济阳坳陷特低渗透油藏地质多因素综合定量分类评价

在定量表征特低渗透油藏开发效果及地质特征的基础上,探讨特低渗透油藏开发效果主控地质因素。应用灰色关联分析法对济阳坳陷特低渗透油藏开展地质多因素综合定量分类评价,形成了一套以开发效果表征特低渗透油藏综合特征、从单井到区块基于灰色关联分析的特低渗透油藏地质多因素综合定量分类评价方法。研究结果表明,济阳坳陷特低渗透油藏主要为滩坝砂、浊积岩、砂砾岩沉积,具有埋藏深度大、粒度细、分选较好、孔喉微细、单层厚度薄、分布零散、比储量丰度低、流动性差的地质特点。定义累积产油差表征开发效果以反映特低渗透油藏综合特征,其主控地质因素为油层厚度层数比、砂岩厚度层数比、平均粒径、采油段中深、渗透率、孔隙度、比储量丰度。通过地质多因素综合定量分类评价,将济阳坳陷特低渗透油藏分为3类：Ⅰ类综合评价分数大于0.6,累积产油差大于4 500,开发效果最好;Ⅱ类综合评价分数0.4~0.6,累积产油差-2 500到4 500,开发效果中等;Ⅲ类综合评价分数小于0.4,累积产油差小于-2 500,开发效果差。利用不同区块已有开发数据检验,分类评价结果与实际生产情况一致性良好。Ⅰ类、Ⅱ类特低渗透油藏应该作为现阶段特低渗透油藏直井、水平井优先开发的对象。     

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.     

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％。     

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。     

陕北浅层低渗油田污水处理剂筛选及应用探讨

注水开发是提高陕北浅层低孔特低渗油藏最终采收率和开发效益的主要方式。随着开发工作的开展,油田污水已成为注水开发的主要水源,污水的处理、污水回注和再利用是油田可持续高效发展的关键问题之一。针对南泥湾低渗油藏脱后污水及池塘污水化验结果,通过对絮凝剂、助凝剂、杀菌剂、缓蚀阻垢剂、除氧剂、浮选剂种类及加药量的优选,进行了回注污水处理研究。结果表明：按照所筛选出的各种水处理剂选型及浓度选择混合后,配伍性良好,处理后的污水水质各项指标均达到延长低渗透油藏注入水推荐标准,可满足南泥湾油田特低渗油藏注水开发要求。研究结果可为陕北浅层低渗油田污水处理及注水方案优化提供理论依据。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

低渗孔隙型碳酸盐岩油藏储层特征及剩余油分布规律

为揭示低渗孔隙型碳酸盐岩油藏储层微观孔隙结构特征和水驱剩余油分布特征,以中东某孔隙型碳酸盐岩油藏为例,基于油藏物性测试、恒速压汞孔喉参数统计、CT扫描孔隙参数分析和水驱油流体微观分布特征等,得出孔隙型碳酸盐岩储层的微观孔隙、喉道发育特征及其影响下的剩余油分布规律;在此基础上,将孔隙型碳酸盐岩与砂岩储层研究结果进行对比,进一步明确了两类储层孔隙结构及剩余油分布特征差异。结果表明：与低渗砂岩储层相比,低渗碳酸盐岩储层呈现出"孔隙大而数量少""喉道数量多且类型全"的特征,并建立孔喉发育特征模型;由于孔隙型微观孔隙结构的影响,低渗碳酸盐岩储层大孔隙中的剩余油仍然是需要研究的对象,同时明确了剩余油挖潜开发方式建议。     

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。     

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。     

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。     

我国煤层气开发面临的主要科学技术问题及对策

在综述我国利用地面垂直井、采动区井、井下瓦斯抽放和废矿井抽放等4种技术进行煤层气勘探开发工作的基础上,结合国内外发展趋势,提出加强煤层气成藏理论、无烟煤渗透性控制因素、低煤级煤层气资源前景等基础理论研究和采用低伤害、注气增压、采气—采煤一体化、极小曲率半径钻井等先进技术,以加快我国煤层气产业的发展      

低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征

综合分析了不同地区低渗透砂岩油气储层裂缝的发育规律、渗流特征及其控制因素,发现低渗透砂岩储层裂缝以高角度构造裂缝为主,裂缝的间距一般呈对数正态函数分布,并与岩层厚度呈正线性相关关系。裂缝的发育受岩性、岩层厚度、沉积微相、构造和应力等因素控制。裂缝渗透性受现应力场的影响,通常与现应力场最大主应力方向近平行裂缝的渗透性最好,但其它方向裂缝的渗流作用不容忽视。裂缝提高了低渗透砂岩储层的可动油饱和度,同时又影响井网部署和注水开发效果。