低渗透油藏二氧化碳混相驱超前注气实验研究 ——以吉林油田黑79区块为例

为了进一步提高低渗透油藏采收率,进行了二氧化碳混相驱超前注气可行性实验研究。以吉林油田黑79区块为例,利用细管实验确定二氧化碳驱的最小混相压力,通过长岩心物理模拟实验研究低渗透油藏超前注气室内驱油效果,并与相同地层条件下水驱和同步注气的驱油效果进行了对比分析。结果表明,二氧化碳混相驱超前注气、同步注气和水驱的最终采收率分别为77.03%,73.09%和56.47%。二氧化碳混相驱超前注气最终采收率最高,原因是超前注气能够在开采前就使地层压力升高、地层能量增加,并且提前注入的气体与原油接触混相,可降低原油粘度、增加原油流度。     

吸水剖面预测模型在层系优化组合中的应用 ——以濮城油田文51块沙二段下亚段油藏为例

濮城油田文51块沙二段下亚段油藏层间矛盾突出,非均质性强,通过建立吸水剖面预测模型进行层系优化组合,从而提高Ⅱ类和Ⅲ类层的采收率。利用地层物性资料及油水井参数,采用智能群算法,计算不同地质开发因素对注水井吸水剖面变化的影响权重,量化不同因素的影响程度,建立吸水剖面预测模型,进而预测不同分层条件下注水井吸水剖面的变化,优化分层注水措施,提高该类油藏Ⅱ类和Ⅲ类层的水驱动用程度,实现了濮城油田文51块沙二段下亚段油藏特高含水期开发对象的转移。自2008年12月应用以来,研究区综合含水率降低了4.7%,产油量连续5 a稳步提升,累积增油量为1.2×104 t,开发效果得到了明显改善。     

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏渗吸特征及其影响因素——以渭北油田三叠系延长组三段储层为例

鄂尔多斯盆地渭北油田属于超低渗透油藏,具有孔隙细小、孔喉结构复杂的特点。在前期的注水开发中存在明显的渗吸现象,对油田开发效果有一定的提高,但渗吸作用特征以及通过渗吸作用提高采收率的幅度认识不清。选取渭北油田三叠系延长组三段(长3)储层样品,通过物性测试、铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和各类渗吸等实验,分析了研究区储层物性和孔喉结构特征,进行了不同介质类型以及不同含油饱和度下的渗吸实验。结果表明研究区储层溶蚀孔、粒间孔以及晶间孔三类孔隙比较发育,不同孔隙类型为主储层对应的孔喉结构特征差异较大,溶蚀孔、晶间孔为主的储层其孔喉结构逐渐变差。直接渗吸实验表明,裂缝型储层渗吸驱油效率均高于基质型储层,平均渗吸驱油效率分别为34.8%和23.2%;残余油下渗吸作用可以提高储层驱油效率,但幅度有限(5.3%~6.7%)。储层物性、介质类型、孔喉结构、渗吸时机等是影响渗吸驱油效率的主要因素,当储层物性越高、孔喉结构越好、含油饱和度相对较低时,储层渗吸作用相对较弱,渗吸驱油效率相对较低。     

异常高压低渗透油藏注水优化分析——以史南油田史深100区块为例

异常高压低渗透油藏作为低渗透油藏的一种特殊类型,由于其处于地下较高压力场和温度场中,油气储层具有显著的弹塑性变形特征,开采机理有其自身特点。正确认识与评价油藏开发方案,对于经济高效地开发此类油藏具有重要的指导意义。文中以史深100断块沙三中亚段低渗透油藏为例,提出保持较高注水压力,通过井网加密等调整技术大幅提高史深100断块沙三中亚段油藏的开发效果,最后给出的开发建议为,在史深100区块逐渐加大井网加密力度,全面改善区块开发效果。     

低渗透油藏转变注水开发方式研究 ——以大港油田孔南GD6X1区块为例

低渗透油藏常规注水开发生产井受效程度低、低产低液、经济效益差,传统水驱开发技术已无法适应低渗透油藏经济有效开发的要求,而借鉴致密油体积压裂后衰竭开采的开发方式,虽然可提高单井初期产能,但由于低渗透油藏砂体规模小、地层压力系数低和原油黏度高、气油比低等特点,仍存在产量递减快、累积产油量和采收率低等问题,因此迫切需要调整开发思路,转变注水开发方式。为此,提出了低渗透油藏由径向驱替向线性驱替转变,由连续注水向注水吞吐、异步注采和油水井互换等渗吸采油方式转变,由缩小井距提高水驱动用储量向体积改造提高单井缝控储量转变的3个转变注水开发方式的新思想;创建了全新的“体积压裂+有效驱替+渗吸采油”开发模式,并应用于大港油田孔南GD6X1区块,初步实施效果显著。     

低渗透岩性油藏的评价方法——以乌里雅斯太油田为例

针对乌里雅斯太油田以低孔低渗型储层为主和岩性、地层油藏的实际特点,在油藏评价研究中结合油藏评价存在的关键问题,应用层序地层学研究、构造模型研究、沉积相与储层预测综合研究、开发矿场试验研究、储层改造研究等方法,并通过实施,不仅有效地提高了油藏评价的效益,也为提高储量动用程度和开发建产提供了有效途径。     

低渗透油藏微生物驱油矿场应用分析——以靖安油田塞XX区为例

靖安侏罗系油藏为长庆油田典型低渗透油藏,在开发中后期各生产区块普遍面临区块综合含水率逐年升高,产油量、产液量逐年下降,为此引进了微生物驱油技术。通过室内试验研究得到合适微生物菌种及合理注入段塞设计,并在塞XX区成功开展了矿场试验研究。试验结果表明,微生物驱油在低渗透油藏具有堵水调剖作用,起到较好的降水增油效果。措施后累计增油5097t,投入产出比为1∶19.96。该次矿场试验为侏罗系低渗透油藏开发提高采收率技术提供了发展方向。     

低渗透油藏的数值模拟——以大芦湖油田樊124区块为例

低渗透油藏的数值模拟比常规油藏更具复杂性:一是储层非均质现象严重,难以建立可靠真实的地质模型;二是大部分油井的自然产能较低,一般经压裂改造才能投产,压裂后的油藏参数尤其是渗透率会有很大的改变;三是由于泥浆漏失或水基泥浆的滤液侵入地层,导致地层污染严重,由此会引起表皮效应。低渗透油藏的这些特征对成功的油藏数模是个挑战。本文以樊124区块为例,阐述了如何利用地震、地质、测井解释成果,结合油藏的开发动态,建立低渗透油藏的油藏模型。     

特低渗透油藏注水粘土稳定剂及评价方法——以海拉尔盆地贝尔油田为例

粘土膨胀与运移是特低渗透水敏地层注水开发过程中的突出问题.以平均渗透率为1.83x10-3 μm2的贝尔油田为例,采用天然岩心对地层的水敏性及粘土稳定剂进行了研究,并且对目前广泛采用的粘土稳定剂静态与动态评价方法在特低渗透油田的适用性进行了探讨.分析了水敏导致的渗透率损失对中、高渗透油藏与低渗透油藏产生的不同结果及其原因.通过对3种不同类型粘土稳定剂评价结果,发现室内合成的粘土稳定剂SN的防膨性能优于氯化钾、聚二甲基二烯丙基氯化按及环氧氯丙烷与二甲胺共聚物3种粘土稳定剂.实验结果表明:贝尔油田存在中等程度水敏性,粘土稳定剂SN对其具有较好的防膨效果.水敏对于特低渗透油藏渗透率的影响要远大于中、高渗透油藏.特低渗透油藏粘土的少量膨胀,会导致渗透率的大幅度降低.单纯的静态粘土稳定剂评价方法不适合特低渗透油藏注水过程中所用粘土稳定剂评价,应结合动态评价的实际渗透率损失结果进行粘土稳定剂优选.     

地应力测井评价在超前注水油田开发中的应用——以三塘湖盆地牛圈湖油田西山窑组油藏为例

针对三塘湖盆地牛圈湖油田中侏罗统西山窑组(J2x)油藏的特殊性(低孔、特低渗、低饱和度以及异常低压等油藏特征),分析了地应力研究在超前注水油田开发中的重要性。在此基础上,利用常规测井、偶极子声波测井、地层倾角测井等资料,统计出了该地区现今水平最大主应力方位,定量计算了破裂压力、地应力等参数,为调整注采井网、优化超破压注水设计,提高水力压裂效果,提供了可靠的决策依据。     

低渗透砂砾岩油藏渗流特征研究——以海拉尔油田贝301区块为例

根据曲线形态和特征值,将贝301区块相渗曲线分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3类,分析了其影响因素、特征值的变化规律以及生产特征。结果表明:Ⅰ型表现出孔隙型储层的渗流特征,水相相渗呈上凸形态;Ⅱ型表现出视裂缝型储层的渗流特征,水相相渗呈折线形态;Ⅲ型表现出孔隙型和视裂缝型兼有的复杂渗流特征,水相相渗形态多样;相渗曲线特征值与渗透率之间不存在明显的单调性递增或递减规律。区块生产特征也可相应分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3类,Ⅰ型产量递减慢、无水采油期长、含水上升呈下凸形态;Ⅱ型产量递减快、无水采油期短、含水上升呈上凸形态;Ⅲ型初产低、含水上升快、含水上升呈上凸形态;三种类型开发效果依次变差。     

地层压力变化对低渗透油藏影响规律研究——以延长油田杏2005井区为例

通过对延长油田杏2005井区低渗油藏岩心渗透率实验,对比分析了不同的加压速度及方式对储层的影响,及降压生产与油藏压敏性之间的相关性,结果表明,对于低渗透油藏,控制采油速度,合理降低油藏生产压力,可减少渗透率损失,提高油藏最终采收率;地层压力下降太快造成的地层伤害很难得到恢复。     

低渗透砂岩油藏注水诱导裂缝发育的主控因素——以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例

低渗透油藏在长期注水开发过程中会产生注水诱导裂缝,严重影响油藏开发特征。以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例,利用地质、测井、分析测试及生产动态等资料,对注水诱导裂缝形成及发育的主控因素进行了研究。注水诱导裂缝在形成和发育过程中主要受地质和工程两大因素综合控制,其中地质因素包括天然裂缝、现今地应力、储层构型及储层岩石力学性质等,工程因素主要包括人工裂缝和注采参数(如注水时长、注水量、注采比或注采量)等。天然裂缝和人工裂缝为注水诱导裂缝的形成提供了物质条件;现今地应力控制了注水诱导裂缝发育的优势方向,并间接影响其延伸过程中的难易程度;不同级次构型单元控制注水诱导裂缝的规模,不同级次的构型界面影响注水诱导裂缝的持续延伸;储层岩石力学参数一定程度上影响了注水诱导裂缝的延伸路径;注采参数则直接控制了注水诱导裂缝的形成和延伸速度。     

油气田开发措施效果定量评价的累计产量曲线法——以渤海湾盆地雁翎油田注氮气试验区为例

为了定量评价油气田开发措施的效果,以Arps产量递减理论为基础,推导出累计产量与生产时间的乘积Npt与生产时间t的直线关系式,建立了定量评价开发措施效果的累计产量曲线方法。以雁翎油田注氮气试验区为例,计算了注氮气前后的可采储量,通过可采储量的变化,定量评价了注氮气对开发生产的实际效果。递减曲线晚期形态的相似性分析表明,该方法不受递减类型限制,Npt-t的关系曲线在开发晚期均趋于一条直线。累计产量曲线法不仅适用于单井,也不受油藏和气藏类型的限制。配合导数曲线进行诊断,不仅反映了Npt-t直线段斜率的微观变化,而且反映了开发中可采储量的变化以及储量动用的过程。利用累计产量曲线法对雁北注氮气试验区进行单井定量评价,结果表明:注氮气使位于潜山腰部的油井产能明显增加,顶部油井产能降低,注氮气对边部油井产能影响较小。     

裂缝性低渗透砂砾岩油藏开发效果影响因素研究——以盐家油田盐22块油藏为例

裂缝性低渗透砂砾岩油藏在我国分布较广,储量较大,摸清各类地质开发因素对其开发效果的影响规律,对提高油藏采收率,保持我国石油工业持续稳定发展具有重要意义.以盐22块油藏为例,基于测井、地震资料和裂缝表征结果,采用随机建模方法建立了精细三维基质与离散裂缝网络模型,应用双渗模型对油藏储集条件、注水方式、井网形式等因素进行研究...     

聚合物溶液在高盐中低渗透油藏中的适应性——以吐哈雁木西油田为例

吐哈雁木西油田为高盐中低渗透油藏,目前已经进入特高含水率开发阶段。为提高该油田的采收率,以油田储层地质特征和流体性质为模拟对象,开展了聚合物溶液油藏适应性研究。结果表明,聚合物相对分子质量和浓度对聚合物溶液与岩心的配伍性均有影响。当聚合物质量浓度为300数900 mg/L、相对分子质量为800×10~4数2000×10~4时,聚合物溶液对应的渗透率极限范围为20×10~(-3)数70×10~(-3)μm~2。在聚合物相对分子质量一定时,随聚合物浓度增加,渗透率极限增加,聚合物分子线团尺寸Dh呈指数型增加;在聚合物浓度一定时,随聚合物相对分子质量增加,渗透率极限和Dh增大。由渗透率极限岩心孔隙半径中值与Dh间的关系可以得到对应的配伍区和堵塞区。对于雁630区块,油层累积厚度比达到60%时对应的储层渗透率为60.5×10~(-3)μm~2,采用相对分子质量1700×10~4和900 mg/L聚合物溶液可以满足进入规定储层厚度的要求。若采用相对分子质量较低的聚合物,则聚合物浓度需相应提高。图9表2参22     

强水敏稠油油藏火烧驱油开发试验效果评价——以王庄油田郑408块沙三段油藏为例

王庄油田郑408块沙三段油藏为强水敏性的砂砾岩稠油油藏。选择该块开展火烧驱油先导试验,以加快储量动用,改善开发效果。为研究地下燃烧状况,利用新完钻冷冻保型取心井的常规物性、地化指标、地层矿物分析等实验数据,通过室内物理模拟,对开发效果进行评价,提出平面上可将火烧区划分为已燃区、燃烧前缘区(结焦区)、富油区(油墙)、剩余油区等4个区。不同区带油气各种参数存在较大差异,据此初步建立了利用岩心分析成果评价火烧驱油效果的方法。注气速度是影响研究区火烧驱油开发效果的主要因素,加大注气速度后,有望提升燃烧带平均峰值温度,使燃烧带在平面上得到拓展,有可能重新形成油墙,实现真正的火烧驱油。     

异常高压低渗透油藏产能随有效压力的变化规律——以渤海南部BZ油田为例

利用有效压力原理对渤海南部BZ油田的覆压孔渗资料重新分析,把实验岩心的受力状态还原到地下取心处储层的受力状态,分析岩心渗透率随有效压力的变化规律,认为该油田沙二段储层的压力敏感性不强,沙三段压力敏感性较强。利用有效压力原理和该油田回归的渗透率与有效压力的关系式及PVT资料,计算不同油藏压力下原油的流度,结果表明当初始渗透率≥0.45mD时,在油藏压力降至饱和压力之前,地层原油流度随着油藏压力的降低而增大,最终导致油井产能持续增加。上述实验分析结论与计算结果得到了实际生产资料的证实。     

低渗透油藏注水诱导裂缝特征及形成机理——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例

以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例,在分析低渗透油藏注水开发动态特征的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征并研究其形成机理,最后利用数值模拟技术对该区注水诱导裂缝的主要形成机理进行了模拟。注水诱导裂缝指低渗透油藏在长期的注水开发过程中,当注水压力超过各类裂缝开启压力或地层破裂压力而形成的以水井为中心的高渗透性开启大裂缝或快速水流通道。它是低渗透油藏长期注水开发过程中所表现出的新的开发地质属性和最主要的非均质性,对于长期水驱的低渗透油藏来说具有普遍性和必然性。注水诱导裂缝有3种形成机理,当注水压力过高,超过天然裂缝的开启压力使天然裂缝张开、扩展和延伸,或超过地层破裂压力使地层中不断产生新的破裂,或使注水井周围因射孔、压裂等生产或增产措施所导致的不同类型的人工裂缝张开等均可形成注水诱导裂缝。安塞油田长6油藏普遍发育与现今最大水平主应力方向近一致的以雁列式排列的高角度构造剪切裂缝,当注水压力超过这类裂缝的开启压力并使裂缝张开、延伸扩展并相互连通,是该区注水诱导裂缝的主要形成机理。油藏数值模拟表明,随着注水诱导裂缝规模的不断扩大,注水井井底压力相应的表现出连续的不规则的周期性变化。     

提高油藏注水开发效果的措施——以百口泉油田检188断块克上组油藏为例

以百口泉油田检188断块克上组油藏为例,总结了如何提高非均质、薄层、低饱和砾岩油藏开发效果的做法:针对低饱和油藏地饱压差大的特点,充分利用油藏弹性能量,采取先转抽求产;当地层压力降到一定程度后,在短期内完成注水井的转注工作,进行温和注水,控制注采比,合理补充地层能量,以扩大注水波及体积;注水见效后再及时放大生产压差生产,进行合理的动态调配,进一步扩大注水效果;对油井进行增产措施;对水井进行地面分注,对注不进、注水不满足井进行增注等措施,进一步扩大注水波及系数,提高了油藏的采收率.