低渗油藏中高含水期改善注水效果研究与实践

针对埋藏深、平面纵向非均质性强的低渗特低渗油藏,提出应用不稳定注水和超前注水理论,解决受低渗储层特征影响采液、采油指数低,注水中后期单向指进、含水上升快等开发矛盾,通过精细地质研究,储层特征再认识,对生产操作参数进行优化设计,现场应用改善水驱效果取得成功,对类似油藏高效开发具有借鉴和指导意义.     

乌五井区克拉玛依组油藏开发效果分析

目的提高乌5井区克拉玛依组油藏注水开发效果。方法在充分认识油藏静态地质特征的基础上,利用压力测试、油井产液剖面、注水井吸水剖面等测试结果,结合注水井和采油井生产数据的动态分析,认识各种地质及生产动态因素对注水效果的影响和控制作用。结果注入水在地质上主要受构造、沉积微相和储层物性3方面控制,工程上主要受注水时机、注水方式和注水强度的影响。结论有益的为开发同类油藏提供了该研究经验和借鉴。     

低渗油藏超前注水时间的计算

超前注水作为低渗透油藏提高开发效果的一种有效方法,已在我国很多油田得到了广泛地应用。在所建立的实际地质模型的基础上,通过数值模拟,研究不同超前注水时间对长庆耿155块油藏压力的影响。运用油藏工程方法推导出适合耿155块的合理超前注水时间和极限超前注水时间的计算公式。针对耿155块进行计算,得出合理超前注水时间和极限超前注水时间,为耿155块的稳产增产提供理论依据。针对耿155开发前没有大规模实施超前注水的实际问题,提出了合理的做法。     

下寺湾油田长2低渗油藏超前注水开发效果分析

下寺湾油田为典型的大面积分布的低压低渗透油藏,在注水开发工作中驱油效果不是很明显,本文在此基础上提出创新低渗油田注水开发技术。通过超前注水在下寺湾油田的效果分析,提出超前注水能够有效地提高油井单井产量,从而提高油田采收率,对油田开发有着非常重要的意义。     

火山岩油藏注采动态特征研究

火山岩油藏无论在国内或国外,其数量与规模都既少又小。我国的火山岩油藏主要分布在新疆,这些油藏注水开发已有数年,其动态特征表现为:油井产能高低悬殊;油井及油田产量递减均快、油藏无稳产期;注水井吸水差别大;注水开发时少数油井水窜水淹严重、而多数油井长期不见注水效果;油藏采收率多在8%~13%之间。上述注采特征与油藏裂缝发育、非均质性极强的地质特点是相一致的。根据上述特点,建议火山岩油藏的开发应慎重注水,重点做好高产井管理,水窜严重的井组采取停注或间注等方式进行开采。     

二连盆地异常低压成因机理探讨

二连盆地主要凹陷的压力场基本上都呈现为异常低压特征,地层压力系数大多小于1.0,但用现有的异常低压成因机理来解释二连盆地的异常低压却遇到了困难,为此将该区异常低压埋藏史曲线与异常高压盆地(渤海湾盆地和莺歌海盆地)的埋藏史曲线进行了对比.结果表明,二连盆地在晚白垩世具有长达50～60 Ma的沉积停滞期,长时期的沉积停滞可能足二连盆地异常低压的主要原因.沉积停滞条件下既不会出现欠压实现象,也无法产生异常高压,但却造成地层具有较高的压实程度,使得后来再次沉积深埋时,压实作用受阻,上覆负荷过多地加载在了岩石骨架上,流体压力相对变小,形成异常低压.     

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.     

低渗透油田超前注水技术研究

随着越来越多的低渗透油藏投入开发,超前注水技术在我国很多油田得到了广泛应用。根据低渗透油藏的开发特点,在总结各油田超前注水的经验和认识的基础上,对超前注水技术开发低渗透油藏的渗流特征、开发机理以及如何确定技术参数等进行了阐述。研究及实践表明通过实施超前注水技术,在低压、低渗透油藏开发中能取得较好的开发效果,对此类油田的开发具有一定的指导和借鉴意义。     

超低渗油藏超前注水井网适应性研究

B153区长63油藏属超低渗油藏,单井产量低、产量递减速度快、稳产困难,目前采用超前注水的开发方式,但是效果不明显,单井产量并未明显提高。利用油藏工程与数值模拟方法,结合该区目前采用的井排距组合及井网类型,分析了超前注水开发效果不理想的原因。认为:目前井距过大,注入水只起到稳压并未起到驱油的作用,应适当加密调整;计算得到其合理井距为258 m,排距为152 m;井网类型建议初期选择方形反九点井网,后期调整为五点井网。研究为具有类似特征的油藏能够采用合理的井网井距进行有效开发提供了借鉴。     

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。     

一种测定低渗油藏启动压力的新方法

低渗油藏孔隙细小,渗流不符合达西定律,流体在其中流动存在启动压力.根据低渗油藏渗流特点,设计了合理确定启动压力的测试方法.利用胜利油田天然低渗岩心、产出水及现场脱气原油配制的模拟油,测定了单相水及束缚水饱和度下油的启动压力及非线性渗流规律,回归得到了启动压力梯度与岩石气测渗透率和流体粘度比值的关系.结果表明,利用该测试方法能准确地测定低渗及特低渗岩心的启动压力;油、水的启动压力梯度与岩石气测渗透率和粘度的比值呈幂指数关系,且随渗透率与粘度比值的降低而迅速增加.     

一种测定低渗油藏启动压力的新方法

低渗油藏孔隙细小,渗流不符合达西定律,流体在其中流动存在启动压力.根据低渗油藏渗流特点,设计了合理确定启动压力的测试方法.利用胜利油田天然低渗岩心、产出水及现场脱气原油配制的模拟油,测定了单相水及束缚水饱和度下油的启动压力及非线性渗流规律,回归得到了启动压力梯度与岩石气测渗透率和流体粘度比值的关系.结果表明,利用该测试方法能准确地测定低渗及特低渗岩心的启动压力;油、水的启动压力梯度与岩石气测渗透率和粘度的比值呈幂指数关系,且随渗透率与粘度比值的降低而迅速增加.     

低渗碳酸盐岩稠油油藏启动压力梯度研究

采用“压差-流量”法测定了3个渗透率级别、3个原油黏度级别条件下的低渗透碳酸盐岩油藏样品的非达西渗流曲线.得到不同黏度、不同渗透率条件下叙利亚O油田的油相启动压力梯度及流量-压差关系,分析认为原油黏度和渗透率对低渗透碳酸盐岩稠油油藏启动压力梯度影响明显;通过对实验结果进行非线性回归,得到适用于低渗碳酸盐岩稠油油藏的启动压力梯度与流度关系的经验公式及关系图版;通过加热测定高温对启动压力梯度影响,与冷采条件下相比,高温条件下低渗碳酸盐岩稠油油藏油相启动压力梯度可下降约1个数量级,从而有效改善了原油在地层的渗流能力,但高温改变启动压力梯度存在临界温度.该研究成果为低渗碳酸盐岩稠油油藏开发方式优选及热采参数优化提供了理论支持.     

文13西低渗异常高压油藏数值模拟研究

油藏数值模拟作为油田开发的重要技术手段,在油藏开发调整、剩余油分布研究中发挥了重要作用.由于深层低渗异常高压油藏区构造复杂,注采不完善,储量水驱动用程度低,剩余油在空间分布上具有高度零散的特点,利用先进的网格技术及精细油藏数值模拟技术是寻找这类剩余油分布的最科学、最实用的技术手段.对文13西油田进行了油藏数值模拟研究,针对低渗油藏的特点,提出改进的大规模密网格油藏数值模拟方法,弄清了地下油、水运动和剩余油分布规律,提出了合理的调整方案,为高效开发该油田提供了技术支持和决策依据.     

致密-低渗透油藏两相启动压力梯度变化规律

致密-低渗油藏油水两相渗流时存在启动压力梯度,导致基质中剩余油和残余油的驱动非常困难,水驱开采效果普遍较差。为了确定致密-低渗储层两相启动压力梯度变化规律,通过物理模拟方法研究了一维水驱油过程中两相启动压力梯度与平均含水饱和度之间的关系,并分析了两相启动压力梯度的形成原因。结果表明,两相启动压力梯度随平均含水饱和度增大先升高后降低,在油水前缘位于出口端附近时达到最大值;两相启动压力梯度最大值与岩心气测渗透率呈良好的幂函数关系,渗透率越低两相启动压力梯度最大值上升速度越快;同一岩心中两相启动压力梯度远大于原油启动压力梯度。可见致密-低渗油藏水驱过程中两相启动压力梯度随着油水前缘运移先增大后减小,同时油水间毛管力是两相启动压力梯度形成的主要原因。     

鄂尔多斯盆地延长组异常低压与成藏关系

通过对鄂尔多斯盆地中生界延长组最大埋深期古压力的恢复,在构造抬升、温度降低等方面定量剖析异常低压成因的基础上,分析了地层压力由异常高压演化为异常低压的过程.成藏过程中,油气总是沿阻力最小的路径向低剩余压力区运移,延长组现今巳发现的油藏主要分布在成藏期及现今压力系数相对低值区.根据对延长组长6油层组压力演化的定量分析,姬塬、陕北、华庆和陇东等4个地区地层压力由最大埋深期演化至今,平均地层压力分别降低了16.01 MPa、18.10 MPa、15.62 MPa和14.13MPa.陕北地区地层压力降低幅度最大,并在压力降低的演化过程中地层压力始终较其他地区地层压力下降幅度大,由此形成了一定的压力差,促使油藏进行二次运移调整.低压的形成和演化对陕北地区长6油层组大规模富集形成亿吨级油藏起了决定性作用.     

考虑启动压力梯度的低渗透油藏污染井压裂增产新模型

根据单一启动压力梯度的低渗透油藏直井产能公式,分别考虑污染区与未污染区压裂后的渗透率和相应的启动压力梯度变化,建立分区考虑启动压力梯度的低渗透油藏污染井压裂增产新模型。结果表明:污染区内外的启动压力梯度差别较大,考虑污染区内外不同启动压力梯度的低渗透油藏污染井产能预测模型更符合实际情况;考虑污染区内外不同启动压力梯度所计算的产能比没有考虑启动压力梯度的产能要小得多,对于压裂井,启动压力梯度的影响较小。     

华庆探区长63储层破裂压力及裂缝开启压力估测与开发建议

根据露头地层、钻井岩心及薄片等实物资料,结合古地磁岩心定向,对长63储层构造裂缝几何学等特征参数进行定量观测.结合储层现今应力状态数值模拟成果和岩石力学属性,对长63储层不同方向天然裂缝重新开启压力及储层破裂压力进行估算;预测储层裂缝开启压力和地层破裂压力分布,提出合理有效的注水压力范围.研究结果表明:长63储层破裂压力主要介于49.50～57.50 MPa之间,合理注水压力应控制在54.0 MPa以下,使得与现今最大水平主应力方向夹角小于40°的天然裂缝易开启,能有效地改善低渗储层渗流能力,提高石油高采收率.     

异常高压气藏储层应力敏感性研究

异常高压气藏开采过程中,由于流体的产出,使储层岩石受力发生改变并使储层岩石发生弹塑性变形;而弹塑性变形反过来又影响到储层的孔隙度和渗透率,因此,研究储层孔隙度和渗透率应力敏感性具有极其重要的意义.本文基于岩石力学的基本理论,推导出异常高压气藏岩石变形规律及变形方程,以此理论推导指导试验,将理论研究与实验规律相结合,在模拟地层条件下,对实际岩心样品进行了储层应力敏感性实验研究.实验研究表明,该方法能精确的描述储层孔隙度和渗透率应力敏感性,实验结果与理论推导结果完全吻合,进一步证明了理论推导的正确.进而探讨了异常高压气藏储层应力敏感性对气藏开发的影响.     

考虑压力敏感效应和启动压力梯度的低渗透气藏水平井产能研究

低渗透气藏由于普遍具有低孔、低渗的特征,导致其气水渗流具有非线性特征和流态的多变形,进而储层流体的渗流不再遵循经典的达西定律。结合岩石本体有效应力相关理论,在前人的基础上,推导了低渗透气藏水平井产能公式,该公式综合考虑了压力敏感效应和启动压力梯度的影响,更加接近于实际气藏,更能准确的对低渗透气藏水平井产能进行评价。实例计算表明:在低渗透气藏水平井产能分析中,必须考虑压力敏感效应和启动压力梯度;且随着压力敏感系数和启动压力梯度的增大,水平井产量降低。水平井产能随着生产压差的增大而增大,但气井产能指数却是先快速上升,然后再缓慢降低。因此对于低渗透气井而言,存在一个生产压差的最优值。