低渗透油田水/CO2交替驱注入参数优选

在模拟低渗透油藏条件下,利用长岩心进行水/CO2交替驱室内实验研究。结果表明：水/CO2交替驱注入量增加,采收率、注入压力增加。.在同样注入量下,水气比增加,采收率、注入压力增加;水突破时间加快,气体突破时间减慢。水气比达到1:1后,采收率随着水气比增加而降低;水气交替段塞增大,采收率、注入压力增大,气体、水突破时间减小。水气段塞达到0.2PV后,采收率降低。对于低渗透油田,建议水/CO2交替驱的水气比为1:1、段塞为0.2PV。     

低渗透油田氮气注入方案优化研究

针对低渗透区块裂缝发育、层间串较严重,层内及层间储量动用不均衡等情况。选择氮气驱并进行了方案优化,主要是从5个方面进行了方案的优化,包括注入氮气量优化、氮气注入速度优化、氮气注入周期优化、汽水比优化、注氮气前置段塞优化等,优化结果如下：氮气和水交替注入周期为4个月、气水比为1∶2、注气速度6000m3/d、注水量70m3/d、试验设计注入纯氮气段塞0.13PV。现场实践证明,注气后试验区日油略有上升,含水略有下降,初步取得了较好的增产效果。     

葡南油田低渗透储层应力敏感性研究

通过实验模拟地层在不同上覆压力下,孔隙度、渗透率的变化,研究低渗透储层的应力敏感性。其在增压过程中孔隙度和渗透率随着压力的增加而明显降低;在压力降低或撤除后,由于造成了岩石应力敏感性损害,孔隙度和渗透率不能恢复到原始的状态。低渗透储层应力敏感性的影响因素包括上覆压力的大小、加压次数、岩石覆压时间长短和流体饱和度的影响,在开发低渗透油田时应注意保持合理的生产压差、开采速度和降压方式。该研究为低渗透油藏的开发提供了理论依据。     

松辽盆地南部低渗透砂岩储层裂缝特征及其对油田开发的影响

松辽盆地南部的低渗透砂岩储层中普遍存在受断层和沉积微相控制的４组高角度构造裂缝,其中以近东西向裂缝渗透性最好,北西向和并东向两组裂缝对储层中流体的渗流也起着相当重要作用,     

压敏效应以低渗透油田开发的影响

认为低渗透油田开发难度大的主要原因之一在于渗透率较低,为弄清渗透率与压力的关系,以实际为基础,利用油田天然岩心模拟油田开发过程,研究压力的变化对岩心渗透率的影响;分析了渗透率的压力敏感性特征及低渗透油田开发中存在的压敏效应,指出随着开发过程的进行,地层压力逐渐下降,进而因油藏压力的降低所诱导的渗透率的压力敏感性伤害将不可避免,最终导致的渗透率损失对低渗透油田开发的影响是巨大的,研究表明因压敏效应的存在,在井壁附近地层渗透率值只占供液边界处渗透率值的45％左右;当地层压力下降5MPa时,产量下降可达13％左右。     

低渗透油田不同渗透率条件下蒸汽驱受效规律数值模拟研究

根据现场提供的朝阳沟油田蒸汽驱试验区的动、静态数据,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。研究了地层平均渗透分别为1×10-3μm2、2×10-3μm2、5×10-3μm2、8×10-3μm2、10×10-3μm2、15×10-3μm2、30×10-3μm2七种方案进行蒸汽驱开采时,蒸汽驱的受效规律。结果表明:水驱油藏转蒸汽驱开发的渗透率下限值为10×10-3μm2。采用连续注蒸汽驱三类区块开发效果最差,连续注蒸汽驱开发仅适用于朝阳沟油田的一类及二类区块。     

注入剖面测井技术在低渗透油井中的研究与应用

在油田进入高含水开发的中后期,注入井的效果直接关系到油田的效益,特别是在低渗透油田,由于低渗透而导致低注入状况,给油田的测试工作带来一定的困难,单一的测试手段已经不能满足油田监测的需要,详细阐述了注入剖面测井技术在低渗透油田中的应用情况,并对仪器的优缺点进行了分析,给出了结论与建议。     

靖安油田长6低渗透储层润湿性及其影响因素

通过靖安油田长6层位的取心井岩心相关的数据信息,利用自吸法对长6油层岩心润湿性予以了严格规范地测定,并研究了自生矿物、地层水、渗透率等因素对润湿性的影响.结果表明,长6油层岩石润湿性呈现出明显的复杂性,其中最突出的特征是强亲水,也呈现出一定的弱亲油特性,靖安油田长6油层整体为强亲水-弱亲油的润湿性,且中性样品比较少.地...     

关于对低渗透油田压裂工艺技术的研究

低渗透油田资源丰富,分布广,而流体渗透能力差,产量低。能源需求的增加和勘探技术的发展,低渗透油田的作用日益明显。采取好的措施,通过压裂工艺改善地层渗透性,增强油层近井地带的渗流能力,进而提高油田的产油数量,提高低渗透油田的开发效果,成了油田重要的发展方向。低渗透油田通过重复压裂改造技术能提高油田的采收率和单井的产量。     

压敏效应对低渗透油田开发的影响

认为低渗透油田开发难度大的主要原因之一在于渗透率较低 .为弄清渗透率与压力的关系 ,以实验为基础 ,利用油田天然岩心模拟油田开发过程 ,研究压力的变化对岩心渗透率的影响 ;分析了渗透率的压力敏感性特征以及低渗透油田开发中存在的压敏效应 .指出随着开发过程的进行 ,地层压力逐渐下降 ,进而因油藏压力的降低所诱发的渗透率的压力敏感性伤害将不可避免 ,最终导致的渗透率损失对低渗透油田开发的影响是巨大的 .研究表明因压敏效应的存在 ,在井壁附近地层渗透率值只占供液边界处渗透率值的 45 %左右 ;当地层压力下降 5 MPa时 ,产量下降可达 1 3%左右 .     

低渗透油田无因次采液指数归一化处理及应用

摘要：根据大庆朝阳沟油田提供的十块岩心相对渗透率曲线数据,首先将其进行归一化处理,得到两种类型的归一化相对渗透率曲线,在此基础上,计算出两种类型的无因次采液指数和含水率关系曲线,并将理论研究应用于实际区块中,对其开发效果进行分析。结果表明,符合第一类无因次采液指数的区块提液能力有限;符合第二类无因次采液指数的区块含水率高于50%以后可以提液,最大提液幅度为初期产液量的1.2倍左右。     

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。     

低渗油田注水能力下降原因分析及其对策研究

对注水井注水压力高、注水困难的原因进行了诊断,指出注入水中机械杂质含量严重超标、机杂粒径大,与低渗储层的孔隙喉道大小不匹配是导致储层孔隙堵塞的主要原因,近井地带石蜡的析出是导致储层孔隙堵塞的另一原因.针对此类堵塞,研究了解堵增注方案.通过方案的部署实施,该油田注水难的问题得到了有效解决,区块的开发效果得到了明显改善,提高了区块开发的效益,为同类型油藏的开发提供了借鉴模式.     

低渗透油田超前注水增产机理研究

超前注水在低渗透油田开发实践中,相对于同步注水和滞后注水,已显示出其优越性,但目前在超前注水增产机理方面的研究还不够深入.在前人研究基础上,针对不同类型低渗透储层特性,推导出超前注水相关的一些经验公式和理论模型.从推导出的理论模型可以看出,超前注水可以增加低渗透储层驱替压力梯度,降低初期含水,提高单井产量和降低油田产量递减率.研究结果可为低渗透油田超前注水技术提供理论指导.     

生化/NF技术处理低渗透油田回注水研究

渤南油田属低渗透油藏,目前回注水水质不合格,悬浮物、细菌等超标,钙镁离子含量高,结垢严重,引起注水量下降,注水压力上升.针对渤南油田污水水质情况及注水水质要求,开展了油田污水生化/NF处理实验研究.采用气浮、生物接触氧化结合膜过滤工艺,污水经处理后油质量浓度低于0.5 mg/L,SRB、悬浮物检测不出,钙镁离子质量浓度降至8 mg/L以下.在达到A1级标准基础上,有效解决了回注水结垢问题.     

鄂尔多斯盆地演武油田隐蔽性低阻油藏识别方法

探讨鄂尔多斯盆地演武油田侏罗系低阻油藏油水层识别方法,为同类型油藏开发提供依据。通过对延9油藏地层水矿化度分析、油水层束缚水饱和度计算、重点井矿片导电矿物研究等,分析了演武油田低阻油藏的成因。结果表明该区侏罗系低阻油藏主要受高地层水矿化度、高束缚水饱和度、储层岩石较强的亲水性等多重因素控制。结合开发实践,总结了适应本地区低阻油藏识别的电阻率曲线特征、侵入因子与声波时差关系图、视电阻率与自然电位关系图等多种低阻油藏识别方法,应用多种识别方法筛选出潜力建产目标区。在开发过程中,地质规律分析与多种油水层识别方法综合应用,相互验证,才能提高油藏识别率。     

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。     

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.     

低渗透超前注水储层油水分布

通过压汞实验、CT孔隙扫描实验分析了储层的微观孔隙结构特征,应用岩心实验、微观模型实验研究了超前注水过程中油水分布特征。通过研究得出,三塘湖储层的微观非均质性较强,超前注水会使储层的油水分布发生明显变化。随着超前注水压力和超前注水时间的增加,储层非均质性变强,注入水沿渗透率较高的层位窜流,产生微观指进现象,导致超前注水生产后油井含水率上升快。因此,在非均质性较强的低压、低渗油藏超前注水过程中,应合理优化超前注水压力与加压时间,减少注入水窜的发生。     

改进的低渗透底水气藏压裂井见水时间预测公式

 低渗透底水气藏中的气井在实际生产中需通过压裂改造获得工业产能, 预测压裂井见水时间对合理开发该类气藏具有重要指导意义。针对低渗透底水气藏压裂井的渗流特征, 将渗流场划分为射孔段及其下部两个部分, 以稳态渗流理论为基础, 分别建立了符合各区渗流状态的产能方程, 结合水锥顶点的运动方程建立了低渗透底水气藏压裂井见水时间预测公式。实例计算表明, 压裂井能显著延缓气井见水时间, 利用本方法计算的见水时间更接近实际。敏感性分析表明, 随气藏打开程度增加, 气井见水时间先增大后减小; 增大裂缝半长及裂缝导流能力都将延缓气井见水, 但增加幅度逐渐降低, 存在最优值。