牛圈湖油田储层潜在裂缝特征及注水开发对策

牛圈湖油田西山窑组油藏为低孔、低渗、低压油藏,油藏天然裂缝不发育,但部分油井投入注水开发后,初期就出现含水快速上升,甚至早期水淹的现象.运用示踪剂监测、脉冲试井及生产动态资料等方法分析目前油藏见水特征,认为研究区次生裂缝分布广泛,裂缝主要为超破压注水与人工压裂形成,且裂缝发育方向受区域最大主应力方向及油藏构造形态控制.通过实施堵水调剖,控制注水压力,转注主向水淹井,调整井网等措施,可提高注入水波及程度,控制含水上升速度,达到最终提高采收率的效果.     

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。     

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。     

低压油藏超前注水矿场试验研究

牛圈湖油田西山窑油藏是低孔特低渗低压油藏,油井自然产能低,通过压裂、水平井技术不能有微提高单井产量,达不到经济开发的要求。随着近几年研究的深入,决定以超前注水为主体思路,对牛圈湖西山窑油藏的开发开展重点评价,通过超前注水,提高地层压力系数,辅助水平井、压裂等增产措施,提高单井产量,单井初期产量从1.8t／d提高到11t／d,产能提高了6.1倍,达到经济界限要求,使难采储量得到经济有效动用,为三塘湖盆地低压油藏储量升级动用奠定了基础。     

低渗透超前注水储层油水分布

通过压汞实验、CT孔隙扫描实验分析了储层的微观孔隙结构特征,应用岩心实验、微观模型实验研究了超前注水过程中油水分布特征。通过研究得出,三塘湖储层的微观非均质性较强,超前注水会使储层的油水分布发生明显变化。随着超前注水压力和超前注水时间的增加,储层非均质性变强,注入水沿渗透率较高的层位窜流,产生微观指进现象,导致超前注水生产后油井含水率上升快。因此,在非均质性较强的低压、低渗油藏超前注水过程中,应合理优化超前注水压力与加压时间,减少注入水窜的发生。     

启动压力梯度确定井距和判断油井压裂的新方法

低渗透油藏最大的特征是存在启动压力梯度,其流动为非线性渗流。在一定的井距、生产压差情况下,启动压力梯度决定油藏多大范围内原油可参与流动,这直接影响油田的采收率。根据弹性渗流理论,以油井最大产量生产时产生的压力波传到油藏内某处,其压力梯度正好等于启动压力梯度时离油井的距离作为最大泄油半径,从而建立了计算最大井距的数学模型。根据压力在压裂裂缝中的传导特征,提出了判断油井是否需要压裂和计算最小压裂缝长的方法。对2个油区6个油田的41口油井计算表明,最大井距为(4~449)m,约68%的油井需要压裂,最小压裂缝长为(2~73)m。结果与实际情况的一致性较好,表明该方法具有较高的可靠性和实用性。     

启动压力梯度对压裂井生产动态影响研究

低渗透油藏往往不遵循达西定律,具有启动压力现象,常规的方法难以实现该类油藏的高效开发.通过室内实验,研究了大庆肇源油田不同渗透率岩心启动压力梯度,建立了启动压力和渗透率关系式,并应用黏度和渗透率组合参数来判断流体的渗流形态;应用数值模拟的方法研究了启动压力梯度对压裂油井日产量、累积产量、含水率、采出程度、地层压力分布等的影响.结果表明,启动压力梯度对压裂油井各项生产参数的影响很大.因此,在低渗透油藏的开发过程中不能忽略启动压力梯度的影响.     

考虑裂缝变形的低渗透双重介质油藏数值模拟研究

针对玉门青西低渗透裂缝性油藏地质条件的复杂性,通过实验研究了该类油藏开采过程中裂缝的变形特征及其对渗透率和油井产能的影响;研究了水驱过程中的渗吸采油机理.在此基础上,建立了将裂缝变形与基质渗吸作用集为一体的变形双重介质油藏数值模拟模型,利用该模型开展了裂缝变形、渗吸采油、周期注水对开发效果影响的模拟研究.采用变形双重介质油藏数值模拟技术对青西低渗透裂缝性油藏多方案开发指标进行了预测,给出了该油藏优化的开发方案.     

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。     

L35块重力浊积流油藏注水受效影响因素研究

本文以辽河油田L35块为例对重力浊积流沉积油藏注水受效影响因素进行了研究。L35块是典型的重力浊积流沉积的低渗-特低渗油藏,具有埋藏深、非均质性强、连通差、物性差、敏感性强的特点,水驱开发难度大。综合运用注采动态分析、室内试验以及跟踪监测方法对油藏注水受效特征的研究,明确了沉积特征、注采井距、水力压裂裂缝和注水水质是影响该类油藏注水开发效果的主要因素,为该类油藏进行注水调整,改善注水开发效果提供了依据。     

大斜度井多簇水力压裂裂缝扩展数值模拟

大斜度井多簇水力压裂技术是开发低渗透油气田的有效手段,但压裂过程中出现的裂缝转向、应力干扰问题使得裂缝扩展形态十分复杂。本文基于全局粘聚区模型建立大斜度井3条裂缝同时扩展的有限元数值模拟,对不同井斜角、原位应力差条件下的裂缝注入点压力、裂缝形态进行研究。研究表明：当井斜角由20°增大至80°时,裂缝起裂逐渐变难,起裂压力增幅达47.38%,且中缝受边缝的干扰程度降低;裂缝形态由初始沿射孔方向延伸逐渐转向至沿垂向应力方向,且当井斜角等于60°时3条裂缝合并成一条主裂缝。当地应力差由0 MPa增大至5 MPa时,3簇裂缝的起裂压力逐渐降低,且中缝受边缝应力干扰程度增加;裂缝形态由沿着3条初始射孔方向延伸不发生明显裂缝转向,到起裂于初始损伤区之后迅速发生裂缝转向。该有限元计算模型可对现场大斜度井多簇水力压裂施工提供一定参考。     

水平井压裂裂缝起裂及裂缝延伸规律研究

水平井压裂可以有效提高低渗透油气藏水平井的采油速度和最终采收率,裂缝起裂和裂缝延伸规律是水平井压裂的关键问题之一.建立了水平井压裂裂缝起裂压力计算模型,通过分析求解模型可以得出:井筒方位角不同,最小水平主应力和垂直主应力对裂缝的起裂压力影响规律不同,在井筒方位角为0°时最不容易起裂,而在井筒方位角为90°时最容易起裂;对比分析了现有裂缝延伸模型,得出全三维裂缝延伸模型适合水平井压裂裂缝延伸模拟;分析了产层和盖层的应力差对裂缝缝高的影响,计算结果表明,当隔层与产层的应力差大于5MPa时,裂缝被限制在产层内.     

低渗透油藏CO2驱超前注气可行性评价

从超前注水的机理入手,结合数值模拟与实际动态,对比了不同注入方式下井间的压力剖面,分析了超前注气对地层压力波及的影响,建立了不同注入方式下受效的评价方法。基于低渗透油藏存在的启动压力梯度、应力敏感、孔喉细小的储层特性,分析不同注气方式对油井、注气井及地层压力的抬升幅度、采出程度以及混相效果等的影响;基于以上特点,超前注气可以有效地解决超前注水效果差或油井开井后暴性水淹等实际现象;并以大庆油田YSL区块为例,进行了不同注气方式下的开发效果分析,评价了超前注气的开发效果,对低渗透油藏开发技术政策的制定具有一定的指导意义。     

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。     

缝洞型油藏剩余油形成机制及改善开发效果研究

采用数值模拟方法研究了缝洞单元剩余油形成机制和改善水驱开发效果方法。研究表明：油水重力分异作用导致溶洞内残余油和束缚水含量决定于流出侧缝洞连接点位置,从而得到了残余相饱和度表达式;油水密度差、缝洞连接关系和缝洞单元压力系统是影响缝洞型油藏剩余油形成和分布的三个因素,油水密度差是根本原因,缝-洞连接关系是主控因素,而缝洞单元压力系统则属于次要原因;提出了水驱后续注气开发、高含水期转换注采关系开发、注水井提液开发三种提高采收率技术,可不同程度降低剩余油饱和度,但各种方式的优劣并不是绝对的,需要根据缝洞连接方式和注采井与缝洞单元连接位置进行优选。     

中山川油区储层物性及裂缝特征研究

通过大量的岩心观察、铸体薄片鉴定、岩心和薄片的古地磁定向分析,以及油井注水实验结果的分析,对中山川油区长4+5—长6储层的物性及裂缝特征进行了研究.结果表明:油区的主力油层以低成熟度的细粒—中粒长石石英砂岩为主,储层孔隙种类较多,原生的粒间孔及次生的溶蚀孔为储层的主要储集空间;储层水平和网状裂缝非常发育,具有张裂缝特征,构造型的NE向裂缝占主要地位.在区域最大主应力的控制下,人工压裂裂缝的方向主要为NE-NNE向.     

胜利油田低渗透油藏开发技术研究

低渗透油藏是胜利油田重要的增储阵地之一,胜利油田目前在低渗透储层特征研究、小井眼和水平井钻井技术以及整体高效水力压裂技术等方面有了很大进展,在储层渗流机理、注气混相驱     

分段压裂水平气井产能数值模型建立

随着水平井分段压裂技术在致密气藏开发中广泛应用,压裂后产能的预测对开发此类气藏具有重要意义。应用复位势理论和势叠加原理等基本渗流理论,结合水平井压后裂缝形态和单相气体渗流机理,推导出考虑水平井筒内压降损失时的产能预测新模型。模型综合考虑了多条裂缝间的相互干扰和各条裂缝的长度、缝宽、导流能力、缝间距对各条裂缝产量的影响以及水平井筒内压降损失对产能的影响,建立了考虑多因素的水平气井产能数值模型。编制了模拟计算软件。并以长庆油田某致密气藏区块为例进行了裂缝方案优化设计。研究成果对于低渗致密气藏井网部署及开发方案编制具有一定的指导意义。     

基于裂缝形态和产能的水平井分段压裂优化研究

根据低渗透油藏的特点,基于固体应力平衡和多相流体流动,建立了水平井水力裂缝分段优化的模型.采用有限元模拟和油藏模拟研究了在避免复杂水力裂缝的前提下,水平井水力裂缝优化的影响因素.研究发现,水平井筒与最小水平地应力方位存在夹角时,分段水力裂缝出现弯曲转向,多个弯曲裂缝之间的相互干扰形成复杂的裂缝形态;当水平井筒与最小地应力方位的夹角过大时,尽量增加裂缝分段的距离,以避免相互干扰;油井累积产量随着裂缝间的距离增加而减小;油井累积产量随裂缝长度增加而增加.