长8超低渗透储层压力传播与合理井网形式研究

镇泾油田长8储层属于低孔超低渗储层,依据储层分类标准在平面上可划分为孔隙型和裂缝型。为了研究不同类型储层压力传播与井网匹配关系,对长8油藏典型油水井动态指标进行分析,给出不同类型储层压力传播特征和合理井网形式;综合应用矢量井网和数值模拟方法对不同井排距方案进行预测,确定合理井排距。研究结果表明:孔隙型储层油井初产低、递减快、压力传播慢、传播范围小;注水井吸水能力随注水量增加而降低。裂缝型储层采油井初产高、递减慢、注水井吸水能力强、吸水指数存在明显拐点。孔隙型储层中部署菱形反九点井网,合理井距范围450～500m,合理排距范围110～130m;裂缝型储层部署矩形井网(行列式),合理井距范围400～450m,合理排距范围130～150m。     

镇泾油田长8块储层压力传播研究与井网初步模拟

镇泾油田长8块超低渗油藏储层类型分为孔隙型、裂缝型2种,不同储层类型产生的地层压力传播效果不同。要保证油藏的开采效果,需明确不同类型储层对应的井网排布关系。为此,针对长8块储层地质特征,在油水井动态指标分析基础上,研究了不同储层类型的压力传播特征,并初步确定出相应的井网形式。然后应用矢量井网和数值模拟方法对不同井排距方案进行了模拟,预测出了井网的合理排距。该研究对长8块超低渗油藏不同储层类型的进一步勘探开发提供了初步理论依据。     

合水地区长8超低渗透储层成因分析

合水地区长8超低渗透油藏是长庆油田一个重要勘探开发潜力区,不断有新的油气富集区发现,因此,需要对储层进行不断地追踪研究。在前人研究基础上,根据新的钻井岩心、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜和X-衍射等资料,从沉积、成岩等方面对长8储层成因主控因素进行了分析,认为合水地区长8超低渗透储层的形成,主要受沉积微相、碎屑成分、碎屑粒度、压实作用、胶结作用和溶蚀作用等因素控制;压实及胶结作用是储层致密化的最主要控制因素,溶蚀作用是局部储层物性改善的关键因素。     

超低渗透储层小型压裂测试方法改进与应用

长庆超低渗储层物性差,采用常规小型压裂测试方法压降非常缓慢,难以获得人工裂缝闭合压力,通过国内外技术调研和方法研究,改进常规小型压裂测试方案设计及分析方法,形成适用于超低渗储层特征的小型压裂测试新方法—回流测试压裂方法,完成了10口井的方案设计与现场试验,通过分析解释获得了储层闭合压力等参数,对超低渗储层压裂优化设计起到了重要的作用。     

缝网压裂技术在超低渗透油藏裂缝储层中的应用

针对华庆油田长6储层提出采用缝网压裂技术进行人工改造,该技术主要指在压裂施工中通过多次加入大粒径石英砂或专用堵剂,提高裂缝内的净压力,使天然微裂缝开启并延伸、沟通,形成人工裂缝与天然微裂缝相结合的缝网系统,从而增加天然微裂缝的渗流能力,扩大油井有效泄油面积,提高单井产量。通过室内工艺的优化和18口井的现场试验表明,采用该技术进行压裂改造后的油井,长期的平均单井日增油量达0．38t,增产效果显著。该技术的成功实施运用,也为提高超低渗透油藏天然微裂缝发育储层的压裂增产效果提供了有力的依据。     

新疆油田超低渗透油藏注水开发储层损害研究

超低渗透储层由于其特殊的孔喉特性,在注水开发过程中对外来流体的悬浮物含量与结垢性等都有很严格的要求,如何在注水开发过程中降低储层损害与有效保护储层孔喉成为高效开发超低渗透油藏的关键。以新疆油田某区块为例,通过储层敏感性评价与注入水结垢分析,明确了注水开发过程中储层的损害因素。结果表明：该区块储层具有中等偏强的水敏、较强的盐敏以及中等偏强的碱敏性损害;混合注入水容易产生以Ca2＋为主的不溶性结垢,导致堵塞注水管线及储层孔喉。因此,超低渗透油藏在注水开发过程中,不仅要注重储层保护措施,更要严格控制注入水水质,从而有效地保护储层,为长期高效的开发奠定基础。     

合水地区长8油层组超低渗透储层特征及主控因素分析

根据测井资料、岩心观察、铸体薄片等资料,对合水地区长8油层组储层的岩石学特征、物性特征和孔喉特征及成岩作用等进行研究。结果表明,合水地区长8油层组储层属低孔-特低孔、超低渗-特低渗储层,岩性主要为细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩,发育粒间孔和溶孔,储层物性主要受沉积作用和成岩作用的共同影响。     

基于超低渗透储层分类的油层产能预测方法研究与应用

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6～8油层组属典型的超低渗透储层,孔隙结构复杂、非均质性强导致测井有效储层识别与产能定量评价难度大。研究中注重超低渗储层的有效性,优选含油孔隙体积、可动流体饱和度、峰点喉道半径、油相对渗透率建立了超低渗透储层分类标准。在储层精细分类的基础上,创新引入加权储能系数,建立了超低渗透储层产能预测方法,应用效果良好,实现了超低渗透储层试油产能的测井快速预测。     

在低渗透储层中应用储层压力资料钻加密井证明是正确的

工程技术人员和当局保存方面的油气生产动态关系到某个时候通过最佳井网有效的开发油气资源。通常考虑的重点是论述比各州油气管理处规定的更合算的稀井网。无疑各个了解现场的读者，或现场工作者，那些工程技术人员们，通过探测工程学原理和资料的提供，已经成功地获得稀井网的规律以更有效更经济地开发油气层并取得最大的利润。近年来稀井网事实上已被更多的管理处所承认：例如，在德克萨斯州1965年，全州的油井井距法则由20英亩改成40英亩。在通常情况下，这是明智的决策；然而，工程技术人员的责任还是要评价确定开发油田的最佳井距。     

低渗透储层压裂压力分析方法研究进展

随着水力压裂技术的发展,压裂压力分析解释技术受到越来越广泛的重视,压裂压力分析获得的参数信息可以用来科学合理地分析评估压裂施工质量,提高压裂水平和施工效果。从现状出发,系统总结了已有压裂压力分析方法及其研究进展,以方便进一步的研究工作。     

超低渗透油藏合理开发技术政策的认识与实践

近年来,随着储量品位的逐年降低,超低渗透油藏的开发成为油田开发的重点.以鄂尔多斯盆地靖安油田大路沟二区油藏为例,通过开展"小井距矩形井网、小水量超前注水、前置酸加砂压裂、合理生产参数"等开发技术政策的探讨,研究提高超低渗透储层开发效果的配套技术,并取得了一些阶段性成果与认识.现场实践表明研究区的合理开发技术政策为:采用小井距矩形部署井网,井排走向与最大主应力方向一致,井排距500m×120 m;坚持"小水量、长周期"超前注水政策,超前注水量2 600～3 000 m3,超前注水天数为140 d,压力保持水平达到110%～120%时投产;油井改造推广应用前置酸加砂压裂工艺,针对个别厚油层采用多级加砂压裂工艺技术;采油井流压控制在3.5～4.5 MPa,生产压差控制在7.5 MPa左右.为鄂尔多斯盆地超低渗透储层的高效开发提供借鉴.     

压力系统分析住靖边气田开发中的应用-井间储层连通性判断

在气田开发早期，如何准确有效地判断井间储层连通性一直是困扰开发工作者的技术难题，同时也是开发井有效部署的关键。本文在评价地质层位对比和地震横向预测方法的基础上，首次在靖边气田将压力系统分析用于井间储层连通性判断。在确保原始地层压力可靠的前提下，提出的“就近、局部、外延”压力系统分析判断井间储层连通性方法．经井间干扰试井和气井实际钻探结果检验是有效可靠的；同时也是非常简捷经济的。该方法在靖边气田开发井井部署中发挥了重要的作用．为实现靖边气田的高效开发提供了技术保障。     

超低渗透钻井液研究与应用

在水基钻井液中加入一定量的零滤失井眼稳定剂即可以形成超低渗透钻井液。室内在水基钻井液中加入一定量的零滤失井眼稳定剂后,对钻井液的API滤失量、砂床滤失量、岩心滤失量、岩心承压能力、裂缝封堵和储层渗透率恢复值进行了评价。结果表明,砂床滤失量不是时间平方根的函数,与API滤失量没有对应关系;超低渗透钻井液对不同孔隙的砂床、岩心和裂缝具有很好的封堵能力,甚至实现零滤失;通过增强内泥饼封堵强度可大幅度提高岩心承压能力;超低渗透钻井液能有效保护储层,2%加量时储层渗透率恢复值大于85%。     

低渗储层试井压力解释新方法

长庆油田因其储层"三低"特征,采用常规试井解释时外推储层压力偏高。针对低渗透油藏的储层与生产特征,在进行试井解释时引入裂缝影响半径和裂缝影响面积2个概念,主要考虑裂缝及裂缝影响半径区域对试井曲线的影响,将双对数曲线上翘分为2个部分,前部分主要受到压裂和长时间生产后储层平面非均质性的影响,后部主要受到非达西渗流和启动压力梯度的影响,取得了良好的解释与应用效果。     

基于超低渗透砂岩储层试油产能预测分析方法

针对HQ地区滑塌浊积扇储层受多期沉积、成岩及构造等因素影响,形成了该区广为发育相对高孔低渗、中孔低渗和低孔低渗并存复杂孔隙结构超低渗透储层流动层带,影响储层渗流和产能因素很多。利用超低渗透储层质量及其渗流结构的孔渗关系,提出储层合理产能参数、储层质量指标、流动层带指标、储能参数、油层有效厚度、渗透率、单渗砂层能量厚度、含油饱和度及其泥质含量综合评价储层试油产能。依据灰色理论油气试油产能预测分析方法及评价准则,利用不同角度计算的试油产能评价参数及其分类参数指标准确率、分辨率权衡提取超低渗透储层质量、渗流及产能信息,对该区44口井51个试油层段进行了试油产能预测检验,38口井45个试油产能评价预测结果与试油产能结果相吻合,试油产能预测符合率达到88.2%。克服了渗流机理不符合达西产能预测方法和流动层带局部参数不能准确表征复杂渗流特征造成产能评价失误,提升了超低渗透储层试油产能预测的定量评价能力,为该类特低—超低渗透储层产能预测提供出有效的信息和分析方法。     

超低渗透油藏超前注水开井时机研究

针对安塞油田超低渗油藏物性差、难以经济有效开发的现状,对其超前注水区油井开井时机进行了研究,在地质和渗流特征分析的基础上,从理论计算和矿场验证两个方面入手,具体提出并量化了以现场压力测试数据、累积注水量等为依据的两个主要参数,对超低渗油藏的后期开发将起到重要指导作用。     

渤中19-6气田裂缝性低渗巨厚储层立体井网部署研究

渤中19-6气田为裂缝性低渗巨厚储层,如何开展井网部署是亟需解决的重要问题.建立了微观渗流模型,模型尺寸为30 cm(高)×80 cm(长)×1 cm(厚);模型基质平均渗透率为0.1mD,裂缝平均渗透率为2～4 mD;采取注气开发的方式,注气井部署在储层上1/3处,生产井全部射开气层.实验结果表明,裂缝性巨厚储层应充...     

超低渗透油藏长8区块欠注井综合治理对策研究

长庆油田姬塬刘峁塬长8油藏是典型的超低渗透油藏,区块平均渗透率在0.3mD以下。区块2009年投入注水开发,投注初期注水压力超过20MPa,且部分注水井长期达不到配注要求,实施压裂、酸化等增注措施后,仍然欠注;区块还存在局部异常高压带,注水压力超过22.5MPa,给区块长期稳产带来影响。针对这一现状,开展了欠注井综合治理对策研究。通过研发新型降压减阻剂来对区块进行整体降压;优选出适合于超低渗透油藏的单井增注措施工艺和局部增压措施,解决了部分措施无效井和局部异常高压带导致的注水困难的问题。通过矿场试验取得了很好的效果,共解决了55口井的欠注问题,日增注998m3,有效地解决了超低渗透油藏的高压欠注问题,为超低渗透油藏高压欠注问题提供了新的思路及借鉴。     

超低渗透油藏分段多簇压裂水平井产能影响因素与渗流规律 ——以鄂尔多斯盆地长8超低渗透油藏为例

水平井分段多簇压裂是开发超低渗透油藏的有效手段之一。以鄂尔多斯盆地长8超低渗透油藏黄平34-22分段多簇压裂水平井井组为研究对象,对裂缝参数与分段射孔参数进行了优化。利用网格加密技术,建立了分段多簇压裂水平井井组数值机理模型,研究了储层应力敏感、裂缝半长、裂缝导流能力、改造区和非改造区渗透率以及采油速度对分段多簇压裂水平井产能的影响。研究结果表明:弹性开发时上述参数对产能的影响比注水开发时更加显著;储层应力敏感对产能不利,裂缝半长和导流能力的增大对产能有利,但综合考虑收益与施工成本及难度,与采油速度一样,它们均存在最优值;进一步提高改造区的渗透率对产能的提升有限,而提高非改造区的渗透率可以大幅提高产能;封闭油藏分段多簇压裂水平井的渗流可分为井筒储集影响阶段、初始拟径向流动阶段、裂缝线性流阶段、系统椭圆流阶段和边界影响流阶段。     

低渗透油藏提高采收率的井网调整研究

注采井网调整是提高老油田高含沙漠朱油采收率的重要手段。通过对欢５０断块低渗透油层地应力和储层裂缝方向的研究，进行渗流场的数值模拟，找出了影响低渗透油层油水运动的主要因素，在此基础上提出了注采井网调整方案，为低渗透油田中晚期注采井网调整提供了依据。