超低渗油藏注气采油可行性实验

超低渗油藏由于孔喉极细,即使高压注水,也难以保持注采平衡,应考虑注气的可行性。文中进行了水驱油和氮气驱油试验,以比较驱替效果,探究超低渗油藏的驱替机理。结果表明,对于小于1×10-3μm2的超低渗岩心,气驱比水驱效果好,气驱平均采收率为27.9%,水驱平均采收率为24.1%。说明注气具有一定的优越性。     

渤南油田义34块特低渗透油藏二氧化碳混相驱实验

特低渗透油藏物性差,注水开发见效难,为了探索合理的开发方式,采用渤南油田义34块特低渗透油藏地层原油,进行了二氧化碳(CO2)混相驱实验研究.通过细管实验确定了CO2驱的最小混相压力,采用长岩心物理模型对完全水驱、完全水驱后持续CO2混相驱及初始持续CO2混相驱3种方式的驱替效果进行了实验研究.结果表明,该油藏最小混相压力为30.76 MPa,在目前地层温度和压力下,3种驱替方式下的最终采收率分别为42.15%,75.0%和69.21%.研究表明,CO2混相驱油可以获得比水驱更高的原油采收率,应尽早在渤南油田义34块油藏开展CO2混相驱矿场试验.     

低压稠油油藏注气开发可行性实验研究

研究目标区块埋藏浅、储层物性差、地层压力低、原油粘度高、单井产量极低,水驱开发试验效果差。研究通过室内实验评价研究证实烟道气和CO2均能够有效降低原油粘度,采用这两种介质的气水段塞驱能够有效改善开发效果,长岩心实验驱油效率可提高至70%左右,是现阶段同类油藏可选择的开发方式,具备进一步开展现场试验的条件。     

靖安油田特低渗透油藏矿场注气试验研究

通过室内实验，油藏数值模拟及油藏工程研究，确定了靖安油田长6油藏注干气开发合理的井网形式、井距、射孔位置、注气方式、注气速率等，根据1998年3月开始实施的现场注气试验结果，分析特低渗透油藏注气开发的适应性和可行性，以及影响注气开发效果的因素，提出油田早期注气开发的合理技术政策界限及实施方案的调整意见。     

特低渗储层敏感性实验研究

在特低渗储层的钻井、压裂等施工过程中,如果注入井液体配伍性不好,将严重影响储层产量.为了减少开发过程中对陕北特低渗储层的损害程度,对其长武区块延长组特低渗储层进行了敏感性评价(包括速敏性、水敏性、盐敏性、酸敏性和碱敏性评价)实验.研究结果表明,延长组长武1井表现为强速敏、盐敏和酸敏,水敏性为中等;早胜3井的速敏性和水敏性为中等偏强,盐敏性和碱敏性表现为中等,酸敏性较弱.采用恒压方法比较适合进行致密储层的敏感性实验,该项实验研究对指导延长组储层的开发具有重要意义.     

顺9超深特低渗透油藏整体压裂优化设计研究

塔中顺9井区志留系碎屑岩油藏预测原油地质储量丰富,是西北油田分公司重要的资源接替区块。储层具有埋藏深、温度高、特低孔、超低渗、底水发育、砂泥岩薄互层等特点。常规单井压裂增产幅度有限,无法实现经济高效开发。整体压裂技术是低渗透油田开发的重要手段,但鲜有其在超深特低渗透油藏运用的相关报道。运用数值模拟方法及净现值经济模型对常用低渗透油藏注采井网进行评价,优选矩形井网作为顺9井区整体压裂井网,并对注水时机、注水压力、布缝方式、井网参数等进行优化,现场实践后水平井压后产能较直井提高4倍,累产油1.02×104 m3。为顺9井区经济高效开发提供了技术支撑,同时为国内外超深特低渗油藏开发探索了一种新方式。     

注入水悬浮固体含量对低渗油藏的敏感性研究

针对注入水中悬浮固体含量对低渗油藏的敏感性进行岩心流动实验。研究结果表明：低渗透油藏对悬浮固体含量的变化十分敏感，一旦悬浮固体含量达到临界值，油藏的渗透率将明显降低。     

特低渗透油藏微生物提高采收率技术应用研究

微生物提高采收率技术是目前国内外发展迅速的一项技术。主要介绍了针对延长油田特低渗油藏地层压力不足、注入能力低下的问题进行的微生物采油技术应用研究,包括微生物菌种筛选、菌种分类、菌种性能评价等室内技术研究,微生物中试发酵工艺、注入工艺和微生物采油现场试验。综合评价现场试验效果,表明微生物驱油技术能够降低注入压力、提高油井产量、有效提高石油采收率,是延长油田低孔/特低渗油藏提高采收率的有效技术之一。     

实施投球分层压裂 破解特低渗透油藏开发难题

自今年初以来,胜利油田临盘厂地质、工艺技术人员针对该厂所管辖经营的临盘、商河、临南油田低渗透和特低渗透油藏的地质特征、地下动态、生产状况、油层物性及补孔效果逐年下降等实际出发、拓宽思路、不断创新,加强对低电阻、低渗透和特低渗透油层、油干层等低级别和低品位储量的地质研究．积极引用新工艺、新技术,自主设计．挥舞利器实施大型压裂技术     

渤海油田低-特低渗储层注水井堵塞规律实验研究

针对渤海油田注水井压力上升快、堵塞频繁等问题,通过对注入水水质分析及固相颗粒粒径分析,并结合物模实验详细研究了低渗储层注水井堵塞因素和规律。实验结果表明,注入水中固相颗粒(平均粒径大于2μm)是造成储层堵塞的主要原因;低渗、特低渗透储层岩心的渗透率随着注入量的增加及固相颗粒的含量和平均粒径增大而不断减小,伤害程度不断增大;固相颗粒对特低渗透岩心的伤害程度大于低渗透岩心。     

特低渗透率储层水驱油规律实验研究

为研究特低渗透率储层水驱油规律,文中选取鄂尔多斯盆地3个井区的57块岩心进行水驱油实验分析,并研究了特低渗透率条件下水驱油效率与渗透率大小、注入倍数、注水压力等参数的关系。岩心主要为特低渗透率岩心,渗透率大小为研究区长4+5储层、长6储层和长8储层渗透率范围。实验结果表明:驱油效率随着渗透率增加而提高,而且在渗透率低值阶段,驱油效率提高更快;随着注水倍数的增加,驱油效率提高,直到含水100%为止,但含水越高,增加幅度越小;在同样的水驱速度下,渗透率越大,驱油效率越高,如果水驱速度不同,采收率会产生波动,但存在一个最佳驱油速度,且渗透率越大,最佳驱油速度变大;随着注水压力增加,无水期驱油效率总体呈下降趋势,但含水期驱油效率随着注水压力增加而逐渐提高,当达到一个最佳注水压力后,驱油效率又呈下降趋势;层内非均质性越强,驱油效率越低。     

特低渗透砂岩储层伤害的实验研究

为解决特低渗砂岩储集层在开发中遇到的矛盾,对不同渗透率条件下注水开发过程中的地层伤害进行对比分析,制定相应合理开发技术政策。取长庆油田耿43井区和白马中区特低渗透岩心为实验样本,对敏感性、贾敏性、水锁效应以及水质伤害程度进行分析,得出特低渗透储层地层伤害程度一般规律及其与渗透率大小的关系,提出避免储层敏感性伤害及改善水质的措施。该研究结果对类似油田开发具有一定借鉴意义。     

超低渗透砂岩储层应力敏感性实验

采用全自动岩心驱替系统,应用双重有效应力理论对鄂尔多斯盆三叠系超低渗露头全直径岩心进行应力敏感性评价。实验结果表明：在使用变内压定围压方法进行实验时,由于压力传感器和压差传感器在较大压力变化范围内存在零点漂移问题,会导致完全错误的实验结果,进一步通过变围压定内压的方法对超低渗渗透储层进行了应力敏感性评价。研究结果表明,岩石被压缩的过程可分为微裂缝闭合阶段与岩石受压缩阶段两个阶段。前一阶段由于微裂缝闭合,渗透率快速下降,降幅达20%左右;微裂缝闭合之后,岩心继续被压缩,渗透率下降变缓,降幅为5%左右,即在地层有效应力条件下,超低渗透储层应力敏感性很弱,应力敏感性对低渗储层的产量影响不大。     

特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法

以华北油田特低渗透岩样为例,利用低磁场核磁共振仪,并依据低渗透物理模拟实验,建立了特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法。并对不同渗透率条件下T₂几何均值与驱油效率的关系研究表明,与常规相对渗透率曲线测试方法相比,特低渗透油田相对渗透率曲线新测试方法能比较准确地测试了束缚水饱和度和残余油饱和度。渗透率与T₂几何均值、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率的相关关系较差,T₂几何均值与可动流体百分数、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率有很好的相关性。     

裂缝性低渗油藏注气提高采收率实验研究

HH油田为典型的低孔特低渗油藏,部分地层伴有裂缝发育,现面临衰竭式开采后注水开采压力高的难题。通过基质单管岩心驱替实验,探究目标地层进行注气开发的可能性,明确何种注入气体及驱替方式具有较好提高采收率效果。通过基质+裂缝双管并联岩心驱替实验,确定目标地层中微裂缝对提高采收率效果影响。结果表明,CO₂较减氧空气是更好的注入气体,CO₂/水交替驱替是提高采收率优秀的驱替方式;裂缝的存在会严重影响采收率,裂缝+基质双管并联岩心CO₂/水交替驱采收率较单管基质岩心降低27.09%。建议选择CO₂为注入气体,对基质储层或采取改善非均质性措施的裂缝区域采用CO₂/水交替开发,对裂缝性低渗油藏注气开采有一定参考意义。     

空气泡沫调驱技术在浅层特低渗透低温油藏的适应性研究

空气泡沫调驱技术综合了空气驱和泡沫驱的优点,可提高波及系数和驱油效率,在中高温油藏中取得了很好的应用效果,但是在浅层特低渗透低温油藏中的应用较少。根据陕北油区特低渗透油藏地质特征,以甘谷驿油田唐114井区为例,通过理论研究、室内实验和现场试验研究了空气泡沫调驱技术在浅层特低渗透低温油藏的适应性。结果表明:室内实验低渗透层中的原油被明显启动,驱油效率由水驱阶段的8.33%升高到50.55%;矿场试验井组含水率由98%下降至73%,产液量由3m3/d降至0.8m3/d,平均单井产油量由0.05m3/d增至0.2m3/d。空气泡沫调驱技术在甘谷驿油田具有较强的适应性,可大幅度提高油田采收率,对同类油藏的增油控水具有一定的借鉴作用。     

特低渗透油藏非线性渗流数值模拟

中国石油探明储量和未动用储量中特低渗透储量占很大的比例,迫切需要对特低渗透多孔介质中非线性渗流规律进行深入研究。根据特低渗透油田储集层岩心特征和流体渗流特征,建立了特低渗透油藏流体渗流的非线性渗流模型,依此建立了特低渗透油藏非线性渗流数值模拟的数学模型,并研制了相应的特低渗透油藏数值模拟软件。利用所研制的特低渗透油藏数值模拟软件,对榆树林特低渗透油田树322区块进行数值模拟计算,研究表明:拟线性渗流只发生在井口附近的局部小区域内,而在地层内部相当大的区域内是非线性渗流,非线性渗流占据了地层渗流的主导地位。因此,考虑非线性渗流比以往只考虑线性渗流以及考虑拟启动压力梯度的方法更适合特低渗透油田。图6参10     

微裂缝性特低渗透油藏储层特征研究

将不同渗透率的含微裂缝与相同渗透率、不含微裂缝低渗透砂岩岩心进行了对比,研究了微裂缝性特低渗透油藏的孔隙空间形态、喉道半径、微观均质系数和相对分选系数等特征,分析了这些特征对孔隙度渗透率性质、可动流体体积和压力敏感性等方面的影响。结果表明,微裂缝性特低渗透砂岩孔道与孔道之间主要靠微裂缝连接,连通性较低,主要由微裂缝提供渗流能力。气测渗透率和微裂缝宽度、微观均质系数、相对分选系数和可动流体体积百分数等都有明显的幂律关系。孔隙度与渗透率相关性差,气测渗透率与水测渗透率比值较大,各向异性和非均质性严重,压力敏感性较强。渗透率低不是低渗透油藏的本质特征,只是外在表现形式之一。应该根据微观孔隙结构特征、可动流体体积百分数和压力敏感特征等多个因素综合评价其储层特征。