复杂条件下的低渗透油田生产特征

在考虑了启动压力、毛管力、重力等因素的情况下，推导了低渗透油田油水两相渗流时含水率和无因次采油、采液指数的数学模型，并分析了上述3种因素在数学模型中的作用。结果表明，对于水湿油藏，毛管力和启动压力的存在使含水率和无因次采液指数增加，重力则使无因次采液指数降低，而对含水率的影响与地层倾角有关。3种因素均对无因次采油指数无影响。在理论分析的基础上，对胜利油区大芦湖低渗透油田的含水率和无因次采油、采液指数进行了实例计算，进一步验证了理论分析结果的可靠性。     

低渗透油田蒸汽驱油注采井距优化研究

本文利用数值模拟的方法研究了不同注采井距蒸汽驱的受效规律。在大庆朝阳沟油田蒸汽驱试验区地质研究基础上,首先用Petrel软件建立试验区相控地质模型,然后应用CMG软件中的STARS模块进行数值模拟,研究了注采井距分别为106m、150m、210m、300m、330m、400m六种方案进行蒸汽驱开采时,蒸汽驱的受效规律。结果表明：为了获得较高的油汽比和控制一定的采油速度,减少汽窜发生,提高蒸汽利用率,优化的最佳蒸汽驱注采井距为210m。     

低渗透非均质油田“合采分注”技术的研究

低渗透非均质油田受经济产量的限制,一般采用1套层系笼统合采。开发实践表明,层系内如层数太多,层间非均质性造成水驱动用状况极不均衡。多层合采合注开发效果较差,需要研究新的层系组合与划分方式,既能满足开发生产对层系细分的需要,又能使注采井距达到注水开发的要求。大港油田D断块属于低渗透非均质油田,油层多达49个,在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上,以经济效益为前提,采用"合采分注"技术,降低层内干扰,合理划分开发层系。     

复杂条件下的低渗透油田生产特征

在考虑了启动压力、毛管力、重力等因素的情况下 ,推导了低渗透油田油水两相渗流时含水率和无因次采油、采液指数的数学模型 ,并分析了上述 3种因素在数学模型中的作用。结果表明 ,对于水湿油藏 ,毛管力和启动压力的存在使含水率和无因次采液指数增加 ,重力则使无因次采液指数降低 ,而对含水率的影响与地层倾角有关。 3种因素均对无因次采油指数无影响。在理论分析的基础上 ,对胜利油区大芦湖低渗透油田的含水率和无因次采油、采液指数进行了实例计算 ,进一步验证了理论分析结果的可靠性     

低渗透油田岩石微观性描述及对开发效果影响

为了研究分形维数与低渗透油田岩石微观非均质性的关系及其对开发效果的影响。从理论上研究了常用的4种分形模型之间内在的联系,并利用压汞毛管压力数据计算了L低渗透油田储层岩石的分形维数,并将分形维数与其它描述岩石非均质性的参数进行了对比。在此基础上,研究了平均分形维数对宏观开发效果的影响。结果表明:平均分形维数越大、非均质性越强、产量越低、含水率越高。分形维数对工程师分析油藏岩石微观非均质性有一定参考价值。     

注入水对敖南低渗透油田储层渗透率的影响

确定了敖南油田储层的水敏系数在0.20—0.50之间,具有中-强水敏性;岩心实验表明:注入水对敖南油田低渗透岩心产生持续的伤害,伤害率小于20%。注入水中悬浮颗粒粒径对地层渗透率产生影响。当粒径小于2.0μm时,渗透率下降小于10%。     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田低渗透砂岩沉积微相特征及对产量的控制

鄂尔多斯盆地上三叠统长6油层是盆地的主力油层.以盆地东部的甘谷驿油田为例,分析了该油层的沉积微相特征、产量分布特征及其相互关系,认为储层的沉积微相控制油井的产量;研究区(水下)分流河道砂体渗透性好,油井产量高;高产油井在平面上呈条带状分布,与储层的沉积微相展布、渗透率平面展布基本一致.     

低渗透油田精细油藏描述研究进展

从国内外研究现状入手,详细介绍了目前低渗透油田精细油藏描述研究的现状,对比了国内外相关研究的差异。认为低渗透储层的渗透率在(0. 1～50)×10~(-3)μm~2。结合研究实践,总结了低渗透油田精细油藏描述研究的5个关键问题,即多方法单砂体精细预测和刻画、多信息裂缝表征、储层微观孔隙结构研究、低渗透储层流动单元分类、低渗透储层保护技术等。同时指出了低渗透油田精细油藏描述5个方向的发展趋势:微构造描述;储层成岩作用等地质成因分析;对低渗透油田注CO_2及氮气或注聚合物采油等机理进行相关实验研究;在低油价背景下精细油藏描述加强经济有效性评价,保证精细油藏描述研究成果在开发调整方案、老油田滚动扩边等生产实践中能够顺利应用;精细油藏描述中为水平井设计及其他工程措施的实施开展的相关基础研究。     

模糊综合评价法在低渗透油田开发决策中的应用

为了对我国主要低渗透油田进行综合评价,确定开发顺序,通过建立低渗透油田评价指标体系,利用模糊综合评价方法构建模糊隶属度矩阵,在对各油田单项指标评价的基础上,得到各个油田的模糊综合评价值,评价值高的低渗透油田优先开发,从而确定今后的勘探开发顺序.对我国8个低渗透油田进行了实证分析和测算,评价的最终结果是可行和有效的.     

低渗透储层原油吸附对渗流的影响

通过静态吸附实验和岩心流动实验研究了大庆低渗透储层原油在岩石表面吸附的机理及其对油水渗流的影响。实验表明,原油中沥青质和非烃组分可以被岩石表面吸附,形成吸附层。吸附层的存在减小了岩心的孔隙半径,增大了油水流动阻力。粘度相同的含有沥青质的模拟原油与精制油在相同实验条件下,流动曲线差别较大。在原油/岩石体系中,原油在岩石孔隙表面的吸附层厚度将达到孔隙半径的30%以上,在原油/地层水/岩石体系中,油膜厚度与孔隙半径的比值随着渗透率的降低而增大,特低渗透岩心中吸附层厚度可达到孔隙半径的10%,一定程度上降低了油相和水单相渗透率。     

低渗气井水锁伤害半径研究

水锁伤害是一个长期而持续的过程,评价水锁伤害对低渗气井产能影响时主要通过岩心水锁伤害实验实现。由于实验时间短、岩心长度小等限制,因此无法准确描述作业周期长的低渗气井水锁伤害半径。通过对水锁伤害机理分析,确定影响水锁伤害半径主要因素。结合渗流力学理论将水锁伤害过程近似为毛管束模型的活塞式运动,推导出水锁伤害半径的计算方法;并结合实际井的钻完井和测试资料,进一步验证了计算方法的准确性。运用该方法可以准确计算作业周期长的低渗气井水锁伤害的半径,准确评价其对产能的影响。     

低渗气藏多层合采层间干扰系数的确定

对低渗气藏,为达到工业气流,常采用多层合采的方法。气藏多层合采层间干扰系数的计算,目前还没有合理的方法。根据气井多层合采物理模型,利用气井二项式产能公式及井筒压力计算模型建立了气井层间干扰系数的计算方法。实例计算了低渗气藏Y的16口气井的层间干扰系数,并进行了线性回归,得到气井层间干扰系数与层间跨度、测井KH差、生产压差的一个经验公式。利用该经验公式得到了低渗气藏Y的不同层的层间干扰系数,并采用面积加权平均,得到了Y气藏的干扰系数,得出Y气藏可多层合采的结论。该方法为低渗气藏开发方案的合理制定提供了重要依据。     

低、特低渗透油藏压裂水平井产能计算方法

考虑低、特低渗透油藏裸眼压裂水平井流体从基质--裂缝--水平井筒及基质--水平井筒的耦合流动,以等值渗流阻力法及叠加原理为基础,将裸眼压裂水平井渗流区域划分为三个流动区域:流体在水平井压裂裂缝内的达西线性流动区域、水力压裂裂缝泄流引起的非达西椭圆渗流区域和流体在地层中的径向渗流区域.建立裸眼水平井水力压裂多条横向裂缝相互干扰的非达西产能预测模型,分析水力裂缝参数对产能影响,揭示裸眼压裂水平井开采变化规律.模拟结果表明:裂缝条数越多,裂缝干扰越强,水平井压裂存在一最优裂缝条数;裂缝沿水平井筒排布靠近两端、中间相对较稀,且两端长、中间短的开发效果最好.     

低渗透油田润湿反转降压增注技术及应用

为解决低渗透和特低渗透油田中注水井难以注入达不到配注要求,严重影响油井产量的问题,开发了高效降压增注剂。实验研究了降压增注剂对动态接触角、原油/注入流体界面张力、渗吸过程中采收率和相对渗透率和模型管中的压力梯度的影响。实验结果表明:降压增注剂能有效地将玻片由亲油转变为亲水,加入质量分数0.1%～0.4%的降压增注剂,原油/注入水之间界面张力可达到超低界面张力范围(<10-3mN/m),能提高采收率10%同时增加水相渗透率,注入压力降低10%。现场试验表明,该降压增注剂降压15%以上,有效期10个月以上,同时提高油井产量的效果。     

低渗透油藏多段塞微生物驱开发指标预测

油藏条件不同,微生物驱油体系的提高采收率能力和油藏适应性也有所差别,需要合理的注入参数对开发指标进行预测。通过模拟不同注入方式微生物驱油实验优化注入参数,在实验基础上综合运用前缘推进理论和经验回归方法,考虑微生物降低原油黏度以及影响油水相对渗透率等客观因素,建立一种将油井产能和含水变化规律结合的预测模型来预测微生物驱开发指标。微生物驱油实验表明,多段塞微生物驱较单一段塞微生物驱采收率可提高9.24%,见水时间能延长40.10%~40.14%,无水采收率提高18.44%;用该模型能较准确地预测微生物吞吐开井后的产油量、增油量、产液量和含水率,单井预测误差小于10%,区块总体产液量和产油量预测误差均小于3%,含水率仅为0.25%。矿场试验采用五级段塞交替注入调剖用微生物与驱油用微生物,试验区含水上升率由8.1%下降至-4.3%,综合递减率由13.3%下降到4.4%,控水稳油效果明显。