高地饱压差油藏应力敏感特征及定量表征研究

高地饱压差油藏通常具有中孔中高渗及储层压力变化幅度大等特点,此类油藏开发过程中往往会出现应力敏感现象.为此,以垦利油田为例,针对高地饱压差油藏应力敏感特征,利用天然岩心覆压气测渗透率实验方法,明确了岩心在单次及多次升压降压过程中所受有效应力与渗透率的变化规律,通过定义新的应力敏感系数,形成了此类油藏的乘幂式应力敏感定量...     

异常高压低渗复杂油藏稳定测试资料分析方法

渗流规律和开发实践表明,异常高压低渗复杂油藏地层存在变渗透率的问题。对异常高压低渗透碳酸盐储层渗透率伤害和压敏变化规律等进行研究,建立了考虑储层应力变化的稳定测试资料分析模型和方法,对储层渗透率随油藏压力变化模型进行了评价。结合实例,分析了异常高压低渗复杂油藏稳定测试资料。结果发现,应用实验数据对应力变化进行评价,然后分段研究稳定测试资料可以获取较高的解释精度,特别是压差较大的测试点。该研究为异常高压低渗复杂油藏开发方案制定和采油工艺设计提供了依据。     

低渗透油藏超前注水应力敏感性模拟实验

针对低渗透储层超前注水开发过程中应力敏感现象,在模拟实际地层条件下,开展超前注水应力敏感实验。实验选用某油田储层天然岩心,分别模拟超前注水阶段、降压开采阶段和压力恢复阶段应力敏感现象。实验数据处理中,考虑轴向应力和径向应力对岩心共同作用。实验结果表明:超前注水过程中,岩心有效应力降低,岩心发生塑性变形,渗透率增大,有较强应力敏感现象,渗透率越低,应力敏感程度越强;当流体压力降低时渗透率降低轨迹大于超前注水阶段渗透率增大轨迹,当流体压力低于油藏初始压力时岩心渗透率并未发生强应力敏感现象。同时引入应力敏感系数,得出应力敏感与储层渗透率呈幂函数关系。因此,低渗透储层超前注水不仅提高油藏压力,而且可有效增大储层渗透率,减小储层伤害。     

低渗透油藏压敏效应与注水时机研究

为了研究低渗透油藏合理的超前注水时机,利用物理模拟实验研究压敏效应对低渗透油藏物性的影响,得到了低渗透油藏储层压力与渗透率呈指数变化的关系,进而运用油藏工程方法及理论推导得到了储层压力与产油量、产水量、注水量等生产指标的解析关系。依据油藏物质守恒原理,结合经济评价,提出了一种考虑压敏效应计算合理注水时机的方法,并编制了相应的软件。对江苏油田某区块进行了实际应用,得到了较好的效果。超前注水可以减少压敏效应对低渗透油藏开发的不利影响,合理的超前注水时机一般在1年以内,压力水平应该保持在1.05～1.2。     

一种新的压敏油藏产能方程

在前人研究的基础上,结合油田开发实际,对常规压敏公式进行了修正。考虑渗透率随有效应力的变化特征,通过积分变换处理推导出了新的压敏油藏产能方程,并通过与已有公式的对比证明了该方程的正确性和普遍适用性。利用新的压敏油藏产能方程,分析了压敏储层物性变化特征及压敏指数、地层压降和地层压力系数对油藏单井产能的影响,结果表明:压敏油藏储层物性变化特征具有压降漏斗特性;油井的产能随压敏指数的增大而降低;随着生产压差和压降的增大,油井产能相对损失越大,异常高压压敏油藏产能损失表现得更大。建议压敏油藏尤其是异常高压压敏油藏开发时须综合评估压敏指数、生产压差、地层压力系数和压降等参数对单井产能的影响,以确定合理的工作制度。     

特低渗储层压敏的蠕变性实验

为了研究特低渗储层压敏的蠕变特征,选用特低渗天然岩心,在一系列有效压力下,研究渗透率随时间的变化特征及不同有效压力下其变化特征的差异。研究结果表明：在同一有效压力下,岩心渗透率随时间的增加而逐渐降低并最终达到稳定;在较小有效压力发生蠕变达到稳定时,渗透率损失速度更快;在较高有效压力下蠕变达到稳定时所需的时间更短。建议在压敏实验过程中每个压力点稳定足够长的时间直到渗透率稳定,在油藏降压开采过程中监控因蠕变效应带来的渗透率变化,为开发方案的调整提供依据。     

高地饱压差非均质油藏周期注水油水交渗机理研究

高地饱压差非均质油藏经过长期注水开发后，油层易形成相对固定的注采连通对应关系，导致水驱动用程度很低。阐述了周期注水油水交渗流动的机理，并建立了周期注水的数学模型，通过数值模拟计算得到了注水周期、渗透率变异系数、高低渗透层含水饱和度差与产量的关系。计算结果表明注水周期在140天、渗透率变异系数在0．7左右时可获得较高产量，随着两渗透层含水饱和度差的增加周期注水的产量增加。     

低渗透应力敏感性油藏的合理开发

针对低渗透油藏开发效果难以达到预期的现象,通过采用变流体压力应力敏感实验方法,保持围压不变对某低渗透油藏的岩心在不同流体压力下的渗透率进行测试。研究结果表明:随着流体压力的减小,岩心渗透率逐渐降低,但减小幅度趋于平缓;岩石渗透率越低,应力敏感性越强,流体压力恢复后,岩心渗透率并不能恢复到原来水平,其原因是低渗透岩石应力敏感性是不可逆的。利用径向渗流理论,结合应力敏感性对渗透率的影响,建立新的油井产能方程,计算出地层压力变化对单井产能的影响。在保持生产压差为4 MPa不变的前提下,地层压力下降5MPa,单井的产能降低10%~30%,储层渗透率越低,降幅越大。为使低渗透应力敏感性油藏得到合理高效的开发,储层在进行压裂、射孔和作业过程中需注意油层保护;在开采过程中需观察井底流压的变化,维持合理的生产压差;当油井产油量明显下降后,适时对近井地带储层进行酸化,增大近井地带的渗透率。     

特低渗透油藏超前注水效果影响因素实验

特低渗透油藏超前注水开发方式具有良好的开发效果。以大庆油田外围特低渗透油藏扶余油层为研究对象,研究了超前注水的合理压力保持水平、渗透率、应力敏感性和启动压力梯度对开发效果的影响。结果表明:特低渗透油藏超前注水的合理地层压力水平应当保持在原始地层压力的120%左右,超前注水初期产液量高、见水早,但对含水率上升有一定抑制作用;储层渗透率越低,最终采收率提升的比例越大,在能够注入的前提下,渗透率越低越适合超前注水开发方式;扶余油层在超前注水开发方式下渗透率恢复率提升4.35%~12.71%,能够有效克服低渗透储层应力敏感性损害;超前注水开发方式能够通过恢复地层压力和克服应力敏感性综合影响启动压力,在现场试验的大井距下能够大幅降低启动压力,减小注水井的工作压力。因此,采用超前注水开发方式开发外围特低渗透油藏扶余油层具有较好的效果。     

低渗透弹塑性油藏压力分布特征及极限半径研究

低渗透弹塑性油藏具有明显的启动压力梯度和压力敏感效应,在油井生产过程中,储层压力分布规律与常规油藏存在着明显的不同。基于低渗透储层基本渗流规律,建立包含启动压力和压敏影响的渗流方程,并采用稳定逐次替换法求解,得到了综合考虑启动压力梯度和压力敏感影响下,储层渗透率和启动压力梯度的分布变化规律;并在此基础上,分析低渗透弹塑性油藏压力分布特征,进而确定出此类油藏储量极限动用半径。研究结果表明,对于低渗透弹塑性油藏,要综合考虑启动压力梯度和压力敏感的双重影响,确定油藏储量的极限动用范围,以指导此类油藏开发井网的部署。     

北大港油田注采压力体系研究

北大港油田原始压力系数随油藏埋藏深度增加而增大，８个开发区埋深为６０２－４０３０．８ｍ压力系数由１．０增至１．４５。埋深大于２３００ｍ时，压力系数为１．０，属常规压力系统；大于２３００ｍ时为异常高压区。地饱压差、破裂压力亦存在同样变化趋势。对具体开发区而言，保持较高地层压力，不但有较高的有效渗透率，而且泵效也高。鉴于此，中浅层油藏地层压力保持在饱和压力以上，主力油层则保持在原始压力附近；马西等深层     

长庆油田分采泵分层采油工艺技术研究与应用

三叠系延长组是长庆油田主力开发层系,油藏在纵向上表现为多套小层叠合,受到超前注水、笼统注水等因素影响,两层笼统合采油井层间压差较大,层间矛盾突出,因此用分采泵分层采油是消除合采油井层级间干扰矛盾的主要方式之一。鉴于长庆油田三叠系油藏饱和压力低,地饱压差小,油井气油比高,研发了一种"上泵抽下层,下泵抽上层"的防气式分采泵。现场试验应用表明,该防气式分采泵分采效果明显,对高气油比油井适应性强。     

致密油气藏裂缝介质压力敏感分析与计算方法

致密油气藏裂缝介质的压力敏感性对油气藏开发效果具有显著影响。基于物质守恒理论,通过理论推导建立了基质和裂缝的压力敏感方程;同时,通过开展单条裂缝压力敏感渗流物理模拟实验,研究裂缝变形特征和介质渗透率变化特征,并利用实验结果验证了压力敏感裂缝性介质渗透率模型的合理性。研究表明:建立的基质和裂缝压力敏感方程是关于流体压力的函数,能够解决常规压力敏感方程中变形系数确定困难的问题,增强了压力敏感方程在实际致密油藏开发中的适应性。实验中发现流体压力下降,基质块发生膨胀使得基质块之间的裂缝闭合,开度变小,介质渗透率变小;流体压力升高时,基质块发生收缩,使得基质块之间裂缝开启,开度增大,介质渗透率变大。对比实验模拟结果与基于实验参数的渗透率模型的计算结果,验证了渗透率模型的合理性。通过研究,揭示了致密油藏裂缝介质的压力敏感变形机理,又为裂缝介质的渗透率表征奠定了基础。     

对低渗透油藏提高单井产能与渗透率表征等技术的新思维

以油藏地质与开发理论为基础,通过矿场实际资料的深入分析,运用超越性思维方法,提出了低渗透油藏提高单井产能的新做法。即采取超前注水达到异常高压油藏,不仅可以提高单井产能,还可以延长油井稳产期及低含水开发期。实施这一做法,将更多的有效开发动用低渗透油藏的地质储量;明确提出了油藏描述中以往对储层渗透率采取的常规线性内插的不足,而应以对数规律内插更为科学这种渗透率表征的新思路,将更科学合理描述储层物性变化;提出了低渗透油藏开发中注水井注入压力可以超过油层的破裂压力的设想,突破了多年制定的适用于中高渗透油藏的注水技术政策,将为低渗透油藏工程设计实施提供理论依据并节省大量的重复建设注水系统的资金。     

大庆外围特低渗透油藏非线性渗流周期注水研究

大庆外围某特低渗透试验井区平面非均质性严重,周期注水利于驱动低渗透区原油。由于特低渗透油藏压力敏感性强,文中根据非线性渗流规律,进行数值模拟研究,优化周期注水方式。采用矿场实际数据,选取矩形五点井网,建立平面非均质模型,分析"增注—减注"方式与"增注—停注"方式的含水率、采出程度、有效驱动体系的建立及地层压力保持情况。结果表明,"增注—减注"方式比"增注—停注"方式采出程度高、驱油波及系数大、低渗区非线性及储层伤害影响小。分析结果对低/特低渗透油藏注水开发具有指导意义。     

不稳定注水提高非均质油藏水驱开发效果研究

由于非均质地层中不同渗流特性介质的压力传导速度不同,不定期地改变注水井的注入量可在储层中高渗透层和低渗透层之间产生不稳定的压力差,压力差产生油水交渗流动,弹性力使油被置换出来,从而达到提高原油采收率的目的。现场生产实践表明,在达到相同的采出程度时,常规注水的含水率高于不稳定注水的含水率;不稳定注水的最终采收率明显高于常规注水的最终采收率。     

龙虎泡低渗透油田井网适应性研究

在油田实际开发中实施了反九点法和五点法两种井网开发,解剖对比了两个区块的开发特点。在采出程度相同的情况下,五点法井网油井含水高,两个区块的单井产液量接近。反九点法井网开发中后期采取加密结合注采系统调整方式,能够提高差油层的动用程度和好油层的注水波及体积进而提高采收率。同时,应用水驱特曲线和Weibull模型等油藏工程分析方法对其最终采收率和水驱波及体积系数进行了评价,认为龙虎泡油田应采用反九点法注采井网开发。     

低渗高凝油藏注水吞吐开发模式的应用

白驹油田油藏为复杂小断块,由于断块面积小而封闭、储集层低渗透、原油凝固点和粘度高而注水驱替难度大。注水井投注一段时间后往往出现憋压注不进的现象,受益油井见不到注水效果。单井注水吞吐开发模式一方面充分利用其砂岩的亲水性,根据亲水介质的自吸排油机理实现水驱,一方面补充地层能量,恢复地层压力,实现人工补充能量。不仅扩大了水驱波及半径、提高驱油效率,也提高无能量补充断块的采收率,该技术在高凝油藏的实际运用取到了较好的效果。     

川中地区须家河组低渗透砂岩气藏产水机理

产水问题是制约四川盆地川中地区上三叠统须家河组低渗透砂岩气藏高效开发的关键问题。为给生产现场形成有效防水、治水技术提供理论依据,开展了储层产水机理研究,通过压汞、岩样气驱水实验及微观可视模型开发物理模拟实验,揭示了储层高含水及产水机理。结果表明：须家河组低渗透砂岩气藏储层微细孔喉发育,微细喉道对气相的毛细管阻力大,成藏过程中,当含水饱和度降低到40%~50%后,成藏动力不足以克服毛细管阻力使气相进入更微细的喉道及其控制的孔隙中,决定了储层高原始含水饱和度的特征;低渗透储层气水呈互封状态后,在开发过程中气体弹性膨胀推动较大孔喉处及其控制的孔隙内水相成为可动水,这就是储层产水的主要原因;水封气能量、可动水饱和度及生产压差控制了储层的产水特征。该研究成果对于降低气井产水风险,提高单井产量具有重要的指导作用。     

变形介质油藏开发特征

深层油藏的储层由于承受很高的压力和温度,开发这些油田的过程中,储层要发生部分或全部的不可逆变形,会明显地影响这些油田的动态特征.利用解析法和数值法对变形介质中一维非线性-弹性直线渗流的数学模型进行求解,得到不同边界条件下的压力分布,所得结果与常规的线性-弹性不稳定渗流解进行了比较,并着重分析了渗透率的变化对地层压力分布的影响,分析表明:当变形介质的弹性增加时,对于注水井来说,若给定注入量,则地层压力上升的越缓慢,若给定井底流压,则注入量增加;对于生产井来说,若给定产量,则地层压力下降的越剧烈,若给定井底流压,则产量下降.变形介质油藏的开发应以保持原始地层压力为前提,这样,才能得到较高的采收率.