孤东油田大孔道描述方法研究
疏松砂岩油藏注水开发过程中广泛形成大孔道，成为注水开发效果改善的技术瓶颈。目前所用描述方法定量程度低，只反映当时的流动状态和大孔道情况，不能重复使用，测试费用高，经济上难以满足大量测试的需求。
本文以孤东油田为例，依据矿场监测大孔道的统计规律，运用室内物理模拟试验技术进行了大孔道影响因素研究。平面或层内物性差异较大的储层在长期注水过程中，储层颗粒、粒间胶结物及矿物颗粒产生侵蚀作用可使孔喉变光滑或扩大喉道空间，从而形成大孔道。储层非均质性严重，加剧了大孔道的发展。渗透率越高、非均质程度越高、原油越稠、胶结强度越弱、孔隙度越大、注采压差越大，越易形成大孔道。大孔道形成后渗透率增大，流动阻力减小，流动压力减小，采液指数和吸水指数大幅度增加。
结合灰色理论和油藏工程方法，建立了确定大孔道方向、计算大孔道参数的方法，并编制了相应的定量描述软件。与监测资料对比，该软件解释符合率达到75％以上。孤东油田大孔道发育率34.7％，渗流速度1.0～64.7m/h，一般大于6m/h；渗透率10～100μm<'2>；大孔道厚度只有几厘米，占注水厚度1％～8％，而吸水量却占90％以上，危害极大。描述结果在孤东油田的矿场应用取得较好效果。
疏松砂岩油藏;注水开发;大孔道描述;井间示踪;物理模拟;孤东油田
中国石油大学(华东)
硕士
石油与天然气工程
侯健;曾流芳
2006
中文
TE357.6
69
2007-07-02（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）