杂特征,运用岩心、薄片、扫描电镜、物性分析和压汞资料,在岩相、沉积相、物性及孔喉结构研究基础上,运用微观孔隙结构法对流动单元进行了划分。对多级喉道半径与渗透率关系的分析表明,对本区储层渗透率表征最为敏感的为拐点喉道半径而非传统R₃₅参数。采用该参数并结合岩相、物性、孔隙结构划分出Ⅰ~Ⅲ类流动单元:Ⅰ类流动单元岩相主要为砂屑颗粒灰岩,粒间孔、溶孔配合孔隙缩小型喉道对储层渗流起主要作用,拐点喉道半径大于0.8μm,渗流能力好,孔隙度为22%,渗透率为180×10-3μm2,发育在高能砂屑滩中;钻遇该类流动单元井初期产量高,但注水开发中易形成早期注水突破,应采取温和注水开采。Ⅱ类流动单元岩相主要为砂屑泥粒灰岩和绿藻泥粒灰岩,砂屑泥粒灰岩以粒间孔配合缩颈喉道,绿藻泥粒灰岩以绿藻铸模孔、溶孔配合网络状、孔隙缩小型喉道对储层渗流起主要作用,但主渗流孔喉组合所占比例较Ⅰ类流动单元小,拐点喉道半径介于0.35~0.8 μm之间,渗流能力较好,非均质性强,孔隙度为25%,渗透率为10×10-3 μm2,发育在中-高能的砂屑滩和中-低能的藻屑滩中;该类流动单元井初期产量较高,非均质性强导致剩余油分布差异大,是进一步开采和挖潜的主要区域。Ⅲ类流动单元岩相为抱球虫粒泥灰岩,体腔孔、微孔配合管束状喉道对渗流起主要作用,拐点喉道半径小于0.35 μm,渗流能力差,孔隙度平均值仍高达24%,但渗透率平均值仅为1.5×10-3 μm2,发育在较低能的缓斜坡中,含油饱和度低,储量低,较难开采。      

天然水驱油藏水淹层微观变化特征:以文昌油田珠江组为例

以文昌油田不同开发时期密闭取心井的岩心为例,依据物性、薄片分析、压汞测试等分析化验方法,研究了其珠江组天然水驱油藏不同开发阶段的储层微观变化特征及机理。研究结果表明,储层孔隙度在水淹过程中变化不大,而渗透率在水淹前期以减小为主,水淹中后期以增大为主;水淹后储层泥质含量增加,喉道平均值和微喉道体积都是先减小后增大,退汞效率在前期水淹平均降低30%,水淹中后期约降低8%。储层特征发生变化的主要机理是:储层内颗粒和填隙物在水侵作用下发生溶蚀、破碎和迁移,导致储层非均质性增强,到水淹中后期阶段黏土矿物类型发生明显的变化,部分地层微粒被生产带走,储层内可流动喉道的体积分数增多,导致渗透率变大。因此认为泥质含量、细孔喉堵塞环境及可流通喉道体积的发育程度是影响水淹后储层参数变化的主要因素。      

基于CT扫描技术的低渗油藏水敏效应后微观孔隙结构特征

为了研究水敏效应对低渗油藏微观孔隙结构特征的影响,将CT在线扫描技术和岩心驱替实验相结合,开展了低渗油藏不同渗透率岩心水敏性评价实验,对水敏过程中孔、喉半径分布特征、配位数、孔隙变化特征、物性参数变化及对储层渗流能力的影响进行了实验研究,并绘制了水敏前后极限注采井距对比图版。结果表明,随着渗透率降低,水敏效应对孔隙、喉道伤害程度越大、平均孔喉配位数减少越多。两者共同作用是造成储层启动压力梯度增加的主要原因;水敏效应对储层喉道伤害程度远大于对孔隙伤害程度;水敏效应造成黏土膨胀、颗粒运移几乎发生在所有孔隙中,但对岩心整体孔隙结构和分布特征影响不大。通过极限注采井距可知,水敏效应造成新沟嘴组低渗油藏极限注采井距减少了153 m,需要通过加密井来调整注采井距,改善注水波及范围。该研究结果对长期注水的水敏性低渗储层开发调整具有现场指导意义。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密油储层可动流体赋存特征及影响因素

鄂尔多斯盆地陇东地区致密油储层主要分布在延长组长7段。通过长7段致密砂岩样品的核磁共振测试和场发射扫描电镜分析,对致密油储层可动流体赋存特征及影响因素进行了研究。结果表明:致密油砂岩岩心的最佳离心力为1.448 MPa;核磁共振T2谱截止值分布范围较宽,平均为20.64 ms;可动流体饱和度低,平均为40.27%,主要被0.05～1.00 μm的喉道所控制,且喉道在0.10～0.50 μm区间时,致密油岩样可动流体饱和度最高、下降速度最快。整体上,可动流体饱和度与物性呈现出一定的正相关性,且在长71段,储层物性相对较好,可动流体饱和度较高。微裂缝发育程度、溶蚀孔隙、黏土矿物和石英颗粒充填孔隙等储层微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素。其中,微裂缝、溶蚀孔隙的发育在一定程度上提高了储层可动流体饱和度;而黏土矿物及石英颗粒充填孔隙则导致储层可动流体饱和度的降低。关于长7段储层可动流体赋存特征的认识对鄂尔多斯盆地致密油资源开发具有一定的指导意义。      

基于等效岩石组分理论的低渗透储层渗透率模型研究

为了更精确地预测低渗透储层的渗透率,首先从岩石导电的物理机理角度考虑,把岩石孔隙等效为串联和并联2种组分,即等效岩石组分理论,然后根据流体渗流和电流传输的相似性,引入了有效流动孔隙度概念,提出了利用地层因素、束缚水饱和度和孔隙度计算储层渗透率的新方法。对我国西部某油田低渗透储层岩心进行了岩石物理实验分析及三维数字岩心重建,并利用新方法计算了低渗透储层岩心的渗透率。结果表明:计算渗透率与实验室岩心测量渗透率符合性很好,精度优于核磁共振Coates模型,这对利用测井资料更精确地预测低渗透储层渗透率具有重要的意义。      

基于真实砂岩微观水驱油实验的低渗透储层流体渗流特征及驱油效率影响因素研究:以姬塬油田王盘山长６储层为例

对鄂尔多斯盆地王盘山长６油层组低渗透储层的微观渗流特征及驱油效率影响因素进行了深入研究,室内模拟油田储层注水开发过程开展了真实砂岩微观模型水驱油渗流实验,结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜、恒速压汞等测试资料研究了储层微观水驱油特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、润湿性、驱替压力、注水倍数等参数与水驱油效率的关系.研究表明:王盘山区块长６储层微观渗流特征以均匀驱替、网状驱替为主,指状－网状驱替次之,少见指状驱替,在相同实验条件下不同驱替类型对应不同的驱油效率,均匀驱替类型驱油效率最高,平均值为６３．０８％,指状驱替类型驱油效率最低,平均值为２７．７２％;残余油８０％以簇状、膜状形式存在,角隅状、孤立状分布较少;储层物性中渗透率的变化对驱油效率的影响较大,孔隙度次之;注水倍数增大,驱油效率亦增大,注水倍数增大至３PV 时,驱油效率增大幅度减弱,趋于平缓、稳定;喉道半径＜０．４９μm 时,驱油效率呈指数倍数趋势增加,喉道半径＞０．４９μm 时,驱油效率呈线性倍数趋势增大.      

海上低渗透油田特点及开发策略探讨

目前海油低渗探明储量和低渗的产量分别占海油总探明储量和总产量比例虽然小,但在海油实现5 000万t年产后稳产阶段所起的作用将会越来越大。对于海上10～50 mD之间的一般低渗为主要考虑的勘探开发对象,当渗透率是5～10 mD之间的特低渗油田时需要优选出构造相对简单、储层比较连续的区块开发;对于复杂断块特低渗透油田和小于5 mD的超低渗油田,在目前海上经济技术条件下暂不具备勘探开发条件。在海上低渗透油田开发中需考虑压裂、注水的综合应用,尽量采用水平井和分支井开发,并且在开采过程中注意低渗储层的保护。     

扶余油田注水开发过程中储层非均质性动态演化特征

研究油田注水开发过程中储层非均质性的动态演化特征,对于查明剩余油分布规律意义重大。扶余油田已进入高含水期,综合含水率已超过90%。为了科学有效地开发该油藏,调动剩余油潜力,有必要针对储层的宏观和微观非均质性进行深入细致的研究。选取不同含水期密闭取心井的物性、薄片、电镜、压汞及粒度等分析化验资料,通过详实对比分析储层不同含水期的物性和非均质性变化特征,得到了储层高含水期非均质性相关参数的动态演化规律。研究表明,扶余油田储层非均质性随含水率上升而逐渐减弱,呈现出由低含水期的中孔、中渗储层向高含水期的中高孔、中高渗储层演化趋势;注水开发对孔隙半径影响较小;储层碎屑颗粒在低含水期以接触式为主,中高含水期转变为孔隙-接触式、接触-孔隙式接触,高含水期以孔隙式接触为主。      

北部湾盆地涠洲12-X油田涠洲组三段储层物性特征与影响因素

基于北部湾盆地涠洲12-X油田岩心物性、扫描电镜、粒度分析、薄片和铸体薄片镜下鉴定、(钻)测井及3D地震等资料,研究钻前预测储层质量、优势渗流通道、调整开发方案及挖潜剩余油,分析油田涠洲组三段储层物性特征与影响因素。结果表明:涠洲12-X油田涠洲组三段储层整体具有中孔中—低渗特征。沉积微相对涠三段碎屑岩储层的物性具有明显的控制作用(辫状分流河道好于河道侧缘好于分流间湾)。影响储层物性的沉积因素主要是粒径和分选性。粒度中值与分选因数呈正相关关系,粒度越粗,分选性越好,物性越好。储层物性受热压实作用的影响比较明显,储层孔隙度、渗透率与镜质组反射率呈负相关关系;胶结物的体积分数与孔隙度、渗透率呈负相关关系,溶蚀作用使储层的物性变好。该结果为类似区块钻前预测、优势渗透通道研究提供参考。     

鄂尔多斯盆地东南部延长组岩心裂缝重定向

裂缝对鄂尔多斯盆地低渗透储层至关重要。为研究该盆地岩心裂缝展布,在古地磁岩心定向以及笔者曾提出的古地磁岩心裂缝重定向的基础上,以鄂尔多斯盆地东南部某油田延长组的岩心为研究对象,对采集的样品采用2种不同的加工方式,建立样品坐标系和反向样品坐标系,采用古地磁方法分别对其进行重定向。最终推导出各自测试结果所表达的裂缝方向的公式,得到鄂尔多斯盆地东南部某油田6口井延长组岩心裂缝的方位,并对比验证了其计算结果,均比较可靠。研究表明对于类似鄂尔多斯盆地的裂缝系统,运用古地磁方法对2个相对坐标系加工的标样进行裂缝重定向是可靠的,且精度较高,可为同类盆地裂缝研究提供参考。      

咸水体修复过程中含水层物理堵塞试验研究

针对山东半岛大沽河下游咸水体修复过程中含水介质物理堵塞的问题,采用室内模拟试验,系统研究了悬浮物质量浓度和粒径对咸水体含水介质物理堵塞的影响,并通过测定人工回灌过程中渗透系数的时空变化,定量分析和评价含水介质物理堵塞的机理和程度.结果表明:悬浮物质量浓度和粒径是影响含水介质渗透性的关键因素;在悬浮物质量浓度分别为50、100、200 mg·L—1的条件下,含水介质的等效渗透系数分别为其初始值的38％、20％0和10％;随着注入悬浮物质量浓度、注入时间的增加和入渗深度的减小,相对渗透系数不断减小;悬浮物的粒径越小,迁移距离越大,造成渗透系数下降区的厚度越大;随着悬浮物粒径的不断增大,粒径大的颗粒容易被截留在表层,造成表层渗透系数下降幅度增大,其余各层渗透系数下降幅度随深度增加而减小.     

致密砂岩储层可动流体赋存规律及制约因素研究:以鄂尔多斯盆地华庆油田长６段储层为例

可动流体能相对独立地表征储层流体流动性质及采收率,但关于致密砂岩储层可动流体赋存规律及制约 因素方面的研究仍然存在不足.为了提高致密砂岩储层勘探开发效果,明确可动流体赋存及控制因素,以鄂尔多 斯盆地华庆油田长６段储层为例,采用物性分析、薄片鉴定、X 射线衍射、压汞及核磁共振等实验手段,在储层基 础性质研究的基础上,挑选典型样品对可动流体含量及其影响因素进行了详细研究.结果表明:华庆油田长６段 储层孔隙度平均值为９．４２％,渗透率平均值为０．３８×１０－３ μm２,为典型的致密砂岩储层.利用离心法测定的 T２ 截止值推算出的可动流体饱和度平均为３１．２２％,较经验法所得结果准确;储层物性、黏土矿物质量分数、成岩演 化及孔喉参数对储层可动流体饱和度有不同程度的影响.其中,孔隙度与可动流体饱和度的关系较渗透率密切, 黏土矿物质量分数越低可动流体饱和度下降趋势越明显;压实作用导致可动流体饱和度明显减少,早期胶结通过 保存孔隙、晚期胶结通过封闭优势通道扩大波及面积来提升可动流体饱和度;孔喉参数中,主流喉道半径是控制 可动流体饱和度的最关键的参数,可动流体饱和度＜３０％的样品其饱和度随着孔喉配置关系变差而急剧降低. 对比结果表明,利用离心法能够对储层可动流体饱和度进行更准确的评价,储层主流喉道半径及压实作用对可动 流体分布具有明显的控制作用.      

扇三角洲前缘砂体储集构型解剖:以长芦油田沙三段为例

长芦油田沙三段沉积背景为扇三角洲前缘沉积体系,砂体连通程度低,注水开发效果差。应用岩心、测井以及动态资料,在沉积微相研究的基础上,分析了扇三角洲前缘砂体的储层构型单元特征,明确了构型的分级系统,开展了单期复合砂体(5级)和单一砂体(4级)的构型解剖。分析了扇三角洲前缘储层对注水井网、井距以及开发效果的影响,研究成果与生产动态响应特征进行了验证,取得了较好的增油效果,储层构型单元研究对提高油田开发效果和最终采收率具有重要意义。      

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。     

二连盆地乌里雅斯太凹陷 Ｈ 区阿尔善油层组储层特征及影响因素

为了研究二连盆地乌里雅斯太凹陷 Ｈ 区阿尔善油层组储层特征及影响因素,采用储层岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞等测试资料,对储层岩石 学 特 征、孔 隙 特 征、物 性 特 征、沉积作用和成岩作用进行了分析,结果表明阿尔善油层组为近源、快速堆积,砂岩类型主要是长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩,表现为胶结物含量高、结构成熟度低和成分成熟度低的“一高两低”特点。储层受碎屑粒径、压实程度、碳酸盐含量的影响,主要发育中－细喉道,储集空间以残余粒间孔和粒间溶孔为主,物性分析判断为低孔－低渗储层。研究区最好的储层为扇三角洲前缘水下分流河道砂,其次为远端席状砂和河口坝砂。研究区目的层原始孔渗分布主要受沉积作用控制;成岩作用中胶结作用对储层既有部分破坏作用又有部分改善作用,压实作用主要起破坏作用,溶 解 作 用 主 要起改善作用。      

重金属在不同粒径PM10中的含量与形态

利用WYX 402A型原子吸收分光光度计和Tessler形态分类法研究了Cu、Pb、Zn、Cd、Cr、As重金属在不同粒径PM10中的质量浓度与形态分布。结果表明Cu、Pb、Cd、As质量浓度随粒径增加而减少,Zn、Cr质量浓度在1.1~2.0μm粒径范围内有一峰值,总体上仍表现为随粒径增加而减少。重金属的形态分布表现出各自的特征,反映了其环境活性的不同。颗粒越细,Cu的活性越大;Pb的活性在各粒级中变化不大;Zn的活性随粒径增加而变大;Cd主要以碳酸盐结合态和氧化物结合态为主,且在小颗粒中活性较大;Cr以氧化物结合态和不溶物为主,在各粒级中含量较稳定,环境活性不大;As主要以前3种形态存在,在稳定环境下,其活性随粒径增加而减小。     

胜利石油磺酸盐在史深100油田的应用

为解决低渗透油藏生产过程中由于物性条件差导致的注水效果差、驱替能力弱问题,以胜利石油磺酸盐作为表面活性剂,研究油水界面张力和压降因数等,分析胜利石油磺酸盐对储层渗流的改善作用.结果表明:降低油水界面张力有利于减小水驱毛管阻力,从而降低水驱压差;胜利石油磺酸盐与史深100区块的原油具有良好的相似相容性能,质量浓度为4 g...     

甘谷驿油田长6油层裂缝特征及对注水开发的影响

甘谷驿油田长6油层为低孔、特低渗透细喉型碎屑岩储层。根据地面相似露头裂缝观测、岩心裂缝描述、镜下薄片裂缝观测、地层倾角裂缝解释及注水开发生产动态表明,长6油层是地面以东西和南北向宏观构造裂缝发育为主、地下主要以东西向为主的微裂缝。这种裂缝在地下大部分呈孤立、闭合状,在现今北东向80°的最大水平主应力背景下,油井压裂投产使东西向微裂缝连通并优先开启,其次为北西向裂缝。南北向微裂缝始终处于挤压状态而闭合,因此,造成油田注水开发注入水沿东西向裂缝油井水串,南北向油井见效差。