PL19-9油田是典型的疏松砂巖稠油油藏,其正式投入開發(fā)不久后,與PL19-3設計注水量相比,暴露出注入壓力高、油井欠注等一系列問題,原油產(chǎn)量明顯下降。本文在深化研究該油田儲層地質特征的基礎上,利用儲層敏感性礦物分析、配伍性實驗、電鏡能譜、X射線衍射、紅外光譜分析、室內巖芯驅替、平臺水質調研等手段,明確了注水過程中儲層損害機理。研究結果表明:PL19-9油田巖石膠結疏松、黏土礦物含量高、層間非均質性強是注水困難的客觀因素;儲層具有強速敏,注入強度過大是影響注水效果的重要原因;注入水與地層水存在輕度不配伍,不配伍比例在3∶1—1∶3之間;注入40PV時損害程度為中等偏弱;水質不達標是注水困難的關鍵外因,注入水中對儲層造成傷害的物質主要為油污、腐蝕產(chǎn)物,其次為少量垢和地層顆粒。針對上述損害機理采取相應的措施,提高注水井的吸水能力,保證注采平衡,促進高效穩(wěn)產(chǎn)。 

【文章來源】：地質找礦論叢. 2020,35(02)

【文章頁數(shù)】：10 頁

【部分圖文】：

注入水懸浮物紅外光譜分析圖

J44井各層間滲透率突進系數(shù)為3.68，變異系數(shù)為0.94，極差為26.5，參考標準非均質性參數(shù)評價標準，其非均質性較強。在J44井投注初期吸水剖面中，L40、L50為高滲層，其中L40層段滲透率為2800mD，層內滲透率級差為1.7;L50滲透率為1200～2200mD，層內滲透率級差為1.6～2.1（圖2）。主力吸水層位為L40層（占71%），而L50—L102吸水量較少（占29%），該井吸水剖面不均勻。這是由于強層間非均質性會使高滲透層對差層造成明顯干擾�；\統(tǒng)注水，加之強采強注，使得注水驅替不均衡，在注水初期高滲層為主力吸水層，相對低滲的小層吸水能力差，層間矛盾加劇。圖2 J44井吸水剖面

J44井吸水剖面

【參考文獻】：
期刊論文
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碩士論文
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本文編號：3009738