鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层微观孔隙结构特征及其对水驱油特征的影响

以姬塬油田长6段典型的特低渗透砂岩油藏为例,应用物性、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、真实砂岩微观模型水驱油实验等资料,探讨储层微观孔隙结构特征及其与水驱油效率的关系。研究结果表明,长6储层空间主要为原生粒间孔,其次为长石溶孔;根据毛管压力曲线形态以及相应的参数,将储层孔隙结构分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类4种类型,4种类型的孔隙结构对应的储集空间不同,其储集性能和渗流能力依次变差;4种类型的孔隙结构对应的水驱油路径和驱油效率具有明显的差异,孔喉半径是影响驱油效率的关键,渗透率、孔隙度对驱油效率的影响依次变差;同时,水驱油效率与试油产液量具有较好的正相关性。综合分析表明,应用孔隙结构特征与驱油效率的关系能为油藏的科学开发提供可靠的数据。     

西峰油田白马区长8油藏地质特征及开发对策

目的对西峰油田白马区长8油藏地质特征制定合适的开发对策,使其得到有效开发。方法采用油藏工程计算、数值模拟、室内化验分析和现场试验确定有效的开发对策。结果合理的井网系统、注水时机和添加剂的采用,使白马区获得了较好的开发效果。结论采用菱形反九点井网实施超前注水开发,并在注入水中添加黏土稳定剂和润湿性反转剂可以改善长8油藏的开发效果。     

低渗透油藏压裂水平井井网形式研究

目的 针对七点井网水平井段腰部见水风险大,注水技术政策制定难度大等问题,提出了改进的水平井七点井网形式。方法 在低渗透油藏压裂水平井五点井网、七点井网的渗流机理、缝网匹配关系、压力保持水平及开发效果分析基础上,进一步总结了五点、七点井网的优势及存在的问题。在此基础上,提出改进的水平井七点井网形式。结果 直井注水-水平井采油的五点、七点井网形式,其控制端呈纺锤形裂缝布放模式,地层压力保持水平较高;水平井平行正对排列七点井网存在腰部注水井见水风险大、腰部与端部注水井差异配注等问题;水平井交错排列、且增大水平井段腰部注水井间距的新七点井网地层压力水平高于原七点井网。结论 改进的七点井网能有效降低七点井网水平井段腰部注水线上见水风险,简化了注水技术政策,能够延长水平井无水采油期、提升整体开发效果。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层岩心渗吸试验

根据对水渗吸理论和渗吸试验的研究,渗吸作用力主要为重力和毛管力,两种作用力在不同渗吸条件和渗流阶段占不同的主导地位。采用核磁共振技术,结合长7致密油岩心渗吸试验,在核磁分析岩心内部孔喉结构和精确度量油水饱和度变化的前提下对渗吸结果进行分析。结果表明:静态渗吸采收率与Bond数的倒数密切相关,鄂尔多斯盆地长7致密岩心渗吸采收率为30%~35%,最佳渗吸采收率时的Bond数倒数值约为1。对比动态渗吸驱替与静态渗吸试验结果发现,驱替速率越小,大孔喉内原油采收率越低,而小孔喉内的油水饱和度基本相同。鄂尔多斯盆地致密油长7储层渗吸规律的研究,为致密油注水吞吐开发、提高裂缝性水湿油藏的采收率提供理论基础。     

鄂尔多斯盆地致密油体积压裂水平井产量预测

目前常用的水平井产量预测数值模拟方法和理论解析方法都难以解决致密油储层横向非均质变化大和人工裂缝发育程度描述难的问题。为解决以上问题,基于测井解释资料和体积压裂施工参数,从地质和工程两个方面对致密油水平井产量进行分析和效果评价,并采用灰色关联分析法,将水平段地质参数（标准录井气测全烃值、渗透率、脆性指数）、油层包络面面积、储层横向非均质系数作为影响储层含油性、渗透性、可压性和非均质性的敏感性参数;将施工参数的单井总入地液量作为产量的工程敏感性参数。通过拟合回归,建立对数预测模型对致密油水平井产量进行预测,达到降低致密油规模开发中的投资风险,提高产建效益的目的。应用该方法对合水长7致密油区块6口水平井进行产量预测,预测值与实际值平均相对误差仅为8.0%,效果较好。     

多油层叠合区压裂水平井立体开发技术

多油层叠合区在国内外各大油田均有不同程度的分布,鄂尔多斯盆地三叠系延长组油藏尤为发育。当今水平井开发技术在国内外已经取得了很大进步,但常规水平井开发多油层叠合区时,如何一次性提高储量动用程度和油藏采油速度又成为一个难题。主要针对鄂尔多斯盆地多油层叠合发育区如何一次性经济高效提高储量动用程度和油藏采油速度的问题,研究提出了双层平移式水平井立体开发技术,并通过油藏工程、数值模拟和矿场实践的方法论证该技术的可行性。结果表明,水平井立体开发技术既能提高纵向储量动用程度,又能减少注水投资,提高注水效率和油藏整体采油速度;单井增产幅度大,油藏渗流能力强,注水井分注效果明显,递减期时间较直井开发短。     

超低渗透油藏水平井注采井网设计优化研究

针对超低渗油藏水平井开发面临的稳产问题,在超低渗透油藏水平井见水、见效分析及开采规律认识的基础上,形成了适合超低渗透油藏水平井注采井网设计的基本原则：（1）人工压裂缝三维空间拓展范围是注采井网设计的基础;（2）井排方向与最大主应力方向垂直;（3）井网以侧向驱替补充能量为主;（4）提高水驱控制面积比,优化井距、排距和水平段长度;（5）提高单段改造强度,缩小段间距,实现缝间储量的有效动用。以注采井网设计的基本原则为基础,采用矿场统计和理论分析相结合的方向,提出了进一步改善水平井开发效果的技术方向和政策：（1）提高水平井单段产量;（2）提高井网压力保持水平,优化井距为500~600 m,I类、Ⅱ类,Ⅲ类油藏水平段长度分别为500~550,450~500和400~450 m,I类、Ⅱ类、Ⅲ类油藏排距分别为150,120~130和100~120 m;（3）采用小水量温和注水的技术,分类优化单井注水强度;（4）水平井合理初期产量根据存地液量、排距和水线推进速度的关系来确定,合理生产流压注水未见效前略大于饱和压力,注水见效后保持不低于饱和压力的2/3。