特低渗透油藏超前注水长岩芯实验研究

设计了多测点物理模拟装置,利用整体压制的特低渗长岩芯,研究了特低渗油藏超前注水开发的压力传播特征、合理地层压力保持水平和采油井合理开井时机。实验结果表明:为获得较高的采收率,合理地层压力应保持在原始地层压力的110%～120%,合理的油井开井时机为压力传播到油水井间距的30%左右时。压力传播速度沿岩芯长度逐渐减小,建议注水强度与压力传播速度相匹配,初期适当增加注水强度,有利于尽快建立驱替压力系统,后期适当降低注水强度,保持温和注水,以获得最佳的注水效果。     

埕岛油田跟踪优化注水开发及效果

胜利海上埕岛油田馆陶组为河流相沉积的高渗透、高饱和、稠油、疏松砂岩油藏。根据开发方案设计和数值模拟研究,馆陶组在地层压力降至饱和压力附近转注,开发效果和经济效益最好。由于实施注水工程滞后两年,油藏进入溶解气驱阶段,原制定的注水时机、注采比用1.0等技术政策已不能符合油田的实际情况,在对储层发育状况及馆陶组开采特征进一步认识的基础上,应用跟踪数值模拟技术,对埕岛油田馆陶组注水开发技术政策进行了优化和完善;实施注水后,通过强化跟踪分析,及时调整,注水开发见到较好效果。     

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.     

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。     

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.     

苏丹P油田注水时机实验及数值模拟研究

针对大型高凝油藏地层能量变弱、含水上升快、产量递减迅速等问题,结合海外油田高产稳产及高凝固点、高含蜡和高地饱压差等特点,建立了实际地层高温高压物理模拟实验系统,采用不同渗透率的岩芯,模拟不同驱替压力对开发效果的影响,得出最佳注水时机是脱出气体尚未形成连续相之前。采用数值模拟技术优化转注时机和采油速度,提出在合理利用天然能量的前提下,地层压力下降到3.4 MPa为最佳的注水时机,合理的采油速度是2.2%。注采井组试验结果表明:适时注水可较好地保持地层能量,提高产液量,改善开发效果。     

疏松砂岩注水破裂机理及完整性研究

常规的注水压力设计仅考虑裂缝开裂的压力,不能预测长期注水过程地层岩石物理参数及地应力的变化。从疏松砂岩注水过程近井筒周边受力分析入手,分析地层周边地应力及岩石力学性质变化,得到疏松砂岩在注水过程中拉伸及剪切破坏机理;并根据有效应力概念预测出地层孔隙度和渗透率变化。通过分析长期注水过程油藏及上覆盖层岩石物理性质及地应力的变化,建立以盖层的剪切破坏、拉伸破坏和断层的重新开启为依据的注水完整性分析模型。以乌干达Buffalo油田为例,通过数值模拟分析了地层参数及应力变化及不同注水压力敏感性分析,确定了该油田的安全注水压力,通过该方法大大提高了注水能力,在保证注水安全的情况下,为油田的增产增注提供了保障。     

变形双重介质油藏动态特征

在应力敏感油藏的试井分析中 ,常岩石特性的假设对于确定传导率和储存系数可能引起较大的误差。研究了应力敏感地层中双重介质油藏的动态特征 ,建立了应力敏感地层双重介质的新的数学模型。在考虑裂缝发生形变时渗透率依赖于孔隙压力变化的流动方程是强非线性的前提下 ,采用Douglas Jones预估 校正法获得了只有裂缝发生形变定产量生产时无限大地层线源井和定压生产时无限大地层圆柱面源井的数值解 ,并探讨了变形参数和双重介质参数变化时压力的变化规律 ,给出几种情况下典型压力曲线图版。这些结果为变形介质试井参数解释提供了理论依据     

变形双重介质油藏动态特征

在应力敏感油藏的试井分析中,常岩石特性的假设对于确定传导率和储存系数可能引起较大的误差,研究了应力敏感地层中双重介质油藏的动态特征,建立了应力敏感地层双重介质的新的数学模型。在考虑裂缝发生形变时渗透率依赖于孔隙压力变化的流动方程是强非线性的前提下,采用Douglas-Jones预估校正法获得了只有裂缝发生形变定产量生产时无限大地层线源井和定压生产时无限大地层圆柱面源井的数值解,并探讨了变形参数的双重介质参数变化时压力的变化规律,给出几种情况下典型压力曲线图版,这些结果为变形介质试井参数解释提供了理论依据。     

渤海稠油油藏多元热流体开发全过程参数优化

多元热流体技术是海上稠油高效开发的关键技术,在渤海油田开发中得到了广泛应用,但目前该技术还存在注入参数不合理、转驱时机及井网不确定等问题。为了提高多元热流体技术在油藏开发全过程中的效果,以渤海A稠油油田区块的油藏参数建立数值模型,通过数值模拟方法对多元热流体吞吐阶段主要注入参数、转驱时机及井网、多元热流体驱阶段主要注采参数进行优化研究。结果表明,多元热流体技术在稠油油藏开发过程中,先以吞吐形式进行,当地层压力降至5 MPa左右时再转驱;多元热流体吞吐阶段,随地层压力减小,最佳注水强度先增大后减小,气水比先保持较低水平后大幅增大,气体中CO2比例逐渐减小;多元热流体驱阶段,随含水率上升,最佳注水速度先减小后保持较低水平,最佳气水比的变化规律与注水速度基本相反。     

A new method to calculate the productivity index for vertical fractured well of tight gas reservoir

Generally the irreducible water saturation of low permeability gas reservoir is quite high which leads to the permeability stress sensibility and threshold pressure gradient. Under the assumption that permeability varies with experimental law of the pseudo pressure drop, according to concepts of perturbable ellipses and equivalent developing regulations, the calculation method of stable production of hydraulically fractured gas well in low permeability reservoirs is investigated with threshold pressure. And productivity curve is drawn and analyzed. The result shows that, permeability modulus and threshold pressure have effect on production of fractured gas well. The higher the permeability modulus and the threshold pressure, the lower the production is. Therefore, the impact of stress sensitive and threshold pressure must he considered when analyzing the productivity of vertical fracture well in low permeability gas reservoir.     

低渗透裂缝性见水油藏开发方式调整对比研究

长庆油田某区为裂缝性低渗透油藏,裂缝性水窜问题较为严重,油井普遍受高含水影响,造成油井产量低且递减速度快,急需进行开发方式调整.利用加拿大Geomodeling公司SBEDStud io模型建立该区地质模型,并采用MDS数模软件进行了几种开发方式调整后的数值模拟.结果表明:应采用裂缝注水和面积注水相结合的办法进行开采;适度提高油藏压力水平利大于弊,有利于区块的油气生产,将油藏压力水平升至且保持在13~14 MPa较为合理;行列注水并不是最好方式,应采用"行-点结合"的办法,并使注采井数比接近0.7.     

水驱油藏开发后期经济井网密度计算的改进方法

井网加密调整是水驱油藏开发后期提高采收率的一项重要手段。通过计算确定合理的井网密度,既能提高油藏最终采收率,又能提升经济效益,对水驱油藏后期开发具有重要的现实意义。对水驱油藏开发后期经济的计算方法做出了改进。首先,采用加密调整后油藏最终采收率与加密调整前采出程度之差计算新增可采储量;然后,利用产量递减规律预测油藏井网加密后未来生产年限中的产油量;最后,在充分考虑储层物性、原油物性、注采井数比以及经济因素的基础上,根据净现值原理计算经济合理井网密度与经济极限井网密度。实例计算与对比分析表明,改进方法计算结果可靠,更符合水驱油藏开发后期的客观实际,对油藏开发后期合理井网密度的确定及井网调整具有重要的指导意义。     

裂缝性砂岩油藏的水驱动态规律

从裂缝性砂岩油藏与常规油藏相渗曲线的差异入手,推导出了裂缝性油藏的水驱特征曲线的解析表达式,并绘制了理论曲线形状,从而发现了裂缝性砂岩油藏特有的水驱动态规律.与常规砂岩油藏具有明显不同,裂缝性砂岩油藏的水驱曲线在高含水期不再保持为一条直线而是出现“尾端上翘”现象.这一结论在现场实际和油藏数值模拟中得到了验证.对这类水驱曲线在裂缝性油藏动态预测中的有关问题进行了讨论.     

考虑介质变形和启动压力梯度的低渗压裂气井产能分析

低渗储层孔吼狭窄,储层物性差,基本无自然产能,需压裂才能经济开发。存在启动压力梯度并且由于有效应力改变有介质变形现象;针对低渗气藏物性特征,基于稳定渗流理论,利用保角变换原理,推导出考虑启动压力梯度和应力敏感效应以及人工压裂缝的气藏垂直井产能计算模型;分析不同应力敏感系数和启动压力梯度以及人工裂缝长度对气井产能影响。该研究对低渗气藏垂直压裂井合理产能确定有一定指导意义。     

低渗透气藏应力敏感性及其变形机制研究

低渗透气藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,地层压力的下降会对渗透率造成伤害而影响气井产能。目前,一般通过室内物理模拟实验评价储层应力敏感性。以吉林油田龙深气藏为研究对象,从储层岩石硬度、裂缝分布、粘土矿物含量以及含水饱和度等方面进行了实验研究,结果表明该气藏具有较强的应力敏感性,储层岩石存在较强的泥化现象,粘土矿物含量高是产生应力敏感的主要原因,形成了储层岩石变形的规律性认识。为了降低应力敏感带来的危害,应用了降低粘土矿物膨胀程度的压裂液进行体积压裂,优化了合理的生产压差,新井试气结果理想。研究结果为该类气藏的合理开发提供了有力的技术支撑。     

水驱后油藏氮气驱开发效果分析

辽河油田杜家台油层为低渗透储层,非均质性严重,开发时间长,含水率高,注水困难,为了改善杜家台油层开发效果,拟进行氮气驱开发。首先通过对杜家台油层原油进行了相态模拟研究,计算出了杜家台油层氮气驱最小混相压力(MMP),确定了杜家台油层氮气驱为非混相驱替。通过杜家台油层典型井组氮气驱开发的方案设计与指标预测,确定了氮气驱气水交替注入开发效果最佳;并优化出气水比、气水交替周期、注气速度、转注时机等参数。所提出的方案能明显改善该油藏开发效果,为杜家台油层及类似水驱油藏的开发调整提供依据。     

低渗透油藏高含水期压裂水平井流入动态研究

针对低渗透油藏高含水期的压裂水平井,根据油井流入动态关系调整合理工作制度是高含水期油井稳产的重要方法之一。为确定高含水期压裂水平井流入动态,通过水电模拟实验方法和油藏数值模拟方法,考虑应力敏感性和溶解气的影响,分别确定了含水率为0和100%时的压裂水平井流入动态,根据加权平均方法,计算了不同含水率时的流入动态曲线。结果表明:随着含水率的不断上升,流入动态曲线弯曲程度减小,相同井底流压下的油井产量增加。该研究成果可为矿场实际中的高含水压裂水平井工作制度的调整提供科学依据。     

渭北长3裂缝性致密储层渗流特征及产能研究

为了研究基质与天然裂缝系统的渗流特征及其对产能的影响,以渭北油田长₃典型裂缝性致密储层为研究对象,通过核磁共振和室内测试综合实验,测定了储层渗流启动压力梯度的大小,基质和裂缝岩芯孔隙结构随围压的变化规律,基质和裂缝岩芯孔隙度随有效应力的变化规律及应力敏感系数,建立并验证了考虑启动压力梯度、基质与裂缝应力敏感差异的多级压裂水平井产能模型,分析了启动压力梯度、基质和裂缝应力敏感性对产能的影响规律。结果表明,拟启动压力梯度随着岩芯流度的降低而不断增加;裂缝岩芯的孔隙度应力敏感及渗透率敏感性均强于基质岩芯;基质应力敏感性对产能的影响更显著。因此,渭北长₃裂缝性致密储层的有效开发,应该考虑降低基质应力敏感性和启动压力梯度的影响。     

特低渗透油藏动态毛管压力对水驱油效果影响分析

特低渗透油藏油水两相渗流过程中毛管力的动态效应是影响两相渗流机理及水驱油效果的重要因素,掌握其规律有助于提高这一特殊油藏的水驱开发效果。分析了特低渗透油藏油水两相渗流中毛管力的动态效应以及动态毛管力的影响因素,定量研究了动态毛管力对多孔介质油水两相渗流的影响,建立了特低渗透油藏一维水驱油模型和渗流微分方程;并进行了求解。研究了动态毛管力、注水强度、井距等因素对特低渗透油藏水驱油效果的影响。研究结果表明:动态毛管力效应对特低渗油藏的水驱效果影响非常明显,动态毛管力越大,水驱油效果越差;存在一个最佳注入量,在最佳注入量下动态毛管力的影响作用最小,水驱油效果最好;对于特低渗透油藏若井距过大,水驱油效果变差。