用多区域复合储层解析模型进行热采井试井分析

在热采过程中，应用试井分析确定波及体积是一项重要内容。对经过热采过程的井进行试井已经理想地应用于两个或三个区域的复合储层模型。然而，被模拟的温度衰减试验已表明流度和储存系数在波及区内可能连续变化。对这些储层而言，两个或三个区域的复合模型可能是不适合的，而一个多区域的昨合模型是合适的。已建立了一个多区域域复合储层解析模型，用来研究波及区内各种趋势的流度和储存系数对经历了一个热采过程的储层试井的影响，     

稠油热采储层精细油藏描述研究进展

就稠油热采储层精细油藏描述的技术现状看:国外已经形成了完整的研究方法和技术体系,特别是在利用地震技术对油藏开发过程监测及剩余油分布规律的精细刻画等方面,具有相当高的研究水平;国内在储层单砂体的精细刻画、隔夹层研究以及储层在热采过程中的变化规律等方面,进行了大量的研究工作,取得了一定进步。稠油热采储层研究的关键问题为地层精细划分与对比、沉积微相研究、隔夹层发育规律描述、储层综合分类评价和地质建模研究等。在此基础上认为,稠油热采储层精细油藏描述研究的主要发展方向为井震结合断裂系统的精细刻画、地质体分类评价、稠油热采储层变化规律研究、剩余油分布规律的四维地震监测和隔夹层封隔能力的物理模拟与数值模拟验证等五大方面。     

辽河油区稠油热采中储层变化实验研究

方法　采用动态物理模拟、热采储层变化数值模拟、原油性质变化有机地球化学分析和热采储层敏感性评价等新技术 ,分析了储层中的水、油、岩在热采条件下的变化趋势。目的　改善稠油热采开发效果。结果　根据不同热采方式的特点 ,建立了适合储层中热液与矿物之间相互作用的物质迁移—化学反应藕合模型 ,编制了数值模拟软件 ;总结了储层在热采条件下矿物溶解反应的变化趋势 ,以及不同热采条件对储层中各原油微观组分的作用效果。结论　实现了对不同热采条件下储层发生的矿物溶解、沉淀和液体组成改变的预测 ,并提出了改善稠油热采开发效果的措施。     

石英溶解对稠油储层的影响

利用高压釜模拟热采条件下石英颗粒的变化情况，研究单井吞吐过程中水岩反应对稠油储层的影响。结果表明，石英在强碱溶液中的溶解度，与温度及pH值呈指数规律变化。这对于正确了解稠油储层在热采过程中的孔隙结构变化、次生孔隙的产生、岩石骨架的破坏，低温冷凝前缘硅化的形成．都具有重要意义．     

胜利油区稠油油藏注蒸汽热采后储层物性变化特征

将胜利油区稠油油藏在不同开发方式、不同开发阶段完钻的热采密闭取心井岩心分析资料,与邻近或相同沉积条件下的老取心井的岩心分析资料进行对比,探讨了碎屑岩稠油油藏储层参数经过注蒸汽热采后的变化特点、变化机理及其对开发效果的影响;总结了稠油注蒸汽热采与常规注水开采后的储层特性变化异同点,为稠油热采过程中制定改善储层渗流条件、提高油藏采收率的对策或措施提供了依据。     

海上热采井钻井液储层保护技术

渤海油田稠油资源丰富,热采是稠油开发的主要手段,为适应特殊热采开发环境,充分利用非常规稠油特点及高温注热工艺特性,降低成本,开展稠油热采井钻井液储层保护技术研究顺应形势需求。以渤海旅大5-2N稠油热采井为例,结合油藏独特的物理性质,分析潜在敏感性损害因素,通过强抑制剂优选、热降解性能评价、密度优化、封堵剂优化和储层保护性能评价,形成了适合稠油热采水平井的改进型钻开液体系。该体系抑制性强,与地层流体配伍性良好,高温条件下降解产物为黑色碳,岩心渗透率恢复值大于85%,具有良好的储层保护效果,同时可降低成本40%。      

江苏油田WZ油区W5断块稠油热采后油层变化研究

热采方法是稠油油藏最主要的开采方法,注蒸汽或蒸汽吞吐热采将引起储层内部水、油、岩之间强烈的复杂的物理、化学等敏感性反应.通过研究江苏油田WZ油田W5断块热采过程中的油、气、水的变化特征,为热采过程中油层保护提供实验和理论依据.     

稠油热采过程中储层的化学反应及其技术对策——以河南油田为例

利用高压釜模拟河南油田现场储层条件进行稠油热采过程中的化学反应试验,结果表明,在稠油热采过程中,水-岩反应、水-液反应、水-油反应强烈,储层孔隙结构及物性等方面的变化较大。据此,河南油田以井筒为中心,根据温度变化规律把储层划分为高溶出砂区、中溶微粒活跃区、低溶膨胀区、沉淀结垢区共4个区带,对高溶出砂区主要进行高温固砂、封堵、调剖;对中溶微粒活跃区和低溶膨胀区主要采取优化注采参数、添加适量的化学添加剂等技术措施;针对沉淀结垢区远离井筒、剩余油饱和度高的实际,加强剩余油分布规律研究,在剩余油富集的中心地带进行井网完善与加密调整,并加强开发方式转换研究,减少热采物性参数变化带来的危害,提高稠油采收率。实践表明,这些技术对策是合适的,能有效改善开发效果,对同类油田提高采收率有一定的借鉴作用。     

WZ油田稠油热采物模试验研究

采用储层天然岩心动态模拟法全面研究WZ油田稠油热采中水、油、岩的变化特征，为现场热采先导试验提供基础资料。研究表明：用注蒸汽或蒸汽吞吐热采方法开采WZ油田稠油油藏。将对储层造成较大伤害，现场施工中必须有针对性地加以预防。     

草南超稠油油藏注蒸汽热采储层伤害及控制

分析了草南超稠油油藏的储层基本特征，探讨了该油藏在注蒸汽开采过程中水敏性、碱敏性、温敏性对储层的伤害，并提出了相应的储层保护技术。研究结果表明，在蒸汽驱过程中，由于温度的升高，碱敏损害更加严重，因此在蒸汽驱之前应对地层进行预处理，以防热采过程中所产生的粘土膨胀和分散运移对储层造成的损害。     

塔河油田碳酸盐岩油藏产能特征与储集层类型的相关性

塔河油田4区下奥陶统碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏的形成与古风化壳的风化剥蚀有关,该文从油井自然产能变化和试采井见水动态特性,论述了碳酸盐岩油藏产能,试采见水动态及其与储渗类型之见的相关性,结果表明,塔河油田4区奥陶系油藏的储集空间类型,储渗类型具有多亲性和复杂性,且储集层非均质性严重。     

松辽盆地北部页岩储层地质评价及关键技术研究

近年来,松辽盆地北部页岩油的勘探开发不断取得突破,目前缺乏对松辽盆地北部页岩储层的成藏地质条件及油气藏特征的分析和总结。为此,通过对国内外页岩油气藏勘探开发技术进行调研, 综合页岩储层地质和工程资料开展了埋深、厚度、储层条件等6个参数的对比分析。研究结果表明:具有商业开发价值的页岩油气藏有利区应为富含有机质的高压页岩油气藏,此类页岩油气藏具有构造稳定、地层压力系数大、优质页岩厚度大等特征。同时调研了地质条件对于页岩油气藏开发的影响,认为热演化程度、脆性、埋深等对于页岩油气的保存有利,钻井和选区时应尽量在裂缝发育区,以便于进行储层改造;同时页岩油气藏在层序地层、地球化学特征以及生产特征具有一定的共同点。在开发方面系统研究页岩油气藏在钻完井、压裂改造、产量生产优化等油气藏开发新技术和未来发展方向。研究结果对松辽盆地的页岩油气藏勘探开发和规模建产提供一定的借鉴,也为后期的松辽盆地页岩油气选区及井位部署提供参考依据。     

博兴洼陷油气成藏特殊现象分析

为了更好地指导油气勘探，研究油气成藏与演化各阶段的油藏特征，分析成藏特征中出现的特殊油藏现象至关重要。从构造位置、沉积微相、储层岩性、孔隙度、渗透率、压力系数、含油饱和度、产液量和产油量等方面对博兴洼陷的成藏特征进行了详细描述。从博兴洼陷成藏中一些特殊现象归纳出2类油藏：一类是原始含油饱和度低且常压的油藏，其在成藏过程充满度低；另一类是有充足的烃类流体以及足够成藏动力的油藏，其充满度可以继续升高，油藏现阶段还具有继续充注成藏的条件，这2类油藏均处于成藏建设期。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏渗流特征

根据塔河缝洞型油藏储层及生产动态特征和流动机理不同,把塔河缝洞型油田划分成5种类型的油藏。1)溶洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能高、稳产期长、见水慢、有较长的无水采油期。这类油藏要注意地层压力的变化并及时注水补充能量。2)缝洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能较高、稳产期较短、易见水、无水采油期短、水淹速度快。这类油藏要注意早期完井不要进行大型的酸压作业并减小生产压差、延长无水采油期。3)缝孔为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能相对较低、稳产期较短、见水速度快。这类油藏要注意减小生产压差、减缓底水的锥进。4)具气顶的过饱和缝洞型油藏,初期具有较高的产能、见水速度慢、含水上升的梯度小。这类油藏要注意尽可能减小气顶气的采出、保持地层中气的驱动能量。5)稠油缝洞型油藏,初期具有较高的产能、含水率呈脉冲式、整体含水率上升趋势缓慢。这类油藏要注意地层压力及采油方式的研究。     

计算薄层状底水油藏合理产液量的方法

用两种方法从理论上推导了产油量与生产压差的关系,并结合生产动态资料确定出薄层状底水油藏的合理产油量,从而确定其合理的生产压差和合理产液量。其中方法二较好的考虑了水锥流动区油层段非线性的渗流特征,其计算结果更符合生产实际。     

葡北油田稀油油藏注蒸汽过程中采出水性质变化特征研究

研究了葡北油田稀油油藏蒸汽驱过程中采出水性质的变化特征,了解稀油油藏蒸汽驱过程中采出水性质所呈现的规律,为评价稀油油藏蒸汽驱开发效果提供理论依据。注蒸汽初期,Cl-、Mg2 、Ca2 浓度急剧下降,该阶段是蒸汽驱的储备阶段,整个过程油井产量并不变化;随着注汽进程的推进,3种离子浓度大幅度上升,其中,Cl-浓度超过其初始值,Mg2 、Ca2 浓度接近初始值;该阶段是蒸汽驱的见效阶段,主要表现为产油量上升、油层温度升高。     

吐哈油田鲁克沁深层稠油油藏层内分段压裂改造技术

吐哈油田鲁克沁稠油油藏埋深3300～3800m,储层胶结程度弱,岩性疏松,砂体厚度较大,常规压裂支撑剂充填、造缝困难,厚油层不能得到充分改造;另外,稠油粘度高(地层温度下原油粘度200～300mPa·s),流动性差,且对温度敏感性强,冷伤害造成的钻井液和压裂液等胶体滤饼的堵塞问题会大大降低油井的压裂效果。历年压裂数据统计,压后单井平均日增油4.2t,平均有效期小于60d,效果较差,严重影响了稠油油藏的高效开发。为此,开展了提高稠油油藏压裂改造效果的研究,并形成了大孔径射孔、压前预处理、层内分段压裂、大粒径陶粒、降粘压裂液体系等配套技术,在现场试验3井次,施工成功率100%,有效率100%,平均单井日增油6.3t,取得了较好的压裂效果,为稠油油藏的高效开发提供了技术思路。     

复杂油藏开发中的能量保持研究

对于边底水驱油藏、应力敏感油藏与高油气比油藏等复杂油藏,如果地层能量保持不适当,将会改变储层的渗流特征,显著降低油藏的采收率和开发效益。在深入研究复杂油藏生产特征的基础上,根据渗流理论阐述了边底水驱油藏水侵对储层的伤害、高油气比油藏脱气对渗流的影响、应力敏感油藏在较大应力下对渗流的影响,同时分析了其影响程度与地层能量保持的相互关系。在此基础上,提出了复杂油藏能量优化控制措施:对于边底水驱油藏,可以通过控制采油速度与产量、采用合理的井型及控制地层能量,改善油藏渗流特征,促进油藏的高效开发;对于应力敏感油藏和高油气比油藏,可以通过采用合理的井型、适时注水、采用合理的开采速度、改善油藏的渗流特征,提高采收率。     

3～5m特薄层超稠油油藏蒸汽吞吐厚度界限研究

在分析研究井楼、古城油田 3～ 5m特薄层超稠油油藏地质和开采特点的基础上 ,根据特薄层稠油单井蒸汽吞吐经济极限累积产量研究结果 ,系统研究了 70× 10 0m和 10 0× 141m井距条件下特薄层超稠油油藏返层兼采、一套层系开发和两套层系开发的蒸汽吞吐开采厚度界限条件。该技术可用以指导 3～ 5m低品位超稠油油藏经济有效地合理开发     

带气顶裂缝性碳酸盐岩油藏开发特征及技术政策

哈萨克斯坦让纳若尔油田为带凝析气顶的大型复杂碳酸盐岩油田.Г北油藏是让纳若尔油田的主力油藏,油藏具有孔隙一裂缝双重介质渗流特征,且平面上不同区域的裂缝发育程度具有较大差别.由于油藏早期注水不足,地层压力持续下降,导致自然递减一直处于较高水平.研究不同裂缝发育程度储集层的开发特点以及合理开发技术政策发现,裂缝发育区与不发育区的开发技术政策存在明显的差别:裂缝发育区合理压力保持水平为25～27 MPa.以1.1的注采比恢复压力,可以获得更高采出程度;裂缝不发育区合理压力保持水平为32 MPa,合理注采比1.3.屏障注水与面积注水注水量比例为2:8时,能实现既合理利用气顶能量,又提高面积注水效果的目的.图9参10