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一个含油构造经过初探，发现工业油气流以后，紧接着就要进行详探并逐步投入开发。
所谓油田开发，就是依据详探成果和必要的生产试验资料，在综合研究的基础上对具有工业价值的油田，按石油市场的需求，从油田的实际情况和生产规律出发，以提高最终采收率为目的，制定合理的开发方案，并对油田进行建设和投产，使油田按方案规划的生产能力和经济效益进行生产，直至油田开发结束的全过程。
一个油田投入开发，会给整个国民经济的发展带来很大的影响．因此，开发油田必须依据一定的方针来进行。
开发方针的正确与否，直接关系到油田今后生产的经济效益的好坏与技术上的成败。
正确的油田开发方针应根据国民经济对油田工业的要求和油田开发的长期经验总结制订出来。
开发方案的编制不能违背这些方针，否则就会给油田开发本身带来危害，而使国家资源蒙受损失。
油田开发必须依据一定的技术方针来进行，在制订油田开发技术方针时要考虑的因素为：①采油速度，即以什么样的速度将地下的原油采出==即年产油量占油藏可采储量的百分比；②油田地下能量的利用和补充；③采收率的大小；④稳产年限；⑤经济效果；⑥工艺技术。
这几个方面相互联系．但有时又是相互矛盾的。
应该根据国内外油田开发的经验和国家的能源政策，制订出科学的油田开发方针，并在油田开发过程中不断补充和完善。
一个油田在明确的开发技术方针指导下，要想进入正规的开发，必须编制好油田开发方案，即依据油田开发的基础知识，对油田的开发程序、开发方式、层系划分、注水方式、井网密度、布井方式及经济指标等各因素进行充分的论证、细致的分析对比，最后制订出符合实际、技术上先进、经济上优越的方案。
油田在明确的开发方针指导下，进入正规的开发过程，该过程包括三个阶段：(1)开发前的准备阶段：包括详探和开发试验等。
(2)开发设计和投产，其中包括油层研究和评价、全面部署开发并网、制订射孔方案和方案的实施。
(3)方案的调整和完善：油田开发方案的制定和实施是油田开发的中心环节。
大庆长垣不同时期测井解释渗透率变化规律探讨
闫伟林;李郑辰;苏洋
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2002(021)005
【摘要】为了认识大庆长垣注水开发过程中储层渗透率的变化规律,研究储层水驱过程,寻找剩余油及其分布,满足地质建模和数值模拟的需要,分析大庆长垣不同时期测井解释渗透率差异较大的原因,研究了不同岩心的室内水驱实验渗透率的变化,优选区块的取心井岩心分析渗透率的变化,优选区块的开发井测井解释渗透率的变化,并对变化规律进行了对比分析.结果表明,随着油田注水开发,储层的渗透率逐渐增大,造成不同时期完钻井测井解释渗透率差异较大的原因不仅仅是储层渗透率自身的变化,更重要的是与测井解释模型的差异有关.建议对不同时期测井解释渗透率进行系统误差校正,以满足储层精细地质研究的需要.
【总页数】3页(P60-62)
【作者】闫伟林;李郑辰;苏洋
【作者单位】大庆油田有限责任公司,勘探开发研究院,黑龙江,大庆,163712;大庆油田有限责任公司,勘探开发研究院,黑龙江,大庆,163712;大庆油田有限责任公司,勘探开发研究院,黑龙江,大庆,163712
【正文语种】中文
【中图分类】TE311
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5.A开发区B油层不同时期完钻井测井渗透率解释误差校正 [J], 周文福
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疏松砂岩油藏地层伤害机理研究李 娜(中石化胜利油田有限公司临盘采油厂采油一矿) 摘 要:疏松砂岩油藏地层物性分布不均匀,原油粘度大,胶质沥青含量高,油层结构疏松,随着开采的进行,油井出砂现象变得更为严重,部分油井还出现了有机垢伤害。
这些因素的出现制约了生产井产能的提高。
关键词:疏松砂岩油藏;出砂 中图分类号:T E32+1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0147—01 油井出砂不仅取决于地层颗粒的胶结强度、流体特性,而且与生产压差、产液速度有很大关系。
因此在确定油井生产压差前,须充分考虑与生产压差有关的储层伤害的各种因素,了解这些因素的主次关系及对储层的伤害程度,最后结合生产要求,优化设计,以达到保护储层,获得高产稳产的目的。
1 开发过程中的储层伤害研究1.1 微粒运移及出砂规律实验研究采油过程中由于液体渗流而产生的对颗粒的拖曳力是油井出砂的重要因素。
地层压力越低,生产压差越大,渗流速度越高,原油粘度越大,产水率越高,微粒运移越严重,油井越容易出砂。
为此我们进行了以下渗流物理实验以更加深入了解储层出砂机理: 1.1.1 岩心速敏实验地层水中产生微粒运移是一个受流速控制的运动过程。
流速敏感性评价实验的目的在于:找出由于流速影响导致微粒运移,从而发生油气层损害的临界流速,以及速度敏感性引起的油气层损害程度。
为确定合理的注采速度提供科学依据。
1.1.2 岩石出砂规律研究实验油井出砂大体上可分两个阶段:第一阶段是由骨架砂变成自由砂,这是导致出砂的必要条件;第二阶段是自由砂的运移,只有满足这两个条件后才会引起出砂。
含水饱和度、毛管力对出砂的影响实验。
在注入水过程中随含水饱和度的增加,微粒运移的可能性加大。
注入水矿化度对出砂的影响实验。
对于疏松砂油藏,必须认真制定注入水指标,以保证注入水矿化度高于使粘土水化膨胀的矿化度,同时在油水井作业时,也应充分考虑入井液矿化度指标。
防止由于粘土水化膨胀而造成的地层胶结强度下降情况出现,从水质方面减小出砂的可能性。
低渗透储层最小启动压力梯度的实验测定大庆油田勘探开发研究院石京平周庆目录1.低渗透油田中流体流动的特点2.实验室测定最小启动压力梯度3．实验结果与讨论4. 结论1. 低渗透油田中流体流动的特点渗透率低是低渗透油田最显著的特点，目前世界各国均以渗透率为主要标志论述低渗透油层，一般低渗透油层孔隙度也低，其孔道连通性差，导致驱替效果不理想。
渗透率低表示孔隙通道的微细，与其它渗透率的地层比较，在相同的压力梯度下，低渗透地层中的渗流速度会大大减少。
微细孔道固液界面分子力和电荷力作用的增强以及渗流速度的减小可能会导致低渗透油层中渗流附加阻力的相对增强，这可能是低渗透油层渗流中动力学平衡的新因素，在某些情况下，只有在驱动压力梯度超过某个启动压力梯度的时候，才能发生在低渗透油层中液体的渗透和流动。
图1 低渗透低速非达西渗流曲线特征压力梯度△P/L(MPa/m)渗流速度V(非达西渗流过程可以用图1 进行描述：a 点为液体开始流动的最小启动压力梯度，ad 线段为液体流速呈上凹型增加的实测曲线，de 线段为实测的达西渗流直线，d 点在压力梯度轴对应的压力c 点为由曲线变为直线的临界压力梯度，即当压力梯度增加到最高启动压力c 时，才呈现达西渗流；b 点为de 直线延伸与压力梯度坐标的交点，通常称为拟启动压力梯度，直线de 的延长线(即bd 线)不通过坐标原点，这是非达西渗流的主要特征。
1. 低渗透油田中流体流动的特点2. 实验室测定最小启动压力梯度•实验室中通常采用压差和流量的关系测量启动压力梯度，在油田现场用试井分析的方法得到。
这些方法测试时通常会遇到两个问题：•①获得稳定流所需要的时间太长；•②测量足够小的流速是很困难的。
•以往产生可以测量的流速的方法是增大压力梯度，通常需要达到自然界中真实存在的压力梯度的106倍或更大。
但是这样人为提供的实验条件与自然界岩石所处的实际状况相差甚远，常常导致实验结果的失真。
2. 实验室测定最小启动压力梯度由于最小的流速受驱替泵的精度限制，“流量—压差”法的实验不能直接测出无流体渗出时的岩样压力差，只能根据实验数据添加趋势线，得到压力梯度轴上的截距即为启动压力梯度，此时的启动压力梯度是图1中的拟启动压力梯度（b 点），也有人称为平均启动压力梯度，这是渗流方程中将非线性渗流处理成拟线性渗流的一个关键参数。
大庆油田萨中开发区二、三类油层同步挖潜补压结合射孔方法金贤镐;宣英龙;王春尧;刘洋;覃珊
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2024(43)2
【摘要】大庆油田萨中开发区二类油层和三类油层平面、纵向交互分布,目前尚未形成同步开发方法。
从射孔角度出发,通过分析油层特点,匹配射孔工艺方法,二类油层匹配深穿透(穿深为956 mm)射孔、三类油层匹配超深穿透(穿深为1 308 mm)射孔,建立单井“组合射孔”模式;针对大段三类油层,通过抽稀射孔数,提高单卡层段数,提高过孔压力,建立“组合射孔+限流法压裂”模式。
数值模拟和现场分析结果表明:该方法在萨中开发区2个二、三类油层同步挖潜区块应用,“组合射孔”实施20口井,采出端单井含水率多降低2.0%、日产油量增加1.2 t;“组合射孔配套限流法压裂”实施6口井,实现了单孔排量0.6 m3/min以上,平均单井产液量增幅17.56%,含水率多降低0.94百分点。
研究成果可有效指导投产设计,对二、三类油层的同步挖潜和提质增效具有重要意义。
【总页数】7页(P46-52)
【作者】金贤镐;宣英龙;王春尧;刘洋;覃珊
【作者单位】中国石油大庆油田有限责任公司第一采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE357
【相关文献】
1.大庆油田萨北开发区二类油层储层沉积模式
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3.大庆油田萨南开发区三类油层聚驱高效压裂技术研究
4.开发后期三类油层沉积微相研究——以大庆萨北油田北二东两三结合试验区GⅡ油层组为例
5.大庆油田萨南开发区三类油层三元复合驱注入参数数值模拟优化
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水淹层测井识别方法一、水淹油层的特征在油田开发工程中，由于注水驱油或是边底水推进，油层都要发生不同程度的水淹，引起储集层物性、电性一系列的变化。
主要有以下特征。
1、水淹油层的地质特征储层含油性和油水分布变化地层水矿化度和电阻率变化孔隙结构变化-孔隙度和渗透率变化岩石的湿润性变化油层水淹后的地层压力与温度变化（1）地层含油性及油水分布的变化在油田注水开发过程中，随着注入水不断驱替地层中的原油，水淹油层的含水饱和度不断增加，剩余油饱和度不断降低，而且它们与水洗程度成比例。
大庆油田根据水驱油岩心实验和试油资料统计分析表明，油层弱水淹时含油饱和度下降约10％；油层中等水淹时降低约20％～30％；油层强水淹时下降30％以上。
在水洗作用下，油层的粘土和泥质含量下降，粒度中值相对变大，随之也使束缚水饱和度相应降低。
在注水开发中，随着注入水不断增加，地层中的油水分布也随之发生很大变化。
一般来说油层的孔隙性和渗透性都有程度不同的非均质性。
显然，注入水在非均质严重的油层中并非活塞式的推进，而是沿着孔隙度大、渗透性好的部位推进，直到高渗透性地带中大部分油被水驱走时，中、低渗透部分的孔隙中仍保留着相当多的原油。
物性好的高孔隙、高渗透性部位早水淹，水洗强度大；低孔隙、低渗透性部位晚水淹，水洗强度小，甚至未被水淹。
这样，在高含水期，原来的好油层变成强水淹层；而较差的油层(包括物性差的油层和薄油层)，则又可能成为“主力油层”。
因此，尽管某些油井的产水率很高，但低孔隙性、低渗透性油层、薄油层或厚油层中的低孔隙性、低渗透性部分仍有可观的潜在产能，它们将成为高和特高含水期油田挖潜稳产的主要对象。
在高含水期，水淹油层的油、水分布一般都有按沉积旋回水淹的规律。
正韵律油层如河道砂、点砂坝油层，岩性自上而下逐渐由细变粗，注入水先沿底部粗岩性高渗透部位突进，形成大孔道的水窜，造成底部先被水淹，上部晚水淹；底部强水淹、上部弱水淹或未水淹。
在反韵律沉积的三角洲河口砂坝等油层，岩性自上而下逐渐由粗变细，注入水先沿顶部突进，但由于受毛细管力和重力的影响，使注入水推进相对稳定，且注入水波及面积、厚度及驱油效率都较高，水洗强度自上而下由强变弱。
大庆油田大庆油田是20世纪60～80年代中国最大的油区，位于松辽平原中央部分，滨洲铁路横贯油田中部。
其中大庆油田为大型背斜构造油藏，自北而南有喇嘛甸、萨尔图、杏树岗等高点。
油层为中生代陆相白垩纪砂岩，深度900米～1200米，中等渗透率。
原油为石蜡基，具有含蜡量高（20％～30％），凝固点高（25℃～30℃），粘度高（地面粘度35），含硫低（在0.1％以下)的特点。
原油比重0.83～0.86。
1959年，在高台子油田钻出第一口油井，1960年3月，大庆油田投入开发建设。
1976年以来，年产原油一直在5000万吨以上，1983年产油5235万吨。
大庆油区的发现和开发，证实了陆相地层能够生油并能形成大油田，从而丰富和发展了石油地质学理论，改变了中国石油工业落后面貌，对中国工业发展产生了极大的影响。
大庆油田我国目前最大的油田，于1960年投入开发建设，由萨尔图、杏树岗、喇嘛甸、朝阳沟等48个规模不等的油气田组成，面积约6000平方公里。
勘探范围主要包括东北和西北两大探区，共计14个盆地，登记探矿权面积23万平方公里。
油田自1960年投入开发建设，累计探明石油地质储量56.7亿吨，累计生产原油18.21亿吨，占同期全国陆上石油总产量的47%；探明天然气地质储量548.2亿立方米，上缴各种资金并承担原油价差1万多亿元，特别是实现年产原油5000万吨连续27年高产稳产，创造了世界油田开发史上的奇迹。
大庆油田有限责任公司是中国石油天然气股份有限公司的全资子公司，是以石油天然气勘探开发为主营业务的国有控股特大型企业。
1999年底，大庆油田重组改制、分开分立。
2000年1月1日，大庆油田有限责任公司正式注册成立，并随中国石油天然气股份有限公司在美国和香港上市。
注册资本475亿元，现资产总额1089亿元，员工总数90427人。
公司成立六年来，累计生产原油2.94亿吨，天然气130亿立方米，年均油气当量保持在5000万吨以上；实现销售收入5840亿元，利税总额4795亿元，连年荣登中国纳税百强企业榜首。
收稿日期:2000-01-30作者简介:杨明杰(1964-),男,工程师,毕业于大庆石油学院勘探系,现在大庆石油管理局勘探开发研究院工作。
研究方向:油气勘探开发和分析化验。
文章编号:1003-6369(2000)02-0007-03大庆地区地热资源勘探与开发利用的探讨杨明杰2潘昊1赵晶石2张伟军2(1 大庆勘探开发研究院;2 大庆油田设计院,黑龙江省大庆市163712)一、引言地热资源作为一种能源,它的勘探、开发和利用已有近百年的历史。
从20世纪60年代开始,全球的地热资源开发利用步伐明显加快。
在西欧的冰岛、意大利等国地热资源的利用已占其整个能源供热量的10%左右。
我国地热资源的利用从70年代初开始起步,到80年代末取得较大进展,现已在辽宁的熊岳、西藏羊八井、山东招远等地建起了十几座地热电站。
总体而言,我国地热资源的利用规模都不大,尚处于试验摸索阶段。
松辽盆地中央坳陷有我国最大的油田 大庆油田,经过近40年的勘探,现可以确定松辽盆地是中国五大地热资源分布区,按面积计是中国最大的地热区。
近年来,大庆市积极勘探地热资源,并在地热资源的开发利用上取得了一定经验。
一、勘探开发现状早在1960年大庆油田勘探初期,已注意将油层温度和地温梯度列为取全取准的两项基础数据,并在40年的油气勘探开发过程中积累了大量的地温摘要:地热资源将成为21世纪的主要能源之一。
地热资源开采成本低,工业回报率高,在发电、采暖、医疗等领域具有广泛的用途。
本文介绍了大庆地区地热资源勘探开发现状、存在的问题及发展前景,指出大庆作为以油气资源生产为主的城市,随着丰富地热资源的有效开发和利用,必将进一步推动大庆地区的可持续发展。
关键词:地热资源;开发利用;松辽盆地;大庆地区中图分类号:T K529文献标识码:B资料。
现有资料表明,松辽盆地存在着高地温场。
由于上地幔隆起(莫霍面埋深较浅)及花岗岩体的大面积分布和地壳深大断裂的影响,松辽盆地具有较高的地温梯度,每100m增温3.7~6,高于常温地区(每100m增温3~3.5)。
学号：**********哈尔滨师范大学学士学位论文题目大庆油田油气藏形成的地质背景分析学生孟健指导教师何葵教授年级 2007级专业资源勘察工程系别资源环境和城乡规划管理系学院地理科学学院说明本表需在指导教师和有关领导审查批准的情况下，要求学生认真填写。
说明课题的来源（自拟题目或指导教师承担的科研任务）、课题研究的目的和意义、课题在国内外研究现状和发展趋势。
若课题因故变动时，应向指导教师提出申请，提交题目变动论证报告。
学士学位论文题目大庆油田油气藏形成的地质背景分析学生孟健指导教师何葵教授年级2007级专业资源勘察工程系别资源环境与城乡规划管理系学院地理科学学院哈尔滨师范大学2011年3月大庆油田油气藏形成的地质背景分析孟健摘要：通过对该地区的地质发展史的了解，为更好的理解地质地质构造对油气的聚集、分布规律的影响,从而得到在不同地质构造条件下油气产生。
研究该地区地质构造发展史,在构造发育过程中的,其控制了烃源岩及储层裂缝等成藏要素的发育程度,从而影响油气运聚和油水分布规律。
通过该油气资源的腹部状况，提出该地区的主导构造类型并对与其相识的构造类型判断其油气存储情况。
关键词：构造成因；油气形成；理论研究；大庆一、区域地质概况（一）在地质构造上，大庆位于松辽盆地的中央拗陷区。
盆地周围被大兴安岭、小兴安岭、张广才岭、老爷岭、千山、努鲁儿虎山环抱。
约在中生代的侏罗纪后期，形成了松嫩大湖。
在中生代温暖湿润的气候条件下，湖水中和湖的周围繁衍了大量生物、介形虫和鱼类。
这些中生代生物的繁衍和死亡，积累了大量的生油物质。
这个过程一直持续到新生代的第四纪，松嫩大湖因地势抬升和松花江、嫩江两大水系带来大量泥沙的淤积而消失。
盆地内的地史沉积物厚达 6 000米，地表的现代沉积物1 400米。
大量有机物质在这样厚的沉积层下，由于高温、高压和封闭缺氧等条件生成了丰富的石油。
经过以后的大地构造运动，发生褶皱和断裂，又逐渐形成了石油聚储的条件。
松辽盆地油田开发建设对地质环境的负面影响——以大庆油田为例郭昂青【摘要】松辽盆地中的大庆油田是我国主要油气生产基地,不但油气资源丰富,地下水和地热资源也非常丰富.经过半个多世纪的持续高强度开发建设,油田已进入开发中后期,综合含水率已达90％以上.大庆油田的地质环境受到了严重的负面影响,具体表现在:①含水层环境的破坏污染;②土壤环境的破坏污染;③对地层原始压力的影响;④地面隆起和沉降变形;⑤热储体系和地热资源的破坏.相关部门应予以足够的重视,及时开展调查评价监测和研究工作,采取有效防治措施.【期刊名称】《地质与资源》【年(卷),期】2016(025)002【总页数】5页(P176-180)【关键词】松辽盆地;大庆油田;开发建设;地质环境;负面影响【作者】郭昂青【作者单位】黑龙江省齐齐哈尔矿产勘查开发总院,黑龙江齐齐哈尔161006【正文语种】中文【中图分类】X14大庆油田位于松辽盆地中央拗陷区北部，跨北纬45°05'～47°00'，东经124°19'～125°12'.油田南北长140 km，东西宽70 km，总面积约6000 km2，含油面积2334.4 km2.大庆油田主体—大庆长垣为大型背斜构造带，包括喇嘛甸等7个背斜构造油田，含油面积1433 km2，地质储量42.4×108t.长垣以外有杏西等45个油田，含油面积901.3 km2，地质储量2.75×108t.大庆油田是上述一系列油田的总称.大庆油田于1960年投入开发，是我国目前最大的油田，也是世界上为数不多的特大型砂岩油田之一.至2007年，累计探明石油地质储量56.7×108t，天然气储量2400×108m3.截至2014年，累计生产原油22.8× 108t，天然气1266.16×108m3.经过半个多世纪的高强度开发建设，大庆油田已进入开发中后期，综合含水率已达90%以上.经计算，大庆油田地热异常区地热能资源总量为2.9048×1021J，折合标准煤988×108t.地热水资源量为2.44×1012m3，地热能可采资源量为8.9277×1019J，折合标准煤，30.4×108t［1］.深层地下水允许开采量为2.34× 108m3/a，而开采量已超过5.0×108m3/a，处于严重超采状态.1.1 区域地质松辽盆地位于我国东北地区，面积26×104km2，属中、新生代形成的大型陆相湖成盆地.盆地周边被丘陵和山脉环绕，西邻大兴安岭，北与小兴安岭为界，东部为张广才岭，南接康平-法库丘陵地带.盆地大体以松花江为界分为南北两部分，北部为大庆油田探区，面积为11.6×104km2；南部为吉林油田探区，面积为6.9× 104km2.松辽盆地是拗陷和断陷相叠置的大型复合式含油气水热盆地，以板块构造观点，属于克拉通内复合型盆地［2］.盆地断陷阶段，构造运动以断裂作用为主，形成了一系列断陷盆地.这些彼此分隔的断陷盆地中不同程度地发育火山岩、火山碎屑岩以及河流沼泽相为主的地层，厚度较大，自下而上分别为火石岭组、沙河子组、营城组、登楼库组.盆地拗陷期，构造运动以沉降为主，沉降幅度与沉积范围均规模巨大，先后沉积了以河湖沉积为主的泉头组、青山口组、姚家组与嫩江祖.盆地萎缩阶段，构造运动趋于缓慢上升状态，沉积范围明显缩小，先后沉积了以河流相为主的四方台组、明水组和新生界.松辽盆地基底为前古生界、上古生界夹有花岗岩、火山岩的变质岩系，上部沉积盖层从侏罗系始，至新生界均有不同程度发育，但以白垩系为主，厚达5000 m以上，为陆相沉积，是主要含油气热层系.盆地的构造特征是：北部为倾没区，东北部、东南部和西南部为隆起区，西部是平缓斜坡区，中间是大面积拗陷区.大庆油田在地质构造上属于松辽盆地的一部分，位于盆地中央拗陷区北部［3］，沉积了厚达6000多米的沉积物.勘探资料表明，在大庆油田地区分布着侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系.这种陆相沉积地层为石油、天然气、地热和地下水资源的生成和赋存创造了条件.1.2 含油气组合特征油气藏的形成不但需要生油气层，还需具备储油气层与盖层，这3个要素合起来为含油气组合.松辽盆地的含油气组合共4个，即上部、中部、下部和深部含油气组合（见表1）.1.3 热储体系特征根据松辽盆地的演化史、地层发育特征，并经勘探证实，热储层主要为姚家组、青二三段、泉一三四段、登三四段，且形成了上部、中部、下部、深部4套热储体系（见表1）.1.4 含水层系统特征大庆油田分布多个含水层系统，主要开采层位有：白土山组砂砾石承压含水层；泰康组和大安组砂砾岩承压含水层；明水组含砾砂岩承压含水层.特别是泰康组和白土山组含水层，都具有分布面积广、厚度大、水量丰富、补给源充足、易开采等特点，水质基本达到油田注水、工农业及民用水质标准，目前已做为油田地下水开采的主要目的层.2.1 地下水超采大庆油田主要开发利用深层地下水资源，到目前为止共建成水源46座，钻各类生产井793口，日综合供水能力137.04×104m3.地下水年允许开采量2.34×108m3.目前，实际年开采量超过5.0×108m3，处于严重超采状态，其中大部分为油田注水用.最深供水井为529.30 m，含水层为白垩系明水组.油田开发建设对含水层地质环境影响主要表现在如下几方面.（1）区域地下水降落漏斗深层地下水一直是大庆油田生产和生活的主要供水水源，特别是油田西部地区，自油田开发建设以来，地下水担负着油田的主要供水任务.由于长期超量开采地下水，已在大庆长垣两侧形成了两个区域性地下水降落漏斗［4］.长垣西部开采白土山组和泰康组含水层中地下水，2009年开采量1.06×108m3，漏斗面积3600 km2，漏斗中心水位埋深35.15 m.长垣东部开采明水组含水层中地下水，2009年开采量0.27×108m3，漏斗面积1340 km2，漏斗中心水位埋深45.5 m.（2）地面沉降变形自1972年以来，大庆油田西部水源地地下水位大幅度下降，逐渐形成区域性地下水下降漏斗，至2001年漏斗中心水位埋深已达41.7 m，这给土层内部应力累进性转变提供了条件.大庆油田地面沉降就是在这样的条件下形成的.地面沉降变形区与地下水下降漏斗中心部位完全吻合，这充分说明了地面沉降是由于地下水水位下降引起的.地面沉降变形的强度随着距离漏斗中心位置不同而变化.实测证明在漏斗中心部位沉降量最大，西部漏斗中心部位沉降量已达99 mm，东部漏斗中心部位沉降量达71 mm❶倪长海.大庆市地面变形规律及危害.2005..（3）水质变化随着地下水开采量不断增加，地下水降落漏斗水位下降也相应增大.在许多水源地，如前进、齐家、让胡路、喇嘛甸、红卫星等水源地下水化学成分发生了变化，地下水中Cl-、SO42-、TDS、硬度、Fe和Mn均有升高的趋势.当地下水开采量增至45×104m3/d时，TDS急剧增加，表明深层地下水处于超采状态❷慕山，等.大庆市地下水资源开发利用规划报告.2001..地下水超量开采改变了地下水的动力条件，加剧了不同含水层之间水量与物质组分之间的交换，增大了地下水环境污染的可能性.2.2 油田勘探开采（1）钻井大庆油田截止到目前共施工油气水井约100 000余口，油气水井密度约16.7眼/km2.深度300～6300 m，一般1200～2100 m.油气层开采深度一般1150～2000 m.在油气水井施工中完全揭穿了上部各层含水层，一方面使各层含水层之间有了水力联系，另一方面也使油气层与含水层有了物质和能量交换，致使局部地下水水质发生了变化.受油田开采的影响，在主要水源地多井出现甲烷检出的现象.据水质监测资料，1993年大庆石油管理局所辖的12个水源地中有9个水源地共计18眼井有甲烷检出.检出井数最多的是西水源（4眼）和南水源（4眼），甲烷浓度最高的是前进水源的3-1号井，浓度为4.80 μg/L❸慕山，等.大庆市水环境研究与管理.1998..齐家水源地硫化氢气体含量最高达150 μg/L，游离CO2达到118.8 mg/L❷.这些物质在深层地下水中的富集，已成为突出的环境水文地质问题. （2）泥浆泥浆在钻井过程中，能够悬浮和携带岩屑，清洗井底，有利于钻头直接接触井底岩石，提高钻井速度，还可以冷却、润滑钻头，防止井壁坍塌，但也可侵入含水层、油气层和热储层，使之受到污染和堵塞.一般情况下，钻井泥浆的主要成分有水、油、黏土、加重材料、泥浆处理剂、堵漏材料等.主要成分取决于钻井泥浆类型以及加入的泥浆添加剂.随着石油工业的发展，钻井工艺对泥浆的要求越来越高，泥浆体系日益增多，配方越来越复杂.泥浆配方中都含有重金属、油类、碱和其他化合物.主要污染物包括烃类、盐类、各种有机聚合物、木质素磺酸盐、某些重金属（如汞、铬、铜、铅、砷）.各种泥浆的使用均能对含水层、热储层、油气层造成污染和堵塞.大庆油田一般每钻一口井需配置70 m3泥浆，根据不同地层和不同井段，需配置不同性质的泥浆.现大庆油田已施工油气水井约100 000余口，泥浆的使用量应在700×104m3以上.当钻遇含水层时，泥浆就会侵入污染堵塞含水层.由此可见，泥浆对含水层的污染应该是较严重的，影响含水层结构及水质安全.石油开发过程中的废弃物有废弃泥浆、钻井岩屑及落地原油.其中，废弃泥浆和落地原油对土壤环境的影响较严重和普遍.3.1 废弃泥浆油田钻井废弃泥浆是油气井开采过程中产生的固液体污染物.它是一种含有矿物油、酚类化合物及重金属的复杂多相体系，其浸出液有较高毒性.油气田钻井生产每天都要产生大量的废弃泥浆，废弃泥浆直接排放，经长期堆积和雨水淋滤渗入地下，会对周边的土壤、地表水和地下水造成严重污染，给人类生活带来潜在的危害.废弃泥浆产生量大，产生的地域广，污染面积大而且分散.废弃泥浆组成复杂，一般呈碱性，pH值在8.5～12之间，有时可达13以上，外观呈黏稠流体状，颗粒细小、级配差不大、黏度大、含水率高且不易脱水；含油量高，部分废弃泥浆含油量达10%以上；固体含量高，主要为膨润土和有机高分子处理剂、加重材料、岩屑等.此外由于废弃泥浆中含有机和无机类添加剂，其中的重金属、COD、石油类有害物质浓度较高，个别污染指标超出国家排放标准百倍［5］.废弃泥浆中的重金属元素、有机物及理化性质皆明显高于土壤背景值，当它们进入土壤中，将会造成一定污染.废弃泥浆堆积在井场周围，占用大量耕地和草地，并成为新的污染源.大庆油田产生废弃泥浆约190×104m3，其中约有1/3直接排放到地表，对土壤环境造成严重的污染.3.2 落地原油在石油开采过程中，试油、洗井、油井大修、堵水、松泵、下泵等井下作业和油气集输，均有原油抛落于地面，平均作业一口井残留在地面的落地原油约1.0 t.其中约60%回收利用，约40%在土油池内，很少一部分散落在土油池外❶李长兴，等.大庆油田开发建设对环境影响研究.1995..截至目前大庆油田共施工油气井约70 000余口，落地原油产生量约70 000 t，其中残留在土油池中约28 000 t.据顾廷富研究结果，井场产生的落地原油呈放射状分布，90%左右石油污染物集中在0～40 cm深度范围内，落地原油横向迁移范围确定在150 m以内，单口油井污染面积达0.071 km2；土柱淋滤模拟实验中，83.4%的落地原油残留在土壤0～10 cm深度，原油在不同土壤类型中的纵向迁移差别不大，纵向迁移范围在70 cm以内❷顾廷富.大庆油田落地原油对土壤及地表植物影响的研究.2006..大庆油田开发区和石油化工区，主要污染物为石油总烃，酚类，硫化物❶.落地原油污染已成为油田土壤污染的主要原因之一.大庆油田是早期注水开发的大型陆相非均质、多油层砂岩油田.由于油层在纵向上和横向上均存在着严重的非均质性，从而在纵向上形成了正常压力层和异常压力层并存的情况，在平面上形成了正常压力区与异常压力区交错分布的复杂情况.油田在原始状态下，各油层具有统一的压力系统，油层压力随着深度增加而呈线性增加.当油田注水开发以后，地层压力在纵向上的分布特征发生了极大的变化：当油层形成长期注大于采的情况时，地层压力有很大的提高，从而形成高压层，甚至是异常高压层；而当油层形成长期采大于注的情况，地层压力会有很大程度的降低，从而形成欠压层，甚至是异常欠压层；而对于注采平衡或接近平衡的油层，地层压力变化不大，则为正常压力层［6］.大庆油田现有注水井29 724口，日注水量155.0× 104m3，其中水驱注水井22 001口，分层注水井20 729口❸孔德涛.大庆油田注水井管理的主要做法.2010..油田注水开发后，油层压力受注水开发的影响，油层压力比原始静压高10～15个大气压，最高可达25～30个大气压，形成高压区［2］.由于50多年注水开发，大庆油田地下地质环境发生了根本性的变化，部分区块地层压力出现了两极分化现象.在石油开发过程中，注水和采油都将导致储层孔隙压力的变化，从而使储层骨架承受的有限压力发生变化，进而导致储层发生变化，这种变化传递到地表就会导致地面发生垂向变形.大庆油田从1976年开始进行高压注水开采.高压注水时如果油层物性差，连通性不好，就会在高压注水过程中形成高压区块，或者在井间、层间产生异常高压带.区块内压力上升，砂岩颗粒骨架膨胀，吸水层厚度增加，造成地层抬升隆起.大庆油田地面隆起变形主要沿大庆长垣构造即油田主采区的界限范围分布.核心部位隆起大于120 mm，局部地段达500 mm，最大可达2000 mm❶倪长海.大庆市地面变形规律及危害.2005..由表1可以看出，大庆油田含油气组合与热储体系基本上一一对应，含油气组合与热储体系是不可分割的统一地质体，即含油气组合中有热储体系，热储体系中也有含油气组合.大庆油田开采所施工的油气井和注水井均穿透了上部和中部热储体系的盖层，部分穿透了下部和深部热储体系盖层，对热储的封闭性产生了不利影响，形成了烟囱效应，并且消耗了大量的地热能资源.具体表现在油田采出水所消耗的地热能.油田采出水是指在原油开采过程中所携带出来的地下热水，这些热水经过处理降温后又被重新注入地下进行驱油，也就是水驱.目前，大庆油田原油开发已经进入高含水后期，特别是第一至第六主力采油厂，原油生产中伴随原油的采出水量也呈逐年上升趋势[7].资料表明，萨尔图、喇嘛甸、杏树岗油田是产出水的主要产区，占全油田产出水的96.4%.据统计大庆油田采油一厂到六厂，1978年产出水量为1.75×108m3，2006年为3.98×108m3，2010年为4.33×108m3，2012年为4.85×108m3.原油储集层一般都处在地壳增温层中，埋深较大，大地热流作用导致地层温度较高，油田采出水在地下伴随着原油在地层中吸收了储集层中大量的热量，和原油一起被采出地面时的温度一般在40℃左右，蕴含着丰富的热能［1］.若按提取10℃温差热能计，目前大庆油田每年消耗水热能相当于69.4×104t标准煤，地热能资源损失很大.由此可见，大庆油气田的高强度开采，对热储体系和地热资源的原始地质环境有一定的破坏作用，产生了一定的负面影响.大庆油田经过半个多世纪的高强度开采，已进入开发中后期，含水率已达90%以上.在取得巨大经济效益和社会效益的同时，也对地质环境产生了严重的负面影响，引起了含水层结构的破坏和地下水质量变差、土壤环境破坏污染、地层原始压力变异、地面沉降和隆起变形、热储体系的封闭性破坏和地热资源的损失浪费等一系列地质环境问题.应立即引起政府相关部门的足够重视，及时开展调查评价监测和研究工作，采取有效的防治措施.【相关文献】［1］王社教，朱焕来，闫家泓，等.大庆油田地热开发利用研究新进展［J］.地热能，2014（2）：6—8.［2］董平恩，王廷怀，余海洋，等.黑龙江省志·石油工业志［M］.哈尔滨：黑龙江人民出版社，1988：89.［3］时永发，刘海生，汪宗浩，等.大庆市志［M］.南京：南京出版社，1988：54.［4］田辉，郭晓东，刘强，等.大庆市地下水开采现状及环境地质问题探讨［J］.地质与资源，2012，21（1）：139—142.［5］林仲，李雪凝.油田废弃钻井泥浆处理技术研究进展［J］.广州化工，2010，38（5）：47—48.［6］高志华，翟香云，王建东，等.大庆油田注水开发后异常地层压力分布规律研究［J］.大庆石油地质与开发，2005，24（1）：51—53.［7］钟鑫.大庆油田地热资源综合利用节能前景分析［J］.石油石化节能，2014（2）：38—40.。
油田注水开发动态分析X赵忠义(中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂地质大队动态室,黑龙江大庆 163514) 摘 要:注水开发,即油藏二次采油,是在利用天然能量第一次采油后运用得最多的一项提高采收率的方法,提高油田效益。
在注水开发过程中。
需要对油田注水前后储层的变化情况、注水效果、水注入方向等进行动态分析,运用分层动态分析技术、不稳定注水技术等调整开采方案,以达到更好的开发效果,提高经济效益。
关键词:注水;开发;动态分析 中图分类号:T E357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)10—0028—02 注水开发是油田二次开发的主要增产措施,但由于储层的非均质性,导致注水开发效果不理想,对油田注水开发进行动态监测,可进一步认识油藏的非均质性,及时调整注采方案,提高油田采收率,提高经济效益。
1 注水前后储层参数解释模型的建立1.1 储层特征储层的非均质性以及注水后容易变化的特点,导致油田注水开发效果差,注水利用率低及最终采收率低。
因此建立注水前后储层参数解释模型,研究注水后储层物性变化规律,可以认识储层非均质性的空间分布和变化规律,从而可以认清剩余油分布规律,为制定适合油藏特点的挖潜措施提供依据,对于扩大油田的水驱波及体积,提高油田的最终采收率具有重要意义。
1.2 注水后储层物性变化规律注水前后,除渗透率发生了较大变化外,孔隙度和岩石密度一般不会发生显著变化。
渗透率平均值注水前后变化明显,一般呈增大趋势,因而注水开发造成的物性变化主要体现在渗透率上。
储层容易变化的客观因素是储层的成份成熟度和结构成熟度低,注水后造成不稳定矿物溶解,微细颗粒迁移;储层容易变化的主观因素是在油田开发早期,对油藏认识不清,若强注强采的开发政策,会加速微细颗粒的迁移过程。
1.3 注水前后储层物性解释模型的建立1.3.1 关键井选择。
储层物性参数研究大多从关键井分析入手,关键井研究的主要目的是进行四性关系研究和选择解释模型。
72023年2月下 第04期 总第400期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技近2年来，她带头攻克页岩油实验技术难关，为大庆古龙页岩油获得历史性重大突破做出了突出贡献。
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但是对于古龙页岩这种极细粒的岩石，孔隙都是纳米级别的，与国外海相页岩和国内其他油田的页岩完全不同，常规的方法和手段几乎都失效。
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大庆油田开发过程中储层变化研究
石工10-2班 宋倩兰 2010021205
一，大庆油田勘探资源简介
大庆油田是世界上为数不多的特大砂岩型油田。南北长138公里，东西长73公
里，面积约为6000平方公里，由萨尔图、杏树岗、喇嘛甸、朝阳沟等48个规模
不等的油田组成。主要包括东北和西北两大探区，共计14个盆地，登记探矿权
面积23万平方公里。油层分布（从上至下）： 1、黑帝庙 2、萨尔图 3、葡萄花
4、高台子 5、扶余 6、杨大城子。
二，大庆油田储层特点简介
1，构造特征：据葡萄花油层一组顶面构造图可知，大庆长垣是有七个背斜构造
组成的背斜构造带，各局部构造之间有鞍部分隔。自北而南七个构造是喇嘛甸、
萨尔图、杏树岗、太平屯、高台子、葡萄花、敖包塔。整个长垣构造带成近北北
东方向延伸，南北长约145km，东西宽6~30km，具有北窄南宽的特点。
2，油气水性质：原油：相对密度中等，粘度较高，凝固点较高，含蜡量较高，
含硫量低，含胶量中等。天然气：相对密度较高，乙烷以上的重烃组分含量较高，
丙烷含量较高，氮气含量较低，二氧化碳、硫化氢气体含量低，甲烷含量较低，
此外还有微量氦气。地层水：属于中—低矿化度的碳酸氢钠型水，pH在7~9之
间。
三，大庆油田注水开发过程中储层岩石表面性质的变化及影响因素
在油田注水开发过程中，储层岩石表面性质的变化与原油中极性物质的含量及储
层岩石中粘土矿物含量、组成有着密切的关系。油层岩石表面性质是控制油水微
观分布的主要因素。国内外有关方面研究结果表明，造成岩石表面性质变化因素
除与含水饱和度变化、岩石中粘土矿物、组成有关外，还取决于原油中极性物质
含量变化。国内有关学者认为在原始水饱和度小于35% 时, 储层岩石表面性质
偏亲油，水饱和度大于35% 时，表现为亲水。
随着含水饱和度增加，亲水程度也增加。润湿性变化的原因是注入水长期的冲刷
和浸泡。大庆油田是采取早期内部切割注水方式开采的，由于注入水中含有微量
的生物元素、细菌和溶解氧，储层中原油难于逃脱介质的氧化，而使原油烃类中
环烷酸、碳基、胶质和沥青质含量发生变化。因此研究油田不同含水期岩石表面
性质变化，对于探讨油和水在岩石中分布状况、含量，揭示油藏在注水开发过程
中变化特征，指导油田不同阶段开发，提高油田采收率有着十分重要的意义。
储层胶结物中拈土矿物含量、组成对储层岩石、表面性质、润湿性有一定的影响。
据文献报道，储层岩石颗拉间胶结物中的枯土矿物，易于吸附原油中带有极性的
有机物质，而使油层具有亲油的性质。
粘土矿物由于颗粒很细而有很大的比表面, 一般高岭石的比表面积为15米2/克,
伊利石为90米2/克, 蒙脱石为800米2/克。因粘土矿物表面存在很多的断键，
极性有机分子及交换性阳离子可以与粘土表面断键上的离子呈配位结合，所以粘
土矿物吸附能力随着比表面积增大而增大，这种被吸附的有机分子或离子，它们
可以多种形式与粘土矿物结构旧连接。
四，大庆油田开发过程中储层介质和流体的变化
由于压力对地层流体参数的影响，以及地层流体在渗流速度（压力梯度）变化时，
流体组份与性质，流体和岩石表面作用力对渗流过程产生的影响，使低渗透油藏
在注水开发过程中，介质在变应力作用下会产生在弹—塑性变形。高含蜡、含胶
质原油具有流变性。油藏内形成的胶凝结构，动态显示弹—塑性驱特征。总结如
下：（1） 大庆东部低渗透油藏储层泥质含量高, 在变应力作用下存在弹- 塑性
变形. 高含蜡、含胶质原油为具有流变性的非牛顿流体, 水侵后的部分泥质在油
藏内形成胶凝结构, 加大了渗流阻力。（2）在注水开发过程中, 低渗透油藏内形
成的胶凝结构随着压力而变化, 其动态显示出弹- 塑性驱动的特点。
五，大庆油田注水开发后期储层性质的变化
1，储层岩性的变化
（1）粘土矿物。注入水对粘土矿物的作用主要有两种, 一是水化作用, 另一个
是机械搬运与聚积作用。注水过程中储层内水敏性强的粘土矿物吸水膨胀, 原来
的矿物结构遭到破坏。因此, 水驱后储层中孔道中心的粘土矿物被冲散、冲走,
在微孔隙处富集。由于注入水总是沿着物性好、渗透性好的部位流动, 这样就使
原来粘土矿物少的部位水驱后粘土矿物变得更少, 而原来物性差、分选差的部位
粘土矿物含量变得更多, 结果是粗孔道更加通畅,细孔道更容易被堵塞, 从而使
两者的差距加大。通过电镜扫描方法可以看到水驱后的岩样粘土含量的变化特
征。从电镜扫描照片看到,未水淹的岩样颗粒表面、孔道表面都由比较丰富的粘
土覆盖, 在喉道处还有团块的粘土矿物堆积, 高岭石的书页状结构完整, 排列
整齐。经过水驱后, 从电镜照片上看到覆盖在孔道表面的粘土大量地减少, 特别
在大孔道表面处粘土被水洗得相当干净。附着在长石颗粒表面的高岭石被溶解,
高岭石晶形很差。
（2）岩石骨架。除粘土矿物外, 注入水对组成岩石骨架的矿物也产生影响, 最
常见的是溶蚀作用。虽然储层中矿物的溶解度很低, 但是长期积累的效果对整个
储层而言也不可忽视, 溶蚀作用的结果是水淹层的孔隙结构发生变化、孔隙度增
大。尤其是高渗透条带, 注入介质所造成的冲刷、溶解现象更为严重, 颗粒被溶
蚀成破碎的蛛网状, 只有稳定性较强的晶格骨架才能残存下来。
2，储层物性的变化
（1）储层孔隙度变化。在注入水的冲刷下, 由于岩性变化、岩石骨架变化导致
岩石孔隙度增大。室内岩心冲刷实验表明, 岩心孔隙度比冲刷前有所增大。
（2）储层渗透率变化。已有的取心井岩心分析结果表明, 长期注水开发后, 大
庆长垣的储层渗透率普遍增大。然而, 室内冲刷实验数据显示, 地层渗透率在水
驱后增大、减小的情况均有发生, 只是发生增大的频率较多。在实际条件下, 注
水井与产出井之间由于地层的非均质性、流体的流动速度不同及岩性的差异,不
同岩石中的微粒对注入速度增加的反应不同, 有的反应甚微, 则岩石对流动速
度不敏感; 有的岩石当流体流速增大时, 表现出渗透率明显下降。因此, 地层的
渗透率变化是受岩性、注入速度等条件限制的, 可能增大也可能减小。储层物性
变化总的趋势是地层的非均质性更加严重。
3，储层润湿性变化
油层岩石表面的润湿性分为亲油、亲水和中性三种。在亲水岩石中, 水是润湿相,
油是非润湿相; 而在亲油岩石中, 油是润湿相, 水是非润湿相。润湿相总是附着
在岩石颗粒的表面和孔壁上,在地层中一般呈连续分布的状态; 非润湿相多处于
孔道的中心部位, 呈不连续分布的滴状、珠状和块状等。油层岩石表面润湿性一
般是亲油的, 在注水开发过程中, 一方面由于水的冲刷作用, 使附着在岩石颗
粒表面的油膜逐渐变薄或脱落; 另一方面由于分子的运动也会使岩石表面脱附
的油分子不断被水带走, 导致油层岩石表面润湿性发生变化。大庆油田主要油田
储层润湿性测定结果表明, 油层水淹后岩石润湿性由原始的偏亲油润湿性变为
偏亲水润湿性, 而且随着油层含水饱和度的增大, 岩石亲水程度明显增强。
4，储层地层水性质变化
注水开发过程一般分为两个阶段: 注水初期注入的是温度较低的淡水; 油田开
发到一定阶段后, 采用污水回注方案, 将从地下采出的污水经一定程序进行处
理后再注回油层, 以维持地层的能量。根据大庆油田的资料, 开发初期原始地层
水矿化度为6000~ 9000mg / L, 油田开发初期注地表淡水, 矿化度在400mg / L
左右, 采出水的矿化度从未水淹层的6000~ 9000mg/ L 到水淹层的
1000~3200mg/ L 变化, 最低到800mg / L。油田开发进入中后期改为污水回注
以后, 地层水矿化度进一步复杂化。由于不同水淹时期注入水的矿化度不同, 平
面及纵向上不同部位累计注水、相对注入量不同,使得同一开发区块内地层混合
液的矿化度在不同水淹时期、不同物性层段、平面上的不同部位差别较大。
5，储层压力变化
自油田投入开发后, 产层的地层压力就开始发生变化, 到了油田开发后期, 油
藏中的压力分布已经非常紊乱。压力对油层的影响主要表现为: 当油层压力发生
变化, 破坏了压力平衡, 就会使岩石胶结强度遭到破坏, 导致岩石物性变化,
严重的将产生裂缝或使地层出砂。地层压力不断下降时, 岩石骨架受压增大, 孔
隙变小, 这就必然造成油层渗透率下降。从孔隙度、渗透率随压力变化曲线可看
出, 在加压过程中孔隙度、渗透率均呈下降变化趋势。施压后逐渐降低压力, 孔
隙度、渗透率逐渐增大, 但加压和降压两条曲线并不重合, 降压曲线在加压曲线
的下方。这说明岩石在加压过程中发生了塑性形变,而在压力释放后, 孔隙度和
渗透率不能恢复到原来的数值, 而是低于相应压力下的数值。由此可以推断, 降
压开采的地层, 即使采用注水等二次采油方法恢复地层压力, 由于储层岩石的
塑性形变, 孔隙度、渗透率将不能恢复到原始状态, 这种变化不利于油田后续开
采。
6，结论
经过长期的注水开发后, 随着储层岩石中粘土矿物减少和骨架的溶蚀, 孔隙度
增大; 受岩性、压力和注水速率影响, 渗透率变化规律呈现多样性。
储层润湿性由亲油性向亲水性转变。油田开发后期, 受储层非均质性和注采工艺
措施的影响, 储层中压力分布和地层水性质趋于复杂, 严重影响储层剩余油评
价和可持续性开采。
参考文献：
《大庆油田开发技术研究实例》邱勇松等著
《油田注水开发过程中储层岩石表面性质变化因素研究》黄福堂著
《大庆东部低渗透油藏开发过程中储层介质和流体的变化》史连杰等著
《大庆油田注水开发后期储层性质变化研究》俞军著
