特低渗油藏多段压裂水平井注水可行性分析

摘要：针对特低渗油藏中多段压裂水平井注水开发的可行性问题,论文采用流线模拟方法,研究了多段压裂水平井在一注一采下的生产动态特征,探讨了影响压裂水平井注水开发的主控因素。模拟结果表明：在不发生水窜的情况下,压裂水平井注水能增大单井注入量,提高采油速度和阶段采出程度。同时,交错部署裂缝,裂缝穿透比为02~04时利于注水开发。裂缝水窜增大压裂水平井注水风险,边部水窜、多条裂缝水窜,加速油井水淹,从而丧失压裂水平井注水的优势。在地质条件稳定,裂缝规模可控的条件下,可以尝试开展多段压裂水平井注水实验。研究结果可为特低渗油藏中多段压裂水平井注水提供理论支持。     

定边油田致密油水平井增产方式研究

定边油田致密油层发育于半深湖-深湖相区,最典型是延长组长7油层,烃源岩条件优越。致密油分布范围广,同时砂岩储层致密、物性差、孔隙结构复杂、含油饱和度高、油藏压力系数低的特点。微裂缝较为发育,采用规模注水开发,由于常规注水开发压力传递不均匀,形成注水不见效、见效即见水的特点,开发效果不佳。对定边采油厂区域内部分水平井进行体积压裂、体积压裂压后不返排闷井扩压、水平井吞吐采油、异步注采等增油措施,地层压力得到有效的补充,缓解了地层能量快速的衰竭。矿场试验对比得出:在自然能量的开发方式下,体积压裂比常规压裂的平均每天产油量多1.19~3.69倍,稳产期也是常规压裂的1.3~2.4倍。在注水开发区域,有效的延缓了水平井见水时间,促使其稳定生产,对致密油藏水平井开发提供了指导性的意义。     

低产低渗裂缝油田吞吐采油试验研究

头台油田是构造—岩性油藏。裂缝型、特低渗透是其显著特点，常规注水开发后经常出现严重的油井水淹，造成油田开发低效。本文以头台油田研究为例，认为对于裂缝型特低渗透油田，采用注水吞吐采油技术，通过套管直接向地层注水，利用储层毛管力作用，进行油水置换，实现单井自注自采吞吐采油，可以改善油田开发效果，减缓产量递减。适合注水吞吐采油基本条件是岩石润湿性为弱亲水和岩石饱和非润湿相。影响注水吞吐采油效果的主要因素是储层吸水状况、微缝发育状况、储层非均质性、注入体积和关井压力等。吞吐采油技术可作为改善裂缝型特低渗透油藏开发效果的一种新的模式来研究和推广。     

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.     

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。     

安塞油田坪桥难采区油藏特征及开发对策

难动用储量多处于各油藏边部,物性变差、丰度低.坪桥难采区长6储层与已开发的坪桥老区相比,碎屑颗粒细,填隙物含量高,物性差,排驱压力、中值压力大,面孔率小(尤其是残余粒间孔少),属于典型的特低渗储层.具有明显的非达西渗流特征,较大的启动压力梯度.同时,黏土矿物的水化分散和微粒运移造成储层的水敏和速敏损害等特点.为减少储层伤害、增加储层渗流能力、建立有效的压力驱替系统,运用油藏精细描述技术、井网优化技术、超前注水技术、优化压裂改造方案、黏土稳定等技术措施,实施效果显著.     

特低渗透油田Ⅳ类储量注水开发的规律

低渗透油田开发周期长,开采难度大,靠自然能量开采,开发水平低,为提高产能和采收率,本文以安塞油田坪桥区特低渗透油田Ⅳ类储量为例,对特低渗透油田的注水开发进行了数值模拟研究。结果表明,注水开发明显好于自然衰竭式开采,其采收率可达到２４％～２９％。     

洪积扇砂砾岩储层岩石相渗流特征及剩余油分布规律

洪积扇砂砾岩储层岩石类型复杂多样,不同岩石相的含油性、渗流性能及油水运动存在差异,以此可以寻找砂砾岩油藏开发后期的剩余油.研究表明:通过野外考察和岩心观察及FMI测井分析,砂砾岩储层可以划分出7种类型的岩石相,其中片流成因的交错层理—细砾岩相和平行层理砂岩相大孔粗喉,饱含油,渗流性能最佳,注水开发快速水进;杂基颗粒支撑...     

特低渗透油田油藏渗流机理及储层开发特征方法研究——评《特低渗透油藏有效开发渗流理论和方法》

特低渗油田储量丰富,将成为我国油气供应的主要资源基础,其有效开发技术是我国未来石油行业发展的主要方向。我国特低渗油田天然弹性能量普遍偏小,开发的最大难点在于注水能力及原油流动能力不足,因此在开发过程中通常采取注水保压或储层改造等增产措施来促进生产。     

缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用及其在开发中的利用

缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍～2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。     

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。     

低渗透油藏菱形反九点井网不等缝长优化研究

在低渗透油藏开发中广泛使用菱形反九点井网,但针对不同位置生产井及注水井的裂缝缝长配比关系还缺少广泛深入的研究。基于长庆油田某低渗透油藏参数,建立了数值模拟模型,在菱形反九点井网中分别设置不同的边井、角井和注水井裂缝穿透比,研究不同裂缝配置模式对水驱开发效果的影响。流线模拟及数值模拟计算结果表明,在注水开发中,注水井缝长是影响油田产液量及水驱效果的关键因素;边井裂缝较角井裂缝更易见水,对油田综合含水影响较大,在菱形反九点井网中需要进行不等缝长优化设计;边井裂缝缝长对水驱效果的影响分为早、中、晚期(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ)曲线段,随着注水井裂缝穿透比增加,早期(Ⅰ)曲线段增长,中期(Ⅱ)曲线段缩短,而晚期(Ⅲ)曲线段变化较小;随着角井裂缝穿透比增加,采出程度逐渐增大,当角井裂缝穿透比较大时,存在“反转”现象;随着注水井裂缝穿透比增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增加。该研究成果对于指导低渗透油藏菱形反九点井网裂缝优化设计,提高波及系数和开发效果具有重要的指导意义。     

应用恒速压汞技术定量评价低渗—特低渗砂岩储层微观孔喉特征:以石臼坨凸起陡坡带东三段为例

砂砾岩储层中的低渗—特低渗砂岩对储层整体油气运聚、成藏起到了重要影响。利用恒速压汞技术探讨石臼坨凸起陡坡带东三段扇三角洲砂砾岩储层中不同渗透率级别的低渗—特低渗砂岩储层微观孔喉分布特征及不同尺度孔喉的物性贡献。研究表明:(1)低渗—特低渗砂岩和常规砂岩相比具有孔隙大小中等,喉道半径偏小,孔喉比异常大的特点。渗透率受孔喉半径变化影响更明显,大半径喉道数量和分布是影响储层渗流能力的关键因素;(2)低渗—特低渗砂岩孔隙主控进汞区是控制流体流动最有效最主要的空间,渗透率越高,孔隙主控区的喉道半径范围越大。孔喉过渡进汞区进汞贡献主要来自孔隙和喉道联合进汞,随着喉道半径减小,细喉道逐渐成为流体储集和流动的主要空间;喉道主控区渗透率贡献也很低,微细喉道及微喉道是进汞主体空间,孔隙贡献基本为0,该阶段流体流动能力受喉道半径变化影响较大。随着渗透率增加,低渗—特低渗砂岩渗流能力的决定性喉道半径值从1~2μm增大到3~4μm。基于恒速压汞技术的低渗—特低渗砂岩微观孔喉定量表征填补了渤海海域相关研究的空白,从而有助于实现该类储层全面准确的储层评价。     

疏松砂岩储层窜流通道平面分布规律研究

国内大部分高含水油田,注入水窜流现象较为严重,已成为影响油田高效开发的主要矛盾,对窜流通道形成后渗透率场的计算与描述显得尤为迫切和重要。目前窜流通道参数计算方法,只能计算得到注采井点的渗透率数值,不能计算得到注采井间的渗透率分布状况,并且目前窜流通道渗透率计算方法没有将室内实验结果、数值模拟结果和油藏工程方法结果有效结合起来。以国内某高含水油田为例,通过长期注水冲刷实验,模拟了窜流通道的动态形成过程,归纳出了储层岩石注水冲刷倍数与渗透率之间的关系式。在常规数值模拟计算方法的基础上,将渗透率变化规律模型引入到数值模拟计算中,建立了计算窜流通道平面分布的新方法。以海上某油田的地质模型为基础,计算得到了该油田目前状态的窜流通道渗透率平面二维分布规律。综合对比动态数据法、概率密度模型法、经验公式法和示踪剂测试结果,证明本方法得到的结果真实可靠。     

渤南洼陷罗151块火成岩油藏特征及开发对策

罗151块火成岩油藏是近年在济阳坳陷发现的中型油藏，油藏埋深3150m；在研究罗151井区火成岩成因、侵入期次、岩相学及储层非均质性的基础上，建立了火成岩储层概念模型，划分出角岩微孔隙型油藏及辉绿岩溶蚀孔隙-裂缝型油藏两个类型，纵向上分为4个带，平面上分为3个区；预测了火成岩储层发育的有利部位；部署了合理的开发井网，钻探后，完钻新井14口，平均单井日产油27t，取得了显著效果；火成岩油藏初期产能高，产量递减快，弹性产率低，依靠天然能量开采，最终采收率只有14．1％，可以进行注水开发，注水效果较好。     

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。     

鄂尔多斯盆地化109区长2油藏注水开发政策研究

化子坪区长2油层属于低渗、低产、低丰度的"三低"油藏。随着开发的进行,油藏进入高含水阶段,油藏采油能力不断下降,开发政策亟须调整。本文以化109区长2油藏为研究对象,利用实际生产数据和数值模拟技术,分析油藏开发现状,论证不同开发方案,提出相应开放政策。结果表明:经过多年注水开发,目前油藏年递减率为9. 2%,含水率91. 5%,年含水上升约0. 7%,开采程度10. 5%,地层压力保持水平较高。油藏剩余油丰富,主要集中在河道交汇处(河道边部)和井间微型正向构造处。经过油藏工程论证,油藏开发合理地层压力保持水平应为100%,合理注采比应为1. 0,合理注水强度应为4. 9 m3/m·d。应从扩边调整、注水调整和治理低产低效井三个方面调整注水开发政策,提高油藏开发水平。