超低渗透油藏非线性不稳定渗流特征研究

启动压力梯度和介质变形是油气在低渗透储层中渗流规律偏离达西定律的主要原因。基于超低渗透岩心非线性渗流实验,建立了在低速情况下渗流定律数学模型和同时考虑启动压力梯度及介质变形的超低渗透油藏非线性不稳定渗流数学模型。由于不稳定渗流数学模型的解法复杂,主要原因是控制方程具有强烈的非线性,同时流体流动边界也会随时间的变化而发生改变。为简化计算,在前人研究基础之上利用油藏压力分布近似表达式,研究了超低渗透油藏非线性不稳定渗流压力分布特征,并讨论了不同非线性因素对不稳定渗流的影响结果。     

非均质性对超低渗透油藏产水机制影响实验

 针对超低渗透油藏普遍发育微裂缝、导致储层非均质性强的特点,开展了裂缝型岩心的制作和不同组合方式下的超低渗透油藏天然能量开采的物理模拟实验。基质与裂缝型岩心并联水驱油实验模拟不同非均质性储层油藏产水规律。实验结果表明,非均质储层含水上升曲线分为无水采油期、含水上升期和高含水上升期、高含水期4个阶段。含水上升规律主要受储层平均渗透率、渗透率级差、微裂缝发育特征和含水层能量的影响。对于非均质性较强的超低渗透油藏,应重点关注较高渗透率储层、水层和裂缝较发育储层的含水上升变化特征。     

硬石膏胶结的低渗透砂岩油藏水敏性伤害的微观机理

为准确认识江汉油田硬石膏胶结的低渗透砂岩油藏压裂过程中水敏性伤害的原因,结合储层地质资料,并通过原位扫描电镜、X射线衍射、薄片分析等方法对目标油藏进行储层伤害微观机理研究.结果表明:储层中作为胶结物的硬石膏导致的水化膨胀和溶解再沉淀,砂粒脱落是引起压裂过程中水敏伤害的主要原因.因此可以在压裂液中加入合适的阻垢剂,防治石...     

边水油藏水平井见水时间预测新方法

目前关于油藏底水锥进问题的研究很多,但对于边水油藏边水推进及水平井见水时间研究很少。基于不同位置水平井段处见水时间差异特征,考虑了非活塞式驱替,推导了近似直线供给边界的边水油藏水平井见水时间预测新公式。实例应用及数值模拟研究表明该预测公式有较高的精度。预测新公式为深入研究边水推进机理,控制见水时间提供了理论依据,对边水油藏生产管理具有重要的指导意义。     

超低渗透油藏活性酸酸化增注技术研究

受储层物性及注入方式的影响,镇北、华庆油田部分井投注后达不到配注要求.依据对超低渗欠注区块储层物性及目前注水现状的分析,通过室内实验研究了酸液配方体系,并对施工工艺进行了优化.所研制的酸液体系可使岩心的渗透率提高30%;通过酸液驱替可以有效消除注水对岩心造成的伤害,渗透率得以恢复.15口井现场酸化增注试验措施有效率达到93.3%,平均注水压力下降2.9 MPa,平均单井日增注量15 m3,取得了较好的增注效果.     

大45超低渗透油藏非线性渗流数值模拟

为了评价非线性渗流规律下的井网适应性,以大45超低渗透区块为例,应用研制的非线性渗流数值模拟软件进行数值模拟研究.设计6套井网转注方案研究不同转注时机对油田开发的影响,并优选最优方案.研究表明:非线性渗流数值模拟软件适用于超低渗透油藏;大45油藏现有菱形反九点500 m×100 m井网动用程度低,井网适应性差,需通过井网调整改善油藏动用程度;越早转注,采出程度越高;综合含水率60%左右为最佳转注时机;井网转注提高了地层压力梯度,增大了流动区域,进而改善了油田的开发效果;超低渗透油藏开发过程中,非线性渗流占据了流体渗流的主导地位,以非线性渗流规律为基础的数值模拟软件能够更准确地预测该类型油藏的开发特征.     

特/超低渗透油藏不同气驱方式物理模拟

 选取大庆外围特/超低渗透储层岩心进行物理模拟实验,结合核磁共振,通过注水转注气、CO₂混相驱、CO₂非混相驱和周期注气4 种驱替方式,研究不同渗透率级别岩心的驱油效率和剩余油分布,以此对大庆现场注CO₂先导实验区开发提供参考意见。结果表明,在相同条件下,常规注水开发的效果最差,但转注气后能有较大的提升;对于特低渗岩心,周期注气的驱油效率最高;对于超低渗岩心,注水转注气的效果高于其他3 种方式。剩余油分布研究表明,注水转注气、CO₂混相驱和CO₂非混相驱3 种方式动用的主要是大-中孔隙中的油,对于黏土微孔隙中的原油很难进行动用,但是通过周期注气过程中的停注时间,在毛管力和弹性能的作用下,微孔隙中的原油向中-大孔隙中流动,从而增加小孔隙中难动用的原油的动用程度。     

华庆超低渗透油藏压裂水平井适应性分析

针对目前华庆油田压裂水平井开发效果不理想的状况,以白豹地区为例建立实际地质模型,并在此基础上,评价工区压裂水平井开发的储层情况,优选水平井开发层位,研究储层渗透率、储层厚度、渗透率各向异性等储层参数对开发效果的影响,优化水平段长度、裂缝间距、裂缝半长、裂缝导流能力等施工参数。结果表明:华庆油田长63储层满足压裂水平井开发的适应性评价指标。考虑华庆油田储层实际情况,压裂水平井水平段长度最佳范围800—1 200 m,裂缝间距77 m,裂缝半长150 m,裂缝导流能力在15μm2·cm到20μm2·cm之间。模拟结果对于华庆油田压裂水平井开发具有一定的指导意义。     

超低渗透油藏注CO_2开发方式优选及室内实验研究

为了探索提高超低渗透油藏开发效果的有效CO2注入方式,通过长岩心注气物理模拟实验开展了不同CO2注入方式实验研究。研究结果表明:对于裂缝不发育油藏,油藏地层压力能够满足CO2混相驱,直接注CO2开发方式最好,驱油效率比水驱提高48.97%;非混相驱情况下,水驱后注气开发方式最好,驱油效率比水驱提高35.41%,且水驱后注气可以起到控水作用以及减少气体指进的影响。对于裂缝发育油藏,不管混相驱还是非混相驱,气水交替周期注入方式最好,驱油效率比水驱可分别提高20.39%、14.34%,两种驱替方式下最佳气水比和气段塞大小不同,混相驱情况下,气段塞大小0.05 HCPV、气水体积比1∶1最优,非混相情况下,气段塞大小0.1 HCPV、气水体积比1∶2最优。     

启动压力梯度对低渗透油藏水驱油规律的影响研究

低渗油藏存在启动压力梯度,其油水渗流规律表现为非达西渗流。本文基于经典水驱油渗流理论,通过启动压力梯度对黏度的影响关系对经典模型进行了修正,建立了考虑启动压力梯度的一维油水两相驱替数学模型,重点分析启动压力梯度对低渗透油藏见水时间规律的影响。以胜利油田渤南油田东南部五区某S砂组低渗透油藏为例进行见水时间计算,结果表明,启动压力梯度的存在会导致油井见水早,且渗透率越低,见水越早。研究成果对于低渗透油藏的合理开发具有理论指导意义。     

底水气藏水平井见水时间研究

 底水脊进是底水气藏水平井气藏工程研究中遇到的最大问题。利用镜像反映和势的叠加原理得到底水气藏水平井势分布,导出考虑地层各向异性的水平井产能公式、水平井见水时间公式、底水脊进时任意时刻水脊高度的公式。计算结果表明,底水水平井产能受水平井位置和地层各向异性影响,减小水平井与底水的距离能增加水平井产量;垂向渗透率越大的地层更利于底水驱气藏水平井产能的提高。水平井见水时间主要受水平井位置的影响,水平井离底水距离越近,见水时间越长。投产后底水先以较缓慢的速度上升,到后期上升迅速。实例分析表明,该方法对底水气藏水平井气藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。     

强底水油藏水平井见水时间及水锥动态研究

底水锥进是影响底水油藏水平井开发效果的重要因素,其中水锥形态和水锥突破时间是底水锥进的关键参数。基于底水油藏水平井下部为半圆柱状向心流的假设,推导出水平井见水前在任一时刻的水锥高度隐函数,进一步确定了底水油藏水平井的水锥突破时间和不同时刻水锥形态。结果表明,水锥突破时间主要与避水高度、水平段长度正相关,与水平井初期产量反相关,且随着时间的延长,水锥半径越来越大。将计算结果与渤海油田底水油藏一口水平井生产实例进行比较,两者误差在10%以内。     

缝洞型底水油藏油井见水及含水规律实验研究

针对塔河碳酸盐岩缝洞型底水油藏的特点,根据矿场生产的动静态资料,利用相似理论,构建不同缝洞组合的可视化模型,开展物理模拟实验。比较和验证了不同含水上升规律所对应的储集空间类型,揭示了不同含水上升规律的物理本质,为此类油藏的合理开发提供了必要的实验和理论依据。实验证实,碳酸盐岩缝洞型底水油藏油井见水和含水上升规律存在5 种基本形态,而每一种类型都与特定的储集体地质特征、缝洞组合关系、水体能量的大小以及水体与储层的沟通程度密切相关;底水入侵的方式与砂岩油藏有很大区别,底水主要沿大裂缝窜进,溶洞内油水界面缓慢水平抬升,流体流动属于层流,这将简化管流与渗流耦合的数学模型。     

基于弱渗水土质含渗透管的透水铺装的水量控制研究

对于土壤渗透能力较弱地区,常规透水铺装的应用效果有待提高。通过试验研究了适用于弱渗水土质的含渗透管的新型透水铺装对雨水径流水量的控制作用。实验表明:含渗透管的透水铺装比普通路面及常规透水路面的产流时间均有延长,增加百分比介于50.0%~200.0%之间;含渗透管的透水铺装比常规透水路面在洪峰流量削减方面效果显著,洪峰流量削减率提高了9.4%~43.7%;相比常规透水路面,含渗透管的透水铺装路面雨水径流深度减少了20.83%~66.67%。研究表明:在弱渗水土质地区,利用含渗透管的透水铺装对雨水径流的水量控制效果明显,优于常规透水路面,开拓了弱渗水土质地区透水铺装研发的思路。     

热水对超低渗储集层微观孔喉结构的影响

热水驱是提高超低渗储集层采收率的重要储备技术之一。利用离心法测定了同一超低渗岩芯经40～180 ℃热
水作用后的毛管力曲线,并在此基础上分析计算了热水对孔喉大小、分布以及特征参数的影响。结果表明,热水温度
升高可使毛管力降低,最小湿相饱和度减小,并令半径小于0.03 µm 的小孔喉数量大幅减少,半径在0.03～0.81 µm 的
中等孔喉及半径大于3.22µm 大孔喉数量增多,最大连通孔喉半径增大,孔喉分选性增强,同时各种变化在热水温度
达到120 ℃以前更为明显。利用扫描电镜法对经不同温度热水作用后的超低渗岩芯块的微观孔喉形貌进行了定点扫
描,结果证实了孔喉尺寸会在热水的作用下发生改变,并观察到了微粒的运移。     

边水气藏高产气井见水时间预测方法

基于多孔介质流体质点渗流规律,考虑高产气井近井地带非达西效应,对具有近似直线供给边界的边水气藏见水时间的预测方法进行研究。考虑气体非达西效应、气水流度比、原始束缚水饱和度、残余气饱和度、气井距边水的距离等影响因素,并通过数学推导,得到高产气井边水气藏水舌突破时间的计算公式。应用表明,该公式考虑了气体非达西效应,与未考虑气体非达西效应的气井见水时间预测方法相比,预测时间更符合实际情况,对现场生产管理具有重要现实指导意义。     

特低渗透油藏产量递减及水驱特征规律

 特低渗透油藏具有低孔隙度、低渗透率等特点,且存在启动压力梯度,且普遍发育微裂缝,常规产量递减规律和水驱特征曲线不能很好地反映特低渗透油藏的生产特征。本文从渗流理论出发,结合生产数据,研究了特低渗透油藏的产量递减和含水上升规律。研究表明,进行特低渗透油藏的产量递减和水驱特征曲线分析时,必须考虑启动压力的影响;并且特低渗透油藏产量递减分为两个递减阶段,用两条递减曲线拟合能得到较好效果;而用水驱特征曲线法时,对高含水已关井进行含水恢复,能够真实反映油藏含水水平,并可以进行最终采收率预测。本研究成果对特低渗透油田实施挖潜措施和调整提供决策依据和技术支持。     

特低渗非均质油藏水窜后提高波及效率研究

针对特低渗油藏水驱开发易窜流、调剖治理效果差等问题,开展了特低渗非均质油藏治理窜流、提高波及效 率的室内模拟实验。层内非均质储层模型调剖驱油实验表明,特低渗非均质油藏调剖后水驱与中高渗油藏相比后续 注入压力高,难以提高波及效率;水驱后直接转注天然气,气体继续沿水窜通道流动;但采用调剖后天然气驱,不仅后 续注入压力低,且能够提高采收率约7.8%,气驱后还可间歇注气进一步提高采收率约9.6%。因此,特低渗油藏水窜后 应采用调剖后气驱的调剖驱油方式,可有效扩大驱油剂的波及体积,提高采收率。