低渗透储层试井资料二次解释与应用

坪桥长6油藏属典型的低渗裂缝油藏,历经三十余年注水开发,开发矛盾表现为孔渗区单井产能低,递减快,裂缝区主向井快速水淹,侧向井见效慢。     

压裂直井和水平井的探测区域计算公式

为解决压裂直井和水平井探测区域的计算问题,分别建立了压裂直井和水平井的瞬时点源模型.使用Laplace及Fourier等积分变换方法求取了这2种井型的无因次储层压力解,给出了2种井型探测区域外边界随时间变化的曲面方程,并与部分学者的研究成果进行了对比分析.结果 表明:随着时间的增大,2种井型探测区域的外边界均趋于圆柱面;当无因次时间分别大于1.674和8.348时,可以采用文献[7]的直井探测半径公式近似计算压裂直井的无因次探测体积,相对误差分别小于5％和1％左右;当无因次时间不小于40/(πLD)2时,水平井的压力传播规律与压裂直井完全类似.水平井实例计算结果与试井分析结果一致,进一步验证了该方法的准确性和可靠性.该方法可用于压裂直井和水平井探测区域的精确计算以及气藏瞬态流期间的拟时间计算等,具有一定的理论和实用价值.     

安塞油田坪桥区块不同井网形式下压裂缝参数优化方法研究

针对安塞油田坪桥区块储层物性差、非均质性强、微裂缝发育等造成的油井最优压裂参数难以准确确定的问题,分别结合基础井网、油井排小井距加密井网和小排距矩形加密井网三种主要的井网形式,运用数值模拟、正交设计、生产动态分析等方法,开展了压裂缝穿透比和导流能力优化,优化结果为:基础井网下最优穿透比和导流能力分别为0.5～0.6和400m D?m;油井排小井距加密井网最优穿透比和导流能力分别为0.5～0.6和150～200m D?m;小排距加密井网最优穿透比和导流能力分别为0.3～0.4和150 mD?m。该认识为安塞油田坪桥区块及类似油田的压裂缝参数优化提供了理论依据。     

不同注气介质驱替致密油藏微观孔隙动用特征研究

为了明确不同注气介质对致密油藏的微观驱油机理,基于核磁共振T₂谱测试原理,开展了注N₂/CO₂岩心驱替试验,从微观孔隙尺度研究了注N₂非混相驱和注CO₂混相驱的微观驱油机理,评价了驱替过程中不同孔径孔隙原油的动用程度。试验结果显示,N₂非混相驱和CO₂混相驱的最终采出程度相差很小;N₂驱替过程可划分为未突破期、突破初期和突破中后期3个阶段,小孔隙中的原油动用程度高于大孔隙;CO₂混相驱时大孔隙中原油的动用程度大幅增加,小孔隙中的原油动用程度相对较低。岩心微观孔隙结构分布是造成N₂/CO₂驱替过程中大、小孔隙中原油动用程度存在差异的主要原因。研究结果表明,与CO₂驱相比,致密油藏N₂驱的开发效果更好,这为安塞油田采用注N₂驱开发长6储层提供了理论依据。      

低渗透岩性油藏长期水驱储层特征变化规律

低渗透砂岩油藏注水过程中,注入水对储层孔隙的长期冲刷会对储层岩石的矿物组成、物性、渗流特征带来影响,针对该问题运用X射线衍射、核磁共振、液测孔渗等实验技术,开展了岩心长期水驱前后储层矿物组成、物性、渗流特征的对比实验研究,得到了不同渗透率级别岩心的各项实验参数。研究结果表明：在注入水长期高压差、强冲刷作用下,低渗透岩心中的黏土矿物含量下降0.98%～3.39%,伊蒙混层含量下降5.00%～40.92%,渗透率和孔隙度分别增大0.94%和17.67%,且储层物性条件越好,物性特征变化越明显;同时,长期注水会导致水驱启动压力梯度降低25.81%～38.86%,岩心储层物性越差,该特征表现越明显。总体来看,低渗透岩心经过长期水驱后,储层的各项非均质性加剧,导致开发过程中注入水沿高渗带的窜流增强。研究结果为低渗透油藏后期驱替方式的调整提供了理论依据。     

基于黏土矿物分析的低电阻率油层识别

鄂尔多斯盆地镇北油田西部区块长8₁油层电阻率明显小于东部区块,且局部存在低电阻率油层,使得西部区块的油、水层难以识别,给油田开发带来一定难度。基于铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜、压汞、测井解释等数据分析,对镇北油田长8₁油层黏土矿物特征及其对油层电阻率的影响进行了研究。结果表明,黏土矿物对镇北油田西部区块低电阻率油层的控制作用主要体现在3个方面：一是黏土矿物的附加导电作用,阳离子交换能力较强的伊利石和绿泥石含量高,其附加导电作用较强;二是黏土矿物对水分子的吸附作用,水分子吸附能力强的绿泥石含量高,容易形成水膜而增加导电能力;三是较高含量的黏土矿物使储集层孔隙结构更为复杂化,以致束缚水饱和度增高。对于此类高黏土矿物含量类型的低电阻率油层,通过测井曲线的响应特征,建立储集层黏土矿物含量的计算模型,结合生产情况拟合低电阻率油层的产水率,提高了低电阻率油层的识别精度。