低渗裂缝性储层渗透性能变化的动态模拟

油井暴性水淹是裂缝性砂岩油田开发的普遍特征,这主要是开发过程中注水引起裂缝开启、扩展所致。根据有效压力变化对孔隙度、渗透率变化规律的实验研究结果,给出了储层渗流场和岩土变形场耦合关系式,考虑裂缝渗流的各向异性特征,给出裂缝性低渗透储层孔隙度、渗透率的简单计算方法,利用油藏流固耦合理论,对一五点井网先采用衰竭式开采,后注水的开发过程中,孔隙度、渗透率的变化情况进行了数值模拟。对于合理确定注水压力及井网的合理布置,防治水窜及暴性水淹等具有重要的指导意义。     

下寺湾油田延长组储层裂缝特征及对注水开发影响

为了明确下寺湾油田延长组储层裂缝发育特征,提高高产裂缝井勘探及注水开发效果,通过岩芯、显微薄片多尺度裂缝描述及常规测井裂缝识别,并结合注水开发动态,分析储层裂缝特征及其注水开发影响。研究表明:下寺湾油田延长组储层裂缝发育,微裂缝面孔率约占0.5%~1%,以高角度未充填张性构造裂缝为主,主要分布在柴窑及美泉一带;裂缝在各个层位均有发育,且自下而上具有很好的连续性;主要发育三组裂缝,其中以北东80°最为发育,造成注水见效快,见水快,水淹快。通过以上研究认为控制主方向裂缝的注水强度、周期注水、井网优化,最终形成不等井距的沿裂缝线状注水井网是裂缝发育区注水开发和改善特低渗储层注水开发效果的综合调整方向。     

注水吞吐井的产量递减预测模型及其应用

注水吞吐采油技术是改善裂缝性低渗透砂岩油藏注水开发过程中出现裂缝水淹油水井数比失调和油井低产低效现象的一种有效方法.本文针对其开发特征,从室内渗吸实验和矿场实际两种方法,建立注水吞吐井的产量递减测模型,并应用于油田实际,为注水吞吐采油技术提供理论指导.     

鄂尔多斯盆地三叠系低渗透油藏暴性水淹分析及对策

鄂尔多斯盆地低渗透油藏物性差,产能低,储层有裂缝。在开发过程中,由于未处理好裂缝方位与注采连线之间的关系、断层导水以及低渗油藏底水锥进问题,导致部分油井暴性水淹。通过对相关文献资料的调研,本文提出了解决油井暴性水淹的措施及步骤,以期达到稳油控水,提高采收率的目的,从而保证油藏开发的整体经济效益。     

安塞油田特低渗微裂缝性油藏合理注水参数

以安塞油田长6特低渗微裂缝性油藏为例,围绕开发中后期储层特征、水驱油机理的分析,结合矿场试验效果,提出了特低渗微裂缝性油藏周期性注水的开发模式,以提高采收率。并针对周期性注水适用条件、注水时机选择、合理配注量及注水周期等问题进行深入分析,提出相对合理的计算方法,为特低渗微裂缝性油藏中后期合理注水参数调整提供了理论与实践依据。     

裂缝在吉林两井低渗透砂岩油田开发中的作用

在研究吉林两井低渗透砂岩油田裂缝分布特征与发育规律的基础上，探讨了裂缝对该区油气富集规律、可动流体饱和度分布、渗流作用、开发井网部署、注水效果和压裂缝展布等方面的影响。结果表明；该区主要发育4组高角度构造裂缝，由于各组裂缝密度及现应力场影响下的开度不同，引起裂缝渗透各向异性。随着裂缝密度增大，油气的富集程度和可动流体饱和度增高。在注水开发中，由于裂缝的高渗透性、渗透率非均质性和压力敏感性特征，影响油田开发方案的部署。天然裂缝控制了整个渗流系统，人工压裂缝主要起改善东西向渗流通道的作用。各组天然裂缝及其渗透性的综合评价，是该低渗透砂岩油田合理开发的主要地质依据。     

花土沟油田水淹层评价研究

花土沟油田具有断层发育、注采关系复杂，舍油井段长、层问干扰严重，储层平面非均质性较强的特点。随着油田精细注水开发工作的深入，油田地下油水分布特征变的错综复杂，综合含水上升过快，局部区块暴性水淹的问题越来越突出，次主力层较难动用等问题和矛盾，导致油田水驱效果变差，使油田的生产局面较为被动。因此，水淹层的识别及评价研究，对花土沟油田下步措施挖潜、调整和完善开发方案具有较强的指导意义。     

头台油田储层天然裂缝对注水开发的影响

为降低油井中的含水量,提高油井产油量,通过岩心测试及动静态资料分析,研究了头台油田储层中天然裂缝的特征。结果表明：头台油田储层中构造裂缝较发育,且构造轴部的裂缝比两翼发育,裂缝平均线密度为0．057条／m,裂缝主要发育在粉砂岩中,规模不大,以垂直缝为主,充填较严重;裂缝方位以近EW方向为主;在注水开发中,水沿EW向裂缝推进,使EW向的油井严重遭受水淹,SN方向油井供液不足,导致整个油田地层压力下降且不均衡。认为沿裂缝布置注水井,可改善油田开发效果。     

陕北张天渠油田延长组储层划分与注水开发研究

文章通过油藏精细描述和储层连通性的研究，对注采井网优化部署并适时合理调整，单井产量及采收率明显提高，驱油速度均匀平稳，避免采油井暴性水淹，油田开发效益明显，具有对类似油田开发工作借鉴参考意义。     

裂缝在吉林两井低渗透砂岩油田开发中的作用

在研究吉林两井低渗透砂岩油田裂缝分布特征与发育规律的基础上 ,探讨了裂缝对该区油气富集规律、可动流体饱和度分布、渗流作用、开发井网部署、注水效果和压裂缝展布等方面的影响 .结果表明 :该区主要发育 4组高角度构造裂缝 ,由于各组裂缝密度及现应力场影响下的开度不同 ,引起裂缝渗透率各向异性 .随着裂缝密度增大 ,油气的富集程度和可动流体饱和度增高 .在注水开发中 ,由于裂缝的高渗透性、渗透率非均质性和压力敏感性特征 ,影响油田开发方案的部署 .天然裂缝控制了整个渗流系统 ,人工压裂缝主要起改善东西向渗流通道的作用 .各组天然裂缝及其渗透性的综合评价 ,是该低渗透砂岩油田合理开发的主要地质依据     

致密油藏注水井体积压裂改善注水开发效果技术探讨*

鄂尔多斯盆地致密油藏的开发还处于试验阶段,由于储集层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难以建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效,见效即见水的水驱矛盾。应用水驱前缘和示踪剂监测资料,研究了致密油藏开发中的见水特征及原因。改变了以往只在油井压裂开发的经验,优选了一个注水井组,进行注水井体积压裂试验,观察人工压裂后的规律。An83区长7致密油藏,油井为多方向见水,原因是早期地质运行过程中形成的多期裂缝相互叠加,注水井经过体积压裂后,人工裂缝取代天然裂缝成为主要渗流通道,改变了水驱方向,水驱效果得到改善,对油田调整挖潜有重要的指导作用。     

延长油田L井区空气泡沫驱效果评价

延长油田L井区经过注水开发后,出现受效井数少、单井产量低,部分井水淹严重等问题,于是对部分井组实施了空气泡沫驱。以研究区典型井组为研究对象,对比空气泡沫驱前后产油量、含水率等参数的变化,评价受益井以及受益程度。结果显示,实施空气泡沫驱后油井降水效果非常明显,增油略有成效。这表明空气泡沫驱对于低渗透油藏而言是水驱之后的一种选择,能够在水驱基础上提高驱油效果。     

致密-低渗透油藏两相启动压力梯度变化规律

致密-低渗油藏油水两相渗流时存在启动压力梯度,导致基质中剩余油和残余油的驱动非常困难,水驱开采效果普遍较差。为了确定致密-低渗储层两相启动压力梯度变化规律,通过物理模拟方法研究了一维水驱油过程中两相启动压力梯度与平均含水饱和度之间的关系,并分析了两相启动压力梯度的形成原因。结果表明,两相启动压力梯度随平均含水饱和度增大先升高后降低,在油水前缘位于出口端附近时达到最大值;两相启动压力梯度最大值与岩心气测渗透率呈良好的幂函数关系,渗透率越低两相启动压力梯度最大值上升速度越快;同一岩心中两相启动压力梯度远大于原油启动压力梯度。可见致密-低渗油藏水驱过程中两相启动压力梯度随着油水前缘运移先增大后减小,同时油水间毛管力是两相启动压力梯度形成的主要原因。     

水驱前缘移动与地层压力波及之比较研究

为对比分析平面平行渗流、平面径向渗流和球面向心渗流3种不同渗流方式下水驱前缘移动规律的差异性,依据油藏注水开发理论,应用渗流基本公式及流线积分法和单元分析法,推导出3种渗流方式下的水驱前缘移动公式。在油藏参数相同的条件下,当3种渗流方式中的位移相等时,平面平行渗流的水驱前缘移动速率最快,平面径向渗流次之,球面向心渗流的水驱前缘移动速率最慢。水驱前缘移动的快慢规律与地层压力波及的快慢规律正好相反。从理论上解释了为何在实际油藏注水开发中,一般选用反九点面积注采井网(以井为中心发生平面径向渗流)较多的原因。     

北小湖油田油层冷伤害实验研究

对北小湖油田高含蜡高凝固点原油析蜡对油层产生的冷伤害进行了室内驱替实验 ,实验结果表明 ,当油层出现冷伤害后 ,岩心的残余油饱和度增加 ,驱替效率大幅度降低 ,且油水的渗流阻力同时增加。建立了单井温度场数值计算模型 ,并对北小湖油田注水井温度场进行了计算。结果表明 ,注入流体的温度越低 ,冷伤害越严重 ;注入速度越大 ,冷伤害范围越大 ,且油层部位一旦被水淹 ,温度将迅速降低 ,之后随注入时间的增加逐渐趋于地层温度     

体积压裂缝网渗流特征与注水开发适配性研究

鄂尔多斯盆地致密油储层体积压裂改造后,单井产能较常规压裂有了大幅度的提高,但由于地层压力系数小, 仅靠天然能量开发效果并不理想,因此,探索体积压裂井的注水补充能量方式有重要意义。基于体积压裂复杂缝网形 态的特点,建立了缝网数值模拟模型,对直井体积压裂缝网渗流特征进行了分析;以体积压裂矩形井网为例,研究了注 采形式下体积压裂井的增产机理,并结合井网对缝网适配性进行了探索。研究结果表明,缝网系统增加了储层垂向动 用程度,提高了主裂缝壁面方向的水驱波及体积,改善了注采井间的水驱动用效果。由于缝网系统存在“最短渗流距 离”,体积压裂井见水后含水上升较快。通过长庆某典型致密油储层直井体积压裂实例分析,对后期可行的井网形式 进行了优化设计和论证。     

弱碱三元驱后剩余油定量分析

三元驱后地层中仍存在大量剩余油,明确剩余油类型及数量对进一步提高采收率具有重要意义。利用电子计算机断层扫描(computed tomograph,CT)及图像分析软件定量分析了水驱后、弱碱三元驱后不同渗透率岩心中各种类型的微观剩余油。结果表明:水驱后剩余油主要类型为簇状、柱状、盲端状;弱碱三元驱对水驱后各类剩余油均有不同程度的驱替作用,对簇状剩余油驱替效果最好;盲端状剩余油饱和度在三元驱后有小幅度升高。弱碱三元驱后剩余油形态与水驱后一致,簇状剩余油占比最高,需要进一步动用该类剩余油以提高采收率;     

渤海特高含水期油田剩余油分布规律及挖潜策略

油田进入特高含水期后,受储层韵律性、平面非均质性、断层边界及纵向夹层等影响,油层水淹规律及剩余油分布十分复杂。为进一步提高油田采收率,结合新钻井水淹层测井解释成果、密闭取心、生产动态及油藏数值模拟等资料,对渤海Q油田水淹特征和剩余油分布规律进行深入研究,并提出相应的调整井挖潜策略。认为油层底部、井点附近及边水油藏注采主流线水淹严重,油层中上部、井间区域、遮挡带附近和底水油藏边部水淹较弱或未水淹,纵向上井间区域水淹层占比为8%～65%,平面上生产井有效动用半径为70～150 m。提出利用水平井进行井间加密、边部完善井网、垂向穿夹层动用屋檐油及井网调整等挖潜策略。结果表明:利用水平井挖潜特高含水期剩余油,可有效改善开发效果,提高油田采收率,并为海上类似油田的调整挖潜提供借鉴。     

阿尔善组油藏剩余油精细描述及稳油控水效果

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏 ,其油藏流体类型属于黑油 .该油藏 1 989年 6月正式投入早期注水开发 ,经历了 3次大的调整 (层系细分 )和不断加密、完善井网 ,至 1 997年 1 2月 ,基本形成了 4套较完善的独立井网注采 4套层系的局面 ,综合含水率已达6 4 % ,而采出程度仅为 1 6 % ,稳产难度越来越大 .针对这种局面 ,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏的开发历史 ,分断块分层系进行了精细历史拟合 ,纵向上深入到了小层 ,得到了 40个小层的剩余油分布规律 ;分析了其影响因素 ,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的稳油控水调整措施 ,据此加密了 3口油井 ,效果良好 .     

多种驱替方式后储层物性及剩余油变化规律研究——以GD油田中一区Ng3单元11-检11井区为例

目前GD油田中一区Ng3单元11-检11井区经历了水驱、聚合物驱、后续水驱及非均相复合驱等多种驱替方式开发。探索多种驱替方式后的储层物性及剩余油分布变化规律对高含水期油藏进一步挖潜,特别是GD油田中一区Ng3单元的进一步稳产、增产具有重要意义。以中一区Ng3单元中11-检11井区为研究对象,综合利用密闭取芯井及开发动态资料,对注水、注聚及非均相复合驱等多种驱替方式后的油藏物性变化规律及剩余油分布进行了研究。结果表明,与聚合物驱前相比,聚合物驱后的储层非均质性得到了一定改善;对正韵律储层,聚合物驱后底部层位储层非均质性在聚合物驱后进一步增强,而其他部分层位的储层非均质性减弱;对于复合正韵律储层,分段水洗明显,各韵律段中下部水洗较强,各韵律段上部水洗弱、剩余油富集。非均相复合驱前后的储层孔隙度分布变化差异小,但非均相复合驱后储层的非均质性变强。该研究对GD油田中一区及类似油藏的开发具有重要意义。