特低渗透油藏可动流体百分数参数及其应用

针对特低渗透油藏特点,阐述了可动流体百分数参数的概念、测试原理及在特低渗透储层评价中的意义,分析了可动流体百分数与渗透率和驱油效率的关系,研究了特低渗透岩心在不同围压下可动流体百分数的变化规律,并对不同特低渗透开发区块进行可动流体百分数测试.研究结果表明:可动流体百分数是评价储层渗流能力及开发潜力的一个重要物性参数,可用可动流体百分数预测特低渗透油藏开发效果.对于特低渗油藏,可动流体百分数是一个比孔隙度和渗透率更能表征储层渗透率的参数.不同的围压,其可动流体百分数和束缚水饱和度是不同的.并对不同特低渗透开发区块进行了可动流体百分数测试.测试结果表明,用可动流体百分数预测特低渗透储层开发效果与油田现场实际开发效果一致,也验证了可动流体百分数概念的可行性.     

特低渗透油藏压裂水平井与直井联合开采井网产能预测新方法

压裂水平井与直井联合开采是有效开发特低渗透油藏的主要手段。压裂水平井产能是决定特低渗油藏开发成败的关键技术指标;但目前能够准确快速获得特低渗透油藏水平井与直井联合开采的压裂水平井产能的方法很少。基于此,采用当量井径模型与叠加原理结合,联合经典面积井网的产能计算公式;并考虑特低渗透油藏非线性对渗透率进行修正,最终得到压裂直井与压裂水平井联合井网的产能计算公式。最后通过实例验证,该公式具有计算简单、结果可靠的特点,适合现场产能快速评价。     

江苏油田难采储量有效动用潜力评价

 随着江苏油田油气勘探成熟度的不断提高,低渗或特低渗、深层、薄层低丰度、自然产能低、产能递减快、常规开采方式无法实现经济有效开发的难采储量比重逐年增加。本文在高邮凹陷、金湖凹陷以及海安凹陷等26 个断块岩心分析的基础上,结合难采储量的地质特点,研究了此类油藏的主流喉道半径、可动流体饱和度、拟启动压力梯度、原油黏度和黏土矿物含量5 个评价参数,并从储层特征及技术经济风险上,评价了难采储量的有效动用潜力。研究表明,在不采取储层改造、油价730 $/t 下,江苏油田未动用难采储量中有50%以上的断块较难动用。在较高的油价和储层改造的基础上,江苏油田难采储量才能得到有效的动用。     

特低渗透油田经济开发差异化井网调整方法

低渗透油藏存在启动压力梯度,只有建立有效驱替压力系统,才能有效开发油田。而技术极限井距一般小于经济合理井距,甚至小于经济极限井距。分析认为,国外特低渗透C油田原来井距为400 m的反七点井网不能建立有效驱替,是注水效果差的直接原因。通过技术极限井距和经济极限井距,论述注水经济开发的有效厚度下限。根据不同区域油层分布情况,采用不同的注采井网调整方法和储层改造对策。结果表明菱形反五点差异化井网加密调整方法适用于国外此类油藏注水开发,实现了该类特低渗透油田的经济开发。     

低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法

低渗碳酸盐岩油藏是中国石油在海外开发的重要油藏类型,该油藏储层微观孔喉结构复杂,与低渗砂岩油藏有明显的差异,急需进行低渗碳酸盐岩油藏储层评价方面的研究工作。在550块低渗碳酸盐岩岩芯测试的基础上,提出了用主流喉道半径、启动压力梯度、可动流体百分数和原油黏度4个参数作为低渗碳酸盐岩油藏储层评价参数。研究表明:不同渗透率的低渗碳酸盐岩岩芯,其喉道半径分布差异显著,全直径岩样的气测渗透率和可动流体百分数有较好的半对数关系;且在相同渗透率条件下,低渗碳酸盐岩岩芯中大部分的喉道半径要比低渗砂岩岩芯小,而可动流体百分数要大于低渗砂岩油藏的可动流体百分数,这与低渗碳酸盐岩储层特点相一致。在此基础上,提出了低渗碳酸盐岩油藏四元分综合分类系数,建立了低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法、并将该方法成功地应用于中国石油海外一典型低渗碳酸盐岩油藏10个小层的储层综合评价     

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。     

特低渗透砂砾岩储层核磁共振可动流体参数分析

 利用核磁共振技术,对乌里雅斯太油田腾格尔III油层组（TIII）及阿尔善油层组37块低渗透砂砾岩储层岩样进行可动流体测试,测试结果与常规砂岩储层进行对比,分析可动流体百分数与渗透率和驱油效率的关系。研究结果表明,特低渗透砂砾岩储层可动流体含量较低,非均质性强;特低渗透砂砾岩储层的核磁共振特点与常规特低渗透砂岩储层有所不同,表现为特低渗透砂砾岩储层核磁共振T2谱单峰结构增多,T2截止值增大;可动流体百分数与渗透率有一定的相关性,且渗透率越大,相关性越好;对于不同油层组,可动流体平均含量随渗透率增大而增加;可动流体百分数越大,驱油效率越高;可动流体含量低是特低渗透砂砾岩储层开发效果不好的主要因素,可用可动流体百分数预测储层的开发效果。     

特低渗油藏水驱剩余可动油分布特征实验研究

为了深入研究特低渗油藏水驱剩余可动油特征,结合核磁共振、常规压汞、油驱水和水驱油等实验技术对特低渗储层岩心进行了剩余可动油实验。结果表明,其T2截止值平均为34 ms,剩余油饱和度平均61.0%,可动油饱和度平均为61.72%,驱油效率平均为38.82%,剩余可动油平均为22.9%,剩余可动油较多。结合压汞实验结果,利用多元回归的方法建立了核磁共振T2谱与压汞孔隙分布的转换关系,分析了剩余可动油的微观分布特征。分析结果表明,剩余可动油主要分布在2.2~10.0μm的大孔隙中,剩余油中还有37.54%可以采出,特低渗透油藏水驱后还有较大的挖掘潜力。     

特低渗断块油藏注水实验评价及矿场试验分析

特低渗断块油藏由于储层物性较差、注水容易造成储层损害而不能进行有效开发。在此以花园断块油藏为例,通过对特低渗油藏的油藏特征分析和储层伤害分析,有针对性地进行注水配伍试验、储层结垢预测、注水药剂的筛选和酸化预处理工艺研究等注水实验评价,为特低渗油藏注水抑制储层损害、方案优化提供基础数据,在现场试验中取得明显效果。     

潜山油藏鱼骨井优化设计及产能预测研究

变质岩潜山裂缝性油藏具有储层低渗、非均质性强、高角度裂缝发育等特点。鱼骨井能够增大与油藏接触面积,提高裂缝钻遇率,有效改善潜山类油藏开发效果。但受井型结构及储层影响,其产能变化复杂,现有方法难以预测。针对该问题,基于数理统计原理,对实际潜山油藏进行储层建模。在模型中实施不同井型结构的鱼骨井数值正交试验设计,通过极差分析研究鱼骨井井身结构对产能的影响。对实验结果进行多元回归分析,建立回归预测模型并完成预测。经检验,预测结果与实际生产数据对比精度约为90%,符合预测要求,证明该理论方法及研究结果有效,在实际油藏研究中具有适用性。     

斜井在特低渗透油藏开发中的应用

针对富112块沙三下段深层、低丰度、薄层、特低渗致密砂岩油藏的单井钻遇油层少、日产油能力低、难经济动用的特点,从技术和经济两方面入手,开展了利用斜井技术开发特低渗透油藏的试验研究,取得了较好的勘探开发效果。实践证明,斜井技术不仅解决了富112块沙三下段油藏的开发难题,而且对实现特低渗透油藏效益开发具有重要的参考价值。     

裂缝-孔隙型砂岩气藏可动储量综合界限

明确可动储量界限是确定气藏可动储量和难动储量的基础。综合应用裂缝性气藏等效介质模拟方法和单井经济极限评价方法确定了川西地区平落坝须二段裂缝孔隙型砂岩气藏不同裂缝发育程度储层的可动储量综合界限。结果表明,基质物性对单井累计产气量影响最为显著,而裂缝角度影响很小;基质渗透率越低,裂缝密度对单井累计产气量的影响越大;天然裂缝越发育,可动储量的综合界限越低;对于裂缝不发育储层,可动储量的综合界限为：覆压渗透率下限0.008 mD,含水饱和度上限42%,孔隙度下限6.4%。     

致密油藏多级压裂水平井数值模拟及应用

随着越来越多致密油藏投入开发,致密油藏开发已经成为国内外的热点。建立了多级压裂水平井渗流数学模
型,编制了三维三相致密砂岩非线性渗流数值模拟模型。利用成熟商业软件对开发的新模型进行了验证。对实际生
产井进行了历史拟合,对裂缝导流能力、改造区域规模、改造区域渗透率、非线性系数、初始压力等参数进行了分析。
结果表明：开发的新模型能够对致密油藏多级压裂水平井进行有效地模拟,并反映致密油藏渗流的非线性特征。适当
增加裂缝导流能力、增大改造区域、改造区域渗透率能够减小近井周围流动阻力,增大产能,而非线性系数增加了流体
流动阻力,减小了产能。     

利用Sigmoid函数表征超低渗透储层的非达西渗流特征

达西渗流产水率模型已难以准确描述超低渗透储层的产液性能,为了准确表征超低渗透储层的产液能力,必须基于非达西渗流特征建立高精度产水率模型.神经元非线性函数Sigmoid的突变性质能较好地描述非达西渗流特征,并可以通过改变系数来控制其突变时间和幅度,因此,引入该函数来构建超低渗透储层的产水率模型.在超低渗透储层,压裂改造措施破坏了油藏状态下含水饱和度与产水率之间的关系;计算方法和实验分析所携带的误差造成计算含水饱和度与油藏状态下含水饱和度之间存在数值差异.分类弥补这一差异之后,利用Sigmoid函数建立的产水率模型计算97口井的产水率,与实际压裂试油的产液数据进行对比分析,相关系数为0.900 4,满足研究区实际勘探开发生产需求.     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

特低渗透油藏产量递减及水驱特征规律

 特低渗透油藏具有低孔隙度、低渗透率等特点,且存在启动压力梯度,且普遍发育微裂缝,常规产量递减规律和水驱特征曲线不能很好地反映特低渗透油藏的生产特征。本文从渗流理论出发,结合生产数据,研究了特低渗透油藏的产量递减和含水上升规律。研究表明,进行特低渗透油藏的产量递减和水驱特征曲线分析时,必须考虑启动压力的影响;并且特低渗透油藏产量递减分为两个递减阶段,用两条递减曲线拟合能得到较好效果;而用水驱特征曲线法时,对高含水已关井进行含水恢复,能够真实反映油藏含水水平,并可以进行最终采收率预测。本研究成果对特低渗透油田实施挖潜措施和调整提供决策依据和技术支持。     

不同渗透率储层应力敏感性试验对比

针对低渗油气田开发中存在的应力敏感性损害,选取天然储层岩心,开展不同渗透率储层应力敏感性试验对比研究,建立渗透率与有效应力之间的数学关系。对应力敏感性损害机制进行分析。基于平面径向流渗流理论,计算应力敏感性损害对低渗油田产能的影响。结果表明:随有效应力增加,中、高渗储层属于"缓慢下降"型应力敏感性损害模式,储层损害程度较弱;低渗、超低渗储层则属于"先快后慢"型应力敏感性损害模式,储层损害程度较强;储层孔喉结构特征及其尺寸分布是储层应力敏感性损害的主要控制因素;在油井井壁附近存在"渗透率漏斗",一定程度上影响了油井产能。     

大型高叠置致密砂岩气藏提高采收率技术

新场气田沙溪庙组气藏储层致密、特低渗、低孔,自然产能极低,主要通过人工压裂开发。通过系统分析影响气藏采收率的主要因素,形成了以气藏精细描述及分类评价为基础,建模-数模一体化的剩余气分布规律定量评价和利润为约束的剩余储量开发潜力评价为核心,井网立体开发及差异化对策优化为手段的提高采收率技术。研究结果表明,致密砂岩气藏依靠单一技术提高采收率非常有限,多种技术联合攻关能最大限度提高采收率,切实提高新场沙溪庙组气藏采收率31.71%。多轮次的气藏精细描述为提高采收率对策选择奠定了基础,复算储量误差率小于2%;剩余气定量描述及潜力评价为气藏加密调整及效益开发提供了可靠的保障,明确了气藏剩余气类型及其效益开发界限,提高采收率8.28%;多层组混合井网立体化开发和差异化开发对策是气藏实现提高采收率的主要手段,提高采收率23.43%。     

低渗气藏压裂水平井渗流与井筒管流耦合模型

目前国内外压裂水平井已成为开发低渗透油气藏的重要手段,正确预测压裂水平井的产能对水平井的开发方案设计、地层及裂缝参数等敏感性分析具有重要的指导意义。应用复位势理论和势的叠加原理,考虑气体在地层中渗流和井筒内管流的耦合,根据流体力学理论和动量定理,结合气体的性质和实际气体的状态方程,建立低渗透气藏压裂水平井地层渗流与水平井筒管流耦合的渗流模型及其求解方法。结合长庆低渗气藏实际进行对比计算,结果表明：（1）水平井筒内的压力损失对压裂水平气井的生产动态有一定的影响;（2）井筒内的压力呈不均匀分布;（3）每条裂缝的产量并不相等。在此基础上还分析了井筒半径、水平段长度、裂缝条数以及管壁粗糙度等参数对井筒压力损失和压裂水平气井产能的影响,得出一些有用的结论。