特低渗透裂缝型储层注水开发中后期地应力场变化及开发对策

从特低渗透裂缝型储层油田开发实践中暴露出来的问题入手,从理论上研究了注水开发中后期地下储层水平应力场“均一化”的发展趋势,认为注水开发中后期井区局部视水平最小主应力,随着注水开发周期的延长将会无限接近水平最大主应力。在此基础上描述了特低渗透储层发育天然裂缝和不发育天然裂缝时注入水的流动规律。最后根据水平应力场注水开发中后期“均一化”理论,提出针对特低渗透裂缝储层注水开发中后期的调整对策。此项技术在大庆头台油田茂11区块进行应用,取得了比较好的调整效果,并对同类油田开发具有重要指导作用。     

安塞油田注水开发技术研究

安塞油田特低渗透油藏的非均质性较强,注水开发启动压力梯度大、天然微裂缝较发育和油井见水后采液、采油指数下降等因素对注水开发效果的影响日益突出,根据安塞油田多年实际注水开发试验,从注水参数优化、精细注水单元划分、注水剖面调整和优化注采井网方面分析总结了安塞油田注水开发的基本方法和基本特点,在注水参数优化方面提出了超前注水及油井投产的时机选择,以及强化注水、不稳定注水的特点和方法,针对油层的非均质性提出了三分精细注水的核心和方法,对剖面调整技术和井网优化技术的实际应用效果进行了分析评价.为油田开发提供了技术借鉴和指导.     

女34断块水平井提高采收率开发实践

舍女寺油田女34断块是大港油区典型的低渗透块状砂岩断块油藏，由于储层严重的非均质性，注水开发见效快、水淹快，并且形成油藏次生底水，作为水平井技术改善低渗透油藏开发效果的先导试验区块，经过深入地质研究和可行性论证，又相继完钻2口水平井，同时进行注采井网调整，编制了水平井和直井采油、直井注水的混合外网调整方案，方案实施后，断块采油速度由0．6％提高到2．6％，采收率提高8个百分点，开发效果显改善，实践证明水半井技术是改善低渗透非均质断块油藏开发效果的有效手段之一。     

特低渗透砂岩储层微观孔隙结构分类评价

基于特低渗透砂岩储层岩心样品的高压压汞测试技术,定义退汞饱和度参数（SE）。以退汞效率（Ew）与退汞饱和度（SE）的乘积作为储层微观孔隙结构分类评价的参数指标,即储层孔隙结构综合评价参数（E）,对鄂尔多斯盆地延长组3个特低渗透砂岩储层区块进行分类评价,分类结果与油田实际开发生产特征吻合较好。根据汞退出的难易程度,分析认为中、高渗透储层加大注水压差可提高水驱采收率,而特低渗透储层注水开发保持较低的注水速度,有利于提高开发效果。     

松辽盆地北部三肇凹陷升554断块特低渗油气储层流动单元研究

油气储层流动单元在高、中、低渗储层表征中已经得到普遍应用,但在特低渗储层研究中仍然很少涉及。以松辽盆地北部三肇凹陷升554断块下白垩统泉头组四段扶余油层特低渗储层为例,划分出E、G、P三种流动单元类型,从E类至P类流动单元,渗流能力逐渐减小。流动单元物性特征、空间分布特征均表明流动单元储层非均质性较强。分析了沉积相及开启型正断层对流动单元发育的控制作用。研究发现,在特低渗储层尺度内,流动单元自身的渗流能力对油藏开发的作用已经很小,而不同流动单元之间的渗流能力差异引起油藏开发效果的不同也已不明显,开发效果主要取决于砂体射开厚度、注水效果等开发因素以及断层渗流通道、泥岩渗流屏障、砂体厚度等地质因素。这与以往储层流动单元研究中普遍认为的"流动单元渗流能力越强,油藏注水开发效果越好"的观点是截然不同的。通过本文以期为特低渗油气储层流动单元研究提供一定借鉴,为特低渗油藏开发提供一定参考依据。     

特低渗砂砾岩油藏多段压裂水平井合理注水开发方式

在特低渗砂砾岩的储层条件下,采用长井段压裂水平井弹性开发时,常出现产能随地层能量衰竭较快,难以收回开发成本的问题,采用多相渗流理论和油藏数值模拟的方法,以盐家地区特低渗砂砾岩油藏盐227块为例,根据现场实际资料,建立油藏数值模型,对盐家地区砂砾岩油藏的注水开发的可行性进行研究。基于不同开发方式的渗流机理和开发规律,研究了常规注水、超前注水、注水吞吐开发等措施的合理性,提出了针对特低渗油藏多段压裂水平井的有效开发方案,研究结果表明:与弹性开发相比,采用注水开发能解决地层能量衰竭较快的问题的同时,增大了储层动用面积及驱替时效;注水吞吐的最终含水率比常规注水降低25%左右,超前注水在前期能提高常规弹性开发产量的30%左右,可见这两种新型开发方式有利于抑制水淹和提高采收率。     

鄯善油田低渗油藏储层伤害分析

针对油田低渗透和特低渗透特点,鄯善油田在投产初期实施整体压裂,采取气举、深抽等采油方式生产,形成高采油速度、大生产压差的开发局面.同时随着压力的下降及油井见水, 油井产液(油)能力大幅度下降.随着油田井数增加,油水井措施逐年增加,其中2003-2004年水井共酸洗和酸化103井次,累计增注14.7×104 m,油井解堵9井次,累计增油4 203 t,同时通过井组动态分析、储层微观特征和地下渗流条件,以及各种针对性措施效果的变化,认为目前鄯善低渗砂岩油藏的地下储层存在较为严重的污染.分析储层污染的因素,进行油层保护, 针对油层污染状况,优选适宜的解堵技术,改善解堵措施效果, 对油藏稳产及提高油田开发效果和经济效益具有十分重要的意义.     

基于岩石物理相分类确定特低渗透油层有效厚度——以安塞油田沿河湾地区长6特低渗透储层评价为例

针对陕北斜坡中部特低渗透储层受沉积环境、成岩作用、构造等因素影响,储层储集性能和渗流结构差异较大,测井响应复杂的特点,利用岩石物理相分类确定特低渗透油层有效厚度。通过安塞油田沿河湾地区长6储层各类测井、岩芯和试油资料,研究评价岩石物理相的多种信息、划分方法及其分类评价,建立不同类别岩石物理相油层有效厚度参数下限的差异、特征及评价标准,分析了微电极曲线提取特低渗储层岩石物理相背景特征。并以实例分析提取特低渗透储层岩石物理相分类表征参数,实现了将非均质、非线性问题转化为相对均质、线性问题解决,提高了测井精细解释油层有效厚度的精度和效果。     

坪北油田延长组储层岩石物理相分类研究

鄂尔多斯盆地坪北油田延长组广泛发育一套低孔特低渗透储层。各小层渗透率差异性较小,均在1×10-3μm2左右,开发上却表现出了强烈的平面、纵向非均质性特征。目前行业内并没有形成成熟的方法对该类储层进一步细分来体现这种特征。基于岩心、薄片、X射线衍射、压汞等各类分析测试资料,针对研究区强非均质性特征,从储层岩石物理相的角度开展了储层分类方法的研究,得到了几项重要成果:(1)经典岩石物理相概念中的裂缝相描述在坪北油田受到资料情况限制较难实现,可以扩展为孔隙结构相的概念加以描述分析;(2)该区域特低渗透储层沉积相可分为水下分流河道、河口坝、分支间湾3种;成岩相可分为碳酸盐胶结相、强压实致密相、弱压实-弱溶蚀相、不稳定组分强溶蚀相4类;孔隙结构相可分为小孔微喉相、中孔细喉相、中孔中喉相3类;(3)结合沉积相、成岩相与孔隙结构相,可将研究区岩石物理相划分为4类,对应储层级别为非-差、较差、中等、好。采用改进的岩石物理相划分方法能够有效地将低孔特低渗透油藏进一步细分,该成果对油田当前的滚动勘探油藏评价及老区细分开发调整具有较大的现实意义,同时对于相似油藏的储层分类研究提供了一种有效方法。     

低渗透油藏超前注水合理时机理论研究

从油藏工程的角度,以低渗透-特低渗透油层物理实验结果为基础,描述了低渗透油藏弹塑性储层特征,推导了低渗透油藏产能表达式.从油藏物质守恒原理出发,建立了低渗透油藏水驱开发指标概算的方法,提出了一种低渗透油藏超前注水合理时机的计算方法,并从理论上进行了验证,研究了低渗透油藏超前注水合理时机与渗透率的关系.结果表明,低渗透油藏存在一个超前注水合理时机,且随着渗透率的增加,最佳超前注水时间缩短.研究结果对于低渗透、特低渗透油藏的超前注水开发,具有很好的指导意义.     

强边底水油藏特高含水期CO2吞吐差异挖潜技术研究

冀东油田浅层强边底水油藏已整体进入特高含水开发阶段,剩余油高度分散、含油饱和度不均,不同油井CO₂吞吐效果差异大,难以实现油藏整体高效开发。考虑到油藏含油饱和度不同,差异设计CO₂吞吐段塞组合及开发政策,改善CO₂吞吐开发效果是十分必要的。利用二维物理模拟及油藏数值模拟,研究不同CO₂吞吐方式控水增油机理,定量评价不同CO₂吞吐方式适应含油饱和度界限,建立不同含油饱和度下吞吐注采参数差异化设计图版。研究结果表明:剩余油饱和度介于0.47~0.50之间时,CO₂吞吐技术经济综合效果最优;剩余油饱和度介于0.43~0.47之间时,CO₂+堵剂吞吐方式最优;剩余油饱和度介于0.375~0.430之间时,CO₂+表活剂+堵剂吞吐方式最佳。上述研究成果对特高含水油藏CO₂吞吐差异设计精准挖潜剩余油,实现油藏整体高效开发具有重要意义。     

松辽盆地头台油田现代地应力场分布特征研究

在油气田开发,尤其是低渗透油田的开发过程中,井网布局与地应力的分布紧密相关。运用现场直接测量、岩芯观察、室内实验、数值模拟相结合的方法,对头台油田现代地应力分布特征进行的详细研究表明：头台油田水平最大主应力（人工裂缝）方向为N100°-120°E;天然裂缝方向在N0°-50°E之间;地层中三向应力为南部较小,北部较大,构造断裂与天然裂缝的走向近拟平行。因此,井网布局为：并排与人工裂缝及天然裂缝呈45°,300m×300m切割注水井风;注水压力应小于最小主应力值,采用不稳定间歇注水。     

低渗透油藏井网优化及开发技术政策研究

通过综合分析国内外对低渗透油藏井网优化、开发技术政策、改善开发效果的综合调整试验等研究成果,针对油田开发中存在的问题,加强渗流理论及数值模拟技术研究,确定合理的井底流压、注水强度、注水时机、注水压力、注采比等,不断优化和调整开发技术政策,从而满足低渗透油藏开发的实际生产需要。     

超稠油油藏转小井距蒸汽驱条件及时机

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采后进一步提高原油采收率的主要热采阶段。但不是说任何时候转驱都可取得较好的效果。笔者系统研究了影响蒸汽驱开采效果的因素：原油粘度、油层有效厚度、纯总厚度比、起始含油饱和度和油层非均质性等,确定出适宜蒸汽驱开采的油藏条件。在分析稠油油藏加密吞吐后油藏条件变化的基础上．利用油藏工程数值模拟技术研究确定出超稠油油藏转小井距蒸汽驱的合理时机。     

油、水、干层的地球化学识别

本文介绍一种判断油、水、干层的地球化学方法，根据储层样品中有机抽提的的含量和组成特征，结合油层物性，地层测试和试油资料编制织识别油、水，干层的图版，提出判别油、水、干层的地质／地球化学指标，确定油层的地球化学参数的下限，并运用此方法对松辽盆地新站油田主要油层分布段的油、水、干层进行判别。根据试油资料验证表明，地球化学判断结果比传统的地质录井及地球物理测井资料判断结果更符合实际情况。     

马岭油田南二区延9油藏注水开发储集层特征变化研究

为了解马岭油田南二区延9油藏长期注水后储层特征的变化及产生机理,通过室内物理模拟实验方法,结合矿场2口检查井取心分析结果,研究了注水前后储层物性、孔喉特征和渗流特征的变化。结果表明:长期注水后,由于注入水对储层的作用主要集中在孔隙的喉道部分,储层渗透率明显增大,孔隙度增加较小;储层物性的增加主要与水洗后粘土矿物含量的降低、水洗程度、储层初始渗透率大小和裂缝的开启有关,其中裂缝开启对储层物性的影响最显著;水洗后储层岩石表面油膜脱落,岩石润湿性由亲油性变为亲水性。以上综合作用的结果使油水两相流动能力增强、两相区范围变宽,水驱油效率增大。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田开发。     

河南井楼油田一区核三段Ⅲ5-6-Ⅳ1-3小层沉积微相与含油性的关系

针对河南井楼油田一区稠油油藏蒸汽吞吐过程中汽窜严重、低渗透层储量动用程度低等问题,应用高分辨率层序地层对主力油层逐级细分对比,核三段Ⅲ5-6-Ⅳ1-3小层划分为3个中期旋回、10短期旋回、25个超短期旋回。利用岩心、钻井、测井等资料,明确了Ⅲ5-6-Ⅳ1-3小层砂体成因类型,识别出扇三角洲前缘、前三角洲2个亚相和水下分流河道、河道侧翼、分流间湾、远砂坝4个微相。通过基础沉积图件的编制,明确了25个细分小层沉积微相的展布。水下分流河道砂体含油性好,河道侧翼较差,分流间湾为干层,充分说明井楼油田一区为构造岩性控制的油藏,这为井楼油田扩展油气勘探范围提供了一个新的思路。最后讨论了剩余油的分布问题,为下一步开发方案的编制提供可靠的地质依据。     

鄂尔多斯盆地西峰油田长81储层微观孔隙结构特征及其对水驱油特征的影响

针对鄂尔多斯盆地西峰油田长81储层孔隙结构非均质性强、含水上升快、注水压力较高等问题,应用粒度、物性、X射线衍射、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、真实砂岩微观水驱油模型等实验资料,探讨了储层微观孔隙结构特征及其与水驱油效率的关系。根据毛管压力曲线特征形态及相应参数的分析,将长81储层孔隙结构分为A类、B类、C类、D类4种类型。研究表明,4种类型的孔隙结构对应的储集空间不同,水驱油路径和驱油效率具有明显的差异。喉道半径大小及分布形态是影响水驱油效率的关键;渗透率和孔隙度越高驱油效率越高。同时,储层岩石孔隙结构越好,水驱油效率也越高。综合分析表明,应用微观孔隙结构特征与水驱油效率的关系为寻找相对优势储层和提高油藏认识提供了可靠依据。     

用试井资料研究低渗透裂缝性油藏渗流模式及演化特征——以准噶尔盆地火烧山油田为例

对于注水开发多年,尤其是多次采取增产增注措施后的油藏,如何准确地判定低渗透非均质储集层渗流特征及其演化规律,难度比较大。针对火烧山低渗透裂缝性油藏,根据不稳定试井曲线识别储层模型,分析了不同开发阶段储层渗流系统的演化规律。由于火烧山油田天然裂缝发育,而且多数井采用压裂方式进行投产,开发初期储层模型主要表现为人工裂缝或双孔模型。开发过程中,随着地层压力的降低及调剖堵水措施的实施,油井渗流特征往单孔模型转变、注水井渗流系统向径向复合模型转变;渗流系统的演化改变了储层的有效渗透率,使其整体上呈现降低的趋势。储层初期有效渗透率场与油井水窜特征基本吻合,有效渗透率的逐步下降与油藏含水上升速度的下降基本吻合,从而为油藏下一步开发调整可行性评价提供了重要依据。