低渗储油层水力压裂裂缝延伸过程及成缝机理

为了评价花古6井低渗储油层的压裂效果，在该井地表建立了微震监测系统.基于微震监测结果，利用裂纹延伸路径分析方法及矩张量分析方法对压裂过程中裂缝延伸的时空过程及成缝机理进行了分析.分析结果表明:不同黏度液体注入时，裂纹的空间展布具有不同的特征，注入高黏液时储层中形成了裂缝密度较低的缝网，注入低黏液时储层中形成的缝网具有延伸路径短、分叉明显、密度高、范围大等特征，注入中黏液会在储层形成一些始于分支裂缝端部的裂纹;裂缝的破裂类型以剪切破裂为主(占比89.5%)，并且破裂类型占比不受液体黏性的影响.     

低渗油藏CO2驱产出气回注可行性研究

为研究低渗油藏产出气回注的可行性,利用室内实验的方法,分别考察了原油与CO_2混相效果的影响因素及不同阶段产出气回注的驱油效果.研究结果表明:原油组分中C_1、N_2摩尔百分数的增加会引起原油与CO_2最小混相压力的升高,而原油组分中C_2～C15摩尔百分数越多越有利于实现原油与CO_2的混相.注入气中C_1、N_2摩尔百分数越高越不利于实现与原油的混相,而注入气中C_2、C_3的摩尔百分数越高越有利于实现与原油混相.注入气中CO_2摩尔百分数越高,注入气的驱油效率也越高,在CO_2摩尔百分数达到80 mol%以上时,完全可以达到CO_2混相驱的效果.现场检测结果表明,产出气中CO_2摩尔百分数已经超过了80 mol%,实施产出气回注是完全可行的.本研究首次明确了C_(11)～C_(15)摩尔百分数对混相效果的影响,同时本研究成果为产出气中温室气体的处理与利用提供依据,也为低渗油藏CO_2驱的高效开发提供重要技术支撑.     

致密气藏多级压裂水平井生产动态机理分析

为准确预测致密气藏多级压裂水平井在非线性渗流和复杂裂缝下的生产动态特征，通过双重连续介质-离散裂缝耦合模型对原始致密储层和水力压裂裂缝系统流动特征进行刻画并构建综合渗流数学模型，采用非结构三维四面体网格和控制体积-有限元方法建立全隐式数值模型，并通过修正Peaceman方法建立复杂压裂水平井数值井模型，从而获得准确的数值解。开展含水饱和度、应力敏感系数、压裂裂缝压开程度和空间非对称分布等关键参数对X致密气藏某区块压裂水平井生产动态的影响因素分析。研究表明，该模拟方法能准确预测致密气藏压裂水平井生产动态特征，为致密气藏的高效开发提供理论支撑和计算工具。     

二次加砂压裂技术在海上低孔渗砂岩气藏的应用

东海低渗储层具有埋藏深、温度高、边底水发育、平台空间小等特点,采用传统加砂压裂方式初期产量低、压后压降快、有效产能低,无法满足海上经济有效开发的需求。因此,基于平台化压裂的技术瓶颈,开展二次加砂压裂增产机理及适应性评估,通过技术优化研究,确定了二次加砂压裂施工排量、加砂规模、二次加砂比例、中途停泵时间等关键参数,优选评价了压裂液和支撑剂材料,并评估了平台空间综合利用,形成了一种适合海上低渗平台开发的增产技术。DX-B5井的实施效果表明:二次加砂压裂技术首次应用于海上低渗油气田,并取得显著的增产效果,相比邻井初期产量增加了2倍,累计产量增加了3倍,针对类似储层条件的油气井,可推广应用于东海及国内其他海域的低渗储层增产开发。     

考虑相态变化的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏生产特征分析新方法

随着对缝洞型碳酸盐岩气藏的开发,分析与预测缝洞型碳酸盐岩气藏生产动态特征变得至关重要。由于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,其生产动态特征变化与井打缝洞储集体位置有关,同时又与凝析气藏不同温度压力下的相态变化特征有关,现有的动态分析方法已不能满足缝洞型气藏动态分析的要求。目前缝洞型碳酸盐岩的动态分析方法主要有物质平衡法、物理模拟实验、现代产量递减法、试井和数值模拟法等,但以上所有方法都忽略了井钻遇缝洞体的位置,而其位置关系在缝洞型碳酸盐岩动态分析中起决定性因素。针对塔中地区缝洞型碳酸盐岩凝析气藏,建立了考虑相态变化的凝析气藏物质平衡方程,构建了井筒位置、裂缝和缝洞体依次连通的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏物理和数学模型,通过推导得到分析缝洞型凝析气藏动态分析简化模型,并对气油比、产气、水和凝析油量的变化特征进行了分析和讨论。基于该简化模型对塔中某典型凝析气井开展了生产动态特征分析;其预测缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发过程中缝洞与油、水界面的关系和气藏相态变化分析结果与生产特征完全一致,进一步验证了模型的准确性。该方法将对缝洞型凝析气藏后期挖潜增产有重要的指导意义。     

低渗碳酸盐岩气藏提高采收率技术对策

系统的提高采收率技术对策是改善低渗碳酸盐岩气藏进入开发中后期效果的重要技术手段。针对该类气藏进入开发中后期地质、生产动态以及开发方式上相对于早期的变化,围绕气田挖潜与提高采收率,梳理了该类气藏在面临侵蚀沟槽发育、储层低渗非均质性强、低压低产井多等特征时,剩余储量挖潜、提高储量动用程度和井网完整性评价中的关键技术问题。并在复杂岩溶储层描述、低渗气藏精细动态评价技术的基础上,提出以"沟槽挖潜、井网优化、增压开采、排水采气"为核心的提高采收率技术思路与对策,并将研究成果应用于鄂尔多斯盆地M气田。结果表明:M气田可新增动用储量220.3×10~8 m~3,增产气量303.4×10~8 m~3,提高气田采收率6.8%。研究结果对国内同类气藏的开发与实践具有指导意义。     

特低渗油藏氮气泡沫调驱适应性研究

针对吉林油田某区块纵向油层动用不均、含水率高、采出程度偏低的现象,应用室内模拟实验和数值模拟方法进行了氮气泡沫调驱的适应性研究。物模实验发现,发泡剂综合发泡能力评价指数有利于发泡剂的统一筛选,确定质量分数0.3%JH-12起泡剂与质量分数0.03%AP-12稳泡剂的复配体系作为氮气泡沫驱的优选起泡剂体系;考虑现场实施的可行性,当岩心渗透率级差为4.67,采用双段塞气液交替注入方式氮气泡沫驱油效果更佳。利用数值模拟得到工区氮气泡沫调驱参数优选结果:注入方式为双段塞气液交替注入,泡沫段塞注入量为0.4 PV,地层注入气液比为1∶1,氮气注入速度为0.12 PV/a,这与室内物模实验结果基本一致。数值模拟井组氮气泡沫调驱采出程度增幅可达3.31%,产出投入比为3.29,表明方案可获得较高的经济效益。     

基于响应面法的海上油藏注气参数设计方法

针对海上低渗油藏注气方案设计受平台环境、油藏特征和工艺条件等众多因素影响而复杂烦琐的问题,将响应面方法引入水气交替驱方案的设计中。在确定了少量但具有代表性的气驱方案的基础上,通过对其结果的统计分析,形成了采收率指标与注气时机、水气比、周期注入段塞3个因素之间的预测模型与响应曲面,并在此基础上开展了注气参数优化设计。通过该方法可以对研究范围内的气驱方案进行高效地设计、预测和优化,简洁、直观地确定最佳气驱方案,科学、高效地实现设计目标,提高了海上低渗油藏气驱设计工作的效率和质量。     

LNS地区须家河组须二段致密砂岩气藏有利区预测

LNS须家河组二段致密砂岩气藏具有岩性致密、低孔低渗、非均质性强的特点。其砂岩含气储层与页岩夹层的声波传播速度特征相似,常规方法难以有效识别该类含气储层并刻画其平面展布。通过构造及小断层的精细解释确定有利的裂缝发育区,然后在拟声波反演滤除须二段泥质部分的基础上,利用低频增量属性对储层含气性进行检测以降低地震的多解性,在考虑构造裂缝发育程度、流体检测等因素的基础上,确定了研究区须二段有利勘探区域,并建立了有效的储层预测模式,为下一步勘探及井位部署工作提供支持。     

川南丹凤场－塘河构造嘉陵江组成藏条件及成藏模式

以川南丹凤场-塘河构造嘉陵江组钻探和开发成果为基础,结合地层、沉积相、储层、成藏研究成果,系统研究了研究区嘉陵江组气藏发育的主控因素,研究认为:有利的沉积微相控制了储层发育,并控制了气藏的平面分布;联通下伏烃源岩层系的断层控制了天然气供给;发育的裂缝体系改善储层渗透性与连通性,形成裂缝-孔隙型储层,提高了储集性能;岩性及构造——岩性复合圈闭为天然气聚集提供了储集场所;膏岩层的封盖及保存条件影响气藏的分布.并且研究区嘉陵江组成藏要素具有良好的时空匹配关系.通过上述气藏主控因素研究,认为研究区嘉陵江组气藏成藏条件优越,具有较大的天然气勘探潜力.而混源气源的混入,烃源断层和石膏盖层的分布,是油气聚集层位及有利成藏区块确定的重要因素.成果的取得,为川南地区嘉陵江组气藏的勘探及开发提供重要的地质依据.