致密油藏储层综合评价新方法

致密油藏开发需要储层评价作为指导,但尚无一套评价方法立足于致密油开发实际。通过对大庆油田和长庆油田典型致密油储层岩心进行实验研究,运用统计学方法和数值模拟方法,优选了平均喉道半径、可动流体百分数、脆性指数、地层压力系数、启动压力梯度、原油黏度６ 个参数用于致密储层评价。在低渗透油藏参数评价界限基础上,补充了地层压力系数和脆性指数分类界限;提出了致密油储层综合分类评价方法,将致密储层按综合分类系数分为４类。应用结果表明,大庆油田龙西区块的扶余油层和高台子油层,长庆油田的长８、长９ 储层为Ⅱ-Ⅲ类储层,有一定开发潜力。     

裂缝性低渗透/致密油藏泡沫封窜机理与新进展

针对我国裂缝性砂砾岩油藏窜漏问题及致密油藏超低的孔隙度与基质渗透率,多采用注气以保持地层能量,但由于存在裂缝,致使气窜严重,因此需要进行防气窜措施以抑制气窜。通过梳理国内外的研究,从气液分异和黏性指进的角度分析了泡沫驱见气特征。泡沫主要通过降低气相相对渗透率、调剖作用、气体上浮驱油作用、对原油的选择性、流度控制作用和乳化作用进行封窜。在综合分析泡沫驱见气特征和泡沫封窜机理的基础上,详细论述了国内外深部封窜技术,包括泡沫防气窜技术和泡沫封窜体系。从渗透率范围、起泡剂浓度、注入方式、注入速度、含油饱和度、体系组成6个方面分析了防气窜措施的影响因素,介绍了低渗透致密储层中泡沫封堵的施工效果。最后,对该类油层封窜技术未来的发展方向提出了建议。泡沫体系在油藏深层封闭领域具有重要意义,尤其在低渗透/致密油藏中,其性能评价指标和封堵能力均有明显改善,并且对高渗透、裂缝和非均质油藏也有较好的适应性。     

复杂致密油藏开发的关键技术

鄂尔多斯盆地延长统超低渗储层具有岩性致密、物性差、孔喉细小、启动压力梯度大、易伤害等特点。在储层差异性研究基础上，通过低伤害压裂体系液、前置酸、改性注入剂、井网形式等优化技术，可降低对储层的伤害，改善孔隙结构，提高渗流面积，达到增产效果。直井小排距、五点井网可初步建立有效压力驱替系统，提高单井产量。垂直于主应力方向水平井，采用水力喷射压裂技术可初步实现致密油藏的有效开发。     

致密油藏多角度裂缝压裂水平井产能计算方法

水平井分段压裂是致密油藏开发的关键技术。由于受复杂的地应力和天然裂缝的影响,人工裂缝通常与井筒呈一定角度,导致压裂水平井产能预测变得十分复杂。基于天然裂缝等效渗透率张量理论,建立考虑全渗透率张量的各向异性稳定渗流数学模型。在该模型的基础上,结合势叠加原理,采用考虑应力敏感的半解析方法,构建基质向人工裂缝流动的离散势函数单元。将裂缝内流体流动处理为离散单元之间的线性流动,将基质与裂缝流动耦合求解,得到考虑天然裂缝下多角度裂缝压裂水平井产能计算方法。实例计算结果表明,由于考虑了天然裂缝和人工裂缝角度的影响,计算结果与实际产量误差小于7%。敏感性分析发现,储层主渗透率方向与人工裂缝的夹角对产能影响较大。     

致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征

致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制,人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集,但这一界限值一直缺少公认的标准。通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据,经过统计分析,研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律,总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过80%的数据点小于0.1×10^-3 μm²。经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。据此可以用常规渗透率0.1×10^-3 μm²作为致密砂岩储层物性上限,具有合理性和可操作性。通过统计全球致密砂岩气藏数据,认识到致密砂岩储层形成环境多样,深度跨度大,地质年代差异大。构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因,但在各个盆地具体表现各有不同。通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。     

海上高气油比致密油藏压裂返排技术

水力压裂是低渗油气藏高效开发的关键技术之一,实施压裂作业后,需进行放喷返排作业;同时,考虑环保要求,海上平台对返排液的处理极其严格,返排技术是否科学直接决定压裂的改造效果。着重分析了海上生产平台实施压裂返排的问题和难点,并针对高气油比的致密油藏,研究出了一套通用有效的压裂返排技术,为海上实施平台化压裂提供了借鉴。     

超低渗透率致密油藏烃气驱参数优化

超低渗透率致密储层通过实施水平井+体积压裂技术能够有效提高单井产量,但仅依靠天然开采,单井产量下降较快,需探索新方式来提高致密油藏采收率。以X区块超低渗透率致密油藏为研究目标,结合现场实际情况,建立1注2采机理模型,研究注入时机、注入气量、注气速度和日产油量对增油效果的影响。结果表明：注入时机与采收率呈负相关线性函数关系,注入时机越早越有利于提高采收率;过低注入气量、注气速度不能有效补充地层能量,过高注入气量、注气速度会导致注入压力高、难注入等问题;过低日产油量不利于油藏的经济开发,过高日产油量导致驱油效率降低。通过对油藏进行烃气驱注采参数优化得到最优开发方案,为其他超低渗透率致密油藏高效开发提供理论指导和借鉴。     

致密油藏动态渗吸排驱规律与机理

高效开发致密油藏是石油领域的一项重要任务,而渗吸采油作为开发致密油藏的重要机理之一,越来越受到人们的重视。选取新疆油田致密砂岩天然岩心和人造岩心,在室内条件下,利用改进的动态渗吸实验装置,系统地研究基质渗透率、温度、压力、岩心尺寸和裂缝密度等因素对动态渗吸采出程度的影响。通过将实验参数进行无因次化,得到无因次渗吸采出程度归一化模型。利用该模型得到的采出程度大于目前广泛应用的Ma模型计算结果,与动态渗吸实验得到的规律相吻合。研究结果表明:当岩心渗透率处于同一级别时,动态渗吸采出程度既有可能与岩心渗透率呈正相关,也有可能呈负相关;在其他条件相同的前提下,温度越高,岩心长度越短,动态渗吸效果越好;压力对渗吸效果的影响存在一个最佳范围,在本实验条件下为5～7 MPa;动态渗吸采出程度的增幅与裂缝密度呈线性正相关。     

致密油储层压裂后渗透率预测模型

致密油储层渗透率、自然产能双低的特点决定了开发致密油时,多采用大型水力压裂改造提高储层渗透率、初始产量以及最终采收率,其中压裂后储层渗透率是评价水力压裂效果和单井产能的重要参数.目前对于考虑多因素影响的致密油储层压裂后渗透率理论计算模型的研究尚有不足,大多利用实验测定或者试井测定,这类方法成本较高且操作较复杂,为此文章...     

沉积前古地貌对致密油藏有利储层分布的影响——以辽河坳陷雷家地区沙四段致密油藏为例

根据测井、地震和岩心等资料,运用印模法和层拉平技术对辽河坳陷雷家地区沙四段沉积前古地貌进行了恢复,分析了沙四段沉积前古地貌对沙四段致密油藏分布的影响,认为高部位可能受古梁地及斜坡的限制、低部位可能受水深的影响,均未能形成适合白云岩和方沸石大量生成的有利条件,从而导致本区的白云岩和方沸石储层主要呈条带状分布于古地貌的中部地区。古地貌控制了雷家地区沙四段致密油藏有利储层的平面展布,进而控制了致密油藏的分布范围。     

致密油藏见气后井间缝网特征参数量化研究

致密油藏压裂后通常在近井附近形成复杂的裂缝网络系统,注采井间缝网特征参数的定量描述,对后期气窜封堵措施定制和开发方案调整具有重要意义。在前人研究成果的基础上,根据物质守恒原理,完善裂缝孔隙度、裂缝渗透率、裂缝开度和裂缝线密度等主要缝网特征参数的表征函数,提出了致密油藏见气后井间缝网特征参数量化的计算方法和求解步骤。以胜利油田XN井组为例,计算得到井间缝网特征参数的量化结果：裂缝孔隙度为0.250%~0.251%,平均裂缝渗透率为42~1 563 mD,裂缝开度为14~87 μm,裂缝线密度为29~176条/m。分析认为：XN井组的裂缝孔隙度整体上远小于储层平均孔隙度,裂缝发育程度较强;各气窜单井的井间平均裂缝渗透率和平均气窜速度差异较大,以微裂缝为主,存在一定规模的气窜裂缝通道;气窜速度快的单井,表现出平均裂缝渗透率高、裂缝开度大和裂缝线密度小等特点。     

一种研究致密气藏物质平衡的新方法

定容封闭气藏确定原始地质储量一般通过压降图的外推法或线性回归分析法。但致密性气藏呈地层压力系数p/Z与累积产量G_p非线性趋势,不能用常规物质平衡法计算。非线性受两个参数的影响:气井测试时间和气藏自身特性。由于在实际应用中致密气藏测试时间达不到气藏平均压力,也不可能关井恢复气藏压力。因此,本文提出用关键交叉点和斜率方法来确定地质储量,更好了解气藏特性。     

基于渗流特征的低渗透致密砂岩气藏气井生产规律

低渗透致密气藏的气井存在井底或井口压力、产量随开采生产时间延长而快速下降的特征,掌握其随开采生产时间变化的规律,可在开发早期准确预测气井稳产年限和递减规律,测算经济可采储量,指导气井工作制度的合理调整和气田合理开发。以渗流理论为指导,以气井长期生产过程中取得的大量生产动态数据为基础,以不同生产阶段进行的压力恢复试井成果为检验手段,借鉴不稳定试井资料解释方法,研究了此类气井压力、产量与开采生产时间等参数间的关系,并在气井生产历史拟合、生产动态预测等方面进行了实际应用。通过研究,认为具有人工裂缝的气井压力响应特征多符合地层线性渗流模型,且地层线性流动期持续时间较长,这对同类气藏的开发具有指导意义。     

致密油藏注天然气提高采收率研究现状

随着我国石油需求量不断增加,致密油藏的开发也愈发重要。如何高效开发致密油藏是一项重点难点,其中致密油藏注天然气提高采收率是一个极具潜力的研究方向。因此,本文着重介绍以天然气作为能量补充介质在国内外的研究现状和应用现状,并且从两相特征等方面总结了理论研究中的一些机理,对致密油藏注天然气提高采收率的发展前景进行了一定的展望。     

致密砂岩气藏压裂水平井裂缝参数的优化

为了解决压裂水平井的多参数综合优化问题,基于不稳定渗流原理,应用复位势理论、叠加原理和数值求解方法,建立了考虑裂缝干扰的压裂气藏水平井产量预测模型,研究了影响压裂水平井产量的单因素变化规律;结合正交试验设计方法和灰色关联理论,确定了影响压裂水平井产能的敏感因素排序,并实现了考虑多参数综合作用的压裂水平井参数优化设计。计算结果表明：算例中影响产量的重要性排序依次为地层渗透率、储层厚度、孔隙度、水平段长度、裂缝条数、裂缝长度和导流能力;优选区块水平井组合参数为水平段长度1 000 m、裂缝条数10条、裂缝长度60 m、导流能力10 μm²·cm,按照优化参数施工后,无阻流量显著增加。     

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。     

致密气储层压后返排动态控制研究

在控制支撑剂回流的基础上实现压裂液快速返排对于提高致密气储层压裂效果来说十分重要。但目前的压后返排研究缺乏气液两相流情况下的返排特征分析,忽略了裂缝闭合后支撑剂排列方式及受力状态的改变,制定压后返排制度未考虑各排液参数的动态变化。为此,本文给出了不同相态下的井口嘴流控制方程,推导了裂缝闭合后支撑剂压实粘结状态下的支撑剂回流模型,并在此基础上以LM-5井为例进行了实例计算并绘制了相应的最大油嘴直径动态调节曲线,从而实现对致密气储层压后返排的动态控制。     

大牛地致密低渗透气藏启动压力梯度及应用

在相同含水饱和度条件下,大牛地致密低渗气藏的启动压力梯度随有效渗透率增加而减小;随含水饱和度的增加,气藏的启动压力梯度也增加。根据气体的不稳定渗流理论,推导出气井稳产期泄气半径的计算公式,并得出:在考虑启动压力梯度的条件下,产量相同时,有效渗透率增加,气井稳产期泄气半径增加;有效渗透率相同时,气井产量增加,气井稳产期泄气半径减小的关系。根据气井稳产期的泄气半径可以计算出一定配产条件下的最小井距,只有当气井的实际井距大于最小井距时,才不会因为井间干扰缩短气井的稳产时间。     

致密砂岩储层微观渗流特征与储量评价研究

针对目前特低渗、超低渗透致密砂岩储层物性差、有效动用难度大等问题,综合使用恒速压汞、核磁共振、离心实验及油水驱替等实验技术对储层微观孔隙结构、可动流体百分数、非达西渗流特征等进行了系统研究。研究结果表明特低渗、超低渗致密砂岩储层微孔隙的喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度是判断该类储层渗流能力大小的关键指标。以这3个参数作为评价指标,利用模糊数学评判对目前江苏油田已发现未动用的特低渗、超低渗透储量进行综合评价。评价结果显示这部分储量有开发动用的潜力。     

乌马营二叠系致密砂岩气层测井评价方法的完善

以大港油田乌马营地区YGXX井为代表的二叠系石盒子组深层低孔特低渗致密储集层目前勘探程度较低,没有形成配套的测井评价方法.针对乌马营二叠系致密砂岩含气储集层,利用岩心常规分析数据与测井曲线敏感参数相结合,优化储集层参数计算模型,并引入流动单元概念开展储集层有效性评价,建立了储集层有效性评价图板及重新计算渗透率、孔隙度比...