缝洞型油藏不动管柱堵水技术研究

缝洞型油藏属于以溶洞、溶蚀孔隙、裂缝为主要储集空间的底水油藏.在开发过程中,因储层裂缝发育程度高、底水易沿高渗透裂缝通道窜进而造成油井快速水淹.塔河油田在不动管柱的施工条件下,将液态堵剂注入水窜通道进行封堵,释放水窜屏蔽剩余油,达到治水的目的.同时,深化油藏认识和基础资料分析,建立了"六项基础"分析法确定堵水潜力,研发淀粉胶和高温冻胶2种药剂,形成一套针对缝洞型油藏的不动管柱堵水技术体系,在现场实施13井次,有效率为61.54％,增油1.7万t.     

青西油田窿6区块产水规律研究

青西油田窿6区块油藏属深层裂缝型油藏.由于裂缝的规模、开裂度、分布以及连通性很不均匀,从而产生不同程度的水窜现象.当油井投产以后,首先是裂缝中的油被率先采出,使裂缝中的地层压力迅速降低,在裂缝中形成一个低能带,于是地层水沿裂缝快速窜至井底,从而形成油井出水.裂缝发育程度及其与水体连通程度决定了出水时间的早晚和出水量的大小.通过Logistic函数、Gompertz函数两种S型增长曲线预测模型,对窿6区块含水率进行拟合和预测.     

裂缝水窜形成的剩余油研究

裂缝水窜在注水开发的火山岩、变质岩类块状裂缝型油藏中相当普遍,位于裂缝发育带附近的高产井,常常就是裂缝水窜最严重的井.裂缝性油田一个显著特点就是少数几口高产井控制着全油田多数的储量和产量,开发效果好坏决定全油田的开发成败.以克拉玛依及内蒙古注水开发的火山岩油田为例,研究发现,国内多个火山岩油田,存在相当数量快速水淹的高产井,当这些高产井水窜水淹以后,只要采取及时的停注强排措施,油井产能大部分就可顺利恢复.分析出现这种生产动态的原因,在于裂缝水窜水流形成连续相以后,运动粘度较低的水流形成"水锁"封闭流道中的可动油.据此提出了裂缝与大孔洞水窜机理以及水窜后的剩余油分布模式.     

安塞油田坪北区低渗透油藏裂缝的利用与改造

安塞油田坪北区天然裂缝是有规律地存在的,它能提供高渗透通道,改善油层的出油和吸水能力,也可能造成方向性水窜,降低水驱油效率。根据裂缝自身发育规律加以利用和改造,通过沿主导裂缝方向布井、钻加密井、调剖与堵水、不稳定注水、沿裂缝井排线强化注水等,能有效地提高低渗透油藏注水开发效果。     

火山岩油藏注采动态特征研究

火山岩油藏无论在国内或国外,其数量与规模都既少又小。我国的火山岩油藏主要分布在新疆,这些油藏注水开发已有数年,其动态特征表现为：油井产能高低悬殊;油井及油田产量递减均快、油藏无稳产期;注水井吸水差别大;注水开发时少数油井水窜水淹严重、而多数油井长期不见注水效果;油藏采收率多在8％－13％之间。上述注采特征与油藏裂缝发育、非均质性极强的地质特点是相一致的。根据上述特点,建议火山岩油藏的开发应慎重注水,重点做好高产井管理,水窜严重的井组采取停注或间注等方式进行开采。     

裂缝性低渗透油藏氮气泡沫调驱技术研究

针对裂缝性低渗油藏水驱开发中水窜严重的问题, 开展了氮气泡沫调驱技术研究。采用实验和数值 模拟相结合的方法研究了氮气泡沫对裂缝性低渗油藏的封堵性能和驱油性能。结果表明, 氮气泡沫调驱“ 控水增 油” 效果显著, 可以有效的封堵裂缝通道, 扩大驱替流体的波及体积, 提高裂缝性油藏的采收率。氮气泡沫调驱可在 水驱基础上提高采收率1 0%以上, 并且注入方式多样, 易于现场施工, 适用于裂缝性低渗油藏开发中后期提高采收 率。     

弱凝胶调驱技术在低渗油田中的应用

为了解决裂缝性特低渗油藏在注水开发中后期易发生水窜、水淹现象,影响注水开发效果,采用弱凝胶深部整体调驱技术进行矿场试验.试验区块7口注水井对应43口采油井,日产油量由9.91 t上升到17.77 t,综合含水率由60.48％下降到46.34％,一年累计增油2345.35 t,每t原油税后价格按1900元计算,投入产出比1∶2.4.有效地解决了中山川油区水窜问题.弱凝胶体系有效控制裂缝性特低渗透油藏的水驱液流转向,增大水驱波及效率,提高采收率,为子长采油厂中山川油区裂缝性特低渗油藏区域性水窜、水淹治理和增油降水提供重要的技术支撑和矿场经验.     

中国变质岩火山岩油气藏类型及特征

我国的变质岩火山岩油气藏可分为四种类型:基岩风化壳型、基岩断裂破碎带型、沉积岩中火山喷发岩型与沉积岩中火山侵入岩型.归纳我国变质岩火山岩油气藏特征,主要有:(1)油藏类型多样,以基岩风化壳型为主;(2)气藏与气顶油藏较少,以油藏为主;(3)油藏规模以小型为主,也有大型油藏;(4)火山岩油气藏多于变质岩油气藏;(5)油井产能高低悬殊,高产井分布主要受裂缝发育好坏控制;(6)注水开发效果普遍较差,表现为高产井水窜严重而低产井长期难以见效;(7)油井及油田产量递减均大,有的油藏递减惊人;(8)油藏采收率不高,一般在8%～15%,多数在11%～13%.     

任丘雾迷山组油藏高含水后期综合调整的实践的认识

任丘雾迷山组油藏为裂缝－孔隙型块状底地饱和碳酸岩油藏，这类油藏伯后期开发治理是目前国际上普遍关注的难题。针对油藏高含水开发后期暴露出的主要矛盾，打破了灰岩油藏保持压力开采的传统做法，采用降低开采、封堵出水孔道、选择性提液等三大技术措施，有效地控制了大裂缝的水窜，提高了中小含油裂缝的水驱波程度，减缓了油藏产量递减，提高了油藏最终采收率。实践证明，这一套综合措施对改善油茂高含水后期开发效果是行之有效的     

阿北安山岩油藏裂缝注水研究

阿北安山岩油藏储层由三期火山喷发形成,具有典型双重介质渗流特征,注水开发后由于注入水沿裂缝窜流,造成油藏含水上升速度快,产量递减大。为了改善油藏开发效果,根据裂缝发育规律设计了裂缝注水岩块采油等5种类型13个方案,应用FIFS油藏数值模拟软件优化沿裂缝注水岩块采油方案,提出了利用原井网实施沿裂缝注水岩块采油,以及周期注水,整体化学调剖等综合“调水增油”措施方案。经过6年的现场实施达到了方案设计指标,综合含水下降4%,累计增产油量4.2×10     

低渗透复杂裂缝系统油藏见水原因及调整方法

大庆外围低渗透裂缝性油藏储层发育天然缝、人工缝及注水诱发动态缝,受复杂裂缝体系影响,采油井见水类型多样,见水规律及原因复杂,加剧了措施调整难度。为了改善低渗透裂缝性油藏水驱效果,以CYG油田C45Z区块为研究对象,基于区块储层裂缝发育特征,划分单井见水类型,结合动静态数据,系统剖析见水规律及原因,为措施调整指明方向。通过措施调整,截至2021年3月,措施井组日增油1.0 t,含水率下降12.0%,阶段累计增油2 051.6 t,初步形成分类治理措施调整模式。     

Water coning mechanism in Tarim fractured sandstone gas reservoirs

The problem of water coning into the Tarim fractured sandstone gas reservoirs becomes one of the major concerns in terms of productivity, increased operating costs and environmental effects. Water coning is a phenomenon caused by the imbalance between gravity and viscous forces around the completion interval. There are several controllable and uncontrollable parameters influencing this problem. In order to simulate the key parameters affecting the water coning phenomenon, a model was developed to represent a single well with an underlying aquifer using the fractured sandstone gas reservoir data of the A-Well in Dina gas fields.The parametric study was performed by varying six properties individually over a representative range. The results show that matrix permeability, well penetration(especially fracture permeability), vertical-to-horizontal permeability ratio, aquifer size and gas production rate have considerable effect on water coning in the fractured gas reservoirs. Thus, investigation of the effective parameters is necessary to understand the mechanism of water coning phenomenon. Simulation of the problem helps to optimize the conditions in which the breakthrough of water coning is delayed.     

江汉油区低渗透裂缝性油藏压裂工艺技术研究

裂缝性油藏分为张性天然裂缝油藏、闭合裂缝油藏、复杂裂缝油藏,由于裂缝的发育程度、裂缝产状、裂缝力学性质、裂缝充填性的不同,在压裂施工中所采取的工艺手段也不相同。经过对江汉油区新沟嘴组低渗透裂缝性油藏的两次压裂施工,为江汉油区提供低渗透裂缝性油藏压裂增产实践经验。     

四川盆地中部上三叠统排水找气可行性论证

四川盆地中部上三叠统砂岩储层裂缝系统之间在开发动态上表现出相互分隔性,不存在连通范围较大的边底水体,其自生自储的成藏特征决定了裂缝系统中必然气水共存。测试产水井是由于井孔储层位处裂缝系统的含水部位,产水能量主要依靠水体上方的天然气膨胀驱动。低产量排水过程将使裂缝系统中的气水界面按照排水找气理论模式缓慢下降,而高产量排水将使水体上方高流度的天然气尽早突破水体窜入井底产出。建议对川中上三叠统水井开展连续强排水,加大井底与上方天然气的压力差,以较快实现水井变成气水同产井的目的。     

等效裂缝密度在锦州南变质岩潜山裂缝定量表征中的应用

裂缝发育密度是裂缝性储层裂缝特征研究与定量表征的重要参数之一.锦州南太古宇变质岩潜山裂缝异常发育,岩心分析裂缝密度很高,而成像测井计算的裂缝密度却非常低.研究发现,该潜山多数井裂缝异常发育段由于裂缝过于发育造成岩石破碎,从而使成像测井仅能识别出少数裂缝,造成成像测井计算的裂缝密度偏低.为了准确描述该变质岩潜山储层裂缝的发育情况,首次将成像测井直接解释的裂缝密度与储层总孔隙度和电阻率建立关系,提出等效裂缝密度的概念,并将该等效裂缝密度用于裂缝三维定量表征.油藏动态响应表明,基于等效裂缝密度的裂缝分布三维模型可较准确地描述裂缝的发育情况,从而有效地指导油田的开发与生产.     

控缝高压裂技术在安塞油田长2底水油藏的应用

安塞油田长2油藏为典型的底水油藏,储层改造难度大,采用常规压裂工艺易导致底水上窜,甚至水淹。安塞油田在底水油藏“三低一小”储层改造模式的基础上,引入控缝高压裂技术,现场试验证明,该工艺能达到底水油藏储层改造控水增油的目的,应用前景良好。     

安塞油田坪北区强化注水提高开发效果

安塞油田坪北区为低渗透裂缝性油藏。随着注水开发的推进,位于裂缝方向上的油井将逐步水淹,位于裂缝侧向上的油井见效困难,导致难于保持稳产。本文分析了坪北区强化注水的必要性和可行性,进行了油藏模拟研究,并结合矿场生产实践,得出了较好的历史拟合,据此提出合理强化注水开发指标和主要认识。     

基于损伤力学的裂缝性储层流固耦合数值模拟

为了研究裂缝性储层裂缝的变形规律以及其对生产动态的影响,采用塑性损伤模型和双重孔隙介质模型相结合的流固耦合数值模拟方法,模拟了裂缝性储层注采过程中的裂缝和产量变化.采用迭代耦合方法模拟流体渗流与裂缝变形的耦合力学行为,并使用损伤变量从数学上表征储层裂缝的渗透率.分析了裂缝性储层开采时的损伤演化,获得了裂缝渗透率和地层压力的分布变化.结果表明,开采过程中地层裂缝逐渐闭合且渗透率降低,对产量造成不利影响.裂缝渗透率降低是导致地层产量下降的重要因素,裂缝性储层数值模拟时应考虑裂缝渗透率变化对生产带来的影响.     

致密碎屑岩裂缝视密度高分辨率非线性反演

针对致密碎屑岩油气藏裂缝预测的复杂性、多样性,提出了利用高分辨率自适应遗传神经网络技术进行速度反演,然后再利用成像测井资料获得裂缝视密度数据,进行视密度剖面反演的思路.以川西某气田须二段为例,在研究测井资料的基础上,以成像测井获得裂缝视密度资料应用自适应遗传神经网络方法进行裂缝密度反演,得到裂缝视密度剖面.反演所得剖面与实际情况具有较好的对应关系,是一种研究致密碎屑岩裂缝性气藏的有益尝试.