低渗透复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

百49油藏属典型的低渗透复杂断块油藏,地层倾角较大,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,油藏先后经历了压裂、酸化、补孔以及注水等措施,在高含水期实施了大修扶躺、封堵换层、周期注水等措施。现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透复杂断块油藏高含水期的增储上产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗复杂断块油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。     

高矿化度低渗透油藏聚合物弱凝胶驱油试验

以侏罗系低渗透高矿化度油藏为对象,总结了近年来油田进行聚合物驱油试验的经验与教训,根据目前国内外聚合物弱凝胶驱油技术进展,结合研究区的地质特征和开发状况,研制出适用于侏罗系高矿化度低渗透油藏的聚合物弱凝胶驱油体系,并进行了现场试验。现场试验表明:聚合物弱凝胶体系适用于高矿化度低渗透油藏,能有效减缓低渗透油藏产量递减,降低含水,提高采收率。     

细分调参技术在低渗透油田水淹井治理中的应用

川口油田主力油层为低渗透油藏,注水开发过程中暴露出油井含水上升速度快、水淹井数量增多的现象。针对这些矛盾和技术难题,在精细油藏地质研究及开发动态分析的基础上,细分注采单元,制定了以细分调参为主的治理工艺技术。现场实施5口,对应的水淹井见效率100%,平均含水率降低22%,产油量明显上升,措施效果明显,具有较好的推广应用前景。     

低渗透油藏三相流油井流入动态研究

针对低渗透油藏具有启动压力梯度和应力敏感性的特性,考虑油相相对渗透率、原油黏度、原油体积系数随压力变化,建立了考虑应力敏感性和启动压力梯度影响的低渗透油藏三相流油井流入动态方程,分析了影响流入动态曲线形态的因素.其结果对开发低渗透油田的油井流入动态预测具有实际指导意义.     

低渗透油田微生物驱油规律及其影响因素

低渗透油藏的开发技术已成为中国油气开采领域的重要研究内容,微生物采油作为现代生物技术在采油工程领域开拓性的应用,特别是对于高含水和近枯竭的低渗透老油田更显示出其强大的生命力。文中根据鄂尔多斯盆地延安组A油田的地质特征和开发特点,结合现场应用情况,通过数理统计的方法分析总结了微生物采油技术在A油田的驱油规律和地质影响因素。研究表明,微生物驱油规律主要体现在注水压力上升,吸水剖面改善;同注水规律相似,连通性好的井增油效果较好;受效井类型不同,增油效果也不同;增油效果与见菌时间和见菌量相关。通过对微生物驱油地质影响因素的分析表明,油藏剩余油饱和度、含水、水线推进速度、储层物性和非均质性是影响微生物采油技术在低渗透油藏应用效果的主要因素。     

数值模拟在低渗裂缝油藏调剖中的研究应用

低渗透裂缝性油藏注水后,注入水容易沿裂缝窜进,油藏含水上升快,在较短时间内就进入高含水阶段。针对靖安油田长6油藏低渗透、裂缝性特点,提出了有针对性的稳产技术对策——预交联颗粒+交联聚合物复合深部调剖技术。通过油藏数值模拟,确定了调剖剂用量,预测了封堵半径,并评价了调剖效果。在此基础上,对注采井组进行了深部调剖施工方案的设计,通过复合深部调剖技术的现场应用,取得了较好的增油效果。研究成果为低渗透裂缝性油藏控水增油技术的研究和矿场应用做了有益的探索,具有一定的借鉴指导意义。     

高含水期油藏多轮次调剖流体渗流模型及其数值解

油藏的非均质性和油水粘度的差异，使得水驱开发的油田中低渗透层动用程度较低，生产井过早水淹．多轮次调剖技术是一项重要的稳油控水措施．综合考虑了堵剂驱油过程中的物理特性，应用局部网格加密技术，建立了高含水期油藏多轮次调剖流体渗流模型，并给出了有效的数值解法，且求解过程中线性方程组系数矩阵的存储采用行索引稀疏存储方案．算例结果表明：油田在高含水开发后期，应用多轮次调剖技术时控制油井出水和稳定产量具有重要作用．     

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想,利用油藏渗流理论和节点系统分析方法,建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型,并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明,在低渗透油藏中,增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利;爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产,相对于水力压裂油井,爆燃压裂油井增产倍数可达1.55。由此说明,利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。     

毛管压力对低渗透油藏渗流规律和开发动态的影响

为了解决低渗透油田生产过程中出现的采液指数随含水饱和度的增加而下降这个理论上难以解释的问题,通过理论推导和现场生产数据的分析。结果表明:低渗透油田的开发动态与高渗透油田的相比具有明显不同的特征,在低渗透油田中,采液指数随含水饱和度的增加而下降,这不符合一般的渗流规律。根据考虑毛管压力时计算相对采液指数和相对采油指数的理论公式,可以发现造成低渗透油田生产井见水后采液指数急剧下降的原因可能是低渗透油藏的储层岩石结构致密,孔喉半径小,毛管压力大,对两相渗流干扰显著,导致油水两相相对渗透率的下降。该成果从机理上解释了低渗透油田中采液指数随含水率的增加而下降这一宏观现象。     

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。     

注水开发工艺技术应用分析

低渗透油藏开发难度极大,主要表现在自然产能很低,甚至没有自然产能,不采用增产措施,根本无法投产,更谈不上正常开发。合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统,这是提高低渗透油气田开发的关键问题。 面对这一现状,本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围、分类以及在我国的分布状况,并介绍了低渗透油藏的地质特征、开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术;然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性,并对目前我国正在应用的分层注水工艺技术进行了介绍;最后本文以长庆油田为例对分层注水工艺技术进行分析并评价其应用效果。     

海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用

注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响。采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究认为:经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小。储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果。     

国内外低压油气藏开发技术现状

针对低压油气藏的特点,介绍了国内外开发低压油气藏的一些技术现状,包括钻、完井地层保护技术,开发井网调整技术,注水（气）增压开发技术,酸化压裂等油层改造增产措施。国内外     

胜利油田注空气二次采油技术评价研究

注空气技术已被成功应用于不同类型油藏以提高采收率。对注水困难的低渗透油藏来说,注空气取代注水进行二次采油以及注空气/空气泡沫进行三次采油都将受到越来越多的重视。针对注空气驱油机理和工艺特点,通过一系列实验和油藏数值模拟,研究低渗透油藏注空气提高采收率的机理及其应用。针对胜利油田低渗透轻质油藏目标区块,采用小型台架氧化反应器(SBR)进行原油氧化实验,并利用驱替装置进行氮气驱和空气驱的对比实验,评价了原油的氧化特性及空气驱的驱油效率,给出了原油-空气低温氧化动力学参数,为数值模拟提供基础数据。最后运用油藏数值模拟热采模型对注空气过程中氧化反应的热效应提高采收率进行了预测。     

应用复合膜剂提高油井压裂效果

随着油田注水开发的不断深入,储层条件逐年变差,如何有效动用低渗储层已成为油田开发的瓶颈.常规压裂增产工艺已无法满足油田可持续发展的需要,复合膜剂可提高油井压裂效果.对于提高老油田注水开发效率和最终采收率有重要意义.     

新疆油田低渗透区块空气驱实验研究

低渗透油藏由于地层能量衰竭较快且注水困难,一次及二次采收率较低,故考虑采用注空气技术来维持地层压力、提高采收率.相对于其他气驱技术,空气驱具有来源广、成本低的显著优势.通过对C-9井区原油低温氧化实验及空气驱实验,研究了目标区块原油的低温氧化特性及油藏条件下的空气驱提高原油采收率幅度.主要从注空气安全和提高采收率潜力方面评价了空气驱低温氧化工艺的可行性.实验结果表明,在相对低温条件下C-9区块原油可以有效消耗氧气,即使氧化速率缓慢,但是考虑空气在油藏中滞留时间及氧化反应的热效率,仍可以保证注气安全,空气驱二次采油可以得到较高的采收率,但是对于剩余油饱和度低的三次采油,空气驱提高采收率的幅度相对较低.     

确定特低渗油气层有效压裂的下限值—以泌阳凹陷安棚油田为例

安棚油田碎屑岩储层属扇三角洲沉积,储层埋藏深,胶结致密,具有特低孔特低渗储层特征;油气藏类型复杂,有普通黑油油藏、挥发油藏和凝析气藏等。通过综合应用Hobson法、产能法、浮力法等得到含不同流体储层的下限标准,确定了油层和凝析气层有效压裂的物性下限值,为压裂层位的选取和特低渗油气田的有效开发提供了科学依据。     

低界面张力黏弹流体驱油效果评价及微观驱油机理

特低渗油藏储层物性差、层间非均质性强,注水开发过程中普遍存在含水率上升快,产量递减严重等问题,为进一步改善特低渗透油藏水驱开发效果,开展了低界面张力黏弹流体驱油研究。采用岩心驱油实验评价低界面张力黏弹流体驱油效果,并利用微观可视模拟技术研究低界面张力黏弹流体微观驱油机理。结果表明,岩心单管和双管驱油实验水驱结束,转注低界面张力黏弹流体后,采收率分别提高了7.47%、23.14%;低界面张力黏弹流体的注入可对驱油剖面进行有效调整,增加原油动用程度;水驱后剩余油主要以簇状、孤岛状、膜状、盲端状以及柱状5种形式存在,簇状剩余油所在比例最大;低界面张力黏弹流体可通过增黏、屏蔽暂堵、乳化以及岩石表面润湿性改变等多种作用机制协同,将水驱后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夹带渗流运移产出,具有较好的流度控制和洗油能力,在特低渗油藏开发中具有优异的潜在应用前景。     

高含水油藏深部调剖驱油机理实验研究

为改善低渗油藏高含水期水驱开发效果,在室内应用CT扫描技术开展了岩心深部调剖驱替实验研究,获得了不同时刻岩心内油水分布状态信息,探索了深部调剖驱油机理。实验结果表明,一次水驱过程,注入水主要在高渗层内以活塞式向岩心深部推进,形成水驱优势通道,引起无效水循环;低渗层内水驱波及体积较小,仅波及到岩心第27个切片处。后续水驱过程,改性淀粉凝胶保持很好的完整性并有效封堵高渗层,注入水不仅启动了凝胶正上部的低渗层剩余油区域而且扩大了岩心入口端低渗层波及体积。高渗层采收率首先受驱替效率和波及效率共同影响,当波及效率不在增加,采收率的大小取决于驱替效率的大小;低渗层采收率一直受驱替效率和波及效率共同影响,且波及效率发挥主要作用。后续水驱过程低渗层起主导作用,采收率增加了15.1%。     

下寺湾油田泉65井区长2油藏压裂改造工艺优化研究

泉65井区是一个多油层复合浅层油田,三叠系延长组长2,侏罗系延安组Y7、Y9均获得工业油流。三叠系延长组长2油层组,是泉65井区2010年开发的主力油层,属典型的低压、低渗、低温地层,这种油层浅、低压、低渗、低温的地质特性,决定了压裂增产为其主要的增产方式。三叠系长2油藏油水关系复杂、非均质性较强制约了水力压裂工艺的实施,油层改造是实现高效开采的关键。结合2010年与2006-2009年压裂工艺及施工参数及现场实验基础上进行系统性总结分析,提出了长2油层的压裂改造思路及模式,对于提高低渗透油藏开发具有重要作用。