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.     

低渗透油藏CO2吞吐选井条件探讨——评《低渗透油藏高效开发理论与应用》

石油开采是当前我国资源开采的重要组成部分,直接关系到我国石油资源使用及工业生产,在当前石油资源开采过程中,会遇到低渗透油藏开采效率低的问题,且低渗透油藏开发区是我国未开发油藏的重点地区,未开发储量占总油田开发约50%。对低渗透油藏CO₂吞吐选井条件研究,有利于低渗透油藏地区油田资源的合理开发。《低渗透油藏高效开发理论与应用》通过介绍低渗透油藏高效开发技术概述、应用现状、储层渗流机理、渗流理论、数学模型、高效开发理论研究、现场设计及油田应用等内容,为相关工作的开展提供参考。     

低渗透油藏启动压力梯度对井间储量动用的影响分析

低渗油藏存在启动压力梯度,严重影响了油藏开发效果,启动压力梯度越大,则储层动用程度越差.依据低渗透油藏流体渗流机理,采用单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的相应关系.分析了典型反九点井组的注水井与边井及角井井间的驱动压力梯度变化特点,若得到注采排距过大,则在注采连线中点处的驱动压力梯度有可能小于启动压力梯度,在非主流线上驱动压力梯度就更小,从而导致无法建立有效的驱替系统,影响井间储量的动用.该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用情况,为同类油藏确定井间剩余油分布及合理的井距提供了参考.     

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。     

相控随机建模技术在鄂尔多斯盆地低渗透油藏的应用

鄂尔多斯盆地W油田21井区低渗透储集层非均质性较强,注水开发效果不理想。为了精确描述其储集层物性及展布特征,在地质、测井和开发动态等资料的基础上,综合应用相控建模技术,针对鄂尔多斯盆地低渗透油藏采用多种建模方法相结合的手段进行了建模研究,依次建立了研究区的构造、岩相、沉积微相以及微相控制下的储层属性等相关模型。同时对油气储集层相控与非相控建模结果进行了对比,对比结果显示相控属性模型对油藏特征的描述和表征更加合理、准确,应用Petrel地质建模与Eclipse数值模拟的一体化无缝连接,使后续的CO₂驱油数值模拟研究也取得了良好的应用效果。这一研究结果直接体现出相控建模技术在鄂尔多斯盆地低渗透油藏的成功应用,也预示着相控建模技术是解决多种沉积微相和非均质性较强的低渗透储集层物性参数相关模拟的有效途径,能清晰地认识和识别砂体连通性及其展布规律,可为低渗透油藏后期开发提供可靠的地质基础。     

低渗透储层地质状况分析及提高采收率的方法研究——评《低渗透油田开发技术》

近年来,我国在低渗透油气田勘探开发中取得重大突破,以塔里木油田和长庆油田为典型代表。低渗透油气藏是指采用常规开发技术无法实现经济有效开发,必须是采用特殊工艺技术开发的的油气藏,不同岩性都可形成低渗储层,以致密砂岩、碳酸盐岩最发育。《低渗透油田开发技术》一书,从地质、钻井、油藏、采油及地面工程等方面,讲述了低渗透油气田地质特征、面临的难题和采取的技术方法,对不同开发技术进行了实例论证,为进一步提高我国低渗透油气藏开发水平提供技术支持。本书专业性、逻辑性和实用性较强,对低渗透油气田开发具重要指导作用。     

宝绕油田林4断块水平井边际薄层低渗透油藏开发技术

林4断块为宝饶油田主力油藏,油层厚度较薄,主力油组油层厚度为3～5m,物性较差,属典型边际薄层低渗透油藏。采用直井开发无效益,但考虑到该区主力油层分布稳定,且直井具有一定生产能力,通过论证后采用水平井＋直井的开发方式,2005-2006年共完钻水平井6口,平均单井钻遇油层309．3m,目前水平井已全部投产,平均单井产油量15．6t／d,取得了较好的开发效果,实现了边际薄层低渗透油藏的有效开发。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透砂岩油藏成藏机理与成藏模式

低渗透油藏在国内外分布十分广泛,逐渐成为未来石油勘探开发的重要接替领域。与常规油藏不同,低渗透砂岩油藏具有以下特征：(1)含油饱和度低,与储层物性关系复杂;(2)油水关系复杂,无明显的油水界面;(3)大面积广泛分布,受构造高低控制不明显;(4)距离源岩越远,石油富集程度越差。陇东地区延长组低渗透砂岩油藏的成藏机理研究表明：低渗透砂岩储层排替压力较大,浮力很难驱动石油发生明显的运移,石油在优质烃源岩生烃作用产生的剩余压力驱动下,向上、向下连续充注进入邻近砂体,近源聚集,形成原生油藏;裂缝发育条件下,已聚集石油可在浮力驱动下沿裂缝进行垂向、侧向运移调整,远源成藏,形成次生油藏。综合石油成藏期次、裂缝特征及形成时间、储层孔隙演化史以及成藏动力演化等特征,建立了陇东地区延长组油藏的成藏模式：早期低熟油小规模充注模式、中期成熟油大规模充注成藏模式、晚期构造抬升调整成藏模式。其主要控制因素为源储大面积广泛接触奠定了低渗透砂岩储层石油富集的基础,优质烃源岩生排烃范围控制了原生油藏分布范围,裂缝发育特征控制了次生油藏分布部位。     

低渗透油田地质特征分析及改善开发效果方法研究——评《低渗透油田开发》

油田开发过程中,由于低渗透油田地质特征的复杂性,导致油田开采难度加大。不同岩性均可形成低渗储层,尤其是致密砂岩、碳酸盐岩。常规开发技术无法对其进行经济有效开发,往往采用特殊工艺技术进行增产或储层改造。近年来,我国对低渗透油田勘探开发从理论和实践上都取得显著突破。《低渗透油田开发》一书基于油气藏的开发实践,系统介绍了低渗透油气藏的地质和开发特征、开发程序、开发方式和主要开发技术,为我国低渗透油气藏的开发提供了实例技术参考和理论支撑。本书专业性、实用性、逻辑性较强,对我国低渗透油气藏开发具十分重要指导意义。     

影响低渗透油藏注水开发效果的因素及改善措施

在单砂体划分和内部结构研究的基础上,运用地质因素与生产相结合的手段,研究了影响低渗油藏注水开发效果的因素,发现影响低渗油藏开发效果的地质因素主要有3个:(1)孔隙结构特征。一般孔隙结构越复杂,孔径越小,开发效果越差。(2)砂体内部构型。砂体建筑结构越复杂,开发效果越差。(3)夹层频率的影响。适量的夹层提高厚油层的开发效果,而过量的夹层,则降低开发效果。除地质因素以外,还分析了渗流特点、贾敏效应以及压敏效应等开发因素对低渗透油藏开发效果的影响。启动压力梯度越大,开发效果越差;贾敏效应降低开发效果;压敏效应越严重,开发效果越差。针对以上影响因素提出了5种改善低渗透油藏开发效果的措施:以小层为单位按单砂体合注合采、水平井开发、适当放大生产压差、尽量减小井距以及早期注水。     

海上低渗透油田特点及开发策略探讨

目前海油低渗探明储量和低渗的产量分别占海油总探明储量和总产量比例虽然小,但在海油实现5 000万t年产后稳产阶段所起的作用将会越来越大。对于海上10～50 mD之间的一般低渗为主要考虑的勘探开发对象,当渗透率是5～10 mD之间的特低渗油田时需要优选出构造相对简单、储层比较连续的区块开发;对于复杂断块特低渗透油田和小于5 mD的超低渗油田,在目前海上经济技术条件下暂不具备勘探开发条件。在海上低渗透油田开发中需考虑压裂、注水的综合应用,尽量采用水平井和分支井开发,并且在开采过程中注意低渗储层的保护。     

低渗透砂岩油藏沉积物粒度分布特征研究

利用MS 2000激光粒度仪,对胜利油区砂岩油藏中112口井的3000多块样品进行测试分析。实验发现低渗透砂岩油藏与中高渗透油藏不同,其沉积物粒度分布主要存在三种方式,每种方式都有其特定的粒度分布特征,并且与一定的沉积作用相联系。研究表明,沉积岩粒度中值分布、泥质含量、分选性等是影响油藏岩石渗透能力的重要因素,正态分布和混合正态分布能较好地描述低渗透砂岩油藏中沉积物的粒度分布特征。     

低渗透油藏压裂水平井产能计算方法

针对低渗透油藏存在启动压力梯度和压敏效应的问题,在前人研究的基础上,根据水电相似原理,应用等值渗流阻力法,建立了压裂水平井补孔和不补孔两种情况下的产能公式,并且与其他压裂水平井产能公式与数值模拟结果进行了对比。对比结果表明:如果水平井压裂后补孔,建议使用本研究建立的公式;如果压裂后不补孔,建议使用郎兆新的计算公式。建立的压裂水平井产能公式,对目前低渗透油藏利用水平井进行开发具有重要的理论和现实意义。     

白豹油田低渗透油藏井网优化与调整研究

近几年来,每年国内的探明总储量中低渗透油田大约占70%以上;而低渗透油藏储量中未动用的部分约占60%以上。要提高我国的油田原油生产能力,主要途径就是开发低渗透油田,而井网及其适应性研究已成为低渗透油田开发创效益的重中之重[1]。白豹油田长3、长4+5、长6等均为低孔低渗-超低孔超低渗油藏,储层物性差且发育裂缝,这就很大程度地扩大了渗透率的方向性。所以,注采井排在布设时应平行裂缝走向,使注采驱油方向延垂直裂缝走向,可以极大地使基质孔隙的波及体积提高[2-3]。这一点白豹油田做得很好,开发初期采用菱形反九点面积注采井网,注水、采油井排基本与最大主应力方向(微裂缝走向)平行,虽然如此,白豹油田实际开发中仍然存在较多的问题,通过综合经济分析法对白豹油田水驱开发区块的合理井网密度进行再一次研究,为下步井网调整提供理论依据。     

裂缝性低渗透油藏流-固耦合数值模拟

根据低渗裂缝性砂岩油藏的储层特征,建立适合裂缝性砂岩油藏渗流的等效连续介质模型;通过实验得出有效压力改变对储层孔隙度、渗透率影响的规律;考虑低渗透油藏渗流时启动压力梯度和低渗储层的流-固耦合特性,将渗流力学与弹塑性力学相结合,建立起适合低渗透油藏的流-固耦合渗流数学模型,并给出其数值解.在黑油模型和弹塑性有限元程序的基础上,编制了计算低渗透油藏流-固耦合渗流的计算软件.通过数值模拟和不考虑流-固耦合时的计算结果相比,可以看出低渗油藏中流-固耦合效应十分明显.     

镇泾油田低渗透油藏岩石渗透率应力敏感性研究

对镇泾油田低渗透油藏岩石进行了渗透率应力敏感性实验研究,并对其进行了应力敏感性评价。实验是在一定围压下,通过降低和增加内压的方式完成的,共进行了2个围压下的变内压实验。实验结果和应力敏感性评价结果表明,镇泾油田低渗透油藏不存在渗透率强应力敏感性,在原始地层压力条件下,衰竭式开发对地层的渗透率几乎没有影响,注水开发对地层的渗透率会有一定程度的改善。同时,通过对有效应力定律方程的研究,得出渗透率有效应力系数为常数且值很小,这从机理上解释了镇泾油田低渗透油藏岩石的渗透率对应力不敏感的原因。     

影响低渗透油藏低速非线性渗流的实验研究

以膨胀性的粘土为主要研究对象,通过粘土浆体的流变性实验和填砂管渗流实验,并使用一种新研制的微流量测量工具,研究了低渗岩心在较低流速下的渗流特性;利用微尺度流动理论,Einstein粘度定律等进行了理论分析,对引起低渗透油藏低速非线性渗流的影响因素进行了初步的探索.结论认为,粘土的膨胀性以及其水化后形成浆体的流变性是引起低速非线性渗流的主要因素之一.     

三塘湖油田低压低渗透砂岩油藏井网优化设计研究

三塘湖油田西山窑组为"低孔、低渗、低压、高粘"复合圈闭砂岩油藏,属于辫状河-三角洲前缘沉积,成南北向带状分布,储层非均质性强,开采难度较大。通过对该油田地质特征的分析,结合不同井网的实际生产情况、应用数值模拟技术合理优化井网类型,从而为新区开发提供了理论基础。     

鄂尔多斯盆地东部低浅层渗透油藏大位移水平井钻井实践

为了经济有效地开发鄂尔多斯盆地东部浅层、低渗透、低丰度油藏,陕西延长石油（集团）有限责任公司在该地区部署了第一口浅层大位移水平井——X平1井。该井施工克服了浅地层造斜稳斜控制困难、长水平段携岩困难、起下钻摩阻大、钻头加压困难等一系列技术难题,完钻井深1366 m,垂深499.16 m,水平位移1003.58 m,位垂比2.01∶1,该井的顺利完钻预示着鄂尔多斯盆地东部浅层、低渗透、低丰度油藏高效开发成为可能。     

各向异性低渗透油藏菱形反九点井网压裂裂缝优化

在低渗透油藏开发中普遍采用菱形反九点井网,但采油井等缝长压裂将导致非均匀驱替,当油藏物性各向异性时,非均匀驱替现象更加明显。以往针对菱形反九点井网的研究主要基于等缝长压裂,未考虑利用不等缝长设计改善开发效果。根据某各向异性低渗透油藏基本参数建立数值模型,进行不等缝长设计,分析油藏渗透性各向异性及油水井压裂情况对菱形反九点井网水驱效果的影响。随着储层Kx∶Ky的增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增大。在相等Kx∶Ky条件下,注水井是否压裂对角井裂缝优化穿透比影响较小,对边井裂缝优化穿透比影响较大。数值模拟结果表明,在各向异性低渗透油藏中进行不等缝长优化设计,能有效改善菱形反九点井网的开发效果,优化结果对于各向异性低渗透油藏的水力压裂设计以及井网布置具有一定的指导意义。