影响剩余油分布的地质因素探析

卞东油田E1f32储层属于中孔、低渗裂缝-孔隙型储层,目前已进入高含水开发阶段,搞清剩余油分布模式是当前的主要任务.影响剩余油分布的因素有很多,主要对地质影响因素进行研究,包括裂缝发育规律、隔夹层分布、断层与微构造发育情况和储层非均质性4个因素.研究表明,卞东油田剩余油分布在平面上主要与裂缝、断层及微构造分布情况有关,剩余油主要分布在裂缝系统不发育、井网没有控制的断鼻构造断层边缘区域或微型正构造分布的区域；纵向上与隔夹层的发育程度相关,剩余油主要分布在被隔夹层包围的砂体边缘或透镜状砂体中；同时,储层非均质性无论在平面还是纵向对卞1、卞13断块剩余油的分布也有不可忽视的影响.     

裂缝性特低渗油藏渗吸效果影响因素实验研究

注水开发已成为裂缝性特低渗油藏开发的必由之路,但由于储层微裂缝发育,非均质严重,油水井暴性水淹,导致水驱采收率较低。渗吸采油是该类油藏重要的采油方式,利用室内实验,系统研究了注入水矿化度、岩芯渗透率、含油饱和度、表面活性剂、原油黏度和温度等因素对特低渗油藏渗吸效果的影响。结果表明,在裂缝性特低渗油藏的开发过程中,当周围环境注入水矿化度小于岩芯内地层水矿化度或加入表面活性剂均可显著提高渗吸程度;渗透率越高,原油黏度越小,含油饱和度越大,毛细管渗吸作用越强,最终渗吸采出程度越大;温度的升高可提高初期渗吸速率,但最终渗吸采出程度基本相同,温度不是影响裂缝性特低渗油藏渗吸效果的直接因素。     

姬塬油田堡子湾区特低渗油藏油水分布相控因素分析

延长组长4+5油层组是堡子湾区的主要产层,为典型的特低渗透岩性油藏.通过深入研究该区长4+5油层的油水分布特征及主要控制因素,找出了此类型油藏剩余油分布规律.该区呈现主力层油水同层较厚,非主力层油层或油水层分散,以及纵向分带性较强等典型的特低渗透岩性油水分布特征.沉积微相控制油气的聚集规模和范围,成岩相制约了油藏油水分布规律,物性非均质性是油水微观分布的决定因素.     

特低渗储层压裂水平井产能因素分析

基于井筒与油藏耦合的压裂水平井产能计算模型,优化了裂缝的流入动态,并综合考虑特低渗储层启动压力梯度和应力敏感的影响,建立了特低渗油藏压裂水平井的产能方程。通过室内实验确定某特低渗油田储层的启动压力梯度和应力敏感系数,计算裂缝间距、裂缝半长和水平段长等参数对水平井产能的影响。计算结果表明,裂缝间距与裂缝半长对产能影响显著,并且该方法预测产量准确,对特低渗油藏压裂水平井开发具有指导意义。     

坪北油田延长组油藏剩余油数值模拟分析

鄂尔多斯盆地坪北油田延长组储层属于特低渗透油藏,由于特殊的原生孔隙结构和后期人为改造,导致剩余油分布极为复杂,运用常规油藏动态分析方法开展剩余油描述精度较低,不能满足精细开发的要求。以坪北油田A区块为研究对象,以油藏地质精细建模和非线性数值模拟技术为研究手段,分析剩余油的分布规律,认为剩余油主要受油井距、油水井排距和储层裂缝分布等因素的控制。这一结论与生产实际基本一致,为油田进一步调整挖潜提供了支撑。     

文昌W油田北块厚层油藏隔夹层展布及其对剩余油分布的影响研究

文昌W油田珠海组二段Ⅵ油组为厚层强边底水驱油藏,目前已处于中高含水期,剩余油分布复杂。该油组为扇三角洲前缘水下分流河道沉积,储层厚度大,纵向上为多期砂体叠置,隔夹层发育。为了厘清剩余油分布模式,对隔夹层开展研究。研究表明：研究区隔夹层主要为沉积作用形成的泥质隔夹层和物性隔夹层,层间厚度较大且分布稳定的泥质隔夹层对剩余油控制起主导作用,因此精细刻画了层间泥质隔夹层,明确了层间泥质隔夹层空间展布特征,总结了隔夹层的控油模式以及剩余油富集区,可为后续油田挖潜提供依据。     

安塞特低渗透油田水平井加密动用剩余油研究及实践

为了探索动用剩余油新模式,安塞油田首次采用水平井加密动用剩余油,开展了7口加密水平井攻关研究和矿场试验。通过对不同加密水平井的布井方式、改造参数进行研究评价,揭示了剩余油分布机理,探索形成了适应安塞特低渗透油藏的中高含水期加密水平井动用剩余油技术。实践证明,水平加密能够有效动用井间剩余油和低丰度储层来动用已开发区域剩余储量,为同类油藏进一步提高采收率提供了新的启示。     

安塞油田长西区低渗透油藏压裂增产技术研究

针对安塞油田长西区低孔隙度、特低渗透率、低含油饱和度和浅层低产的油藏特性,通过大量室内、现场试验研究,优选出适合的压裂施工参数,包括低温压裂液、裂缝支撑半径、前置液和砂液比。采用"深穿透、细分层、快排液"的矿场压裂方法,工艺成功率达99.4%,增产效果显著。     

桥塞分段-射孔联作压裂技术在新沟非常规油藏的应用

新沟油田新下Ⅱ油组储层较薄、油层砂泥交互,非均质性严重,胶结物含量高,属于特低孔超低渗储层,是江汉油田近年投入勘探开发的非常规油藏,初期通过压裂突破了非常规油藏的"出油关"。在地应力剖面研究和人工裂缝形态模拟及分析的基础上,采用水平井泵送桥塞-射孔联作分段压裂工艺进行了2口井分段压裂施工,增产效果明显好于直井压裂。试验结果表明,该工艺适用于新沟油田新下2油组非常规油藏的增产改造。     

射孔层段优化与压裂工艺相结合技术在准噶尔盆地的应用

准噶尔盆地油藏类型多样，低孔低渗储集层较多，岩性差异大，岩石致密，产层较多但较薄，并且还有顶、底水，试油低产，不经过压裂改造很难形成工业油气流，为了解放这些储集层，采用了优化射孔层段与压裂工艺相结合的方式对储层进行了压裂改造。射孔层段优化和压裂工艺相结合技术不仅使各个薄油层都得到了较好的改造，并且防止了压裂时压窜目的层上、下水层或应力较小的夹层，以免影响压裂效果。     

周期注水实验研究及力学机理探讨

周期注水是提高纵向非均质性油藏采出程度的一种重要方法。由渗吸实验及周期注水物理模拟实 验结果可知, 岩心在经过一定程度水驱后, 再进行渗吸, 很难继续提高采收率。对纵向非均质性较强的油藏进行周 期注水, 采出程度有明显提高, 但随周期数的增加, 采出程度的增幅呈递减趋势。通过毛管束模型对非均质油藏周 期注水过程中的力学机理进行分析, 可以得出, 渗吸作用停止的条件是毛管中的流体达到受力平衡; 连续注水采出 程度趋于稳定后转为周期注水, 此时周期注水的主要影响因素为毛管力的变化量, 而与毛管力的大小无直接关系; 高低渗层之间由于注水波动引起的附加压差是促使毛管力发生改变的诱因。     

非均质储层中聚合物流度控制对驱油效果影响

为了进一步研究非均质储层中聚合物溶液流度控制对低渗透层的作用, 采用室内岩心实验模型, 应 用数值模拟方法, 采用有效渗透率分别为10 0 0×1 0-3、 3 0 0×1 0-3、 5 0×1 0-3 μm2 岩心模拟非均质储层条件, 注入3 种质量浓度的聚合物溶液, 通过改变注入3种质量浓度聚合物溶液的方式实现流度控制。注入方案分析了注入聚合 物段塞大小, 注入顺序对驱油效果的影响。结果表明, 在注入聚合物溶液P V数相同的条件下, 高、 中、 低质量浓度段 塞比例2∶3∶4时, 低渗透层驱油效果最好。改变注入聚合物溶液的段塞大小对高渗透层驱油效果影响不大, 对低 渗透层驱油效果影响明显。分析认为, 合理的流度控制可以有效地提高低渗透层采收率。     

八面河油田低渗透疏松砂岩地层水平井压裂技术研究

分析研究了八面河油田低渗疏松砂岩油藏面14区沙四段主力含油层4,5,6砂组层间应力差,通过优化压裂规模和控制缝高沟通主力含油小层,提高水平井压后产能。针对面14区沙四段低渗疏松砂岩油藏特点,采用低交联度低温破胶压裂液体系,实现端部脱砂压裂,适当增加支撑剂用量减少因支撑剂嵌入对疏松砂岩人工裂缝导流能力的影响。现场应用产液量和产油量显著增加,水平井压后产能是同区块定向井压后产能的3倍。     

义18井区泥页岩裂缝油藏储层改造方式优选

针对胜利油田渤南油田义18井区中孔特低渗泥页岩油藏的生产特点和水力裂缝的渗流特征,运用油水井储层改造优化设计系统软件,以采油量、注水量为目标对压裂和酸化两种储层改造方式的各项工艺参数进行模拟．根据模拟结果,对其进行评价和分析,优选出压裂是义18井区最适合的储层改造方式．     

水力压裂井井温资料在河南油田的应用

井温测试作为诊断水力压裂缝高最有效的一种手段,在全世界得到广泛应用,由于各地储层特征千差万别所以解释方法和应用范围也各不相同。本文根据河南油田压后井温曲线特征结合储层压力和测温时间,总结了判断裂缝高度的四种方法;用停泵后不同时间录取的温度,统计出停泵时目的层温度,为压裂液的优选提供了可靠的依据;用砂层厚度与隔层厚度交会的方法统计出了安棚油田能够有效阻挡人工裂缝延伸的最小纯泥岩隔层厚度,为压裂选层、压裂施工设计、压后效果分析提供了可靠的第一手资料。     

大牛地气田泥砂岩间互层穿层压裂影响因素分析

大牛地气田砂泥岩互层较多,水平井开采虽然可以实现单层储量的最大动用,但是无法同时开采纵向上多个储层,针对这类储层展开可控穿层压裂技术研究,有效合理地开发间互层,实现盒1和山2储层共同动用。结合单井数据,对工区内隔层厚度和水平主应力差进行对比计算,以分析储、隔层性质、人为可控因素对穿层压裂的影响。综合考虑多种因素,以储层厚度和应力差为依据,初步形成了穿层界限判别标准,并通过井温测井验证单井隔层压开与否,最后形成了一套构建在储层性质精细描述之上,结合多种施工工艺的可控参数优选方法,可为其它井设计和优化提供参考。     

菱形反九点井网不等缝长注水开发数值模拟

压裂井裂缝长度是决定压裂效果的最主要因素之一,以新疆油田艾湖1区块菱形反九点井网为例,考虑边井、角井、中心井在渗流场中的不同位置,应用油藏数值模拟软件,在对油田启动压力梯度和应力敏感性处理基础上,模拟计算不等缝长度组合下压裂井的累积采出程度,详细分析了水力压裂采出程度与角井、边井、中心井的关系。结果表明,边井裂缝会导致边井优先见水,进而导致角井驱替效果变差,产量大幅下降;对于中心注水井,既要降低裂缝长度,提高水驱波及系数,又要有一定的压裂缝长以确保注入水能补充地层能量。模拟得出最佳的裂缝导流能力为20μm²·cm,最佳的角井裂缝半长为100~120m,边井裂缝半长为50m,中心井裂缝半长为50m。     

杏北开发区层系井网演变研究

杏北开发区杏六东区块于2 0 0 7年进行三次加密调整, 至今非主力层已水驱4 0余年。针对区块内油 层层数多、 纵向非均质严重、 各层动用程度相差大的问题, 开展了不同渗透率级差组合水驱油室内实验, 结合区块地 质特征进行了层系井网演变研究, 将每个层系渗透率级差控制在6以内, 把区块分为三个层系, 并针对不同层系设计 了相应的井网部署方案, 以此达到提高油层尤其是薄差层开发效果的目的。利用数值模拟技术优选所设计的井网 部署方案, 结果表明方案二将油藏最终采收率提高到了4 9. 1 8%, 为层系井网演变的最好方案。     

提高马25井区开发效果的主要做法及效果

马25井区油层断失现象比较普遍,断失层剩余油富集,利用老井侧钻挖掘断失层剩余油是有效的增油手段;马25井区注入水水质差,对地层产生了严重的伤害,只有改善注水水质,利用水井增注解除地层伤害,方能保证油井稳产;马25井区的层间差异大,非主力层储层物性差,要保证挖潜效果,必须油、水并重。     

瓜胶压裂液性能及在滨661块整体压裂中的应用

压裂液的流变性是影响其压裂效果的重要因素之一。针对胜利油田滨661块研制的瓜胶与交联剂FYC-160形成的压裂液体系GRJ-11,研究其流变性、耐温性和抗剪切性,并利用扫描电镜观测了其微观结构。结果表明,此压裂液体系具有良好的增黏能力和抗剪切效果,170s-1、剪切40min后,体系黏度仍在90mPa·s左右,且内部形成了稳定的三维交联网络结构。对此压裂液在滨661块沙四段12口井进行了整体压裂投产,平均每口井日产油5.53t,平均含水率为39.74%,压裂后单井获得较高产能,满足于地层压裂的要求。