油层分析论文（精选12篇）
油层分析论文 篇1
1 开采简况
北3-342-P45井是X X X块二类油层的一口聚驱抽油机井, 全井射开砂岩厚度2 0.9 m, 有效厚度1 3.6 m, 地层系数6.2 0 5μm2.m, 原始地层压力1 0.7 M P a, 饱和压力9.5MPa, 开采层位为SⅡ10+11~SⅢ8, 注采井距125m, 井组控制面积0.0 5 7 k m2, 地质储量9.09×104t, 孔隙体积9.13×104m3, 采用五点法面积井网布井方式, 周围连通的四口注入井分别为:北3-342-P44井、北3-342-P46井、北3-341-P45井、北3-343-P45井。
2 井组存在的问题
2.1 井组层间矛盾突出
从纵向上看, 北3-342-P45井组共射开11个小层, 平均单层有效厚度2.0 5 m, 其中, SⅡ10+11小层发育最好, 平均单层有效厚度3.85m, 有效渗透率582×10-3μm2, SⅢ3+4小层发育最差, 平均单层厚度0.7m, 有效渗透率193×10-3μm2, 层间矛盾突出。从该井组三口注入井吸入剖面看, 发育较好的SⅡ10+11层相对吸入量达到42.8%, 其次是SⅢ5+6层和SⅢ2, 相对吸入量为21.3%及19.9%, 存在较严重层间矛盾。从北3-342-P45井产液剖面可以看出, 发育较好的SⅡ10+11、SⅢ1和SⅢ5-7三个小层相对产液量达到88.9%, 也存在层间矛盾。
2.2 注聚见效后产液量下降幅度大, 产液强度低
北3-342-P45井于2008年6月投产, 2008年11月开始注聚, 2008年12月见到注聚效果, 见效初期日产液31t, 日产油15t, 综合含水53%, 产液量较注聚前下降66.7%, 较全区高48.5个百分点, 产液强度较全区低2.31t d.m。该井地层压力较注聚前上升了2.5MPa, 达到13.66 MPa, 流压2.7MPa, 较注聚前下降了0.8MPa;从产液剖面看, 主要的产液层为SⅡ10+11、SⅢ1和SⅢ5-7, 相对产液量达到88.9%;试井资料结果显示, 该井表皮系数为0.1087, 较注聚前增加0.76, 表明井筒附近油层受到污染, 渗流阻力增大。
3 措施潜力分析
3.1 测井资料表明, 中低水淹油层大部分未得到动用
统计北3-342-P45井水淹状况表明, 北3-342-P45井高水淹较全区低6.62个百分点, 中水淹比例较全区高11.03个百分点, 低水淹比例为11.76%。统计北3-342-P45产液剖面可以看出, 高水淹层产液比例为53.3%, 中水淹层产液比例为37.3%, 低水淹层产液比例为9.4%, 同时中水淹层还有23%的厚度没有得到动用。说明中低水淹层没有得到充分动用, 具有较大措施潜力。
3.2 精细地质资料表明, 有较大的剩余油潜力
根据该井的沉积特征、发育状况以及与周围注入井的连通关系, 把该井的剩余油类型分为砂体变差部位型剩余油和厚油层顶部型剩余油。砂体变差部位型剩余油包括SⅡ10+11a、SⅡ13+14b、SⅢ5+6a、SⅢ8等沉积单元, 这些层发育有效厚度6.4m, 渗透率409×10-3μm2, 全部为中低水淹, 具有较大的剩余油潜力。厚油层顶部型剩余油包括SⅡ10+11b、SⅢ1等沉积单元, 发育有效厚度4.7m, 渗透率513×10-3μm2, 其中中低水淹比例为38.3%, 具有一定的剩余油潜力。
4 措施方式选择与方案编制
针对油层剩余油分布类型, 结合各井动静态资料, 确定合理的挖潜措施。
4.1 实施注入井分层, 缓解层间矛盾
北3-342-P46井发育砂岩厚度24.9m, 有效厚度17.5m, 平均渗透率432×10-3μm2, 渗透率级差达16.9, 该井发育较好, 但是层间矛盾较突出。注入压力仅为8.95MPa, 较全区低2.9MPa, 注入压力较低。为缓解层间矛盾, 挖掘中心井薄差层剩余油, 对该井进行分层。充分考虑砂体发育、微相位置以及区块所处的阶段, 将北3-342-P46井纵向上分为4段, 配注65 m3/d。
4.2 实施注入参数优化, 提高注聚质量
北3-342-P44井高水淹比例较全区低9.3%, 剩余油富集。2010年该井吸入剖面显示, SⅡ10-12层段为主要吸水层, 分析认为该井层间差异较大, 需要继续加大调整力度;北3-343-P45井发育较好, 与周围采出井连通好, 且高水淹厚度比例较全区高6.3个百分点。通过2010年吸入剖面分析, 该井主要吸入层为SⅡ10+11、SⅡ15+16、SⅢ2三个层, 相对吸入量达到84.9%;北3-341-P45井发育较差, 渗透率仅有333×10-3μm2, 高水淹比例也较低, 为40.8%, 注入压力12.1M P a, 且该井与中心井多为二类连通, 可以适当调整注入参数, 以稳定注入压力, 保证注入量。
4.3 实施采油井压裂, 改善油层渗流能力
为了动用北3-342-P45井剩余油, 增强其产液强度, 同时考虑油层发育情况、沉积状况, 决定实施全井分成2个层段进行压裂。其中, SⅡ10+11~SⅢ2 (2) 层段油层发育差, 厚度较薄, 层数较多, 采用多裂缝压裂;SⅢ3+4 (2) ~SⅢ8层段发育较好, 剩余油类型以厚油层顶部型剩余油为主, 采用选择性压裂。
5 方案实施及效果评价
5.1 注入井措施效果分析
2011年1月, 对北3-342-P46井实施分层, 分层后注入压力上升到10.4MPa, 渗透率级差从16.9下降到7.3, 下降了9.4, 突进系数由2.4下降到1.9, 下降了0.5;原来不吸水的SⅡ10+11~SⅡ15+16段得到了动用, SⅢ1~SⅢ8-9相对吸入量得到了有效控制, 吸入剖面得到明显改善, 层间矛盾得到有效缓解。
5.2 采油井压裂效果分析
2011年3月12日对该井实行压裂改造, 压后该井见到了明显的增油效果, 全井日增液31t/d, 日增油15.3t/d。截止到2011年8月, 已累计增油1883t, 实现效益443.6万元。
6 几点认识
(1) 对处于砂体变差部位的潜力层进行压裂, 能取得较好的增油挖潜效果.
(2) 对采出井进行压裂, 能够在一定程度上改善连通注入井的吸入状况, 缓解注入井层间矛盾。
(3) 开发过程中“三大矛盾”是一直存在的, 治理时要分清当前主要矛盾, 采取适当的措施进行缓解。
参考文献
[1]胡博仲.聚合物驱采油工程.北京:石油工业出版社, 1997
[2]金毓荪等.采油地质工程.北京:石油工业出版社, 2006
油层分析论文 篇2
新立油田低渗透油层裂缝测井识别方法
裂缝的测井识别技术一直是油藏工作者研究的重点,目前应用一些新技术可以有效地识别解决,但是受资料数量限制,无法规模应用.在对大量现场测井、录井、生产动态资料、油藏监测资料分析研究基础上,重点对裂缝在电阻率测井、声波测井、地层倾角测井等的测井响应特征,进行了系统分析研究,通过选择反映裂缝特征敏感性的测井参数,应用图版法、判别分析法、神经网络法对裂缝进行定量识别研究,并以图版法为例进行说明.根据测井响应特征研究和图版交会法所确定的标准,对现场实际数据进行判别分析,确定了适合的`测井识别方法.裂缝测井识别方法的研究,对今后储层改造方案和注水开发方案的制定具有重要指导意义.
作 者：吴琼 林冬萍 于春燕 赵翠萍 韩玲 WU Qiong LIN Dong-ping YU Chun-yan ZHAO Cui-ping HAN Ling 作者单位：吉林油田分公司,新立采油厂,吉林,松原,131109刊 名：大庆石油地质与开发 ISTIC PKU英文刊名：PETROLEUM GEOLOGY & OILFIELD DEVELOPMENT IN DAQING年，卷(期)：26(2)分类号：P631.8关键词：低渗透 裂缝 测井识别 方法 新立油田
油层分析论文 篇3
【关键词】某油田；PTH油层孔隙；分析
1.孔隙结构特征
本次选取了某油田PTH油层7口井24块样品进行了压汞实验，并对压汞数据进行了分析研究。
1.1孔隙度和渗透率的关系
渗透率反映了流体通过储层岩石的能力，而孔隙度反映了岩石存储流体的能力。对一般油层来讲，孔隙度大的样品，其渗透率相对也大。某油田PTH油层岩心渗透率范围在0.06×10-3～215×10-3μm2，孔隙度范围在6.6%～27.3%。可见，孔隙度较低，渗透率大小分布不均匀。对24块样品的孔隙度和渗透率的关系进行分析，结果表明，孔隙度和渗透率存在一定的正相关关系，相关系数为0.6368。
1.2管压力曲线形状及孔喉分布特征
PTH油层主要的毛管压力曲线形状及其对应的孔喉分布特征。研究表明，某PTH油层岩石渗透率愈高，大孔喉峰值越高，大孔喉对渗透率的贡献也越大。孔喉分布分散则反映了储层岩石孔喉分选性较差。
（1）毛管压力曲线中间较平缓，较接近坐标轴，倾向于粗歪度，孔喉分布图单峰、孔隙分布集中，渗透率贡献峰值在80～90%之间，对应A井、B井、C井。
（2）毛管压力曲线倾斜有较短的平台，离坐标轴较远，孔隙分布曲线单峰、孔隙分布较集中、分选较好，渗透率贡献峰值在60～80%之间，对应D井、E井。
（3）毛管压力曲线没有平台，离坐标轴远，孔隙分布曲线单峰、孔隙分布分散、分选差，渗透率贡献峰值在40～70%之间，对应F井、G井。
1.3孔隙特征参数
对24块岩心毛管压力曲线的孔隙特征参数进行了分析，给出了储层孔隙特征参数与岩石物性的关系。
（1）排驱压力分布在0.06～11.16MPa，平均值1.01MPa，而对应的最大孔隙半径分布在0.07～11.62μm，平均值5.435μm。与孔隙度和渗透率有较好的相关关系，尤其与渗透率相关性最好，相关系数大于80%，其关系为幂指数关系。
（2）分选系数分布在1.51～4.35，平均值3.37，表明该地区孔喉分布极不均匀。与孔隙度和渗透率呈一定的正相关关系。
（3）相对分选系数分布在0.76～77.71，平均值8.92，表明该地区孔喉大小分布极不均匀。与孔隙度和渗透率有较好的相关关系，尤其与渗透率相关性最好，相关系数大于80%，其关系为幂指数关系。
（4）均质系数分布在0.2～0.55，表明喉道分布不均匀。与渗透率呈一定的正相关关系，与孔隙度相关性差。
（5）结构系数分布在0.14～9.37，平均值3.95，说明孔隙的迂回程度较大。与孔隙度和渗透率存在一定的正相关关系。
（6）特征结构参数为0.02～0.4，平均值0.12，与孔隙度和渗透率有较好的相关关系，尤其与渗透率相关性最好，相关系数大于70%。
（7）峰态分布在0.43～0.97，平均值0.64，与孔隙度、渗透率相关性差。
（8）歪度分布在-1～0.81，平均值0.29，24块样品中歪度小于0的仅占0.08%，表明PTH油层孔隙分布整体偏粗。与孔隙度、渗透率存在一定的相关关系。
（9）饱和度中值压力分布在0.14～29.14MPa，平均值4.06MPa，对应的孔隙半径中值分布在0.004～5.00μm，平均0.77μm。与渗透率有较好的相关关系，与孔隙度相关性差。即储层岩石孔隙度、渗透率越小，中值压力越大，而孔隙半径中值越小。
研究表明：（1）退汞效率和孔喉体积比存在较好的负相关性，可以看出孔喉体积比越大，退汞效率越低，而孔喉体积比越大反映孔隙越大越多，退汞效率越低，反映孔隙和喉道直径比越大，因此该关系表明了孔隙体积比越大，孔隙相应越大，孔隙直径与喉道直径的也越大；（2）相对分选系数与分选系数成较好的负相关关系；（3）相对分选系数与半均值呈负相关关系，表明储层岩石随均值的增加孔隙结构变差，而孔喉变的相对均匀；（4）相对分选系数与最大孔喉半径呈负相关关系，表明相对分选系数增大，孔隙结构变差。
2.储层分类评价
（1）Ⅰ类：好储层。岩性主要为细粒岩屑长石砂岩，碎屑颗粒中岩屑、长石含量较高，这有利于溶蚀孔隙的发育，孔隙类型以粒内溶孔和粒间溶孔为主，孔隙度最大27.3%，平均23.75%，细喉发育。孔隙结构相对较为均匀，渗流能力较强，渗透率平均98.84×10-3μm2。毛细管压力曲线具有“粗歪度、分选好、排驱压力较低”等特点，出现一个低斜率的平台，平均孔隙半径较大，平均为3.05μm；排驱压力小，为0.35MPa～0.06MPa，平均仅为0.12MPa，反映出该类储层孔隙喉道连通性好，渗流阻力小，为研究区的好储层。
（2）Ⅱ类：较好-中等储层。岩性主要细砂岩、粉砂岩为主，孔喉连通性好，渗流能力强，物性最好，孔隙度平均18.75%，渗透率26.37×10-3μm2，平均孔隙半径较大，平均为1.53μm。毛细管压力曲线中-偏粗歪度，分选中等，排驱压力为0.08MPa～0.35MPa，平均仅为0.195MPa，饱和度中值压力1.21MPa～29.14MPa，平均仅为4.125MPa，为研究区的较好-中等储层。
（3）Ⅲ类：差储集层。岩性主要以粉砂岩、含泥粉砂岩为主，粒内溶孔和晶间微孔发育，泥质含量较高，以小孔隙为主，喉道以细喉、微细喉为主。物性和渗流能力中等-差，孔隙度平均15.935%，渗透率平均为5.31×10-3μm2，平均孔隙半径较大，平均为0.79μm。毛细管压力曲线呈“细歪度、分选差”的特点。排驱压力较大，为0.11MPa～11.16MPa，平均仅为3.59MPa，饱和度中值压力0.22MPa～14.7MPa，平均仅为6.19MPa，为研究区的差储层。
根据上述划分标准，结合孔隙度、渗透率的平面分布以及微观孔隙结构特征，绘制了PTH油层储层综合评价图。其中以Ⅰ类储层物性、孔隙结构最好，Ⅱ类储层次之，Ⅲ类储层最差。
3.结束语
升平油田葡萄花油层沉积相分析 篇4
升平油田地处黑龙江省安达市升平镇东南约4Km处, 北纬46°8.2′-46°11.5′, 东经125°16.3′-125°18.1′。构造上位于松辽盆地中央拗陷区三肇凹陷东北部, 西与卫星油田相接, 东邻榆树林油田, 南临宋芳屯油田。升平油田是三肇凹陷中在古凸起上继承发性发育形成的, 由一条近南北向延伸的地垒区和若干断鼻状构造高点组成, 沿其走向, 该构造由北东向南西方向倾没[1]。研究区钻遇地层从上到下依次为第四系、第三系泰康组、白垩系上统明水组、四方台组、白垩系下统嫩江组、姚家组、青山口组及泉头组地层[2]。根据研究区目的层岩性组合、沉积旋回、砂体厚度及电测特征等将升平油田的葡萄花油层划分为PI1-PI9共9个小层, 其中重点层位为PI4-PI6[3]。 (图1)
2 沉积微相类型及特征
通过分析升40-检斜27、升41-27井、升29-检17井岩心、岩屑录井资料对岩石颜色、成分、结构、构造、古生物等进行分析, 结合测井相组合特征等沉积相指标以及沉积背景, 认识到升平油田葡萄花油层为浅水河控三角洲相, 重点层为三角洲分流平原相。
升平油田三角洲分流平原内分流河道间薄层砂不发育, 多为薄层砂与较厚泥岩互层, 发育厚层紫 (红) 色、杂色以及灰绿色块状泥岩, 偶见钙质颗粒、植物根、虫孔分布;分流河道以其在陆上河道内部的强流冲刷和牵引流沉积为特征。三角洲分流平原可细分为分流河道、决口河道、废弃河道、天然堤、决口扇、溢岸砂和分流间泥7个沉积微相。
2.1 分流河道
岩性以中、细砂岩为主, 分选磨圆好, 发育大型槽状、板状交错层理, 河道间发育厚层紫红色块状泥岩。垂向上正韵律形态明显, 河道底部发育冲刷构造和大型单向水流特征, 且河流二元结构明显;侧向上发育10°~30°倾斜产状的薄层侧积泥岩[4]。测井曲线为厚层 (大于3m) 高幅箱型或者钟形, 且深浅电阻率幅差大 (图2-a) 。
2.2 决口河道
洪水期分流河道能量增强, 并决口形成的小型河道沉积, 它是有一定路径的稳定、窄、浅、短小规模河道沉积, 与分流河道沉积特征相似, 但规模小、砂体窄, 厚度薄 (大于2m) 。岩性多为粉砂岩, 砂体厚度较小, 河道形态明显, 测井曲线总体高幅 (差) 、扁钟形, 具底突顶尖特征 (图2-b) 。
2.3 废弃河道
指分流河道因河流改道被废弃后的河道充填沉积。研究区废弃河道较发育, 特征明显, 发育正韵律, 底部存在冲刷面, 河道整体特征明显, 上部沉积因河水流量极大减弱或无河道通过, 岩性以粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主。测井特征为底部高幅钟形, 厚度较薄, 上部为近于基线的齿化形态 (图2-c) 。
2.4 天然堤
位于分流河道两岸的窄长、条带状沉积, 由于河流摆动侵蚀作用很难保存。研究区天然堤岩性以泥质粉砂岩和粉砂质泥岩互层为主, 偶见虫孔、扰动构造和植物根, 发育小型交错层理、水平波状层理, 砂体规模小。测井曲线表现为底部轻微突变或渐变的较低福箱型, 曲线齿化严重 (图2-d) 。
2.5 决口扇
洪水期河道能量增强, 河水冲破河岸线而在河道两侧形成的扇状沉积体。决口扇正韵律不明显, 砂体较发育, 岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩以及过渡性岩性为主, 砂体厚度小, 底部突变较弱, 具中~小型交错层理或块状层理, 测井曲线多为指状 (图2-e) 。
2.6 溢岸砂
在特大洪水期河水溢出河道, 其水流携带河道内部砂体溢出河道并在河道间形成的大面积薄层席状砂。岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主, 砂体较薄, 发育小型交错层理, 多为顶底突变, 测井曲线为指状、齿状 (图2-f) 。
2.7 分流间泥
河道间细粒泥质沉积, 沉积能量低。分流间泥以厚层紫色、红色、灰绿色块状较纯泥岩为主, 可见植物根、虫孔以及少量动物化石, 泥岩中含薄层泥质粉砂岩、粉砂质泥岩。测井曲线幅值低, 近于泥岩基线, 局部含低幅齿状、指状 (图2-g) 。
3 沉积相平面分布特征
葡萄花油层为浅水河控三角洲相, 可以进一步细分为三角洲分流平原亚相、三角洲前缘亚相、前三角洲亚相。地质历史上从PI9至PI1小层是水退至水进的过程, 重点层PI5为最大水退点, 沉积发育由三角洲外前缘—三角洲内前缘—分流平原—三角洲内前缘—三角洲外前缘的沉积旋回, 重点层位三角洲分流平原沉积, 其特征如图3。
3.1 PI4沉积单元平面相展布特征
该层发育三角洲分流平原亚相, 砂体呈近南北向 (偏南东向) 展布, 河道规模差异较大:西面升26-28~升46-22~升56-20~升163一支规模最大, 宽约600m;东面省26-46~升32-48~升37-47规模次之, 宽约400m;中部发育宽约150m的小河道。溢岸砂沿河道两侧非对称展布, 河道间偶见片状或带状分布, 决口河道较少, 河道间泥主要分布于河道上游升29-37井区。该层整体上为三角洲分流平原河道带沉积, 河流能量较强, 储层物性、含油性较好。
3.2 PI5沉积单元平面相展布特征
该层为三角洲分流平原区沉积, 砂体呈北北东-南南西展布, 河道规模相当, 东面升28-38~升53-36~升58-30~升76-22河道规模较大, 宽度约280m, 其余河道一般介于180-200m。溢岸砂沿河道两侧发育, 决口河道和决口扇相对发育, 偶见道间泥零星分布。该层河流能量较强, 且河流携带砂质负荷多, 砂体平面、垂向切叠严重。
3.3 PI6沉积单元平面相展布特征
该层为三角洲分流平原区沉积, 砂体呈近南北向 (偏西南) 展布, 河道规模差异大, 东部升25-46~升40-36~升50-38~升68-35一支规模最大, 宽约400m;中部升27-36~升34-s36~升54-32~升66-30规模次之, 约300m, 西部河道规模最小, 宽约150m。溢岸砂主体不发育, 溢岸砂在河道两侧呈较对称, 决口河道和决口扇较发育, 道间泥成片状零星分布在河道间。该层为低弯曲中型复合三角洲分流平原河道沉积, 河流能量强, 河流携带砂质负荷多;垂向上河道下切作用十分明显。
4 结论
通过对升平油田葡萄花油层沉积相的详细研究, 得出以下结论: (1) 升平油田葡萄花油层为浅水河控三角洲相, 重点层PI4-6为最大水退点, 发育三角洲分流平原沉积, 并进一步细分为分流河道、决口河道、废弃河道、天然堤、决口扇、溢岸砂、分流间泥7类沉积微相。 (2) 编制了升平油田葡萄花油层重点层PI4-6沉积微相图, 揭示了该段砂体展布特征。
参考文献
[1]迟博, 刘站立, 王春瑞.三肇凹陷石油富集规律[J].大庆石油地质与开发, 2000, 19 (5) :4～6.
[2]韩彬, 张春龙, 李慧.升平地区升36-24试验井区剩余油分布研究[J].西部探矿工程, 2005, (增刊) :83～85.
[3]丛林.三肇凹陷东部葡萄花油层高分辨率层序地层及成藏规律研究[D].大庆:东北石油大学, 2011:61～68.
油层分析论文 篇5
姬塬地区低电阻率油层定量解释方法研究
姬塬地区低阻油层分布比较广泛,低阻、高阻油层在同井段同存,测井识别和评价难度较大.文中综合测井、岩心物性及毛管压力曲线等资料,结合姬塬地区长2低阻油层特征,建立相关地层参数计算模型,应用含水率来进行低阻油层定量评价.经23口井生产数据的验证,符合率较高,表明该方法适应于本区域.
作 者：陈娣 杜伟 作者单位：陈娣(长江大学地球物理与石油资源学院,湖北荆州,434023)杜伟(长江大学地球物理与石油资源学院,湖北荆州,434023;油气资源与勘探技术教育部重点实验室・长江大学)
刊 名：石油地质与工程 英文刊名：PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 年，卷(期)： 23(1) 分类号：P631.84 关键词：姬塬地区 低阻油层 定量解释 含水率 高束缚水油层分析论文 篇6
【摘要】随着社会生产力的不断进步，我国油田事业实现了进一步的发展。与此同时，社会市场对油气开采的需求量也是越来越高。于是，油田企业为了满足社会市场对油气的需求量，就必须要加大对油气进行开采的力度。然而，因大部分油田中都含有比较多的低渗透油层，且这种油层的渗透力也比较低，所以油田企業在对低渗透有层中的油气进行开采的过程当中，也遇到了较多的困难。面对这一情况，如何更为有效的对低渗透油层中的油气进行开采，成为了各大油田企业目前的首要任务。因此，本文将针对低渗透油层，对其的物理化学采油技术进行比较深入的分析和探究。
【关键词】物理化学采油技术；石油；低渗透油层；研究
一、简析低渗透油层
低渗透油层指的就是：储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油层，它在我国石油开发中有着比较重要的意义，我国低渗透油层资源分布具有含油气多、油气藏类型多、分布区域广以及“上汽下油、海相含气为主、陆相油气兼有”的特点，在已探明的储量中，低渗透油藏储量的比例很高，约占全国储量的三分之二以上，开发潜力巨大。
低渗透油层的特点比较多，其主要有：1、渗透率比较低；2、可供油气进行自由流动的通道比较窄小；3、渗流阻力比较大；4、油气界面之间的作用力比较大。
二、探究提高低渗透油层采油效率的方法
（一）增强对低渗透油层进行周期注水的力度
通过对低渗透油层进行周期注水，可以在很大程度上提高对油气进行开采的效率。而周期注水之所以会有这种效能，主要是因为：它可以借助于周期性的注水方式，提高低渗透油层的注水压力，并以此来增强低渗透油层所具备的弹性能量，让低渗透油层的压降从原来的稳定稳态逐渐转变成不稳定的状态。这样一来，就可以让原油实现互相渗透的这一过程。
（二）天然气等烃类化合物的使用
在对低渗透油层进行油气开采的过程当中，如果把天然气或者是其它的一些烃类化合物应用进来，就可以让它们和低渗透油层中的原油进行相互作用，使其形成一个混合带。此时，在外界压力对低渗透油层的作用之下，混合带就会向前逐渐驱动，使原油出井。
三、探析物理化学采油技术的应用
（一）“电磁场”采油技术
该种采油技术是目前较为新型的一种，它的实现原理是：把一个具有较大功率的电磁，合理的注入到低渗透油层中，让它来改变油气流动的通道，并以此来达到提高低渗透油层渗透效率的这一目的。低渗透油层的渗透效率一旦提高，企业对油气的开采量也就会随之增加。
（二）“热力”采油技术
这一采油技术能够实现的原理是：借助热力的作用，减弱低渗透油层中原油的粘度。它的目的是：依靠减弱油层中原油的粘度，来提高低渗透油层中稠油油层的开采总量。一般来说，当油结蜡达到55摄氏度左右的温度之时，原油的渗透效率以及其自身的粘度都是比较低的。但是，随着“热力”采油技术的应用，油饱和度就会呈现出急速下降的趋势。与此同时，低渗透油层的采油效率也会得到了进一步的提升。其次，就我国目前的情况来看，“热力”采油技术在我国各大油田企业当中，都有着比较广泛的应用，且其应用的效果也是比较乐观的。
（三）“声波”采油技术
该采油技术在经过了技术人员对其的多次改进之后，其效能有了比较明显的提高。其次，国家有关部门在对该技术进行了一番仔细的研究之后，也得出了这样的一个结论：把具有高频率的声波应用在低渗透油层的采油过程当中，就可以在很大程度上提高石油的开采总量，并让石油企业能够得到较高的生产效益。和一般的采油技术相比，该技术的优点是较为突出的，比如：1、它可以让原油的形态发生变化，使原油更有利于开采；2、它的操作步骤比较简单和方便；3、它所花费的成本是比较低的；由此可见，“声波”采油技术在低渗透油层中应用的效果是比较明显的。因此，油田企业在对低渗透油层进行石油开采的过程当中，就应当把该技术更为广泛和合理的应用进去。这样，就可以大大提高油田企业的生产效率。
（四）“纳米聚硅”的应用
“纳米聚硅”是一种比较新型的材料，且它在低渗透油层中也有着比较广泛的应用。它的实现原理是：利用其自身所具有的降压以及注水的这两个功能，对低渗透油层的注水井进行合理的改善，使其能够具备较高的吸水功能，从而使各个注水井之间产生的压力能够得到平衡。另一方面，因“纳米聚硅”对粘土具有附着性，所以它可以有效防止地表层的水浸入粘土中，从而对粘土起到了一定的防膨化作用。
（五）改善低渗透油层的“润湿性”
低渗透油层的“润湿性”，严重影响着油气的开采效率。于是，在这种情况之下，油田企业就可以借助化学知识，对低渗透油层的“润湿性”进行合理的改善，这样就可以达到提高低渗透油层石油开采的效率，比如：“硅油”，它是一种在室温下能够保持液体状态的线型聚硅氧烷产品，它具有比较好的化学稳定性、绝缘性以及疏水性。所以，把它利用在低渗透油层中，就可以把油层中岩石的水湿性，转变成为中性润湿。如此一来，也就可以在很大程度上提高油田企业的生产总量。再如：“氯硅烷”，它是一种具有较低稳定性的化合物（含氯量低时为气体，含氯量高时为无色或者是黄色液体），它可以把岩石的水湿性转变成为油湿性，这样就可以让油田企业更为方便和直接的对低渗透油层中的油气进行开采。
四、探究物理化学采油技术在低渗透油层中的作用
物理化学采油技术在油田生产中的应用，不仅提高了低渗透油层的采油效率，还在很大程度上降低了油田企业对低渗透油层中的油气进行开采的难度。因此，现对物理化学采油技术在低渗透油层中的作用进行简单的分析和探究，并将其概括成以下几点：1、有利于提高我国石油的开采总量；2、有利于我国各大油田企业对低渗透油层的开发；3、有利于提高我国油田企业对油气等能源进行开采的水平；4、有利于促进我国油田事业的进一步发展；5、有利于缓解我国目前能源贫瘠的这一现状；6、有利于我国物理化学采油技术的创新与发展；7、有利于提高我国石油企业的生产效益；8、有利于加快我国社会经济市场的发展速度。
五、结束语
综上所述，低渗透油层所具有的特点，使油田企业在对其进行开采的过程当中，出现了难以开采的这一现象。因此，在面对这一现象的时候，油田企业就应当依据低渗透油层的特点，并结合其自身的实际情况，选择一种更有利于其自身对低渗透油层进行开采的采油技术，并将该采油技术合理的应用到低渗透油层采油的过程当中。唯有这样，才能够在很大程度上降低油田企业对低渗透油层进行开采的难度。与此同时，也能够大大提高油田企业的生产效率，并让油田企业能够实现“低投资、高效益”的这一生产过程。
参考文献
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[3]韩爱均.浅谈低渗透油层物理化学采油技术[J].化工管理，2014，20：106.
油层分析论文 篇7
X24地区葡萄花油层，属于白垩系下统姚家组姚一段，为一套夹持在大段黑色泥岩中的砂泥岩组合，与下伏青山口组有明显的区别。岩性上，葡萄花油层下部的灰色、灰绿色、紫红色泥岩与青山口组的黑色泥岩有明显的界面。
葡萄花油层岩性为岩屑长石粉砂岩，且砂岩以泥质胶结为主，胶结类型以薄膜-孔隙式为主。渗透率0.01～280×10-3μm2，平均渗透率为125.0×10-3μm2，有效孔隙度3.7～27.8%，平均有效孔隙度19.5%。该油层属中孔、高渗油层。
2 屏蔽暂堵剂应用原理
2.1 钻井施工过程油层破坏情况
在钻井施工工程中，由于储层物性不同，其对油层的伤害主要可分为以下几类：(1)油层中粘土矿物的水化膨胀；(2)由于井底较大的压差使外来流体进入孔道形成水锁；(3)钻井液中固相颗粒对油层的堵塞；(4)钻井液滤液与储层原有液体发生化学沉淀形成储层堵塞。钻井液对油层的伤害是不可逆的，如果在钻井完井过程中实施油层保护，就会为油田采收率的提高奠定基础。
2.2 油溶性屏蔽暂堵剂作用机理
钻井液中的固相微粒进入不同碎屑粒级的储层中，对储层孔喉影响较大。一般情况下，储层渗透性伤害程度取决于固相微粒的粒径与孔喉大小的匹配性。
2.2.1 油溶性固相颗粒对孔喉堵塞的物理模型
屏蔽式暂堵技术的物理模型示意图（见图1）。图中为一个理想孔喉中的堵塞在一定的条件下遵循“选择性架桥，逐级填充”的过程。
2.2.2 架桥粒子的架桥
图中最大的颗粒为架桥粒子，单个架桥粒子随泥浆液相进入油层，在流经孔喉时：
若r粒《r孔（一般小于1/7），则通过孔喉；若r粒》r孔，则沉积在孔喉外；r粒/r孔若为1/3-2/3，则在孔喉处卡住，成为架桥。
2.2.3 填充粒子的填充
架桥粒子架桥后，孔喉孔隙大量减小，这时堵塞带的渗透率取决于泥浆中最小一级粒子的粒级，但渗透率不会为零。
2.2.4 变形粒子的作用
引入屏蔽暂堵最关键的颗粒，外形在一定的温度条件下可变的软化变形颗粒。嵌入不规则的微间隙，则堵塞带的渗透率可接进于零。
2.2.5 地层孔喉尺寸和泥浆中固相粒级的匹配
掌握所研究储层的孔喉分布，根据粒喉比1/3-2/3的架桥理论选择合理的填充粒子，使之快速、浅层和有效地形成屏蔽环。
2.2.6 油溶性暂堵剂油溶性能
油溶性判定一般以煤油作为试验有机溶剂，取一定量样品m3g磨粉，加入溶剂中，在45℃-55℃条件下搅拌10分钟，得滤纸脱渣m1g，利用公式（1），计算估得溶解率能达70%左右。R=[（m1-m2）/m3]*100(1)
式中：R———溶解率，%；m1———干燥后不容物和滤纸的质量，g;m2———滤纸质量，g;m3———样品质量，g。
2.2.7 XJWZ地区屏蔽暂堵原理应用
利用细小粒子在钻井过程中打开油层后钻井液柱压力与油气层之间形成的正压差对滤饼及孔隙的充填作用，在裸露的地层表皮形成屏蔽暂堵层，分散于钻井液体系中的暂堵剂经滤失后，桥堵井眼表面孔口和附着于井壁表面，形成很致密的滤饼，阻止了滤液继续通过井壁。经瞬时滤失形成滤饼后，则滤失量大大减少。并且在采油过程中因其油溶性特点而被所产原油不断溶解，从而减轻固相颗粒的堵塞，保护油层。
3 XJWZ-X24地区应用效果分析
3.1 屏蔽暂堵剂应用情况
XJWZ-X24地区设计井位98口。2007年对本地区50口井应用油溶性油层保护，2008年7月根据投产情况，在同一区块内对其应用效果进行对比分析。
3.2 屏蔽暂堵剂应用效果
选取产油强度进行对比分析（见表1）。经过筛选，X24区块正常生产29口油井其产液量，产油量相对稳定，含水较低，能够真实反映采液强度与采油强度，经过数据统计分析（见表2）。从经济角度来看1.5-2个月可收回成本，效果比较理想。
4 结论
油层保护是本地区葡萄花油层增效、挖潜的有效途径，是目前实现油田可持续发展战略目标的重要方面，通过油层保护试验研究可以看出外围东部葡萄花中、低渗透油层钻井过程，采用屏蔽暂堵技术保护油层均取得了较好的油层保护效果。
参考文献
[1]左凤江,贾东民等编注.钻井液快速封堵油层保护技术,北京:石油工业出版社,2006.
油层分析论文 篇8
目前在国内,关于油气储层敏感性和储层损害分析评价技术得到了极大的关注和研究,而且关于这方面的研究逐步向人工智能领域技术方向发展。传统的专家系统是基于二值逻辑的推理系统,在应用过程中有很大的局限性,因为此类专家系统只能实现非此即彼的简单完全匹配推理。但是在现实生活应用实践中,常常需要使用不精确的,不完全的或者不完全可靠的信息进行推理,这就需要采用模糊技术来处理不确定的知识。模糊专家系统是一种基于知识或者基于规则的系统,它的核心就是由if-then规则所组成的知识库,而if-then规则是用隶属函数来表达知识的。模糊专家系统是在传统专家系统的基础上发展而来的,除了具备传统专家系统的一切优点外,同时又有自己特殊的优点,而这正是表现在对不确定知识的处理上。
1 知识库的建立
1.1 敏感性因素及损害程度划分
储层敏感性是指储层受到某种外因作用而发生地层损害(即渗透率下降)的现象,又称为储层敏感性损害。例如淡水容易造成储层伤害,称储层有水敏(损害)。储层敏感性主要包括水敏、速敏、酸敏、碱敏和盐敏。影响储层敏感性的最主要因素就是储层敏感性矿物。
下面以水敏为例。依据常规油层水敏性伤害程度的划分以及所收集的数据,将水敏损害程度划分为5等级或10等级(如表1所示),其他敏感性损害程度划分同样按此标准。本文结合油田的实际情况,拟采用下表中的十个等级划分。
1.2 隶属函数确定
各因素以各参数范围、百分比等为论域 ,把各因素对应的值或区间值作为隶属函数的核,隶属函数的选择对系统的推理结果有着十分重要的影响,本文构建以正态分布或岭型分布,半正态分布或半岭型分布为主的隶属函数。这些描述各因素模糊语言的隶属函数,通过开发的专家系统知识获取模块,在知识工程师的指导和配合下,由用户或者油层保护专家共同录入。
2 推理机的构造
推理机是模糊专家系统的核心,在本文中,它模拟油层保护专家对敏感性预测的思维活动过程,其推理效率的高低也直接关系到油层保护专家系统的效能。推理机的工作流程如图1所示。
假设,现在有如下形式的储层敏感性规则:
规则一:If A1 and B1 and C1 then D1
规则二:If A2 and B2 and C2 then D2
规则三:If A3 and B3 and C3 then D3
现有事实信息 A4、B4和C4,拟采用海明距离这一距离度量法来计算模糊相似性。
那么系统将分别计算A4和A1、A2、A3的海明距离, B4和B1、B2、B3的海明距离,C4和C1、C2、C3的海明距离,将A4和A1的海明距离、B4和B1的海明距离和C4和C1的海明距离做比较,选出其中海明距离较大的值代表规则一和事实信息的距离,在这里记为M1,同理可以得到规则二和事实信息的距离为M2,规则三和事实信息的距离为M3,根据经验,假定如果距离小于M,那么将触发本条规则的结论,现可能存在如下几种情况:
(1)如果M1、M2和M3有一个满足值小于M,那么将输出该规则的结论。
(2)如果有多条的规则都满足输出条件,那么将选取海明距离最小的那条规则的结论作为输出。
(3)如果所有的规则都没有达到输出条件,将转到利用多段蕴含推理模型进行计算的推理。
3 系统结构图
油气层保护模糊专家系统结构和传统的专家系统结构是相似的,如图2所示。
3.1 人机交互界面
人机交互界面是模糊专家系统与外界的接口,实现系统与用户和领域专家之间的信息交流,比如输入系统的初始信息,输出系统的最终结论。
3.2 模糊知识获取
模糊知识获取模块的主要功能是将领域内的专家经验和事实规则转换成一定的模糊知识形式,存入模糊知识库中。
3.3 模糊知识库
模糊知识库中存放的是由相关领域专家总结出来的与待求解问题领域相关的事实规则或者经验,与一般的传统知识库的区别是其存储的事实规则或者经验是模糊的,其模糊性可以由模糊关系来表示。
3.4 模糊黑板系统
模糊黑板系统主要存放初始输入信息、系统推理过程中产生的中间结论和最终结论信息等。
3.5 模糊推理机
模糊推理机是模糊专家系统的核心,它根据系统输入的事实信息,利用模糊知识库中存放的事实规则和经验,按照一定的模糊推理策略,给出一个可以接受的合理结论。
3.6 解释机制
其作用就是用于回答用户提出的问题。本系统采用模糊专家系统,具有以下特点:
(1)自然表达,If-Then类型的语句能自然地表达人类求解问题的知识。
(2)易于扩展,规则的添加、修改和删除都很方便。
(3)智能成比例增长,随着系统的使用,规则不断添加和完善,当数目很大时,对于此领域内的问题专家系统的智能级别也相应地增加,可以更加广泛地解决遇到的新问题。
(4)启发性知识的使用,可以编写一般情况下的启发性规则,来得出结论或者高效地控制知识库的搜索。
(5)不确定知识的使用,这是本文最倚重的特点之一。
4 结束语
系统利用模糊理论和模糊推理知识,突破了传统专家系统只能实现非此即彼的简单推理,其更加接近于人类专家的思维决策过程。系统具有很强的可扩展性和移植性,本模糊专家系统的原型如果装入其他领域内的相关知识,那么就可以在该领域发挥其作用。当然本系统目前还存在不足,在今后的实践应用中,要继续补充完善和修改知识库,进一步提高系统的准确率。
参考文献
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油层分析论文 篇9
胜利海上油田主体馆陶组注水滞后, 地下亏空严重, 地层压力低, 地层平均压降2.52MPa, 油井射孔后, 作业中入井液大量漏失到地层中[1], 固相机杂含量高导致油层固相微粒堵塞伤害。过去作业平台盛液罐舱清洗不彻底, 入井液过滤后易二次污染;井筒清洗不彻底, 洗井排量、周次、洗井液量及返出液浊度值检测等指标未到达油层保护要求, 经检测早期入井液基液浊度值达52NTU, 国外研究表明, 22.6L机械杂质能够把10m油层所有的炮眼全部堵塞。因此, 如何减少入井液对地层的伤害, 是油层保护工作的重要内容。油层保护是低压油层完井中最核心的问题, 通过借鉴国外成熟经验, 在自主配套油层保护技术上做出如下改进:洗井液舱罐清洗、入井液精细过滤、入井液基液优化、入井液配方优化、加强井筒清洗、优化新井组投产模式等环节, 探索总结出胜利油田海上主体区块油层保护措施。
一、油层保护的六大措施
1. 洗井液舱罐清洗
现场具体实施情况是作业前对作业平台和施工船舶的盛液舱罐进行清洗。过去海上作业很少清洗施工平台及施工船舶的备液罐、盛液舱罐、流程及泵车管线等, 入井液受到二次污染。自2012年初埕北12D井组为采油厂打造标准化作业运行管理模式试验平台, 在投产作业时对施工平台洗井液舱进行了两次清舱, 对船舶盛液罐进行两次清罐, 并更新了盛液罐, 确保舱罐壁无泥沙等固体杂质、无油污、污水等残余液体杂质, 检测浊度值小于20NTU为合格。现场监督清舱罐后进行验收, 验收合格后方可开工。对于作业施工周期长, 舱底沉积物多, 则多次实施清舱罐施工, 确保入井液水质问题。
2. 入井液精细过滤
以往胜利油田海上作业平均3口井使用一套过滤芯子, 自2012年要求入井液过滤配备专人负责, 每过滤100-150m3换一次过滤芯子, 现场作业监督检测连续半小时浊度值小于20NTU方可使用, 2012年平均每口井用2-3套过滤芯子, 提高了入井液过滤质量。
3. 入井液基液优化
通过实验研究表明, 胜利海上埕岛油田中心二号平台馆下水源井水、过滤海水与馆陶组地层水的配伍性相比, 馆下水源井水与馆陶组地层水配伍性较好。馆下水源井水与馆陶组地层水混合后水样中的Ca2+、Mg2+和Sr2+的含量损失非常小, 成垢离子浓度减小0.19mg/L, 说明两者混合后结垢轻微。过滤海水与馆陶组地层水混合水样中的Ca2+、Mg2+和Sr2+的含量损失较大, 成垢离子浓度减少120.6mg/L, 说明海水与馆陶组地层水混合后配伍性较差, 结垢较严重。另一方面, 通过馆陶组油样与馆下水源井水配伍性乳化实验结果, 发现馆陶组油样与馆下水源井水基本上不形成稳定的乳状液。根据上述研究结果, 推荐入井液基液采用馆下水源井产出水 (如表1) 。
4. 入井液配方优化
参考国外经验, 采用水源井采出水添加3%的KCL比重调节剂配置成低密度盐水, 有效抑制作业期间粘土膨胀, 减少其他外来液体与地层的不配伍性, 彻底打倒过滤海水作为入井液的做法。开展室内评价试验发现:馆下段水源井水与馆上段原油混合有轻微乳化、结垢趋势, 因此在馆下段水源井水中添加破乳剂、阻垢剂等药剂。目前馆陶组入井液配方:老井洗井液:过滤平台注入水+0.5%破乳剂+2%原油清洗剂+4%防水伤害剂;新井洗井液:过滤水源井水+3%KCL+0.5%高温破乳剂+0.3%阻垢剂;水充填携砂液:过滤水源井水+3%KCL+0.5%高温破乳剂+0.3%阻垢剂。如果洗井液温度超过45℃破乳剂会絮凝, 则不加入破乳剂。
5. 加强井筒清洗及检测
新井投产时套管里是沉淀的泥浆, 套管壁上粘附着铁锈、泥浆、螺纹脂、岩屑等杂质, 馆陶组、东营组均为低压油层, 射孔后发生完井液漏失, 井筒中的杂质侵入地层造成储层伤害, 因此需要彻底地清洗井筒。主要的措施是:提高洗井排量, 过去海上新井投产井筒洗井排量0.4m3/min, 洗井一般2-4周, 依靠经验观察判断洗井质量, 目前洗井排量设计要求达到1.5m3/min, 通过提高返出流速提高洗井液携带能力, 同时洗井液用量不低于500m3;采用氢氧化钠溶液浸泡井筒, 将套管壁粘附的钻井泥浆、固井水泥、油脂、铁锈剥落携带出井筒;洗井返出液采用浊度值检测小于20NTU为合格。
6. 优化新井组投产模式
通过与钻井、开发部门结合, 在井组中优选一口井钻井钻至下部馆陶7砂组大水层, 先单独射开水层, 并对水层进行防砂, 下400m3电泵完井当水源井用, 井组作业完后, 再射开上部注水层, 下入注水管柱。该模式在埕北20CA、埕北20CB、埕北22FA井组已优先采用, 在埕北22H井组打一口9-5/8in套管实施同井采注施工, 确保本井组投产有优质充足的地层水做完井液, 从源头做好油层保护工作。
二、结论
通过以上六项措施基本解决了胜利海上油田主力区块中高渗油藏油层保护问题, 通过严格执行油层保护措施以来, 2013年胜利油田海上作业后平均日产油32吨/天, 较平均单井日产高出10吨/天, 取得了较好的增油效果。目前正在总结低渗透油藏东营组和沙河街油层保护措施, 这是胜利海上油田下步油层保护工艺措施探索方向。
参考文献
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[3]周长江.极浅海油田开发技术与实践.北京:石油工业出版社, 2000.
油层分析论文 篇10
1 钻开油层保护液性能参数检测
对12口产能建设井完成了36井次性能检测,应用体系主要为聚合物钻井液、KCl-聚合物钻井液、硅基防塌钻井液。我们分别针对储层前、储层中段、电测前钻井液参数进行取样检测、分析。
(1)储层本着防止钻井液相关事故复杂的发生,选取钻井液密度、漏斗粘度、滤失量等重点指标进行分析如表1。
聚合物钻井液、硅基钻井液主要为HTHP滤失量较高,终切力较高。HTHP滤失量高会导致大量钻井液滤液侵入地层,引起井壁坍塌、掉块、缩颈等井下复杂,最终导致井径不规则。KCL-聚合物钻井液塑性粘度较高,反映出钻井液中固相含量较高,现场主要采取将振动筛筛布由原来80目提高至120目,开启三个振动筛,以钻井液布满筛布80%为宜;同时,加强除砂器、除泥器、离心机使用频率。
(2)储层段本着储层保护,减少井下复杂的原则,选取钻井液膨润土含量、密度、滤失量、固相含量、含砂等重点指标进行分析。储层前钻井液经过处理,HTHP滤失量明显下降,但硅基钻井液HTHP滤失量仍然较高,结合膨润土含量超高情况,其主要为钻井液劣质粘土矿物侵入过多,泥饼质量变差所导致的。
此外,聚合物钻井液还存在膨润土含量过高;KCL-聚合物钻井液固相含量、含砂过高等问题,其均为钻井液劣质固相侵入较多引起,在储层段主要危害为劣质固相会随滤液侵入储层,堵塞油气运移通道,降低新井产能。
(3)钻井液性能对于保证固井质量十分重要,钻井液的密度关系压稳;粘度,切力过高都将影响顶替效率。因此,固井前为提高钻井液顶替效率,采用配置降滤失剂稀胶液的方式,降低钻井液粘切。
2 钻开油层保护液性能参数效果
(1)通过对现场产能建设井的钻井液检测,提出钻井液维护调整合理化建议,使现场钻井液性能指标控制更接近设计指标,未发生与钻井液相关事故复杂,同时提高保护油气层效果;通过对比板884-5井对比板884-3井,产能提高10倍;板南3-3井对比板884-3井,产能基本持平;板2-13井对比板2-7井产能提高3倍,油气层保护效果显著提升。
(2)通过钻井液检测、调整措施实施,采油四厂固井质量最终将采油四厂固井质量由原来优质层率34.6%,优质井段率40.9%,提高至优质层率79.4%,优质井段率81.2%,见表2。
3 结论
(1)板桥区块钻开油层保护液检测分析,使现场钻井液性能指标控制更接近设计指标,更有利于保护油气层,提高固井质量,同时合理的钻井液性能使工程得以顺利进行,降低了事故复杂的发生几率。目前已检测12口井固井质量优质层率79.4%,优质井段率81.2%,降低了总体开发成本。
(2)开展板桥区块钻开油层保护液检测分析,可以引起钻井液施工单位重视,加强钻井液现场管理,提高钻井液技术服务质量。
(3)开展板桥区块钻开油层保护液检测分析,达到初期关于提高固井质量、安全钻进等目的,降低总体开发成本,在油田勘探开发建设过程中,提高过程监督控制,提高油气层保护效果、固井质量、降低总体开发成本提供技术支撑。
摘要：钻开油层保护液对后期完井、电测、固井、试油作业等产生深远的影响。但其作为钻井的小专业,往往被忽视,而开展钻井液性能参数第三方检测,可以加强建设单位对现场钻井液性能参数监督,同时引起施工单位重视,提高钻井液性能参数设计符合率,实现优快钻井,降低事故复杂发生几率,提升油气层保护效果、固井质量等目的。
油层分析论文 篇11
关键词：锦99块；敏感性；储层损害；流体
配伍性评价研究的目的是为了保护油气层。在现场作业中，保护油气层的实际工作有两种，一种是预防，一种是治理，即一方面力求使每一次作业不损害油层，另一方面对已经受到损害的油层采取补救措施，解除损害。事实表明，由于各类油藏岩石和流体特征各不相同，表现出的油层损害类型和程度各有差异。
1 油藏概况
2 储层潜在损害因素分析
2.1 储层敏感性矿物影响
锦99块杜家台油层的岩芯粘土矿物总量比例比较高，属于强敏感性地层。其中蒙脱石含量相对很高，蒙脱石矿物具有较强的吸水性，且极易膨胀，堵塞喉道孔隙空间，使得渗透率降低。蒙脱石在膨胀后胶结强度会降低很多，遇到流速较快的流体冲击后，极易分散随流运移，对储层造成进一步损害。
除粘土矿物外，还有许多非粘土矿物也可能造成储层伤害。粒径小于37μm的非粘土矿物微粒是流速敏感性矿物，一旦在孔壁上固结不够紧实，就有可能在流体的高流速作用下发生移动，造成渗透率下降。锦99块储层颗粒较少，不明显，速敏性损害程度应该较弱。储层中含少量方解石和白云石，在土酸酸化时易生成不溶氟化物，损害储层。
2.2 岩石储渗空间影响
岩石储渗空间决定了储层岩石的储集性和渗透性。储渗空间不同的岩石，存在的潜在损害问题也不同。锦99块储层物性好，粒间缝隙和孔洞都较大。
3 储层敏感性评价
评价一个储层的敏感性是个很复杂的问题，弄清楚一个油田的损害规律不是一两个实验可以完成的，常常需要系统地进行评价。
对储层进行岩石学、岩石物性等分析揭示了储层潜在的敏感因素，预示着储层有产生损害的可能性，一旦可能变为现实，最终导致储层产能下降，而控制产能的储层物性是渗透率。因此，岩石渗透率是反映储层损害状况最直接、最敏感的参数。
3.1 速敏性评价
锦99井1号岩心速敏性渗透率损害值为15.2%，弱速敏，这是因为锦99井岩心中尽管颗粒较少，但粘土矿物中含有一定量的速敏性矿物伊利石，伊利石矿物由于在砂粒表面附着不紧，在液流冲击下易发生运移。从扫描电镜照片看出，速敏性实验后，岩心孔隙间有充填物，且充填物多为粘土，其中有些是蒙脱石膨胀后脱落，在流体冲击下，填充在孔隙中。
3.2 水敏性评价
锦99块储层水敏指数大于 0.5，属中等偏强水敏地层。锦9 9储层粘土含量高，且极易膨胀的蒙脱石相对含量达80%以上。
3.3 盐度评价实验
当盐水矿化度下降到2000mg/L时，岩心渗透率下降幅度很大，当实验液体用蒸馏水时，岩心渗透率都下降50%以上。实验结果，锦99块注入水临界矿化度为3000mg/L。
3.4 酸敏性评价
盐酸对锦 99井岩心溶失率较大，锦99杜家台油层适合用12%或15%HCl进行酸化；土酸对锦99井岩心溶失率过大，如果用土酸进行酸化，可能导致锦99杜家台油层垮塌。
4 污水与锦99配伍性评价
4.1 污水水质及粘土膨胀分析
污水各离子浓度测定实验结果见表4-1。
污水中机杂和含油较高，容易堵塞孔隙，伤害储层。
4.2 污水粘土膨胀实验
锦99污水粘土膨胀实验结果见表4-2。
从表中可以看出：锦99岩心污水膨胀率相对较高，这主要是锦99粘土矿物含量高的缘故。
4.3 污水对锦99块的损害分析
污水对锦9 9岩心伤害较大，这是由于污水中含有机杂和油污；污水过滤后，伤害相对较小，但由于污水遇岩心产生膨胀，所以依然对岩心产生伤害。
5 结论及建议
①锦99块速敏性损害较弱，但由于储层岩心粘土矿物含量高，易水化膨胀脱落，还是存在速敏性损害，在注水开发时，应控制注水流量在2.45m3/m·d。②锦99块储层淡水膨胀率高，水敏指数大于0.5，水敏性损害中等偏强。锦99块储层粘土矿物总量高，且蒙脱石相对含量高达80%以上，而蒙脱石极易膨胀，淡水进入储层易损害地层。③污水中含大量机杂和油污，机杂含量148.04mg/L，含油54.46mg/L，对岩心损害较大，过滤后相对减小，建议污水在注入前应进行过滤，并且加入粘土稳定剂。
油层分析论文 篇12
1 为预防套损, 动态调整中应注意的几个问题
近年研究表明, 油层部位套损主要与异常高压层有关, 而异常高压层是由于部分井层注采关系不协调, 致使“渗流能力低、连通状况差的油层”憋压引起的。随着葡北地区二、三次加密调整, 薄差油层的动用状况得到了较好改善, 但薄差油层的连通状况较差, 致使部分单砂体出现了注采关系不协调的现象, 具体反映到单井上则出现异常高压、低压层同时存在。当一口井的层间压差较大时, 受地应力的作用就能使岩体发生位移引起套管损坏。
将套损防护溶于每口油水井的动态调过程之中, 在日常调整中细致分析每口井、每个井组的不同特点, 从油层发育、井组注采特点、油水井生产状况、以及断层发育等基本情况着手, 合理调整注水, 避免异常高压层的形成, 有效减少套损隐患的发生。
1.1 注意调整有注无采或注大于采砂体的注水强度
有注无采的憋压层主要分布于外前缘相Ⅲ类储层中的“土豆状”表内厚层, 由于此类储层以表外储层大面积分布为主, 渗透性较差, 渗流阻力大, 若表内厚层有注无采而不能泄压, 则形成异常高压。同样, 分布于外前缘I, II类储层的“坨状”表外储层, 由于自身的渗透性差, 如果有注无采, 可在较短的时间内形成异常高压, 对套管的损坏更大。
因注大于采形成的异常高压层主要为内前缘相及外前缘相I, II类储层, 平面上以表内厚层大面积分别为主, 表内薄层和表外储层以局部变差型、镶边搭桥型或窄条状分布其中。在注采比较高的情况下, 表内厚层变差或突然尖灭的边缘、注水井排附近易形成异常高压。
以A井为例, 该井的高I8层发育为主体薄层砂, 周围被变差砂体遮挡。周围5口采油井只有1口射孔, 导致了注采不协调的矛盾, 致使该井在本层发生套损。
因此在动态调整中, 对于有注无采或注大于采的砂体, 要及时限制 (停) 注水, 来避免地层憋压导致套管损坏。
1.2 协调采油井集中关井井区注采关系
近年来, 随着部分油井产能下降, 开井率逐渐降低。较低的开井率造成了部分井组出现了油井集中关井的情况, 这些井组泄压井点的减少直接导致了注采比升高, 套损隐患加大。
目前水驱共关井175口, 主要原因为泵况差及故障影响, 所占比例分别为50.0%和18.3%, 导致在注采比偏高。解决这一现状要在加大关井油井的治理力度的同时及时下调周围注水井的注水强度, 并根据周围油井的开关状况及时精细水井方案的动态调整。
1.3 充分运用新建地质模型, 对新解释断层周围井区注重细节调整
由于断层附近油水井间连通关系复杂, 注采关系难以协调, 因此易发生套损。近几年经过井震结合构造研究表明, 高北地区断层有多处发生变化, 因此结合构造变化进行油水井实施调整就成为必然, 在动态分析过程中要结合断层重新解释结果, 重新判断油水井连通状况, 及时对确认连通不好的层降低注水强度, 从而降低套损隐患。
以B井为例, 对断层重新认识前, 认为该井与C井连通较好, 2012年为其加强供液, 方案实施后未见到调整效果。为进一步分析调整, 我们结合了断层重新解释结果, 发现断层位置发生了偏移, 这两口井分别位于断层两侧, 连通状况变差, 分析后及时将B井相应层段进行降水, 避免在断层附近产生注大于采的状况, 及时有效地降低了套损隐患。
1.4 慎重打开停注层注水
动态分析过程中, 针对地层压力较低的井组, 有时会需要将原停注层打开注水以改善地层的供液状况。而这时就需要综合分析以确认打开停注层是否可行, 要从原停注层的停注原因, 停注时间, 停注后周围油井的动态反映, 以及目前油水井的生产状况来综合分析, 慎重调整。
在日常的动态分析过程中, 必要时可将停注层打开注水, 但因为预防套损停注的层段, 一定要综合分析后再进行调整, 否则将加大套损隐患。
1.5 通过油井补孔和压裂、水井停 (限) 注来治理已形成的高压层
对于已经形成的高压层, 要尽快组织油井补孔、压裂以及强排酸化来进行泄压, 同时根据油水井连通状况将周围水井的相应层段进行停 (限) 注水来降低地层压力, 从而降低套损隐患。
当异常高压层已经形成时, 作为动态分析人员一方面要清醒的认识到:油水水井的综合调整已经到了刻不容缓的地步, 要细致分析确定调整对策, 并积极组织实施;另一方面此时可能已经有部分井的套管发生了损坏, 要通过尽快实施井况调查来确定该井组的套损状况, 从而制定并实施针对性较强的调整对策。
以D井为例, 该井周围临井E井连续两次测得地层压力分别为9.5MPa和10.1MPa, 形成了高压层, 分析后将该井实施周期注水以降低该井组的注水强度, 并计划通过对D井进行压裂来进行泄压。
2 结论及认识
(1) 日常调整中, 要根据油水井的生产状况不断协调注采关系, 对于注大于采的砂体要及时控制, 减少异常高压层的形成, 从而有效地减少油层部位套损。
(2) 地层压力检测资料是套损防治工作的一个重要工具, 要合理确定监测井号, 以达到准确把握地层压力状况的目的。
(3) 对已经形成的异常高压层, 要及时通过油井放大生产压差、压裂、补孔酸化以及水井停 (限) 注来进行治理。
(4) 套损的预防是一项长期的工作, 必须在不断提高防套意识的基础上注重精细调整, 在点滴中预防, 长时间的积累才能取得好的效果。
摘要：动态分析贯穿每口井, 每个井组开发过程的始终, 将预防油层部位套损融入到日常动态开发中, 必将会在很大程度上减少套损隐患。本文细致讨论了在动态分析、调整的过程中预防油层部位套损应注意的几方面问题, 主要从控制单砂体注大于采、调整油层发育状况为厚注薄采、及时调整采油井关井和堵水井区注水、分析受断层遮挡特别是新解释断层井区注采关系等方面进行讨论。
关键词：动态分析,高压层,预防,套损
参考文献