低渗透裂缝性见水油藏开发方式调整对比研究

长庆油田某区为裂缝性低渗透油藏,裂缝性水窜问题较为严重,油井普遍受高含水影响,造成油井产量低且递减速度快,急需进行开发方式调整.利用加拿大Geomodeling公司SBEDStud io模型建立该区地质模型,并采用MDS数模软件进行了几种开发方式调整后的数值模拟.结果表明:应采用裂缝注水和面积注水相结合的办法进行开采;适度提高油藏压力水平利大于弊,有利于区块的油气生产,将油藏压力水平升至且保持在13~14 MPa较为合理;行列注水并不是最好方式,应采用"行-点结合"的办法,并使注采井数比接近0.7.     

启动压力梯度对压裂井生产动态影响研究

低渗透油藏往往不遵循达西定律,具有启动压力现象,常规的方法难以实现该类油藏的高效开发.通过室内实验,研究了大庆肇源油田不同渗透率岩心启动压力梯度,建立了启动压力和渗透率关系式,并应用黏度和渗透率组合参数来判断流体的渗流形态;应用数值模拟的方法研究了启动压力梯度对压裂油井日产量、累积产量、含水率、采出程度、地层压力分布等的影响.结果表明,启动压力梯度对压裂油井各项生产参数的影响很大.因此,在低渗透油藏的开发过程中不能忽略启动压力梯度的影响.     

基于流线积分法的注水井网非稳态产量模型

低渗透油藏注水开发通常表现为油水两相非达西渗流,基于达西定律推导的计算方法不再适用。根据流线积分法基本原理,考虑启动压力梯度的影响,推导了单根流管中油水前缘突破前后的产量计算公式,然后引入面积井网注水开发过程中启动角的计算方法,最终通过建立数值积分可以得到不同井网形式下的非稳态产量计算模型。对比了模型计算结果与油田实际生产数据,证实了模型的可靠性,能够满足油田现场产量预测的要求。运用该模型计算并探讨了启动压力梯度、井网形式及生产压差对油井生产动态的影响,发现启动压力梯度对油井生产影响大,在开发指标预测过程中不能忽略;五点井网产量高、递减慢,在条件允许的情况下应该尽量采用五点井网;合理提高生产压差能够提高采油速度,缩短油田开发周期,开发效果好。     

榆林气田二叠系山西组流动单元

鄂尔多斯盆地东部榆林气田山西组储层具有低孔低渗、岩性复杂、孔隙结构复杂的特征.以层或层组为单元的砂体(岩性)、孔隙度和渗透率等参数的宏观分布研究已经达不到该区储层精细评价的要求,而储层的微观孔隙结构比储层宏观物性更能反映本区储层的本质特征.因此开展了该区储层流动单元测井评价研究.基于岩心和测井资料从孔隙几何学角度研究了工区储层的流动单元特征,采用FZI法把该区划分为5种类型的流动单元,同类流动单元的孔-渗关系呈现出规律性变化,其孔隙类型和结构趋于一致,表现出相似的测井响应特征,从而建立了研究区流动单元的划分及分类评价模式.     

低渗透砂岩压裂层位优选的测井评价模型

典型的低渗透砂岩储层具有非均质性严重、储层产能受岩性和物性因素影响较大、自然产能相对较低等特点,需要对储层进行改造才能见到较好的效果。水力压裂是低渗透储层增产的有效手段,选井选层直接影响压裂效果,目前油田主要依靠经验选择施工井层,不能保证压裂后获得很好的增产效果。利用测井资料处理分析得到低渗透砂岩储层产能评价的关键参数,可以有效地开展低渗透储层压裂产能预测与层位优选,评价产能改造潜力,指导酸化压裂层位的选取和施工,提高油藏开发效益。利用测井、岩芯及测试等资料,从低渗透砂岩储层的岩石矿物、粘土矿物、钙质胶结物、微观孔隙结构等方面入手,分析了影响低渗透砂岩产能的储层因素,构建了储层精细评价和产能预测的测井优化模型,确定了低渗透砂岩储层压裂层位优选标准和图版,最终实现了对压裂优选层位的分级划分。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界致密气藏储层特征分析

以鄂尔多斯盆地北部上古生界致密气藏储层为研究对象,在对大量岩心观察分析实验的基础上,深入研究了该研究区的储集特征。分析发现该地区储层物性以低渗致密为主,部分地区发育数量较少的优质储层,沉积作用和成岩作用的共同作用是该地区储层致密的主要原因。在不同沉积背景下形成的储层物性差异明显,天然堤与边滩砂体微相背景下形成的砂体是研究区优质储层分布的主要地带;成分成熟度和结构成熟度较低是造成储层物性减少的物质基础;而后期的成岩过程中的压实作用可大幅度降低原始孔隙度,各类次生矿物的胶结作用使储层砂岩致密胶结、物性变差,后期的溶蚀作用和少量成岩微裂缝的产生对储层已达特低渗透级别的致密砂岩物性的改善起到了关键性作用。     

含裂缝低渗透油藏井网调整平面波及效率研究

合理部署注水开发井网以及研究低渗透油藏的水驱油渗流规律是经济有效地开发低渗透油藏的前提条件。通过对物理模拟结果的灰度处理,对比正方形反九点井网和菱形反九点井网的平面波及效率,优选出适用于含裂缝低渗透油藏开发的基础井网。通过对比正方形反九点井网与菱形反九点井网,发现:含裂缝低渗透砂岩油藏中,菱形反九点面积井网能有效扩大平行于裂缝方向的注采井距,缩小垂直于裂缝方向的注采井距,可有效改善平面上各油井的均匀受效程度,延缓角井水淹时间。开发后期,角井含水较高,基础井网不能满足开发需要时须适时进行加密转注调整。通过对比三种加密调整方式的面积波及系数,优选出适合含裂缝低渗透油藏的加密调整方案,有效指导含裂缝低渗透油藏的开发。     

低渗油田表面活性剂驱油机制

以降低启动压力理论为依据,结合表面活性剂溶液对相对渗透率影响等实验,研究表面活性剂降低油层注入压力的机制。结果表明,表面活性剂可降低油水界面张力,增加原油流动能力;表面活性剂能改变岩石表面润湿性,使岩石润湿性向亲水方向转变,减小水驱毛管阻力;表面活性剂能增加水相渗透率,降低注入压力;当表面活性剂质量分数为0.2%、注入量为0.5 VP(VP为孔隙体积)时,选择含水率低于70%注入活性剂驱油效果较好。     

考虑压敏效应的低渗透油藏非线性流动特征(英文)

基于低渗透油藏非线性渗流速度函数导数的连续性,推导了实数域内低渗透油藏的非线性运动方程,确定了低渗透油藏视渗透率和视拟启动压力梯度的数学表达式,并论证了渗流速度函数导数连续与渗透率变化连续是相容的;建立了考虑压敏效应的低渗透油藏油井定产量生产时的非线性渗流数学模型;鉴于数学模型的强非线性,采用高效的有限差分Douglas-Jones预估校正法求得了其数值解,并与全隐式有限差分法所求数值解进行对比验证了解的正确性.结果分析表明:非线性运动方程和拟线性运动方程对应的瞬时无因次井底压力双对数曲线初期存在"拐点",拟线性运动方程对应双对数曲线的"拐点"更为突出;渗透率模数主要影响曲线后半段,其值越大,压力下降越剧烈;低渗透油藏非线性渗流存在动边界;拟线性流动动边界的传播速度比非线性流动的要慢.     

注入压力对CO2驱气窜影响规律及裂缝封堵研究

为了确定注气压力对CO₂驱油过程中气窜的影响规律，结合矿场实际情况，设计不同注气压力方案，测试不同注气压力下的窜逸时间，得出注气压力与CO₂窜逸速度、采出程度的变化规律。实验结果表明，注入速度、基质渗透率、裂缝大小及宽度是影响注入压力主要因素，合理的注入速度是控制注入压力的关键。注入速度越大，注入压力越大；裂缝越大，注入压力越低；基质渗透率越大，注入压力越小，在此基础上优选淀粉体系合理注入速度为0.2 mL/min。通过岩芯造缝模拟实验可知，气体的波及体积受储层裂缝影响严重，当级差大于1 000时，采出程度小于1%，优选了高强度凝胶体系为：淀粉4%+单体4%+交联剂0.05%+成胶控制剂0.18%，该凝胶体系强度高，成胶时间在8~20 h、性能稳定能够能够有效封堵住裂缝，封堵裂缝后采出程度可达19%，有效扩大了CO₂驱的波及体积。