油田薄层低电阻特性研究

在西江油田的挖潜工作中,发现了许多低电阻率油层。由于低电阻率油层的形成受多种复杂因素的影响,对该油层的识别尚存在一定困难。因此,有必要对低电阻率油层进行系统研究。     

A油田延长组长6油层低阻成因分析

A油田延长组长6油层储层致密、物性差,电阻率测井表现油水阻值差别不大,甚至水层电阻率相对较高,造成油层识别困难。通过对20余口井岩心、测井、试油等资料进行分析,应用岩心铸体薄片、扫描电镜、岩心物性分析手段,结合储层岩石学、沉积学理论进行分析,认为A油田延长组长6油层组储层岩性为长石砂岩、岩屑长石砂岩,泥质含量高、孔隙结构复杂,残余较高束缚水饱和度是形成低阻储层的直接因素,放射性钾长石含量对低阻油藏的分布也有一定控制作用,钻井液侵入形成地层水矿化度增大造成油层电阻率下降。沉积微相在宏观上控制着相对低电阻率油藏分布,在河道侧翼,砂体较薄,泥质含量大,分选差,储层非均质性强,易形成低阻油藏。     

水锁机理及补救措施研究

注水开发是目前最主要的开发方法,但是长期对地层注水会引起水对油层的伤害,尤其是低渗透的油田水锁效应引起的产量下降是比较突出的问题。水锁效应通常表现在钻井、完井、修井作业中油层被“憋死”,或被管外窜漏进入油层的水或产出的地层水“憋死”,有时也出现产液良好的油井在洗压作业后产量大幅度降低甚至不产液的情况。因此,研究解除水锁伤害的方法,对改善低渗透油藏的水驱开发效果具有重要的意义。     

水锁机理及补救措施研究

注水开发是目前最主要的开发方法,但是长期对地层注水会引起水对油层的伤害,尤其是低渗透的油田水锁效应引起的产量下降是比较突出的问题。水锁效应通常表现在钻井、完井、修井作业中油层被“憋死”,或被管外窜漏进入油层的水或产出的地层水“憋死”,有时也出现产液良好的油井在洗压作业后产量大幅度降低甚至不产液的情况。因此,研究解除水锁伤害的方法,对改善低渗透油藏的水驱开发效果具有重要的意义。     

水锁损害机理及解堵剂概况

注水开发是目前最主要的开发方法,但是长期对地层注水会引起水对油层的伤害,尤其是低渗透的油田水锁效应引起的产量下降是比较突出的问题。水锁效应通常表现在钻井、完井、修井作业中油层被“憋死”,或被管外窜漏进入油层的水或产出的地层水“憋死”,有时也出现产液良好的油井在洗压作业后产量大幅度降低甚至不产液的情况。因此,研究解除水锁伤害的方法,对改善低渗透油藏的水驱开发效果具有重要的意义。     

博兴洼陷南坡地层油藏的滚动勘探

博兴洼陷南斜坡油气资源丰富,该区下第三系地层区域性向南抬升,与上覆馆陶组地层呈不整合的特点,综合运用钻井、测井、试油和试采、三维地震资料等信息,以构造地质学、沉积学、石油和天然气、和油气藏动力学为理论为指导,有针对性地对博兴洼陷南斜坡各级次地层不整合的形成机制、类型、分布特征及与其地层油藏关系,总结不同类型地层圈闭的分布规律与成藏控制因素,提出该区的勘探方向和滚动目标。     

杭锦旗地区地层水特征研究及其油气地质意义

通过对鄂尔多斯北部杭锦旗地区地层水化学组分分析,结合水化学特征参数纵向和平面分布特征变化规律,探讨地层水化学特征与油气保存条件的关系.研究表明:地层水是低p H值、高矿化度的Ⅳ型和Ⅴ型Ca Cl2型水.平面上,地层水化学特征具有东西分区、南北分带的特征,西部大部分地区及泊尔江海子断裂带两侧的局部地区表现出高矿化度(TDS)、高(rCl--rNa+)/rMg2+、低rNa+/rCl-、低(100×rSO42-/rCl-)和(rHCO3-+rCO32-)/rCa2+的特征,表明其封闭性条件较好.纵向上,泊尔江海子断裂带两侧矿化度和离子浓度随深度变化表现为正向型,表明现今地层水处于封闭的流体动力环境,有利于天然气的保存.地层水所表明的封闭环境均有良好的油气藏发现,可利用地层水离子特征寻找天然气气藏勘探区.     

注水开发过程中流体物性参数变化规律研究

引言油藏的开采,会造成地层压力下降,需注水保持油层压力,提高油田采收率。在油田注水开发过程中,不同油田需注不同水。由于注入水与地层原油长期接触,其结果将引起地层原油物理性质发生变化。本文就是把不同含量、不同矿化度的水注入地层原油中,探讨注入水对地层原油泡点压力、气油比、体积系数及黏度等参数的影响及变化规律。这些变化规律,对于改进中、高含水期的开采技术及油田的调整、动态分析及水动力学的计算等都是不     

气举井反洗井洗盐解卡技术的探索

<正>本文介绍了气举结盐井常规洗井方式和反洗井技术原理,反洗井相对于常规洗井的优势及应用实例,反洗井洗盐解卡的应用大大缩短了气举井措施周期,避免油井作业,提高了油井产量。文东油田文xx油藏具有"三高一低"的特点,即高温、高压、高矿化度、低渗。油层结盐、结蜡严重,地层水矿化度最高达3.6×10~5mg/L。随着开发时间的延长,地层能量下降,导致结盐加重,结盐周期缩短,洗盐日趋频繁,普通的洗盐方法对结盐较轻的井效果良好,但对结盐严重的井无效。本文通过长期摸索与实践,摸索出一套合理的反洗方案和技术参数,在实     

高频等参数感应测井地质应用浅析

<正>本文通过对高频等参数感应测井仪的结构原理进行分析,总结出高频等参数感应测井仪较于常规感应测井仪的四个特点,并通过实例对薄层、非均质地层、高矿化度低阻油层、储层渗流能力及射孔参数优化等方面进行仪器的应用分析,从而拓展了电阻率测井的应用空间,对现场测井与地质录井进一步结合提供了参考。     

岩石复电阻率的"U"形曲线

通过水淹岩石岩电特性的实验研究发现,地层水矿化度的变化,对岩石电阻率幅值的影响较大,致使单一频率下的岩石复电阻率幅值和同相电阻率也会象常规电阻率一样,随着含水饱和度的变化,出现“U”形曲线,而相对而言,地层水矿化度对岩石频散特性的影响较小。因此基于岩石频散特性发展起来的复电阻率测井技术在识别油水层和水淹层测井评价上具有良好的应用前景。     

新场须二超致密碎屑岩储层气水差异识别

新场气田须二段属于超致密碎屑岩储层,气水关系复杂,主产层段地层水矿化度差异较大,因此,准确确定须二段的地层水矿化度,是判别须二超致密碎屑岩储层流体性质的前提条件。依据地层水矿化度的差异,本论文制作了4种不同地层水矿化度条件下的深侧向与孔隙度相关关系理论图版,借助测试、测井资料,对主产层段须二地层水矿化度进行解析,这为超致密碎屑岩储层气水差异识别作良好铺垫,其方法技术适用性强。     

A油田F102块沙河街组储层评价

A油田多年来一直是解释工作的难点之一,该区储层非均质性强,地层水矿化度低,试油的井少且位置集中,致使油层、油水同层、含油水层的上下界限值难以确定。由于对油层电性规律认识不清,导致解释结论或高或低,解释符合率偏低,影响了油田的勘探与开发。本文在研究储层的四性关系的基础上,对该区存在的几个难点进行了重点研究。分别对ES,2、ES33、ES34、ES3,上这四个层段做了电性标准,由此搞清了该区的油干、油水界限。并依据电性标准对该区内9口井进行了二次解释,对多口井提出了试油的建议。通过此次研究,深化了对该类储层的认识,提高了解释符合率。为该区下一步产能建设提供了依据。     

对复电阻率测井仪器的改进

复电阻率测井是唯一中国人独创的一种电阻率测井新方法,在较大程度上克服矿化度影响后提高了对油层不同水淹级别的反应能力,能精细的描述水淹油层内的剩余油分布情况,克服了无法通过电阻率测井解释油层水淹状况的技术障碍,具有直接指示油层水淹级别的能力,是注水开发油田认识水淹的良好工具。     

面22区开发现状及下步开发建议

<正>一、概况面22区位于八面河油田的西南部,构造位置处于东营凹陷南斜坡八面河断裂构造带南端翘起部位,南部与面120区相连。油层顶面整体构造形态为一北西倾向斜坡,地层倾角3°~5°之间。含油层系为沙三段和沙四段,共有14个砂层组31个含油小层,主要含油层位为沙三上3砂组和沙四段1、4、5、6砂组。油层埋深1023.2~1249.2 m,油藏类型为构造岩性油藏。面22区沙三上3砂组4小层沉积类型为三角洲前缘沉积,主要发育河口坝、席状砂沉积微相。沙四段1砂组属滨浅湖沉积,主要发育有     

特低渗滩坝砂油藏复合降压增注技术实验研究

针对胜利油田高89块沙四段油藏地层水矿化度较高、渗透率低、残余油饱和度高、水相渗透率低、注水压力高的特点,本文研究制备了以双聚醚表活剂JY-1为主剂的复合降压增注体系,评价了该体系的性能,结果表明:该体系具有良好的耐温耐盐性,超低的界面张力特性、良好的增溶油性能,可显著提高水相渗透率,降低残余油岩心注水压力35%以上。     

测井含水饱和度解释方法新探

化子坪为典型的特低渗油田,主要开发层位长2、长6层不仅存在因储层岩性变化而形成的低阻油层,而且也存在因储层岩性变化而形成的高阻油水层,因此准确解释这类储层含水饱和度就显得非常重要。本文提出影响含水饱和度的综合因素并进行分析,推导出确定长2、6储层含水饱和度的公式,为识别油水层提供了依据。     

双电阻率测井在锡林好来地区低阻油层的应用

锡林好来地区发育低阻油层,应用常规电阻率-孔隙度测井难以识别,该区目前测井系列只有常规九条,本文在充分挖掘常规测井曲线响应特征的基础上,提出利用深侧向和深感应比值识别低阻油层的方法,取得了较好的效果。     

陆梁油田L9井区J2x1油藏低对比度油层分类及开发控制因素分析

陆梁油田L9井区J_2x_1油藏自21世纪初探明,由于油水层识别难、油藏类型不清,后期投产井相继失利,导致油藏开发控制因素不清,潜力不明。为此,以识别低对比度油层为基础,结合试油试采动态数据对该区油层类型、油藏特征、开发控制因素以及开发潜力进行再认识。研究表明,分岩性识别低对比度油层解释结论与试油试采符合率达94%,其油藏类型为构造控制,局部受岩性影响的背斜油气藏。影响开发控制的主要因素为避水高度、油层类型及厚度、地层系数以及含油饱和度。据此拟合出油藏初期的产能平面分布图,指出了潜力区的范围及开发方式,这也为下一步的生产开发提供了依据。     

低效水驱稠油油藏蒸汽吞吐热采可行性论证——以林东馆三段出砂强敏感稠油油藏为例

稠油油藏水驱采收率低,因其原油黏度高,不适合转化学驱,但转热采可大幅提高采收率。林樊家油田林东馆三段地质条件复杂,地层敏感性强,供液差,产能低,油稠,出砂严重,多年来采用了各种工艺措施,均未取得好的水驱开采效果。在分析低效水驱原因的基础上,论证了水驱转蒸汽热采可行性。开发实践表明,低效水驱稠油油藏通过转热采可大幅提高采收率,同时研究成果对同类油藏的开发具有重要指导意义。