低渗低饱和砂岩水驱油过程中含水率变化规律研究

为了认识低渗低饱和砂岩油藏的水驱油特征,在不同初始含油饱和度条件下,进行了两类水驱油物理模拟实验,得出含水率随注入孔隙体积倍数变化规律的关系曲线,并结合油藏模型的孔隙结构特征和油水分布状态分析了含水率变化的机理.采用Matlab软件拟合了复杂含水率变化曲线的一般经验公式,分析了公式中各系数对含水率曲线变化特征的影响,以...     

盘古梁长6特低渗油藏储层流动单元研究

对盘古梁长6油藏某区块进行了精细分层对比和沉积特征研究,采用基于Kozeny-Cayman方程的定量方法,选取储层质量指数、标准化孔隙度、流动带指数、孔隙度、渗透率等反映岩石物性的5个参数,利用SPSS13.0数学统计分析软件进行聚类分析,将流动单元分为A、B、C 3类,得到了流动单元的分类特征和分布规律,并通过初期产液量来验证.表明此次流动单元的划分能够真实客观地反映该地区低孔、特低渗的地质特征和渗流特征.应用此方法对特低渗透储层流动单元评价划分是合理的,可以用来指导油田进一步开发调整,以及为提高采收率提供重要的地质依据.     

低渗透油藏CO2混相驱油机制及影响因素

依据CO2降低原油黏度以及CO2在原油中的传质扩散混相机制,建立考虑吸附现象的低渗透油藏CO2混相驱油数学模型,模拟CO2混相驱油过程。采用Barakat-Clark有限差分格式对模型进行数值求解,分析Peclet数、注入压力、孔隙度、原油黏度等因素对CO2在流出端的浓度分布以及降黏效果的影响。结果表明:Peclet数越小、注入压力和孔隙度越大,CO2突破流出端的时间越早,同时改变油藏原油黏度的时间越早;初始原油黏度越大,CO2降低原油黏度的效果越明显。     

压敏性特低渗透油藏压裂水平井产能计算

基于考虑启动压力梯度和压敏效应综合影响的广义达西定律,以椭圆渗流理论和平均质量守恒定律为基础,通过当量井径原理,推导压裂水平井产能计算公式。分析启动压力梯度、压敏效应、压裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、均一性和变形系数对压裂水平井产能的影响。结果表明:启动压力梯度越大,对产量的影响越大,当油藏渗透率很低时,应该考虑启动压力梯度的影响;变形系数越大,对产量的影响越明显,并且变形系数对产量的影响与生产压差有关;在算例条件下,最佳压裂缝条数为3～4,压裂缝长度以200～280 m为宜,压裂缝导流能力为5～50μm2.cm,即长裂缝、低导流、压裂缝非均匀分布、非等长裂缝有利于均匀采油。     

板状油藏大斜度井流入动态

基于瞬时源函数法和势的叠加原理,采用空间和时间的离散技术,建立简化的大斜度井油藏渗流模型,并通过与传统模型对比验证新建模型的准确性。根据油藏-井筒耦合关系,建立大斜度井流入动态模型,并给出求解方法。分析结果表明:无限大顶底封闭油藏大斜度井在定产量生产过程中,井斜角和储层厚度对流入动态的影响在早期径向流阶段最小,在中期过渡流阶段逐渐增大,到晚期拟径向流阶段达到稳定;储层越厚,井斜角越大,井底势降越小;储层越薄,井斜角越大,端部效应越强;井筒两端较大的边界影响是导致大斜度井与水平井流入动态差异的主要原因。     

基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞油藏水驱油机理

首先提出了采用全直径岩芯对剖刻蚀缝洞网络系统的物理模拟方法研究缝洞油藏注水驱油机理,然后再通过冷冻对剖拆开的方式观测缝洞网络中剩余油分布状态的基本思想.通过基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞型油藏水驱油机理研究,考察了不同流体黏度、不同含水饱和度对缝洞体油藏衰竭采收效果的影响,同时考察了不同流体黏度、不同注入速度、不同原始含水...     

镇泾地区长8段致密低渗透油藏主控因素分析

鄂尔多斯盆地西南缘镇泾地区长8油藏具有渗透率低、丰度低、储量大的特点,已钻遇的多口高产井显示出长8良好的油气勘探潜力。通过沉积微层、层序、裂缝及湖盆底形分析,认为长81中期基准面上升半旋回中部的坝顶席状砂为高效储层发育段;与基底断裂有关的裂缝极大地改善了低渗透储层的渗流能力;长8湖盆底形的起伏控制着早白垩世晚期铁方解石的胶结作用,底形的高点是铁方解石弱胶结区,储层物性相对较好,为甜点发育区。通过主控因素分析,提出长8致密低渗透油藏勘探思路及工作方法,即"定层序、占高点、追裂缝、打河道"。     

苏丹P油田注水时机实验及数值模拟研究

针对大型高凝油藏地层能量变弱、含水上升快、产量递减迅速等问题,结合海外油田高产稳产及高凝固点、高含蜡和高地饱压差等特点,建立了实际地层高温高压物理模拟实验系统,采用不同渗透率的岩芯,模拟不同驱替压力对开发效果的影响,得出最佳注水时机是脱出气体尚未形成连续相之前。采用数值模拟技术优化转注时机和采油速度,提出在合理利用天然能量的前提下,地层压力下降到3.4 MPa为最佳的注水时机,合理的采油速度是2.2%。注采井组试验结果表明:适时注水可较好地保持地层能量,提高产液量,改善开发效果。     

大牛地气田低渗储层成因及评价

综合利用岩芯、测井以及各种分析化验资料,运用储层沉积学、岩石学和成岩作用等相关理论,详细总结了大牛地气田致密砂岩储层的成因。研究结果表明,沉积微相在宏观上控制了储层物性的空间分布,成岩作用决定了砂岩内部储集空间特征和储集性能,主要表现在较强的压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙很少得以保存,而溶蚀作用有条件地改善了储层的储集性能,微裂缝只是在一定程度上改善了砂岩的渗透性,但也加剧了储层的非均质性。在此研究基础上,从沉积相、岩石学特征、成岩作用、孔渗特征等方面优选地质评价参数,在目的层划分出4类储层,其中Ⅰ类高产层主要是河道砂体复合带,其具有自然伽马曲线低值、自然电位曲线显著负异常等测井响应特征,碎屑颗粒粗,储层岩石表现为石英含量高,以残余粒间孔或粒间溶孔为主的特征。     

基于层序地层格架的南阳凹陷油气成藏模式

南阳凹陷层序地层研究表明,油气藏与层序地层体系域关系密切。南部陡坡带容易形成的油藏类型主要有低位和高位砂体形成的砂体上倾尖灭油藏,水下扇砂体形成的砂岩透镜体油藏,湖侵域砂体超覆油藏;深凹区发育处于弯折带之下的低位和高位域的砂岩透镜体油藏;北部弯折带发育低位时期的砂岩透镜体油藏,断层–岩性油气藏及断背油气藏,高位体系域时期的断鼻、断层–岩性油气藏等,湖侵体系域中还可能存在地层超覆油气藏。结合南阳凹陷层序地层特点和各种类型油气藏分布规律,总结了南阳凹陷基于层序地层格架的油气藏成藏模式,将凹陷内的油气聚集带划分为3类:北部弯折带内低位扇油气聚集带;南部砂砾岩体油气聚集带;轴向三角洲油气聚集带。北部弯折带内的低位扇砂岩体油藏的特点有中—短距离运移成藏、中—小断裂和微裂隙作为疏导体系、向心状和垂向油气运移;南部砂砾岩油气聚集带内砂砾岩体垂向连通横向连续,油藏封堵条件差;三角洲砂体油藏类型主要为断块油藏或断裂–透镜状砂体油藏。