致密油藏注水井体积压裂改善注水开发效果技术

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过程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,观察人工压裂后的生产变化。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。     

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。     

姬黄37区提高单井产量对策研究

姬黄37区长6油藏属于低孔、低渗、低产的油藏,针对其开发过程中出现的含水上升快、高含水油井增多、单井产量递减严重的情况,从地质、开发两方面分析产生的原因有储层物性差、非均质性强、注水时机不当、单砂层注采关系不完善、个别井区注入水单向突进严重及地层堵塞等,对此提出针对性的治理措施有压裂改变渗流方式、超前注水增加地层能量、精细注水改善水驱、化学堵水治理裂缝、改善注水水质防止污染、化堵调剖进行解堵等,达到了降低产量递减的目的.措施井平均单井日增油达1.35 t.     

体积压裂致密油藏注水吞吐产能影响因素

致密油藏储层致密,地层压力系数一般较低,开发非常困难,而注水吞吐对补充油层压力和实现稳产具有明显优势.针对体积压裂致密油藏,采用嵌入式离散裂缝模型描述复杂体积压裂缝网,建立考虑应力敏感和启动压力梯度的致密油藏油水两相渗流模型,并采用有限体积法建立相应的数值求解方法.通过数值模拟方法模拟了12个吞吐轮次下单个压裂段致密油藏的开采过程,分析了基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发产能的影响.研究结果表明:当基质渗透率、微裂缝渗透率和微裂缝密度升高时,基质中含水饱和度波及范围变大,累积采油量显著升高;水力裂缝渗透率升高对基质含水饱和度分布影响不大,但累积采油量明显上升,而当水力裂缝上升到一定程度时,累积采油量上升幅度变小.可见基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发效果均有显著的影响.     

应用油水井测压资料确定井底地层呈现单缝渗流的方法

油田开发过程中,由于井底附近地层的宏观及微观非均质,在长期注水过程中,往往因注入水的定向冲刷、溶蚀与压裂作用,而形成次生裂缝,加剧了注入介质的非径向渗散。另外油水井若采用人工压裂措施,也会使注采井附近的油水流沿裂缝单向突进。因而裂缝的存在将影响水驱油的波及效率。因此,在开发过程中,判断油水井附近地层中是否存在天然裂缝或形成次生裂缝而引起单向突进是一个相当重要的实际问题。S.M.El-Hadidi于1977年在文献[1]中提出应用注水井压降曲线确定井底地层裂缝的方法。本文将对在井底裂缝中呈线性渗流的数学模式重新求解,并结合矿场实例进行验算,以将所述方法应用到生产井的试     

致密油藏动态裂缝影响下水驱开发数值模拟

针对致密油藏注水开发过程中动态裂缝的问题,提出了利用“方向性压敏”、“方向性相渗”的方法,利用室内物理模拟实验和油田矿场分析资料,建立方向性渗透率与注水压力的动态关系,实现不同方向上两相渗流规律的差异。结合致密油藏非线性渗流机理,建立动态裂缝影响下水驱开发的数值模型,研制全隐式快速解法。最终,新模型成功应用于长庆油田WY试验区块,为同类致密油藏开发提供借鉴。     

鄂尔多斯盆地致密油藏天然裂缝与人工裂缝特征及开发意义

裂缝特征参数是致密油藏开发方式及井网优化的依据;针对致密油藏体积压裂下如何确定开发方式,通过对矿场测试的人工裂缝、天然裂缝和地应力方向采用高斯函数拟合,研究三者之间优势方向的耦合关系。针对致密油藏体积压裂人工裂缝有效参数的认识,提出以自然能量开发井网为研究对象,依据人工压裂缝控制区域和非控制区域压力变化规律的差异性,通过建立水平井分区渗流模型及拟合水平井生产数据,确定人工裂缝有效缝长;在此基础上,建立典型井精细地质模型及数值模型,对比不同裂缝有效宽度下数值模拟平均单段产量与实际统计单段平均产量,观察水平检查井取芯结果。结果表明:人工裂缝的优势方向与地应力优势方向基本一致;地应力的优势方向与天然裂缝优势方向差异较大的致密油藏,采用准自然能量开发,基本一致或差异小的致密油藏,具有注水补充能量的潜力;人工裂缝平均有效宽度小于等于10 m。     

强边底水油藏水驱开发效果评价

针对目前水驱开发评价方法主要是评价油田整体开发效果,很难对具体注水井的注水效率进行评价,以及强边底水油藏中油井产水的主要来源等问题。基于井间油水动态的连通性计算模型,结合油田地质参数和实际生产数据进行自动历史拟合。示踪剂分析验证了该模型具有很好的可靠性。采用该模型计算注水井注水劈分系数,确定注采优势通道以及注水井驱油效率。该模型同时也可以计算注水井和边底水对油井产油产水贡献百分比。实例油田应用表明,该模型可靠性很好,与示踪剂测试结果吻合,计算结果能很好地评价注水井的注水效率。     

注水井压裂调剖设计方法研究

对对低渗透油田,主要通过水力压裂提高油水井的增产增注能力,区块经过整体压裂改造后,水力裂缝参数将对油不井的产量起决定性作用。对于多油层非均质油藏,层间差异会导致吸水剖面不均匀,影响水驱效率。对需要经过压裂再投注的注水井,建立了压裂后预测注水井注入量的数值模拟,分析了各层注入量与地层物性、裂缝参数和注水压力的关系。研究结果表明,通过合理地设计裂缝参数,可以缓层间矛盾,改善吸水剖面。现场试验８口井,其     

鄂尔多斯盆地坪桥南长6油藏注水见效合理参数分析

针对鄂尔多斯盆地杏子川油田坪桥南区长6低渗透油藏注水见效率低、部分油井含水上升过快的问题,研究了注水见效时间规律,提出了注水参数优化的方法.通过统计分析结合数值模拟手段,分析单一因素对见效时间的影响,探索注水见效时间和合理注水强度,形成了预测见效时间及合理注水强度的图版.结果 表明,坪桥南区长6油藏转注后高强度注水的见效时间为5-15个月;见效后温和注水合理水强度范围为1.0～2.0 m3/(d·m).按该方法对单井配注优化后,水驱效果明显提高.     

超低渗油藏超前注水区油井压裂时机探讨

针对部分超低渗油藏超前注水后,油井压裂缝高度控制难度大的问题,通过声发射测试及有限元模拟方法分别对超前注水前、后的地应力特征进行了研究,认为超前注水后,储、隔层应力差更低,不利于控制压裂缝高.在对该类岩石物理性质研究的基础上,通过物理模拟实验方法对该类油藏油井压裂时机进行了研究,认为油井在未注水前压裂,有利于控制缝高,压裂试油结束后注水,待地层压力达到超前注水设计压力水平后投产,可提高开发效果.     

玛湖砾岩油藏体积压裂开发后烃气混相驱提高采收率实验

在新疆玛湖致密砾岩油藏采用烃气驱大幅提高采收率技术,面临水平井体积压裂规模开发后,小井距下水力压裂缝网易形成气窜通道,影响气驱波及体积的问题。为研究压裂后水平井井网对烃气驱开发效果的影响,提出了玛湖致密砾岩油藏人工裂缝+基质注烃气驱油模式,基于该模式设计实验模型,利用拼接比例的不同造缝与未造缝全直径岩心模型进行气驱实验,明确压裂缝与基质关系。结果表明：通过烃气驱岩心采收率可达38.26%;全直径岩心造缝比例越高,采收率越低;小规模的压裂可以使采油速度更加平稳,同时可以获得更高的采收率;烃气驱结束后通过吞吐的方式可进一步提高采出程度7.1%。该项实验可以为烃气驱现场试验水平井压裂规模、合理井距及注气速度提供了具有现实指导意义的研究基础。     

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

基于物质平衡原理解释致密油藏体积压裂有效改造体积的新方法

致密油藏需要经过大规模体积压裂改造才能获得工业油流。本文在物质平衡原理的基础上综合考虑了体积压裂施工过程中大量压裂液注入导致油藏压力升高,压后流体产出导致油藏压力降低以及裂缝与基质孔隙体积随压力非线性变化等致密油藏实际情况,进行合理假设,建立了模型方程,并推导计算了体积压裂有效改造体积和裂缝与基质的有效接触面积等参数。该方法解释出的三个新参数：能够提供有效渗流的裂缝总体积、油藏有效渗流体积、裂缝有效渗流面积,其物理意义更明确,对致密储层的开发设计及增产改造指导意义更强。将该方法应用到油田现场,并评价了3口已实施体积压裂油井的应用效果。现场应用表明该方法具有评价解释快捷、获取数据方便、成本低、准确度高的优点,适合于油田现场多井次大规模推广应用。     

安塞致密砂岩油藏单砂体刻画与压裂改造

安塞油田多期河道叠加致密砂岩油藏开发中后期, 油井含水量升高, 油层有效动用不均, 整体压裂易出现水窜、水淹现象, 已不适应油田现今的生产状况。针对这一问题, 通过对油水井单砂体进行细分和对比, 建立岩体力学模型和三维应力场分布模型, 结合现场压裂施工参数, 开展单砂体全缝长压裂数值模拟。结果表明, 安塞油田多期河道叠加致密砂岩油藏侧向复合砂体内部单砂体间泥质、钙质物性夹层发育, 形成的应力夹层对压裂裂缝的展布有较好的封隔作用, 即使压裂施工过程中隔夹层产生裂缝, 但随着泵压的降低, 张开的裂缝会随之闭合, 支撑剂并没有进入隔夹层中产生有效裂缝, 油层单砂体间有效动用不均, 60%的层有效动用程度较低。由此提出针对小层内动用程度不高的11 口井的单砂体补孔、重复压裂、堵水、隔采等措施, 经过现场实施, 增产效果明显, 平均日增油1.2 t 以上, 最终形成多期河道叠加致密砂岩单砂体细分与压裂改造的技术方法体系, 对今后类似油藏的开发有借鉴意义。     

玛湖致密砾岩注氮气驱机理及应用效果评价

针对玛湖致密砾岩储层采用的水平井+体积压裂衰竭开发,产量递减快的问题,分别在室内和现场开展了注氮气提高采收率研究。室内实验通过气驱相态、混相能力、驱油效果等方法评价了M区块的提高采收率潜力。实验结果表明,氮气在原油中溶解度小,驱油机理主要依靠自身的膨胀性驱油,且氮气的最小混相压力62.3 MPa,目前M区块很难达到混相驱。现场在玛湖油田M区块选择一个1注5采的井组开展注氮气先导试验,并取得了较好的效果。单井评价了产油量、油压、气油比、氮气浓度等4个参数指标的见效特征;井组分析了注气前和注气过程中产量的变化,累增油1 953 t。最后结合地质和工程认识,总结了影响注气效果的主控因素。本次注氮气应用效果显著,验证了致密砾岩储层水平井+体积压裂注氮气提高采收率是一项可行的技术。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。     

缝洞型油藏泡沫驱效果及缝洞结构动用机理

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间主要以裂缝和溶洞为主,非均质性极强,注水和注气开发过程中储集空间内残余大量剩余油。本文根据塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特点设计制作了能够表征不同缝洞结构特征的二维可视化物理模型,并基于可视化模型开展了的泡沫驱物理模拟实验,揭示了泡沫驱对不同缝洞结构的驱油效果及不同缝洞结构的动用机理,并明确了泡沫对不同驱替阶段剩余油的动用效果。研究表明泡沫具有极好的流度控制能力和高渗通道封堵能力,对于水平方向、垂直方向和高角度的裂缝都具有很好的驱替效果,能够有效的提高缝洞型碳酸盐岩油藏不同开发阶段后的原油采收率。充填介质的存在有利于扩大泡沫波及体积提高微观驱油效率;增强泡沫的强度和稳定性,能够增强泡沫调流转向的能力;减小泡沫的密度,降低界面张力,提高泡沫在缝洞油藏中的采收率。室内研究结果可为缝洞型碳酸盐岩油藏泡沫驱矿场应用提供理论基础。     

特低渗透裂缝性油藏超前注水井网评价方法

大庆油田外围某特低渗透试验区天然裂缝发育,微裂缝一方面可以增大油、水渗流能力,另一方面会加剧注入水窜流,认清裂缝发育特低渗透油藏超前注水的水平井井网部署对开发效果的影响是很有必要的。考虑特低渗透油藏非线性渗流规律,对微裂缝采用等效渗流介质理论,运用室内岩心分析数据和数值模拟的方法,探讨了超前注水水平井井网部署。根据井网与微裂缝匹配关系,建立12套模拟模型。通过分析各方案采出程度与含水率关系、地层压力保持水平和压力梯度场分布,明确了各方案的开发效果和适应性。分析结果表明水平井井筒垂直于最大主应力方向井网开发效果好。七点水平井网开发效果好,应优化井距以驱动注水井间的原油。九点井网见水快,应合理设计注水井位置,避免过早见水。水平井五点井网不适用于该地区。