A地区低孔低渗储层物性下限确定方法研究

A地区砂岩储层具有典型的低孔、低渗特征。分析了该地区储层岩性、物性特征,并统计了A地区岩心孔隙度、渗透率的分布情况,确定了低孔、低渗储层的物性分布范围。采用孔渗关系法、经验统计法、最大曲率半径法、最小流动孔喉半径法等4种方法确定了A地区的物性下限;综合分析不同方法的结果并结合实际情况,确定孔隙度下限为7.31%,渗透率下限为0.29mD,并利用试油资料验证了该储层物性下限的合理性。综合多种方法确定的物性下限能较好地应用于低孔、低渗地区测井资料解释处理中,为油气藏的储量计算提供可靠依据。     

渤海油田油水相对渗透率和水驱油效率研究

驱油效率是注水开发油田的一个重要指标,是水驱油田的极限采收率,因此要评价油田水驱采收率的潜力,首先应分析驱油效率的理论值。以渤海油田283条天然岩心测量的非稳态油水相对渗透率曲线为样本,统计得到了束缚水饱和度、残余油下水饱和度、束缚水下油相相对渗透率、残余油下水相相对渗透率、残余油下归一化水相相对渗透率与有效渗透率间的统计规律,由此得到渤海油田驱油效率与岩石有效渗透率的统计规律。同时,利用相对渗透率曲线、分流量方程和Welge方程从理论上推导了水驱油效率计算公式,在此基础上研究了驱油效率的影响因素以及水驱油实验的取值条件。     

特低渗透油藏开发特征与开采对策研究

低渗透油藏目前在水驱过程中出现了含水高、采油速度低和注入水利用率不高等情况。以乾安油田为例,针对这些问题,对该油藏水驱油特征和渗流规律进行了试验研究,对油田高含水期采收率不高进行了理论分析;对该油藏开采特征和开发过程中出现的问题进行分析,提出了相应的开采对策,对有效开发同类低渗透油藏具有一定的指导意义。     

特低渗透砂岩储层中贾敏效应探讨——以华庆地区长81储层为例

以华庆地区长81储层为例,采用真实砂岩微观水驱油试验（包括单一模型和组合模型）对水驱油现象及水驱油效率影响因素等进行分析,对贾敏效应进行直观的表征性探讨。研究结果表明,储层非均质性越强贾敏效应越严重;在一定程度上贾敏效应影响水驱油效率,使水驱中油相渗透率下降而水相渗透率上升;通过注采系统提高注水压力无法消除贾敏效应,因此该类储层在注水开发中应以预防贾敏效应为主。     

南堡凹陷水驱油岩石电阻率变化特征研究

南堡凹陷低矿化度地层水条件下砂岩油层电阻率变化范围较大,当注入水矿化度接近或低于地层水矿化度时,水淹层与油层的测井电阻率差别较小,因此利用电阻率测井识别水淹层难度很大。在实验室模拟地下油层水淹过程,以多种矿化度水驱溶液分别驱替饱含油岩石,在驱替过程中测量岩石水驱油电阻率、含水饱和度和水驱倍数等参数,研究不同岩性、物性的岩石在多种矿化度注入水水驱油过程中电阻率的变化特征及其影响因素。通过分析试验数据,揭示了多种矿化度注入水水驱油岩石电阻率复杂的变化特征及其主要影响因素,为电阻率测井识别水淹层奠定了基础。     

裂缝对致密砂岩储层应力敏感性及渗流特征影响研究

裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。     

安83井区长7储层水驱特征研究

由于致密储层物性差,启动压力梯度低、压力敏感性强,极大限制了致密储层采出程度和采收率,有必要分析致密油含水率上升的原因,分析致密油含水特征,揭示致密油含水上升规律。以长庆油田安83井区长7储层为例,对其水驱特征进行了研究。研究表明,长7储层符合丁型水驱特征,并得到了含水率与采出程度的关系式,为鄂尔多斯致密油藏开发提供理论依据与现实指导。     

基于恒速压汞技术的特低-超低渗砂岩储层微观孔喉特征研究

应用恒速压汞技术对苏里格气田西区盒8段特低、超低渗砂岩储层的微观孔喉特征进行了研究。该类储层孔嚏半径分布范围变化不大。对储层渗透率影响不明显,储层渗透率主要受控于喉道半径的大小以及孔隙与喉道的配置关系;毛细管压力曲线揭示出在不同的开发阶段,孔隙和喉道对开发效果的影响程度不同．处于开发中后期的特低、超低渗砂岩储层,注重对于喉道的开发至关重要。     

安塞油田浅层特低渗油藏水平井开发技术研究及效果分析

随着勘探评价的深入,安塞油田浅层逐渐成为下步开发的主力区块之一。由于浅层具有含油层系多、油层厚度相对较小、储量丰度低、渗透率低、油水分异差等特点,且分布较为分散,用常规技术开发单井产能太低,不能实现Ⅱ类和Ⅲ类储层有效动用。为了提高开发效果,在对浅层沉积相、储层物性与已开发老区差异分析的基础上,通过室内研究及现场试验,从布井、钻井、储层改造方式等方面提出了一套适应安塞油田浅层开发的水平井技术,实施效果证明了该技术对安塞油田特低渗透储层有效开发是行之有效的。     

基于核磁共振技术的火山岩油藏驱油特征试验研究——以XQ井区为例

新疆XQ井区火山岩储层物性差,投入开发后存在地层能量不足、产量递减快、采出程度低的问题,为优选符合该类油藏的有效开采模式以及找出不同方式的驱油特点,提高油气采收率,以该井区安山质火山岩为研究对象,基于核磁共振技术,对岩心分别开展了CO2驱油和水驱油试验,分析不同驱油方式对岩心孔隙油水动用情况以及驱油效率的影响.试验结果表明,岩心孔隙构成主要为小孔隙,少量为中孔隙和大孔隙,油相主要分布在小孔隙区域,小孔隙为主要产油贡献区;总体原油采收率较低,驱替采油作用主要发生在流体注入初期,注水开发方式的采收率高于注CO2开发;岩石物性参数孔隙度与渗透率对于原油采收率有一定的影响,呈正线性关系,实际生产时应结合现场具体情况选取合适的注采方案.在制定实际开发方案时,可通过提高开采初期流体注入压力和注入量来提高初始阶段采出程度,提高经济效益.     

低渗高温油藏聚合物驱研究

针对江苏油田沙七断块低渗高温中盐储层的特点,通过室内聚合物性能评价及注入性实验,探究了该类型区块聚合物驱应用的可行性。对低相对分子质量的梳形聚合物、磺化聚合物和普通聚合物进行初选,梳形聚合物的抗温耐盐能力良好,1000mg/L聚合物清水溶液的黏度为22.4 mPa·s（25℃）、10.1 mPa·s（83℃）,1000mg/L聚合物污水溶液的黏度为10.6 mPa·s（25℃）、5.7 mPa·s（83℃）。对4 种梳形聚合物（M=480×104～1550×104）进行进一步筛选,其剪切黏度保留率为89%～100% ,在83℃老化90d后的黏度保留率为88.5%～95.1%,抗剪切能力和热稳定性均较好。注入性实验表明,聚合物溶液注入压力随聚合物相对分子质量和浓度的增加而增大;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液可以注入到渗透率50×10-3μm2的人造岩心中,随聚合物浓度的增大,低相对分子质量的聚合物溶液也有良好的流度控制能力;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液会堵塞渗透率小于30×10-3μm2的天然岩心,相对分子质量616 万的梳形聚合物溶液可以满足渗透率20×10-3μm2天然岩心的注入性要求。沙七储层聚合物驱宜选用相对分子质量616万的梳形聚合物HF62208。     

孤岛油田南区二类油藏聚合物驱主要做法及效果

孤岛油田南区是被断层复杂化的稠油疏松砂岩油藏,主要特点是断层多、油层发育差、出砂严重、停产、低液井多。为提高注聚效果,综合运用了构造精细解析技术、储层构型研究技术、储层测井约束反演技术、干扰试井分析技术对油藏进行再研究认识;在此基础上,调整完善注采关系,加大低液井治理力度,强化提液引效,控制窜聚,使二类注聚油藏取得了一类油藏的注聚效果。     

反向调驱(堵水)技术在低渗透油田的应用

低渗透、非均质油田储层物性差、地层能量不足,油田注水开发后期,造成油层高含水时层内尚有部分厚度未水洗,剩余油较多。阐述了油井反向调驱(堵水)技术原理,并在永乐油田台105区块内的6口高含水井中进行了应用。实践证明,反向调驱(堵水)技术可以提高高含水非均质砂岩油藏采油速度,改善开发效果,提高采收率。     

低渗透油藏驱油用表面活性剂SAS体系及性能评价

针对长庆油田王窑加密区长6油藏特征,开发出一种聚乙二醇辛基苯基醚、十二烷基苯磺酸钠与有机溶剂乙醇复配而成的表面活性剂SAS体系,并从油水界面张力、热稳定性、静态吸附性能(吸附对界面张力的影响和吸附量的测定)、天然岩心进行驱油效率等方面对其进行了性能评价。结果表明,在55℃及50000mg/L矿化度的条件下,表面活性剂质量分数在0.05%~0.4%的范围内,油水界面张力可在30min内快速降至10-3 mN/m;SAS体系具有较好的热稳定性,在地层中能长期保持低界面张力,能够起到较好的驱油作用;SAS体系在吸附11次后界面张力仍然超低(小于10-2 mN/m),并且不同质量分数下的吸附损耗量均低于5mg/g,抗吸附性能优异;SAS体系在水驱基础上分别提高采收率4.5%、5.54%,有效提高驱油效果,满足低渗透油田提高采收率技术需要。     

涠西南油田砂岩储层水驱油效率影响因素分析

以南海西部北部湾盆地涠西南凹陷的大量岩心油水相渗试验、压汞试验为依据,从储层样品的物性、岩性、润湿性、微观孔隙结构等方面,对区域主要含油储层的水驱油效率主控因素进行了深入分析。结果表明,该区域储层岩心样品以水湿为主,以细砂岩为主的样品驱油效率好于粗砂岩与砂砾岩。从物性角度分析得出在不同渗透率级别范围内,驱油效率受物性的影响规律不同。整体上,水驱油效率受微观孔隙结构的影响最大。     

低渗透油藏中高含水期CO_2驱数值模拟研究

在低渗透油藏中高含水期的CO2驱过程中,针对气水比、段塞大小和注入层位3个主要影响因素分别设计了相应方案,运用数值模拟的方式进行比较,最终确定在中高含水期以气水比为1∶2的交替注入方式、采用较小段塞和注入物性较差层位是最佳气驱方法。     

双河油田北块聚合物驱油藏数值模拟研究

油藏数值模拟技术是研究油藏的重要手段,它能在储层建模及动态历史拟合的基础上,对比分析各种开发方案效果,从而优选最佳方案,为油田开发提供指导性建议。双河油田北块Ⅰ5Ⅱ1-3层系注水开发近30年,油层水淹严重,目前已进入高含水开发后期。研究了双河油田北块Ⅰ5Ⅱ1-3层系聚合物驱油藏数值模拟过程中聚合物溶液参数的优化方法,结果表明该方法对改善油藏开发效果具有积极的指导意义。     

稠油油藏常温水驱自乳化效果评价——以准噶尔盆地昌吉油田吉7井区为例

地层原油黏度超过300mPa·s进行注常温水成功开发的稠油油藏鲜有报道.准噶尔盆地昌吉油田吉7井区中深层稠油油藏突破技术瓶颈成功实现常温水驱,已建成52万吨产能,预测最终采收率可达30.0％.从原油自乳化能力和稳定性及乳化液流体特性入手,通过室内试验深入分析了吉7井区原油的自乳化机理,结果表明,吉7井区稠油与水在地层条件下易自乳化,乳化液呈亚微米稳定结构,形成的W/O乳化液呈高黏度特征.该认识突破了原油只有添加乳化剂才能乳化的常规认识,揭示了特定稠油遇水自乳化规律.为了进一步研究乳化液微观驱油效率,开展了吉7井区水驱油室内试验.乳化液体现出良好的流度控制能力,水驱前缘乳化原油高黏度带形成"水-乳化液-油"三段式驱替条带,起到了扩大波及体积的作用.在吉008试验区稠油常温注水开发成功的基础上,对吉7井区其他稠油油藏进一步开展了推广应用.每个区块均表现出注水见效后递减率小,预测采收率高等特点,突破了注水开发传统原油黏度界限,为同类油藏注常温水开发的可能性提供了技术借鉴.     

混相和非混相富气-N2复合驱试验研究

为了提高低渗、特低渗油层富气-N2复合驱采收率,选用30cm长的低渗、特低渗2类天然岩心,分别在混相、非混相条件下进行了物模驱油试验研究.研究结果表明,采用富气-N2复合驱方式,可获得接近于全富气驱的驱油效果,混相驱复合驱时低渗、特低渗透岩心富气合理段塞均为0.6 P V;非混相复合驱时低渗透岩心富气合理段塞为0.6PV,特低渗透岩心富气合理段塞为0.4PV;相对低渗透岩心在该试验条件下,低渗、特低渗透岩心中,混相富气-N2复合驱采收率平均比非混相复合驱采收率高10.87％,技术指标具有优势;但非混相复合驱注入压力低、注同样P V数时所需气量少,其投入产出比平均为混相复合驱的1.314倍,经济上具有优势;特低渗透岩心富气-N2复合驱可以获得更好的驱替效果,在混相条件下,采用0.6PV富气+N2复合驱的驱替方式时,特低渗岩心的采收率为73.21％,比低渗岩心的采收率(65.91％)高7.30个百分点;在非混相条件下,特低渗岩心0.4PV富气+N2复合驱的采收率为62.05％,比低渗岩心0.6PV富气+N2复合驱的采收率(54.98％)高7.07个百分点;该研究为富气-N2复合驱在油气开采中的实施和应用提供了可靠的试验依据.