滨南油田毕家沙三下亚段开发效果评价

为了对研究区实施开发方案调整和剩余油挖潜提供指导,运用油藏工程方法,从能量保持状况、水驱效果、产量递减、开发井网的合理性、最终采收率的确定等几个方面对目前该区的开发效果进行评价。滨南油田毕家沙三下油藏地质条件复杂,断层发育,储层非均质性强,属于典型的复杂断块油藏。由于油藏纵向和平面非均质性强的特点,目前开发已进入中高含水阶段,层间矛盾更加突出,水淹严重,产量递减速度加快,开发效果明显变差。     

莫北油气田水力压裂及影响因素分析

莫北油气田是新疆油田的重点开发区块,由于其特殊的地质条件,低渗透、油层深等给油田的增产带来了较大困难。本文对目前油田的水力压裂的现状进行了评价并分析了影响该区压裂效果的地质因素和施工参数因素,对今后油田的增产措施有重要的指导。     

二次加砂工艺技术在玛北百口泉组砂砾岩的应用

准噶尔盆地环玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组砂砾岩储层厚度大,具有低孔、低渗特征,油层居于储层上部,局部存在水层,储层压裂改造难点是控制人工裂缝向下延伸以及支撑剂的合理铺置。所谓二次加砂技术,是在压裂过程中,完成第一级加砂后停泵,待裂缝闭合,进行第二级加砂,每级加砂都是相对独立完整的泵注过程,该技术具有下列优点:控制裂缝高度向下延伸,具有控缝高作用,二次加砂压裂后的裂缝长度大于一次加砂(同等加砂规模下);支撑剂向上充填,正好充填在油层位置,有利于油气生产;压裂缝具有支撑裂缝宽度大,填砂浓度高,导流能力强等优点,满足低渗透油藏对裂缝导流能力的要求。在二次加砂技术基础上,针对不同的储层类型,开发出三种组合压裂工艺,分别为二次加砂+分层压裂组合工艺、二次加砂+前置滑溜水组合工艺、二次加砂+控缝高组合工艺。经过多井次试验,三种工艺均获得理想压裂效果。实践证明,二次加砂及其组合技术在玛湖凹陷储层具有很好的适应性。     

CO2与吉木萨尔储层岩石相互作用实验研究

CO₂前置蓄能压裂焖井期间,CO₂持续与储层岩石发生作用。为探索CO₂对吉木萨尔页岩作用效果及变化规律,明确提高采收率机理,分别对浸泡前后的吉木萨尔页岩进行渗透率测试实验、X射线衍射实验和扫描电镜实验,在分析渗透率宏观变化规律的基础上,对矿物组成、微观表面形态和孔喉结构变化规律进行解释。实验结果表明:使用CO₂水溶液对吉木萨尔页岩长期浸泡后,其渗透率增大,浸泡7天增大约65%,浸泡14天增大约1.4倍;CO₂水溶液对碳酸盐岩矿物有明显的溶蚀作用,在地层条件下使用CO₂水溶液对岩样碎块浸泡5天后,碳酸盐岩溶蚀率可达到45.2%;从微观表面溶蚀情况来看,经CO₂水溶液浸泡后,原有孔隙被溶蚀扩大或出现新的孔隙,从而提高了渗透率。现场试验结果表明,通过增加裂缝复杂度、增加焖井时间和使用“CO₂₊水基压裂液”复合压裂的方法对增强碳酸盐岩矿物溶蚀及提高地层渗透率有显著影响。 