安棚特低孔低渗油田水驱渗流特征研究

为了搞清油水在特低孔低渗油层中的运动规律和水驱油效率,特开展安棚特低孔低渗油田水驱渗流试验研究。研究结果表明:特低孔低渗油层油水渗流均存在非达西渗流特征,启动压力梯度与临界压力梯度较高,水驱油存在一最佳驱替速度。油水相对渗透率曲线类型多,具有束缚水饱和度、残余油饱和度和无水期驱油效率较高,等渗点水饱和度低、相对渗透率低,两相流动区间窄的特点。该成果对改善低孔低渗油层注水开发具有一定指导意义。     

压裂液在火山岩不同类型孔隙中的分布特征——以新疆西泉井区火山岩油藏为例

火山岩毛细管压力强,渗吸作用明显,明确火山岩渗吸规律对提高火山岩油藏采收率具有至关重要的作用.基于核磁共振技术,对新疆西泉井区火山岩油藏岩样开展渗吸作用下压裂液分布特征试验研究,通过监测静态自发渗吸过程中压裂液在火山岩岩样不同类型孔隙中的分布状况,分析了自发渗吸过程中油水变化特征,定量表征了不同孔隙在渗吸过程中的渗吸速率和采出贡献率.试验结果表明,火山岩发生自发渗吸作用的主要孔隙为毛细管束缚孔隙,孔隙区间为0.0017～0.0365μm;渗吸作用前14h毛细管束缚孔隙渗吸速率大,14h后渗吸速率逐渐减小,38h后渗吸作用基本结束,毛细管束缚孔隙渗吸速率与渗吸时间符合乘幂函数关系;毛细管束缚孔隙最终采收率较可动流体孔隙最终采收率高,毛细管束缚孔隙为渗吸产油主要贡献孔隙,在渗吸作用中占有主要地位.该研究结果对于火山岩油藏压裂后焖井优化有一定的指导意义,可为火山岩油藏高效开采提供一定的理论基础.     

异常高压特低渗透油藏试井分析及应用

近年来,准噶尔盆地环玛湖地区相继发现了多个异常高压特低渗透油藏,由于该类油藏存在孔喉细小、比表面积大、渗透率低、压敏性强的特点,渗流规律不遵循达西定律。为做好该区此类油藏的开发工作,以该区已经投入开发的玛2井区为例,在研究总结异常高压、特低渗透砂砾岩储层地质特征的基础上,分析历史不稳定试井曲线,确定该区油藏渗流遵循低速非达西渗流规律。以低速非达西渗流理论为基础,建立考虑启动压力梯度的低速非达西渗流试井解释模型。通过对实际测试资料的解释分析,获得真实的油层参数,确定了生产井的启动压力梯度大小及合理关测时间,评价了油井完善程度,对异常高压、特低渗透砂砾岩油藏的合理开发提供了可靠的依据。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储层水驱窜流影响因素实验研究

依据鄂尔多斯盆地长6油层组储层的地质特征,研制了均质、非均质及裂缝型等3类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱窜流影响因素评价实验。实验可知,长6油层组储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10%以上。岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12%。含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50%。     

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。     

盘古梁长6油藏见效见水特征分析

盘古梁长6油藏是一个特低渗、低压、低丰度的"三低"岩性油藏,天然微裂缝和人工压裂裂缝发育,随着开发的不断深入,油藏进入中含水开发阶段,含水上升速度加快,主侧向井矛盾加剧,持续稳产难度加大。结合油藏地质特征与生产特征,该油藏见效特征规律分3种类型(上升型、稳定型、见水型),以见效稳定型为主。见水特征规律为大部分油井含水处于较低水平,产能较高,但伴随着含水率的升高,单井日产油量逐渐减小,且下降幅度较大。分析见水原因主要包括:裂缝沟通造成主向井含水快速上升;高渗带的影响;由于物性不均造成水驱不均,导致油井见水;中部高采出程度井含水上升;产液强度偏大造成含水上升。通过研究中含水开发阶段的见效见水特征并制定相应的治理对策,对油藏持续稳产具有重要意义。     

低渗透裂缝型砂岩油藏开发调整技术研究

靖安油田大路沟二区为裂缝性低渗透油藏,裂缝性水窜现象比较严重。目前该区面临着油井含水上升明显、单井产能低等问题,急需进行开发方式调整。利用GOCARD建模软件建立地质模型,采用ECLIPSE数值模拟软件进行加密方案优选调整。综合分析后认为,地层压力上升及裂缝高渗带发育是含水上升的主要原因;储层物性差、水驱储量动用程度低导致单井产能低;中部合理的加密方式为缩小排距的加密方式。     

低渗压力敏感性油藏数值试井分析

在低渗透油藏的生产中,由于地层压力下降,导致储集层骨架变形,而使油层的孔隙度和渗透璋降低,这种现象称为压敏效应,具有这一特点的油藏称为变形介质油藏。一般在低渗透油藏和深层高压油藏中压敏效应比较明显。根据低渗油藏的渗流特点以及渗透率随压力变化的敏感性特征,建立了圆无封闭油藏渗流试井解释模型。对模型进行无因次化,并用数值法求解,绘制了无因次压力图版曲线。通过参数敏感性分析,发现启动压力梯度和压力敏感系数都使曲线后期出现上翘特征,并且随着它们参费值的增大,曲线的上翘程度也随之增大。     

特低渗透油藏开发规律及开发效果评价研究——以靖安油田WLW油藏为例

长庆特低渗透油藏由于其客观地质因素，油井投产后部分井见水快，产量递减大，开发效果不理想，因此，有必要对高效开发油藏中好的开发经验进行系统的研究和总结，为同类油藏开发提供参考依据。以WLW油藏为例，将理论研究和矿场数理统计方法相结合，系统总结了WLW油藏的见效规律、见水规律、含水变化规律、采液采油指数变化规律，并突破传统的研究方法，利用油藏固有的相渗特征研究其产量递减规律，同时提出了利用相渗曲线评价开发效果的新方法，对类似特低渗透油藏的开发具有很好的借鉴意义。     

特低渗透油藏水平井整体压裂裂缝参数优化

在特低渗透油藏水平井分段压裂数值模拟过程中,模型网格对压裂缝的描述精度直接影响了模拟仿真程度。采用整体PEBI网格方法,以牛圈湖油田东Ⅱ井区为例,进行了水平井整体压裂开发井组油、水井裂缝匹配关系以及裂缝半长和导流能力的优化研究。研究发现,压裂缝的导流能力与裂缝半长综合影响油井产能,但两者作用阶段存在差异;在低导流阶段,油井产能主要受裂缝导流能力影响,受裂缝半长影响较小;而高导流阶段,油井产能主要受见水快慢影响,即受注水井裂缝端部间压力梯度的影响。     

陵76区块开发效果评价

基于陵76井区的生产资料,通过分油砂体法计算和注采对应关系来确定水驱储量控制程度;利用水驱特征曲线及吸水厚度统计分析来评价水驱储量动用程度;然后利用采收率经验公式计算最终采收率,并研究含水上升规律、注入水利用率。研究表明,陵76区块为中低渗油藏,目前已经处于中高含水期,但剩余可采储量比较丰富,开发比较稳定,水驱效果较好,只需维持稳定生产。研究构成的开发效果评价体系对注水油田开发效果分析具有重要的指导作用,并为同类油藏的开发效果评价提供借鉴。     

靖安油田三叠系低渗透裂缝性油藏流动单元划分方法研究

研究流动单元对揭示储层非均质性、提高油藏数值模拟精度和注水开发效果及揭示剩余油分布规律方面具有重要意义。针对靖安油田三叠系dlg油藏,探讨了低渗透裂缝性油藏的流动单元划分方法。实践证明,运用动态流动单元划分方法所得的结果与生产实际相符合,能有效指导油田开发实践。     

注水对濮城油田储层微观结构的影响研究

以濮城油田沙二、沙三储层为实例，通过室内试验模拟现场注水过程，研究了注水对储层岩石孔隙空间结构特征以及微观孔隙结构特征的影响规律，旨在为油藏工程的综合治理、稳油控水设计等提供，必要的参考。研究结果表明，对特低渗类型的岩石而言，水驱后可在一定程度上提高岩石孔隙的均质程度；而对物性较好的低渗、中低渗类型的岩石，水驱可进一步加大岩石孔隙的非均质程度，压汞资料反映出水驱后岩石喉道变得更加非均质化，水驱前后岩样的喉道变异系数均具有随岩石渗透率的增大而减小的特征。     

裂缝性低渗透油藏开发流管概算法

<正>大芦湖油田是80-90年代发现的较为典型的低渗透油藏。该区在区域构造上位于东营凹陷博兴洼陷的西部、金家-樊家鼻状构造的北端。大芦湖油田储层渗透性差、自然产能低,口口井需要压裂投产,人工裂缝发育,地下流体流动状态复杂,开发效果评价难度大。流管法考虑了水驱油过程中的非活塞性和油层渗透率的非均质性。它所依据的原     

分层注汽管柱的研究与应用

河南油田浅层稠油油藏普遍存在严重的非均质性以及蒸汽吞吐开采过程中油层吸汽不均的现象,导致高渗透层动用程度高,中低渗透层动用程度低,影响油田的开发效果。为此研究了分层注汽管柱。该管柱可以实现不动管柱分层注汽,生产管柱与分层注汽管柱合二为一,减免了注汽管柱起下作业,减少了作业工作量,消除了作业过程中热能浪费。该技术的应用,可以限制高渗透层、动用程度高的油层的注汽量,增加低渗透层、动用程度低的油层的注汽量,增加油藏的动用程度,提高油藏的最终采收率。     

八面河油田水平井优化设计研究

利用数值模拟技术从水平井方位、平面位置、水平段长度3个方面分别对中低渗薄油藏和厚油藉水平井开发效果的影响进行模拟预测，提出了针对八面河油田的水平井优化设计方案。研究结果表明中低渗透（渗透率〈200×10-3μm2）的薄油藏（厚度在1～2m），水平井的方位为垂直于主渗方向，距赵水120m，水平井段长度为180～200m。开发效果较好；对于中低渗透（渗透率〈200×10-2μm2）的厚港藏（厚度在5～20m），得出水平井的方位为垂直于主渗方向，距边水100m，水平井段长度为200～220m开发效果较好。     

普通稠油油藏水驱转热采影响因素分析及解决对策

针对普通稠油油藏长期注水开发后的原油物性变差、剩余油分布零散、水驱采收率低（小于20％）等问题，对水驱后转热采的必要性和可行性进行了深入探讨。以实际油藏参数为基础，利用数值模拟方法，建立了普通稠油油藏水驱后转热采的概念模型，并分析了不同的转驱时机、转驱压力和注汽干度对最终采收率的影响。数值模拟结果表明，在低含水期、低压力条件下转驱，采收率提高的幅度较大；较高的注汽干度可以提高蒸汽带在油层剖面上的扩展体积，从而提高采收率。此外，还针对转驱后如何避免水驱优势通道的影响、如何有效降低油藏压力、注汽过程中如何保证注汽干度等问题提出了相应的技术对策，从而为普通稠油油藏开发提供参考。     

应用压力早期恢复资料确定低渗地层压力

低渗透油藏的压力恢复曲线,不能用Horner外推压力求取地层压力。基于Horner方程的等轴双曲线形式,提出了应用压力早期恢复资料确定低渗地层压力的新方法。通过油井实际资料计算验证,用该方法计算的地层压力准确可靠,较好地解决了低渗透油藏求地层压力的问题。     

姬塬油田长4+5油藏改善水驱开发效果评价研究

姬塬油田长4+5油藏位于鄂尔多斯盆地的中部,属于内陆淡水湖泊三角洲相为主的陆源碎屑岩沉积,属于超低渗透油藏,岩心渗透率为0.58mD,孔隙度11.2%。随着开发时间延长,出现局部微裂缝发育油井见水、局部注采对应性差、个别油井堵塞加剧且有效期短等问题,严重制约了油藏的开发效果。因此在精细地层对比的基础上,重新认识该油藏油水井连通关系,评价一次井网条件下的注水政策,开展堵塞机理及措施类型、参数方式优化研究。通过改善水驱方法研究,与2013年相比,姬塬油田长4+5油藏含水率上升减缓,水驱状况稳定变好,地层压力缓慢恢复并趋于稳定,动态可采储量增加19×104t。     

低渗储层剖面剩余油测井技术地质应用探讨

通过对碳氧比测井、过套管电阻率测井、脉冲中子-中子测井技术原理的介绍,重点分析了3种剩余油测井技术的资料成果以及地质应用,并对这3种剩余油测井技术在低渗透油藏的适用性进行了分析,认为脉冲中子-中子测井更加适用于低孔、低渗的储层特征。