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时间:2017-12-20
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1、百口泉71井区储层保护技术探究应用 摘要:通过室内实验研究,明确储层特征及敏感性情况,系统分析了储层损害机理,并结合超前注水,研究制定出“先期防膨、早期分注”与“控制注水强度、保持注采平衡”对策措施,形成了先期分层、梯度式防膨与后期注水过程中段塞脉冲式防膨相结合的工艺技术,确定了合理的注入压力和注入量等参数。投入现场实施后效果显著,百71井区白碱滩组油藏注入压力保持稳定,吸水状况良好,动用程度良好。关键词:注水开发;储层保护;损害机理;先期防膨中图分类号:TE3文献标识码:A文章编号:1006-4311(2014)04-0031-031绪论
2、1.1国内外研究现状储层保护研究是油气田开发过程中的重要技术,是提高油气勘探开发质量的重要环节,特别是在油田开发过程中,有利于储层的稳产,增产及油气资源的最大利用化,直接关系到油田勘探开发的成效。9低渗储层本身具有物性差,层内、平面非均质性严重;孔隙通道半径小,孔隙曲折性强,孔隙内表层粗糙程度大;特别是储层流体和岩石接触以后常会发生物理和化学作用,使储集层渗透率进一步降低。这类油藏在开发过程中有如下特点:启动压力随渗透率的降低而增大;采收率随渗透率的降低而降低;存在天然裂缝,在一定压力下张开,加剧地层非均质性;储层水动力连通性差,单井控制泄油
3、范围小。低渗透油田在开发过程中主要暴露出地层压力下降快、能量严重不足、油井产量下降快、注水井注水压力上升快等问题。1.2研究目的及技术路线百71井区白碱滩组油藏(百21井区白碱滩扩边区)位于已探明的百21井区东北部,发现井为百71井,该井于1991年3月完钻,2010年4月通过老井复查,发现百71井白碱滩组砂层发育,物性较好,在T3b22-2层1437.0m~1421.5m井段恢复试油,压裂后机抽获日产油13.6t,日产水5.22m3,累积产油373.61t,累积产水125.16m3,从而发现了百71井区白碱滩组油藏。该区的沉积环境与油藏性质
4、与已开发的百21井区相似,属于低孔、特低渗、微孔微细喉道的差储层。1.2.1研究目的①明确百71井区白碱滩组储层损害机理和类型;②研究制定注水开发过程中储层保护方案与措施,为实现油藏高效开发的提供技术支撑。1.2.2研究内容①储层敏感性矿物组成及类型分析;②储层敏感性评价,损害机理综合研究;③注水开发储层保护配套工艺技术研究应用。91.2.3技术路线开展岩矿分析实验,搞清楚储层岩性、物性、孔隙结构等基本参数和性质,并在此基础上开展敏感性实验研究,研究制定出储层保护及配套工艺措施,并投入现场应用,进行实施效果跟踪。2储层特征研究及敏感性矿物分析
5、百71井区白碱滩组地层在全区广泛分布,沉积厚度260m~370m,平均320m,油层主要发育在T3b22砂层组,T3b23砂层组为次要油层,油层厚度较薄且分散。T3b22砂层组又进一步细分为T3b22-1、T3b22-2,T3b22-1地层厚度从10m~45m变化,平均厚度30m。T3b22-2地层厚度从15m~45m变化,平均厚度25.5m。白碱滩组储层岩石面孔率普遍较低,储层孔隙发育程度差~中等,孔隙类型有粒间溶孔,原生粒间孔,残余粒间孔,粒内溶孔,铸模孔等;储集空间主要为粒间溶孔。根据3口取心井的常规物性分析,孔隙度为3.48%~22.
6、77%,平均为13.85%,气测渗透率为0.01mD~655mD,平均为4.26mD。为低孔、特低渗的储层。白碱滩组油藏油藏原始地层压力为14.18MPa,压力系数0.97,地层温度为44.24℃,饱和压力为10.48MPa,地饱压差为3.70MPa,饱和程度73.91%,属于正常压力、温度系统的未饱和油藏。2.1岩性特征9百71井区储层岩性主要为中砾岩、含中砾细砾岩、砂砾岩,其次为含砾粗砂岩、中砂岩及细砂岩。砾石成分以凝灰岩为主,凝灰岩含量3%~90%,平均为26.6%,其次为变质岩,含量1%~60%,平均为13.3%。砂质成分以岩屑为主,
7、岩屑含量2%~67%,平均42.3%,其次为石英、长石,石英含量1%~31.0%,平均9.9%,长石含量0%~26.4%,平均8.6%。岩屑主要以凝灰岩为主(含量0.9%~34.0%,平均28.6%),其次为霏细岩、变泥岩等。碎屑颗粒以次棱角状为主,其次为次棱角-次圆状,分选差,储层的成分成熟度和结构成熟度均低。通过3口取心井(百713、b7112、b711)的含油层段岩心观察及室内薄片鉴定,表明百71井区含油层段岩性主要为灰色、深灰色含砾粗砂岩,其次为不等粒小砾岩、中砂岩及细砂岩。2.2敏感性矿物特征对岩心样品抽提粒度 4储层保护工艺技术
8、对策研究4.1药剂类型及浓度筛选4.1.1阻垢剂类型及浓度筛选结合在新疆油田阻垢剂应用的实际情况,通过滤膜抽滤法对百71井区目前备选的3种阻垢剂KXSZ-1,W7-
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