低渗油藏渗流特征及开发对策研究:以渤海湾盆地黄骅坳陷M油藏为例

注入压力高、吸水能力下降快是低渗油藏注水开发面临的难题。通过分析深层低渗油藏压敏、水敏、油水黏度比、相渗等因素对渗流特征的影响,获得油藏开发过程中储层物性及流体渗流变化规律;利用油藏工程原理及数值模拟技术,研究了裂缝方位、注入量、渗透率及注水时机对裂缝扩张注水效果的影响,证明裂缝扩展注水技术能够大幅度提高低渗油藏采出程度。研究成果对改善低渗油藏注水开发效果具有重要指导意义。     

某特低渗砂岩油藏裂缝特征及其对开发的影响

特低渗透砂岩油藏一般都发育着不同程度的裂缝,我国大部分油田实行的都是注水开发,裂缝的发育和分布直接影响着油田注水开发效果以及最终采收率。因此,进行裂缝特征和裂缝对开发的影响研究,对提高可采储量、改善开发效果、提高我国裂缝性砂岩油田勘探开发水平具有指导意义。以某一个特低渗透砂岩油藏为例,用岩芯观察、井间示踪剂测试、水驱前缘等裂缝动态监测方法,对该特低渗油藏裂缝特征进行分析,在此基础上,对该油田的后续开发提出相应的治理对策和建议。     

低渗透裂缝性油藏周期注水合理工作制度研究

周期注水是低渗透裂缝性油藏稳油控水的有效方法。从微观渗吸角度分析了渗吸速度、平衡时间对周期注水开发参数的影响,分析了周期注水强化低渗透裂缝性油藏采油的主要机理。采用典型油藏数值模拟,研究了不同采油速度、注水速度、注水半周期条件下的开发效果,结果表明:采油速度2%、注采比为1、注水半周期为60d时能够较为充分地发挥毛管力的渗吸作用和注入水驱动力的驱替作用,提高基质原油动用程度。通过在某油田的实践应用表明,合理的周期注水方式能够改善油田开发的技术经济效果。     

注水水质对低渗油藏注采井开发指标的影响

基于水质对低渗透油藏储层渗流物性影响实验的研究,结合渗流力学理论,建立了注水水质与相对渗透率的关系.在此基础上,采用油藏工程的理论和方法,分析了水质对低渗油藏注采井开发指标的影响,包括水质对采油井采液、采油指数和注水井吸水指数等指标的影响.     

低渗透油藏有效开发技术研究——以苏德尔特油田为例

苏德尔特油田兴安岭油层属于低渗透油田,层间非均质性强,油井措施效果逐年变化。通过分析苏德尔特油田开发特征,分析了缩小井距技术、提压注水技术、大规模压裂技术和注气技术在苏德尔特油田兴安岭油田开发中的应用效果,结果表明缩小井距技术配合常规压裂建立矩形井网可实现井网最优;提压注水技术是一个缩短"量变"到"质变"时间的有效技术;大规模压裂技术能够有效改善特低渗透油藏储层渗流条件;CO_2注气技术能够改善注入剖面,为低渗透油田开发提供指导。     

压力敏感性对深层低渗储层伤害特征研究

通过对文东油田文203断块储层岩石的压力敏感性伤害程度的研究，认为在油藏投产后，随地层流体的采出，地层孔隙压力逐渐降低，储层上覆有效压力增大，导致储层渗透率有较大的降低，影响了深层低渗储层油田注水开发的效果，提早注水和保持压力开采是防止压力敏感性伤害，保持储层渗流能力的主要方法。     

低渗透裂缝油藏试井模型及应用

阐述了裂缝油藏试井数学模型、曲线特征、试井技术等,在此基础上系统研究了长庆油田陇东特低渗透裂缝油藏不稳定压力试井资料特点,提出了适合于特低渗透裂缝油藏试井模型。应用脉冲试井技术找到了油藏裂缝发育方向,分析了注水井试井资料在多次试井过程中的模型演变,应用现代试井分析方法,对一些试井典型实例进行了剖析,基于该试井模型解释的试井资料,已在油田开发中得到了应用,应用效果表明该模型在陇东特低渗透裂缝油藏是适用可行的。     

严重非均质油藏优势渗流通道成因机制研究

在胶结疏松砂岩油藏的注水开发过程中,由于注入水的长期冲刷,油藏孔隙结构和物性参数发生很大变化,在注水井和油井之间有可能形成优势渗流通道,从而加剧了油层非均质性及层内矛盾,进一步增加提高采收率的难度.该次研究运用多种手段,通过动、静结合,研究了油藏优势渗流通道的形成机理,为剩余油分布规律研究和挖潜奠定了坚实的基础.     

胜利油田低渗透油藏低成本开发技术

低油价下,低渗透油藏的效益开发迫切需要低成本开发技术。胜利油田通过多年的技术攻关与矿场实践,形成了周期注水、间歇采油、水质优化等低渗透油藏低成本开发技术。明晰了周期注水提高采收率机理及优化了周期注水技术政策;确定了间歇采油选井标准,计算了间歇采油开关井时间;明晰了影响注水能力的主控因素,建立了注水水质指标的"三步计算法"。研究发现低渗透油藏含水率在30%时转变为周期注水,开发效果最好,单周期注入水量越大以及短注长停不对称注水方式,开发效果较好;连续生产点的所对应的产量低于经济极限产量时,建议油井间歇生产;建立注水水质指标应首先求取储层原始静态喉道半径,再考虑动态压力敏感性、流体边界层对喉道半径的影响。研究成果对低渗透油藏的效益开发有重要指导意义。     

复杂断块深层低渗油藏中裂缝的研究及应用

以文东油田为例，简要介绍了复杂断块深层低渗油藏开发中存在的实际问题，指出了开展人工裂缝和天然裂缝研究的目的。主要阐述了人工裂缝的几何形态及发育的基本原理和方法，简要总结了该油田水力压裂、高压注水形成的人工裂缝及天然裂缝的分布规律。分析了裂缝研究在油田开发生产中的应用。     

低渗透油藏注CO2驱提高采收率预测方法

CO2驱油技术在低渗透油田中的研究已经越来越深入,无论室内实验还是现场试验证明都是可行的,不论是在高含水油藏还是低渗、特低渗油藏,注CO2能够降黏膨胀,降低界面张力,改善地层渗透率,从而提高原油采收率。该技术能够有效解决低渗油藏注水开发难的问题。国内在该技术领域的研究也越来越多,研究还发现,工程上常利用水驱特征曲线方法预测CO2驱动态指标,但水驱和CO2驱在驱油机理、开发动态特征等方面存在明显差异,导致预测结果不准确。为了增加低渗透油藏注CO2方案可靠性,根据油藏工程基本原理建立气驱采收率计算公式,并利用采出程度、采油速度和递减率的相互关系提出了气驱增产比概念,建立气驱提高采收率增幅图版,形成了低渗透油藏注CO2驱提高采收率指标预测方法。通过该油藏工程方法预测白豹油区吴26-75井区,注CO2驱油20年可提高采收率8.12%。同时,对目标区块进行三维地质建模及数值模拟研究,通过数值模拟软件计算,预测区块CO2注气速度20、30、40 t/d的情况下,20年可累计增油20.56万、22.48万、24.13万m3,可分别提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。该油藏工程方法预测结果和数值模拟方法预测结果误差较小,可用于低渗透油藏CO2驱油产量预测和开发方案优化设计。该方法可以简单快捷计算CO2提高驱采收率指标,对区块下一步的开发及评价具有指导意义。     

致密油藏压裂开发流固耦合数值模拟

为揭示了致密油藏在压裂与开采过程中孔缝介质的变形规律,研究流固耦合作用对致密油藏生产动态的影响,本文基于致密砂岩储层孔缝多重介质变形力学机制,阐述了致密油藏压裂与采出过程中的流固耦合作用,针对不同开发阶段孔缝介质变形及流体渗流特征,建立了相应的物性参数动态变化模型及多相流渗流数学模型,并编制了致密油藏压裂、开采数值模拟软件对典型致密油区块进行了数值模拟。结果表明,压裂液注入过程中,基质孔隙膨胀,孔、渗物性增大;高于开启压力时,天然裂缝开启并逐步延伸;高于破裂压力时,岩石破裂形成人工裂缝,储层渗透率大幅升高。在生产过程中,随着地层流体压力的降低,基质孔隙收缩,裂缝开度变窄;当低于闭合压力时,裂缝闭合导致储层渗透率显著的降低。     

柴达木盆地H区路乐河组低渗透油藏油水互驱微观实验研究

为探讨低渗透油藏注水开发过程中油水互驱微观特征,以柴达木盆地H区路乐河组油藏为例,利用薄片观察、扫描电镜、物性分析及压汞实验等,开展油水互驱微观实验模拟综合研究。研究表明:该区储层物性较差,非均质性较强,岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,储集空间以原生粒间孔隙为主,孔喉具有分布宽、分选较差、分布类型多且分散等特征。单相流体实验中原油在岩石内流动具有非达西渗流特征,启动压力梯度随渗透率的增加而降低,但相关性较差,增加压力梯度可使单相油渗流特征达到线性流。油驱水过程为非均匀驱替过程,油藏的微观非均质性强烈,原始含油饱和度较低;水驱油沿一两个通道快速突进,无水采油期短,水驱油效率低,增加压力可实现一定范围内增加水驱油效率,但效果并不明显;残余油主要有绕流形成的残余油、油膜残余油、边缘角隅的残余油等三种,其各自具有不同的形成机理。     

超临界CO_2压裂煤岩储层增产煤层气应用发展前景

超临界CO_2压裂作为新兴渗透率强化技术以其对煤岩储层独特的物理化学力学特性改造,以及对储层近乎零损伤的特点受到了研究者的广泛关注。本文通过分析对比不同压裂介质作用下煤岩体的起裂压力与时间、裂缝扩展规律及渗透率变化,结果发现,水力压裂的裂缝扩展形式单一;液态CO_2压裂的衍生裂隙发育程度不高;超临界CO_2压裂形成的层理裂隙与衍生裂隙复杂程度高。特别地,超临界CO_2压裂煤体起裂压力比水力压裂低约39.48%,起裂时间是水力压裂的1.2倍以上,渗透率变化量是水力压裂的3倍左右。总体而言,超临界CO_2对煤储层的物理化学及力学特性的改造,为煤储层致裂增渗、增产煤层气理论与技术取得突破性进展提供了新思路与方法。     

边底水稠油油藏蒸汽吞吐开采特征及开发优化数值模拟研究

研究区属于典型的边底水稠油油藏，采用蒸汽吞吐开采，目前处于开发的初期阶段。该油藏生产中出现了蒸汽吞吐产能较低、含水上升较快、采出程度较低的问题。对此研究了蒸汽吞吐的开采特征及边底水对开发的影响，并通过数值模拟开展了蒸汽吞吐开发优化研究。边底水对油藏蒸汽吞吐生产有较大影响，其吞吐开采既有稠油油藏蒸汽吞吐弹性降压开采特点，又具有特有的水驱开采特点。根据油藏地质特征，建立典型数值模拟模型，对蒸汽吞吐开发井型、井距、避水高度、注采参数（注汽速度、注汽强度、干度、焖井时间）进行了优化，为下一步改善蒸汽吞吐开发效果提供了技术支撑。     

煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析

我国多数煤层气储层低孔低渗、构造煤发育,储层改造效果难以保障,单井产气量和采收率低。选择高效的储层改造和增产技术,提高低效井产量,是当前煤层气产业发展的关键任务。本文系统剖析“地质储层条件、工程施工改造和排采管理控制”影响的低产原因,分析煤层气井二次改造相关技术及应用效果,为不同类型低效井针对性改造提供建议。煤层气井可二次改造的低产原因主要包括压裂裂缝扩展不足、裂缝/管柱煤粉堵塞和压降面积受限等,改造中需考虑煤体结构分布、初次裂缝形态、储层渗透性、产气产水量变化、排采及控制设备适用性等因素。二次改造技术分为物理法、化学法、微生物法和其他方法,物理法中二次水力压裂、间接压裂和无水压裂技术以及化学法中酸化增透和泡沫酸洗技术运用较广泛。二次改造应根据地质条件、初次改造效果、工程排采情况选择针对性技术,避免储层再次伤害,以实现有效改造,提高煤层气单井和井网产气量。     

煤层气产能影响因素及开发技术研究

煤储层中气体分子在承压状态下处于吸附-解吸的动态平衡,随着产层打开和压力降低,气体通过解吸、扩散、渗流产出,形成产能。笔者结合生产井数据,分析了渗透率、含气饱和度、临界解吸压力和压裂缝半长对产能的影响。中国煤层具有低压、低渗、低饱和度等特点,致使储层驱动能量不足,在自然条件下气体解吸、渗流困难,所以必须采用有效的开发增产技术。与常规天然气储层相比,煤层气储层更容易受到损害,在进行开发时采取欠平衡钻井、氮气泡沫压裂等储层保护增产技术对于单井产量的提高至关重要。各地区煤储层特征差异显著,在开发时要对不同的开发手段进行适用性与经济性研究。     

沁水盆地储层特征及潜在损害因素分析

针对页岩气开发生产过程中遇到的储层损害问题,笔者从构造特征、孔渗结构、温度压力、地层水组分、层系特征等方面详细描述了沁水盆地页岩气储层特征。通过对岩样进行的TOC测试、Ro测试、扫描电镜分析、薄片鉴定、全岩分析及含气量分析,得到了储层存在潜在的水敏、速敏和酸敏损害,考虑到页岩储层渗透率低、层理和微裂缝发育丰富等特点,储层也会存在一定的固相损害和应力敏感特性,钻井过程中应注意预防这些伤害。     

支撑剂在人工裂缝储层中的应用研究

针对人工裂缝储层中填充支撑剂的运用探索,分别设立了2种不同的填充方式和4种填充程度,采用应力敏感性实验和导流能力测试实验,观察各岩心间的应力敏感性和导流能力差异,探究支撑剂在人工裂缝储层中的应用研究。结果表明:2种铺砂方式均存在当充填层中支撑剂含量较少时,随有效应力或闭合压力的增大,支撑剂难以支撑储层表面,渗透率和导流能力迅速下降;80%铺砂浓度充填层岩心的临界压力为16.08 MPa,80%铺砂空间充填层岩心的临界压力为17.13 MPa,2块岩心均是前半段体现储层裂缝渗透率的应力敏感性,后半段体现基质渗透率的应力敏感性;导流能力测试实验结果表明,当闭合压力在10~70 MPa时,80%铺砂空间充填层的导流能力明显高于80%铺砂浓度充填层的导流能力,证明支撑剂的排列方式对储层导流能力有着积极影响,并在油气田开发应用中提出了新的见解思路。     

高能气体压裂技术在云南恩洪盆地煤层气开发中的试验应用

恩洪盆地煤层气资源丰富,但煤储层渗透率低、水敏性强,开发难度大。采用水力加砂压裂技术对煤层气井进行增产改造效果不理想,因此提出并开展了高能气体压裂技术在煤层气开发中的试验应用,以期在煤储层中产生和形成多裂缝体系,同时产生较强的脉冲震荡作用于地层,改善和提高煤层导流能力。本文介绍了高能气体压裂技术在B井煤储层改造上的试验应用,分析了作用机理、工艺设计等,并提出了今后的研究方向,对探索我国煤层气有效开发的新途径具有重要的意义。