姬塬地区长8超低渗油藏注水井欠注规律研究

注水开发作为超低渗油藏主要开发方式,而注水井欠注对油藏开发影响显著。姬塬地区长8油层组为典型超低渗油藏,针对其注水井欠注问题,在分析油藏注水井欠注现状的基础上,通过建立超低渗油藏有效驱动渗透率以及地层结垢量计算模型,系统地总结姬塬地区长8超低渗油藏的储层物性、地层结垢和注入水水质等因素对注水井欠注的影响,并提出对应的解决方案。研究结果表明:地层渗透率小于0.3×10~(-3)μm~2时注水井开始欠注,且表现为长期欠注、欠注程度高的特征;当地层结垢量大于2 000 mg/L或注入水中悬浮物及含油量大于70 mg/L时,引起注水井欠注且表现为后期欠注特征。针对不同影响因素下欠注井的特征,提出5种增注工艺体系,在姬塬地区长8超低渗油藏实施后有效率高达88.2%,可有效治理该地区的注水井欠注问题,同时为同类型油藏的注水井欠注提供理论支持和治理依据。     

考虑应力敏感性的低渗透油藏注水井试井分析

低渗透油藏由于渗透率低及存在启动压力梯度,油在地层中传播压力速度很慢,难以获得足够资料对储层做出合理的解释,油井试井效果不佳,而低渗透油藏注水井试井可以很好地解决这个难题。综合考虑启动压力梯度、应力敏感性、流度比等的影响,建立了低渗透油藏注水井低速非达西渗流有效井径试井的数学模型。鉴于该模型的强非线性,采用稳定的有限差分格式利用Newton-Raphson迭代法求得数值解,进一步研究了压力动态特征及影响因素,绘制了用于实际资料拟合分析的典型试井曲线。     

姬塬油田长8油藏注水井欠注主控因素

姬塬油田长8油藏具有欠注井数多、欠注程度高、形成原因复杂等问题,造成地层能量低和油井递减快,目前已成为制约油井稳产的重要因素之一。针对这一问题,从地质因素和开发因素出发,系统分析了储层渗透率、储层微观特征、敏感性、润湿性、注入水水质和水型配伍性等对注水井欠注的影响,在此基础上,建立了主成分分析(PCA)和最大隶属度相结合的欠注主控因素判别方法,以油田133组欠注井数据为样本,求取了24项关键特征参数的影响权重,发现储层物性、注入水水质和水型配伍性是对姬塬油田欠注影响最为显著的因素;实例应用表明,该方法能够定量、准确地判别注水井的欠注主控因素,为后续有针对性地制定治理措施提供依据。     

塞528区块高压欠注机理研究

针对塞528延9油藏注水井高压欠注的问题,对该区块延9储层的岩石矿物物性、储层敏感性、注入水与地层水水质及配伍性和堵塞物等情况进行了相关室内研究和分析。结果表明:储层原始物性差,弱速敏(28.10%)、中等偏强水敏(69.51%)、中等偏强盐敏(69.51%)、中等偏强土酸敏(52.27%)、弱碱敏(27.50%),注入水与地层水不配伍(产生Ca CO_3、Ca SO_4垢),垢样中含有铁的含氧化合物和部分Ca CO_3、Ca SO_4垢等。剖析了注水井高压欠注的机理,为解决塞528区块高压欠注问题提供了解决思路。     

西峰油田西41井区特低渗油藏油水分布规律

目的研究西峰油田西41井区长8油藏油水分布规律。方法利用铸体薄片、常规物性、试油试采资料进行综合研究。结果西41井区单井产能及产水率与储层物性无明显正相关关系,出水井和高产水井基本为物性相对好的储层,而物性较差的储层产水率低。结论西41井区储层物性好的部分形成构造-岩性油藏,浮力对油气成藏具有一定的作用,从而导致相对优质储层构造低部位出水或高含水,但构造高部位高产;物性差的储层形成岩性油藏,浮力对油水分布无控制作用,具有普遍低产水、低产油的特征。     

潜山稠油油藏二次开发研究

针对牛心坨潜山油藏在直井注采开发方式下,存在水窜严重、采收率低的问题,在储层分布研究基础上,开展储层分类综合评价,重新构建油藏地下认识体系.综合运用油藏工程、数值模拟等技术手段,确定利用水平井重新构建油藏注采系统的二次开发思路,纵向上分段部署水平井,实现油藏立体开发.目前先导试验取得较好效果,油井产量是周围直井的2.5倍,水平注水井吸水指数是直井的4.3倍.研究成果为同类型油藏提高采收率提供有效借鉴.     

牛心坨潜山油藏二次开发研究

摘要：针对牛心坨潜山油藏在直井注采开发方式下,存在水窜严重、采收率低的问题,在储层分布研究基础上,开展储层分类综合评价,重新构建油藏地下认识体系,综合运用油藏工程、数值模拟等技术手段,确定利用水平井重新构建油藏注采系统的二次开发思路,纵向上分段部署水平井,实现油藏立体开发。目前先导试验取得较好效果,油井产量是周围直井的2.5倍,水平注水井吸水指数是直井的4.3倍。本研究成果为同类型油藏提高采收率提供有效借鉴。     

低渗油藏水井压裂增注优化研究

为了改善低渗油藏注水井吸水状况,提高低渗油藏水驱开发效果,利用裂缝-油藏耦合技术建立油、水两相三维油藏裂缝数值模拟器,利用此模拟器模拟研究了不同条件下水井压裂对注采井组开发效果的影响,并利用正交方差分析方法对水井压裂增注效果的主要影响因素进行了显著性评价.以胜利油田史深100低渗透断块油藏为例,提出综合效果评价参数,对实际油藏注水井压裂参数设计进行了优化.研究结果为低渗透油藏注水井压裂设计和增注效果评价提供了一种研究手段,对于提高低渗透油田注水效果具有实际意义.     

吉林油田大26井区储层潜在伤害因素分析

在对吉林油田大26井区储层岩石矿物组成、储层岩石孔隙结构特点及粘土矿物的种类、含量、分布状态和地层流体性质研究的基础上，对大26井区储层潜在损害因素进行了详细的分析、研究，并利用“油气田开发智能信息综合集成系统”中的储层保护软件对大26井区储层潜在损害因素作了进一步分析和评价。研究结果表明，大26井区储层潜在损害因素由大到小的顺序为：速敏损害＞水敏损害＞酸敏损害＞HCl敏感＞水锁损害＞有机垢损害＞无机垢损害＞酸渣损害＞高分子聚合物损害＞。     

特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法

为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。     

塞528区块高压欠注机理研究与认识

针对塞528延9油藏注水井高压欠注的问题,对该区块延9储层的岩石矿物物性、储层敏感性、注入水与地层水水质及配伍性和堵塞物等情况进行了相关室内研究和分析,结果表明：储层原始物性差,弱速敏(28.10%)、中等偏强水敏(69.51%)、中等偏强盐敏(69.51%)、中等偏强土酸敏(52.27%)、弱碱敏(27.50%),注入水与地层水不配伍(产生CaCO₃、CaSO₄垢),垢样中含有铁的含氧化合物和部分CaCO₃、CaSO₄垢等。剖析了注水井高压欠注的机理,为解决塞528区块高压欠注问题提供了解决思路。     

陕北旦八油区注水井堵塞原因分析及治理措施

为了解决旦八油区长6储层部分注水井注水压力高、注水不够的问题,通过对该储层注入水和地层水水质分析,研究注入水与地层水配伍性及固相颗粒和乳化油对储层渗透率的伤害,分析注水井堵塞原因,提出负压返吐的解堵方法并进行室内研究与现场试验。结果表明:该储层注入水和地层水都属于CaCl_2水型,注入水矿化度(27 226. 73 mg/L)高于储层临界矿化度(3 556. 54 mg/L),不会引起储层水敏伤害。注入水与地层水混合后存在较强的CaCO_3结垢趋势。固相颗粒存在侵入伤害和外滤饼堵塞伤害。乳化油伤害主要以注入端面堵塞为主。负压返吐解堵方法能够使岩心渗透率恢复至原始的73. 81%,并且现场试验效果良好。     

反九点菱形注采井网的边角关系

鄂尔多斯盆地油藏属低渗透油藏,在长6特低渗致密岩性油藏中,注水开发时的孔隙结构和裂缝方向直接影响水驱油效果及注水开发的最终采收率。研究表明,拉长主裂缝方向上注水井到采油井的距离,缩短非主裂缝方向注水井到采油井的距离,可以提高注水开发效果,反九点菱形井网比反九点正方形井网最终采收率可提高3个百分点。     

姬黄37区提高单井产量对策研究

姬黄37区长6油藏属于低孔、低渗、低产的油藏,针对其开发过程中出现的含水上升快、高含水油井增多、单井产量递减严重的情况,从地质、开发两方面分析产生的原因有储层物性差、非均质性强、注水时机不当、单砂层注采关系不完善、个别井区注入水单向突进严重及地层堵塞等,对此提出针对性的治理措施有压裂改变渗流方式、超前注水增加地层能量、精细注水改善水驱、化学堵水治理裂缝、改善注水水质防止污染、化堵调剖进行解堵等,达到了降低产量递减的目的.措施井平均单井日增油达1.35 t.     

仿真模型模拟储气库建库与气库运行实验研究

为了明确真实地层条件下枯竭油藏储气库中气、水、油三相运行机理和气库运行效率影响因素。利用渗流所自主研发的透明二维玻璃模型,模拟高温高压条件下枯竭油藏地下储气库的多周期注采,定性研究了气、水、油三相的渗流特征。实验结果表明:储层物性影响气库库容,储层非均质性越严重,库容和运行效率越低。合理提高注采压力能够增加气库库容和运行效率。     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.     

吉林油田大26井区储层潜在伤害因素分析

在对吉林油田大 2 6井区储层岩石矿物组成、储层岩石孔隙结构特点及粘土矿物的种类、含量、分布状态和地层流体性质研究的基础上 ,对大 2 6井区储层潜在损害因素进行了详细的分析、研究 ,并利用“油气田开发智能信息综合集成系统”中的储层保护软件对大 2 6井区储层潜在损害因素作了进一步分析和评价 .研究结果表明 ,大 2 6井区储层潜在损害因素由大到小的顺序为 :速敏损害>水敏损害 >酸敏损害 >HCl敏感 >水锁损害 >有机垢损害 >无机垢损害 >酸渣损害 >高分子聚合物损害     

特低渗透油藏多层合采水驱前缘

针对特低渗透油藏多层合采时各层注水推进速度差异较大的问题,为准确计算各层水驱前缘的位置,利用特低渗透油藏渗流理论,建立理论模型,推导了考虑油相非线性渗流特征的水驱前缘的计算公式,分析了渗透率级差、注采井距、非线性渗流特征对水驱前缘的影响.结果表明:储层渗透率越小,水驱前缘距注水井的距离越小,且考虑非线性渗流特征计算出的水驱前缘更小;注采井距越大,水驱前缘位置与注水井距离变大,但是无因次水驱前缘变小,而不考虑非线性的无因次水驱前缘保持不变,反映出非线性渗流特征使油藏开发效果变差.     

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层敏感性特征及其控制因素——以新安边地区延长组长6储层为例

应用室内水驱实验,对鄂尔多斯盆地新安边地区延长组长6致密砂岩油藏储层开展敏感性评价。结果表明,储层具有弱—中等偏弱速敏、弱—中等偏弱水敏、弱—中等偏弱酸敏、弱—中等偏弱盐敏、水敏性波动范围大的特点。储层敏感性特征的主要控制因素为黏土矿物,影响储层速敏性的黏土矿物为高岭石,影响储层水敏性和盐敏性的黏土矿物为伊蒙混层和伊利石,影响储层酸敏性的黏土矿物为绿泥石。储层黏土矿物分析结果与储层敏感性评价结果相吻合。     

考虑动边界影响的低渗透油藏反九点水力压裂注采井网数值模拟研究

考虑低渗透地层中因启动压力梯度存在而产生动边界的影响,利用CMG三维三相黑油油藏数值模拟器对开发低渗透油藏的正方形反九点水力压裂注采井网进行了精确的数值模拟。数值模拟结果表明:相对于达西渗流模式等压面足够光滑、整个油藏区块均参与流动,低渗透油藏启动压力梯度为0.2 MPa/m下的等压面(油藏初始压力)空间分布有较大间断性,在远离注水井和生产井的部分区域仍保持了油藏的初始状态,该区域还未参与到油藏的渗流系统中;地层中存在随时间变化的动边界,会降低油田注水的油藏波及体积和原油采出程度。由饱和度的三维空间分布图可以看出:达西渗流模式下的压裂注水效果较好,油水分布比较集中,界面清晰,更接近于活塞式水驱油;而启动压力梯度的存在会使压裂注水井驱油效果变差,油水存在较大的油水混合渗流区域,油水分布比较分散,属于典型的非活塞式水驱油。由绘制的油田开发特征曲线可以得出:启动压力梯度越大,累计产油量越小,累计产油量随时间上升越慢,生产井含水上升越快,日产油量越低;启动压力梯度对低渗透油藏压裂注水开发效果影响显著。