低渗透砂岩油藏水平裸眼井的多裂缝水力压裂技术

许多裸眼完井的水平井都钻在低渗透砂岩地层上 ,例如加拿大Alberta中西部的Cardium地层。其中许多井的生产速度比预计的要低 ,而且 ,经济效益很差。目前仍未发现有效的增产措施。导致这些井生产速率低的原因包括砂岩的垂相非均质、水平渗透率和垂相渗透率较低等。在砂岩油藏中 ,非均质是液体垂向流动的阻碍 ;导致低产的另外一个原因是近井地带污染。有一个方法可以消除这些阻力或污染的影响 :水力压裂 ,即通过由支撑剂支撑的垂向裂缝将储层多孔介质和井眼有效地连接起来。然而 ,如果只压开一条裂缝 ,则此井的产能不会比垂向井的高。现在 ,通过应用水力喷射压裂技术 ,可以沿着井身依次分别压开多条裂缝 ,从而使得水平井生产速度有高于垂向井的可能。本文简要描述了在Cardium地层的两口井应用水力喷射压裂的过程及该井的历史数据 ,这两口井都是在精确定位后沿井身压开了多条裂缝     

蒸发混相驱提高挥发油采收率影响因素数值模拟分析

影响挥发油藏蒸发混相驱采收率的因素大致分为地质因素和工程因素两类。地质因素主要是油藏纵向非均质性和油层厚度 ,其中前者的影响十分显著。油藏纵向非均质用韵律、垂向渗透率对数正态分布均值和变异系数、垂向渗透率与水平渗透率比值等 4个参数来描述 ;工程因素包括井距、注入方式 (注气或气水交替 )、溶剂注入量、气水交替频率、射孔位置等。研究结果如下 :①应认真筛选注气蒸发混相驱的油藏 ,反韵律地层不适宜开展注气混相驱 ;②不同非均质程度的正韵律地层 ,垂向渗透率与水平渗透率比值对其混相驱采收率的影响规律不同 ;③射孔位置对提高波及效率意义重大 ;④正交试验结果表明各因素对蒸发混相驱采收率的影响程度不同 ,可用多元线性回归公式给予定量的综合评价。     

井间示踪技术在砂岩及碳酸岩缝洞型油藏的应用研究

从示踪剂流动机理出发,研究了井间示踪技术在砂岩及碳酸岩缝洞型油藏中的不同表现特征.井间示踪技术可以得出碳酸盐岩油藏注入水中示踪剂在平面上各方向的流速,比砂岩油藏的方向性更强;裂缝和渗流溶洞的的方向性,使得示踪剂的流动在平面上、垂向上有很强的选择性,在采出时浓度较高,回采率偏高;与同等距离的砂岩油藏相比,碳酸盐岩油藏见示踪剂时间早、运移速度快;碳酸盐岩油藏井间特殊渗流通道发育具有选择性,见剂更为复杂,其特征与砂岩油藏大孔道发育时的见剂特征接近;碳酸盐岩油藏井间渗流更接近细管内的流动,见剂浓度值波动幅度大,整体波动变化特征接近砂岩油藏.确定了油井的水淹方向,搞清流体的波及状况,确定油层的非均质性,计算高渗层的渗透率,验证断层密封性,从而对油田生产开发提供明确指导,为油田后续调整挖潜提供可靠的依据.     

非均质油藏水平井试井分析技术研究及应用

研究了水平方向渗透率各向异性和垂直一水平渗透率各向异性非均质储层压力及其导数曲线特征,了解了储层的非均质性对水平井压力动态及其产能影响规律。认识到垂直一水平渗透率各向异性是影响水平井开发效果一个重要因素,也是筛选一个油藏是否适合水平井开采的依据。应用非均质油藏水平井分析技术对测试资料进行分析,确定了储层水平渗透率和垂向渗透率、储层渗透率各向异性指数,据此对水平井和直井产能进行了对比分析,为油田开发适宜井型选择提供依据。     

濮城油田沙二上1油藏储层非均质性

储层的非均质性是影响油气藏油、气、水渗流及油气采收率的主要内因。因此,进行储层非均质性研究,找出其影响规律,对搞清油藏剩余油的分布、采取合理性措施、提高采收率显得十分必要。濮城油田沙二上1油藏层内、层间和平面非均质特性的研究结果表明：该油藏储层非均质性较强,而其非均质性主要受控于储层的沉积作用和成岩作用。垂向上不同的沉积环境,由于水动力特征及沉积方式的差异,形成了不同的垂向韵律特征及层内非均质性特征;平面上砂体内渗透率的变化与沉积环境密切相关,分流河道微相表现出较强的平面非均质性,而漫溢相的平面非均质性相对较弱。     

基于岩石物理相的储层渗透率解释模型研究

陆相储集层非均质性严重 ,不同层位的物性变化规律不同 ,如果在一个区块采用同一渗透率解释模型 ,势必造成较大的误差。为此 ,提出了一种基于岩石物理相的储层渗透率解释方法。储层岩石物理相是沉积作用、成岩作用、后期构造作用和流体改造作用的综合反映 ,同一岩性相可对应于不同的岩石物理相 ,而同一种岩石物理相则具有相似的水力学特征和相似的物性特征。根据流动层带指标 ,将辽河油田沈 84块砂岩储层定量划分为 4类岩石物理相 ,每一类岩石物理相代表着不同的岩性和物性 ,在表征各类岩石物理相的基础上 ,建立了各类岩石物理相的渗透率解释模型。该模型改善了储层渗透率的预测精度 ,且反映了储层沉积特征和非均质性 ,为油田高含水期精细油藏描述提供了可靠的渗透率参数。     

基于岩石物理相的储层渗透率解释模型研究

陆相储集层非均质性严重,不同层位的物性变化规律不同,如果在一个区块采用同一渗透率解释模型,势必造较大的误差,为此,提出了一种基于岩石物理相的储层渗透率解释方法,储层岩石物理相是沉积作用,成岩作用,后期构造作用和流体改造作用的综合反映,同一岩性相可对尖于不同的岩石物理相,而同一位岩石物理相则具有相似的水力学特征和相似的物性特征,根据流动层带指标,将辽河油田沈84块砂岩储层定量划分为4类岩石物理相,每一类岩石物理代表着不同的岩 和物性,在表征各类岩石物理相的基础上,建立了各类岩石物理相的渗透率解释模型,该模型改善了储层渗透率的预测精度,且反映了储层沉积特征和非均质性,为油田高含水期精细油藏描述提供了可靠的渗透率参数。     

砂岩底水油藏底水锥进影响因素研究

鉴于砂岩底水油藏开采特征有别于灰岩底水油藏，因此有必要研究砂岩底水油藏的开采特征及其影响因素。利用三相黑油模型分析了单井产油量，储层沉积韵律，垂向水平渗透率比，夹层大小及位置，边底水能量，油水粘度比，距，油井射开程度以及油水毛管压力等９种因素对砂岩底水油藏开采效果的影响。     

垂向非均匀砂岩油藏周期注水机理数值研究

为了给砂岩非均质油藏进一步开展周期注水矿场试验或工业性开采提供依据，利用三维三相黑油模拟器和准两层地质模型进行了垂向非均质砂岩油藏周期注水开采数值模拟研究。通过研究各各地质因素及开发因素对周期注水效果的影响程度，得出周期注水改善非均质砂岩油藏开发效果的主要作用机理为：周期注水产生了层间压差及弹性力的作用，活化了毛细管力和重力作用，使高、低渗透层之间产生了油水交渗效应。并得出当垂向渗透率Ｋｖ与水平渗     

根据水淹油藏加密井动态特点描述油藏非均质特性

油藏非均质性关系到水淹油藏加密井的成败,至今还没有令人满意的油藏非均质性的特征描述、定量评价或预测方法.1950年,Dykstra和Parsons从渗透率变化出发给出了弗基尼亚某些水淹油藏的经验对比结果.通常情况下,用一个或几个参数描述油藏非均质性,大多数油藏工程评价过程都可得到很大改善.令人遗憾的是,由于不同的含油盆地油藏非均质性对垂直或水平加密井开采动态影响方式不同,油藏描述所需参数不同,只用一个或少量参数来描述是不够的.按非均质性的不同作用方式部署垂直或水平加密井,可提高不同水淹情况下的产量/储量.假定油藏特性(如渗透率、厚度、沉积环境等)的空间变化以及沉积后的变化分为水平和垂直两个"部分",则一方面由于两部分所含石油没有严格分离,很容易与注入水接触或被驱替;另一方面,储层流体流动大多通过一定通道,其中某些通道可能还含有来自不同区域或层段之间的混相流体.在某些特定条件下,水平井的驱油效果比垂直井的要好些,反之亦然.本文给出了一种描述油藏非均质性特征的方法,并用加拿大西部沉积盆地中4口水淹油藏加密井研究实例阐述了该方法的实际应用.同时给出了这些实例在过去15年间加密水平井和垂直井的动态对比结果.     

四川盆地须家河组二段储集体非均质性特征及其成因

四川盆地上三叠统须家河组二段砂岩非均质性较强,为分析其特征和成因,基于前人在构造演化、沉积背景及其演化和成岩作用等方面的研究成果,利用须二段野外露头120个砂砾岩样品、井下160个岩屑样品和150个岩心样品,开展了岩石粒度、成分和重矿物分析及铸体薄片、扫描电镜、压汞和核磁共振等储层实验室综合分析。结论认为：该砂岩储集体非均质性较强,表现为岩石组构的非均质性明显,层内和层间渗透率变异系数高,中高孔渗砂体侧向连通程度低以及渗透率分布在河道部位的方向性等;特定构造和沉积背景以及水道多期迁移为须二段储层非均质性的形成奠定了地质条件,河道粗粒砂岩、绿泥石衬边和碱性长石等经历的建设性成岩作用是储集体非均质性形成的关键要素。     

气藏储层非均质性表征方法及开采物理模拟实验

以国内砂岩气藏储层岩石为研究对象,结合高压压汞与露头踏勘及气田资料数据分析,利用孔喉半径、岩心渗透率、试井渗透率、测井渗透率等指标,建立了砂岩气藏岩石微观及储层宏观非均质表征方法,研究了岩心微观孔喉、露头剖面、区块、气田4个层级的非均质性特征.结果表明:砂岩气藏储层岩石微观孔喉结构极其复杂,渗流通道由数量众多、大小各异...     

垂向非均质砂岩油藏周期注水机理数值研究

为了给砂岩非均质油藏进一步开展周期注水矿场试验或工业性开采提供依据，利用三维三相黑油模拟器和准两层地质模型进行了垂向非均质砂岩油藏周期注水开采数值模拟研究。通过研究各种地质因素及开发因素对周期注水效果的影响程度，得出周期注水改善非均质砂岩油藏开发效果的主要作用机理为：周期注水产生了层间压差及弹性力的作用，活化了毛细管力和重力的作用，使高、低渗透层之间产生了油水灾渗效应。并得出当垂向渗透率Kv与水平渗透率Kb的比值增大时，周期注水效果先是变好，但到某一值后，其效果又开始变差的与前人不一致的结论。     

非均质致密砂岩应力敏感性的定量表征

基于渗透率应力敏感实验研究非均质致密砂岩渗透率应力敏感性,根据颗粒Hertz接触变形法则,建立非均质致密砂岩毛管孔隙渗透率应力敏感定量表征模型,对孔隙度、渗透率和渗透率级差随有效应力变化规律进行了量化分析,并将理论计算结果与实验结果进行对比验证,从理论上对实验结果及规律进行了解释。结果表明,非均质致密砂岩的应力敏感性主要表现为渗透率应力敏感性,不同岩石渗透率随有效应力的变化具有不同步性,岩石渗透率越低,渗透率下降速度越快,非均质岩石渗透率下降速度介于岩石高渗透层与低渗透层渗透率下降速度之间;非均质岩石渗透率级差越大,渗透率应力敏感曲线越靠近岩石低渗透层渗透率应力敏感曲线,且渗透率级差随着有效应力的增大而不断增大。     

应用地质学和岩石物理学研究砂岩油藏特征

当不能确定岩性和成岩历史的复杂变化是否会导致储集层的非均质性时,不好的油藏特征会给勘探和开发带来困难.优化油田开发方案需要对油藏的垂向和横向进行精细描述.文中说明了如何将地质学和岩石物理学结合起来研究油藏特征,所用的数据取自尼日尔河三角洲砂岩油藏.     

考虑应力敏感疏松砂岩气藏试井分析

疏松砂岩气藏在开采过程中由于岩石骨架结构变形和本体变形,以及存在强烈的应力敏感性,导致孔隙度和渗透率降低,用常规试井模型不能准确地进行试井解释。文中建立了考虑应力敏感均质圆形封闭边界气藏渗流数学模型,分析了该试井模型的特征曲线。研究表明：应力敏感主要表现在中后期的拟稳定阶段,对于指数变化关系的渗透率-压力关系,只有当B>0.1 MPa-1 时对试井动态的影响结果明显。拟压力上翘特征与不存在应力敏感砂岩气藏和不渗透外边界试井模型相类似。考虑应力敏感试井模型可用于疏松砂岩气藏试井分析,对该类气藏开发具有一定的指导意义。     

风城油田超稠油油藏非均质储集层地应力场特征

风城油田浅层超稠油油藏非均质储集层具有埋藏浅、非均质性强、隔夹层发育等特点,阻碍SAGD蒸汽腔的发育,需要利用水力压裂建立渗流通道。为指导储集层压裂,分析了非均质储集层沉积特征、地应力场分布,以及隔夹层对地应力场的影响,结合岩石力学室内实验、测井资料解释和地应力测试结果,建立埋藏深度为282~332 m储集层三维应力场模型。模拟结果与小型压裂测试比较显示,建立的三维应力场模型贴合实际地层侧向压力系数和最大水平主应力与垂向主应力的比值,能较好地反映储集层岩性交界面和应力特征。超稠油储集层以垂向主应力为主,利于引导垂向裂缝;岩性交界面地应力突变,储集层砂岩最小水平主应力小于泥岩隔夹层最小水平主应力。泥岩隔夹层具有较高的破裂压力、杨氏模量和最小水平主应力,裂缝扩展能力弱于油砂段。压裂设计应选择隔夹层内或下方射孔,控制缝高,避免砂堵,以达到较好改善渗流能力的目的。     

非均质稠油油藏水平井蒸汽驱合理井网形式研究

本文利用数值模拟手段研究了平面和纵向不同非均质条件下,水平井井网类型和布井方向矢量井网因素对河流相沉积稠油油藏开发效果的影响敏感性。研究结果表明:水平井井网位于渗透率变化不明显的区域,相同井距不同的渗透率条件下对开发效果的影响不明显,井距大于200m后单储净采油量变小;井网跨不同的渗透率带不同渗透率级差(1.4~2.0)存在最佳井距比值均为1.1;水平井延伸方向平行于河道走向对汽驱有利,能达到更高的采出程度。     

垂向与球形渗流的测定及应用

通过垂向干扰测试,表明塔里木盆地东河砂岩油藏存在垂向渗流。在有垂向渗流且打开程度不完善的油井中,流体的流态表现为球形渗流,它是平面渗流和垂向渗流的总和。在地层测试解释中,若仍用平面径向流方法,则必然造成渗透率解释的严重偏差。对于这类油藏,打水平井或斜井能有效地提高产能。水平井提高产能的幅度随K_v/K_h的增大而增大;斜井在任何渗透率比值下都能提高产能,以井斜大于40°时最为明显。二者相较水平井比斜井更优。     

二连盆地阿南低渗透火山碎屑砂岩油藏储层特征及其对开发的影响

阿南砂岩油藏储集岩以长石岩屑砂岩为主,属近源快速沉积的水下扇砂体,且沉积时受火山活动影响明显。岩石中火山成因岩屑及凝灰质胶结物含量高,岩石成分成熟度和结构成熟度均较低,储集体具有埋藏浅但压实作用、胶结作用等成岩后生作用强烈的特点,导致油层原生孔隙不发育,主要发育次生溶孔。孔喉以微喉为主,吼道分选差、储渗能力较弱,油藏具有典型的低渗火山碎屑砂岩油藏特征。油藏注水开发后,由于水敏和速敏等因素的影响,孔隙结构进一步变差,油层驱替压力上升,无水采收率和最终驱油效率下降,油藏注水开发表现出注水压力不断上升、地层憋压现象明显但油井供液能力普遍不足等特征。随后开展了细分开发层系和加密井网等措施,开发状况得到一定程度的改善。