裂缝对大庆台肇地区低渗透砂岩储层注水的影响

在裂缝分布特征研究的基础上,对大庆台肇地区裂缝对注水的影响进行了分析。结果表明,该区葡萄花低渗透砂岩油层发育有近东西向、北西向、近南北向和北东向4组高角度构造裂缝,裂缝的储集能力较弱,主要起渗流通道作用。受现今地应力等因素的影响,上述4组裂缝在井口的开启压力分别为15.1,19.6,27.8和28.0 MPa,反映了不同方位裂缝在油田注水开发过程中的开启序列。目前,该区的注水压力基本超过了东西向裂缝的开启压力,因而东西向裂缝的注水反映特征十分明显。根据不同方向裂缝的渗流特点,采用线性注水、动态调配水、周期注水、层断间注及高含水井关井间抽等措施,进一步完善注采系统,可有效地提高注水开发效果。     

裂缝对大庆台肇地区低渗透砂岩储层注水的影响

在裂缝分布特征研究的基础上，对大庆台肇地区裂缝对注水的影响进行了分析。结果表明，该区葡萄花低渗透砂岩油层发育有近东西向、北西向、近南北向和北东向4组高角度构造裂缝，裂缝的储集能力较弱，主要起渗流通道作用。受现今地应力等因素的影响，上述4组裂缝在井口的开启压力分别为15.1，19．6，27.8和28.0MPa，反映了不同方位裂缝在油田注水开发过程中的开启序列。目前，该区的注水压力基本超过了东西向裂缝的开启压力，因而东西向裂缝的注水反映特征十分明显。根据不同方向裂缝的渗流特点，采用线性注水、动态调配水、周期注水、层断间注及高含水井关井问抽等措施，进一步完善注采系统，可有效地提高注水开发效果。     

裂缝在吉林两井低渗透砂岩油田开发中的作用

在研究吉林两井低渗透砂岩油田裂缝分布特征与发育规律的基础上 ,探讨了裂缝对该区油气富集规律、可动流体饱和度分布、渗流作用、开发井网部署、注水效果和压裂缝展布等方面的影响 .结果表明 :该区主要发育 4组高角度构造裂缝 ,由于各组裂缝密度及现应力场影响下的开度不同 ,引起裂缝渗透率各向异性 .随着裂缝密度增大 ,油气的富集程度和可动流体饱和度增高 .在注水开发中 ,由于裂缝的高渗透性、渗透率非均质性和压力敏感性特征 ,影响油田开发方案的部署 .天然裂缝控制了整个渗流系统 ,人工压裂缝主要起改善东西向渗流通道的作用 .各组天然裂缝及其渗透性的综合评价 ,是该低渗透砂岩油田合理开发的主要地质依据     

裂缝在吉林两井低渗透砂岩油田开发中的作用

在研究吉林两井低渗透砂岩油田裂缝分布特征与发育规律的基础上，探讨了裂缝对该区油气富集规律、可动流体饱和度分布、渗流作用、开发井网部署、注水效果和压裂缝展布等方面的影响。结果表明；该区主要发育4组高角度构造裂缝，由于各组裂缝密度及现应力场影响下的开度不同，引起裂缝渗透各向异性。随着裂缝密度增大，油气的富集程度和可动流体饱和度增高。在注水开发中，由于裂缝的高渗透性、渗透率非均质性和压力敏感性特征，影响油田开发方案的部署。天然裂缝控制了整个渗流系统，人工压裂缝主要起改善东西向渗流通道的作用。各组天然裂缝及其渗透性的综合评价，是该低渗透砂岩油田合理开发的主要地质依据。     

陕北安塞地区延长组长8段裂缝发育特征

应用相似露头及岩心裂缝统计分析技术、地下裂缝古地磁定向技术对鄂尔多斯盆地安塞地区延长组长8段裂缝发育程度及其特征进行研究,并与注水开发动态裂缝监测结果进行对比,发现安塞地区三叠系延长组长8段碎屑岩普遍发育天然裂缝,裂缝形成时期主要为燕山期和喜山期,裂缝以构造裂缝为主,裂缝面均直立、裂缝间距20～40 cm,受局部构造应力场控制裂缝发育程度和组系存在差异;古地磁定向天然显裂缝及微裂缝方位计有4组,其中东北及其东南方向裂缝最位发育,平均方位角分别为64.5°及141.5°,次为东西向裂缝,平均方位角为190°,南北向裂缝不发育,平均方位为2.5°.注水开发动态裂缝监测结果表明:在现今北东60°～80°最大主应力作用下,人工裂缝优先沿北东向天然显裂缝开启延伸,注水效果明显,局部引起油井水窜,而西北-东南方向储层裂缝张开程度差,注水效果不明显,在注水开发中应充分考虑裂缝特征进行井网型式及其压裂作业参数优化。     

大庆扶余油层注水过程结垢对注水压力的影响研究

大庆扶余油层分布在大庆外围油田的各个厂区,该油层的特点是孔隙发育较差、连通性较差,渗透率低,属特低渗透油层。由于大庆地区注入水的硬度、碱度较高,扶余油层地层温度较高（75℃~100℃）,注入过程结垢现象异常严重。用现场水和去离子水驱替扶余油层的天然岩心,研究了扶余油层注水过程结垢对注水压力的影响。     

裂缝水窜形成的剩余油研究

裂缝水窜在注水开发的火山岩、变质岩类块状裂缝型油藏中相当普遍,位于裂缝发育带附近的高产井,常常就是裂缝水窜最严重的井。裂缝性油田一个显著特点就是少数几口高产井控制着全油田多数的储量和产量,开发效果好坏决定全油田的开发成败。以克拉玛依及内蒙古注水开发的火山岩油田为例,研究发现,国内多个火山岩油田,存在相当数量快速水淹的高产井,当这些高产井水窜水淹以后,只要采取及时的停注强排措施,油井产能大部分就可顺利恢复。分析出现这种生产动态的原因,在于裂缝水窜水流形成连续相以后,运动粘度较低的水流形成“水锁”封闭流道中的可动油。据此提出了裂缝与大孔洞水窜机理以及水窜后的剩余油分布模式。     

低渗透砂岩油藏天然裂缝开启压力及影响因素

以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6低渗透油层为例,利用岩心和测井资料,在分析储层天然裂缝发育特征的基础上,求取不同产状天然裂缝的开启压力并分析其影响因素,为低渗透油藏的注水开发提供地质依据。研究后发现,王窑区长6低渗透储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝两种类型,其中以高角度构造裂缝为主。构造裂缝主要为剪切裂缝且大多数在单岩层内发育,与层面近垂直,在平面上呈雁列式排列。计算得到王窑区天然裂缝的开启压力主要分布在19.26~27.61 MPa,平均为22.60 MPa。研究后认为,裂缝的开启压力与裂缝产状、埋藏深度、孔隙流体压力、现今地应力方向及其大小等因素有关。该区主要发育NE—NEE向、EW向、SN向和NW向4组高角度天然裂缝,受现今地应力的影响,其中与现今地应力方向近平行的NEE向裂缝的开启压力最小,且随着裂缝倾角变大,裂缝的开启压力逐渐变小。控制注水压力低于裂缝的开启压力,防止NEE向高角度构造裂缝的开启和扩展延伸,可有效地提高低渗透油藏的注水开发效果。     

镰刀湾油田长6油藏注水开发效果分析及井网调整浅析

随着油田大发展的需要,长4＋5、长6、长8作为公司的主力油层,日益受到重视,但随着油层物性的逐渐变差,注水开发过程中微裂缝开启,油井液量低与注水不见效、裂缝型见注入水的矛盾也日益突出,本文依据镰刀湾油田长6油藏的地质特征和注水开发效果评价,分析了超低渗透储层有效驱动体系、裂缝储层水驱油特点,以提高裂缝性油层有效动用为核心,提出了线状注水及井网加密调整意见希望能够为今后的开发思路提供参考,起到抛砖引玉的作用。     

下寺湾油田延长组储层裂缝特征及对注水开发影响

为了明确下寺湾油田延长组储层裂缝发育特征,提高高产裂缝井勘探及注水开发效果,通过岩芯、显微薄片多尺度裂缝描述及常规测井裂缝识别,并结合注水开发动态,分析储层裂缝特征及其注水开发影响。研究表明:下寺湾油田延长组储层裂缝发育,微裂缝面孔率约占0.5%~1%,以高角度未充填张性构造裂缝为主,主要分布在柴窑及美泉一带;裂缝在各个层位均有发育,且自下而上具有很好的连续性;主要发育三组裂缝,其中以北东80°最为发育,造成注水见效快,见水快,水淹快。通过以上研究认为控制主方向裂缝的注水强度、周期注水、井网优化,最终形成不等井距的沿裂缝线状注水井网是裂缝发育区注水开发和改善特低渗储层注水开发效果的综合调整方向。     

玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

玛湖凹陷地区衰竭式开发直井初产高、递减快,常规注水开发不适应,通过注烃类气转换开发方式,可以大幅提高采收率。利用细管法测定注气试验区最小混相压力为41.71 MPa,玛湖地区目前地层压力条件下普遍可以实现混相驱;根据玛湖地区储层特征及地质力学参数,同时将天然裂缝及人工描述参与模拟,优化裂缝展布形态,建立了三维压裂缝网模型;基于压后缝网模型开展布井方式、注气速度及气驱油藏动用规律研究。结果表明,水力压裂平均缝网长轴173.90 m,最长846.90 m,短轴6.44 m;采油井部署井轨迹距顶2/3厚位置,气体波及范围更大;以维持混相为目标优化注气量,设计前10 a水平井单井日注气5.5×10⁴ m³,后10 a日注气4.0×10⁴ m³,试验区采收率可达22.5%;注入烃类会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替,优先动用该区域原油,造成注气波及范围不均匀;随着烃类气体的注入,沿驱替前沿原油黏度大幅降低,同时,由于注入烃类气体与原油发生混相,通过蒸发气驱作用,注气5 a后采油井SRV范围内剩余原油黏度明显增大。此研究可以有效指导玛湖注烃类气体提高采收率试验现场开发技术政策制定。     

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。     

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.     

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。     

反九点菱形注采井网的边角关系

鄂尔多斯盆地油藏属低渗透油藏,在长6特低渗致密岩性油藏中,注水开发时的孔隙结构和裂缝方向直接影响水驱油效果及注水开发的最终采收率。研究表明,拉长主裂缝方向上注水井到采油井的距离,缩短非主裂缝方向注水井到采油井的距离,可以提高注水开发效果,反九点菱形井网比反九点正方形井网最终采收率可提高3个百分点。     

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。     

鄂尔多斯盆地长8层致密砂岩平板注水实验

为了探索致密砂岩油藏有效注水开发方式,采用鄂尔多斯盆地长8层露头岩心分别制作长宽高为40cm、40cm、5cm的平板模型6个,通过平板实验研究了周期注水、水平井同井异步注采、水平井异井异步注采对油水分布、压力分布、最终采出程度的影响。结果表明,周期注水平板初期注水流线向采出端均匀推进,形成扇形水驱前缘,在裂缝处形成窜流,注水半周期越长,裂缝水窜越明显,适当缩短注水半周期有利于提高采出程度。水平井同井异步注采实验由于裂缝间距小,注入水易水窜,剩余油呈块状富集在靠近采出端边角及平板中下部,水驱范围窄,最终采收率低。水平井异井异步注采实验注入水由注水缝向同井相邻的采油缝以及对面的采油缝同时流动,以相对缝间流动为主;水平井异井异步裂缝正对注采实验剩余油呈条状富集在靠近生产井边角处及平板中部,水平井异井异步裂缝错开注采实验剩余油呈折线状富集在靠近生采出端边角处及平板中部,二者水驱范围均较广,注采裂缝相互错开有效避免了过早水淹,提高了采出程度