特低渗透砂岩油藏动态裂缝成因及对注水开发的影响——以安塞油田王窑区长6油组为例

安塞油田王窑区长6油组主要发育北东—南西向、近南北向2组天然裂缝,在注水开发过程中,注入水水淹方向与天然裂缝发育方向并不完全一致。在分析天然裂缝发育特征的基础上,结合不同开发阶段的油水井生产动态、吸水剖面和时间推移试井等资料,利用库伦破裂准则和格里菲斯裂缝扩展理论研究动态裂缝成因。结果表明,随着注入水压力的升高,原本无效的天然裂缝选择性开启和方向性扩展、延伸、沟通而形成的动态裂缝造成水淹,研究区动态裂缝的开启压力为20~23 MPa,延伸方向为北东65°~75°,与现今最大水平主应力方向一致。动态裂缝加剧了储层非均质性,造成现今最大水平主应力方向的快速水淹、水窜,降低了平面上和纵向上的动用程度,从而影响了油藏开发效果。     

低渗透砂岩油藏注水诱导裂缝特征及其识别方法——以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例

在总结注水诱导裂缝概念的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征及形成机理,提出了识别注水诱导裂缝方法,最后利用该方法对鄂尔多斯盆地安塞油田W地区长6油藏A0井组的注水诱导裂缝进行了识别。注水诱导裂缝为张性裂缝,其规模大、延伸长,渗透率高,纵向上不受单层控制,延伸方位一般与现今地应力的最大水平主应力或者油藏主渗流裂缝方向一致,并随着低渗透油藏注水的推进发生动态变化。长期注水开发过程中,若油井逐渐表现出方向性水淹且含水率变化曲线呈现出阶梯状上升,试井解释具有裂缝渗流特征,同时水淹井对应的注水井吸水剖面逐渐表现为指状吸水且注水指示曲线出现拐点,示踪剂或水驱前缘监测油水井之间表现出良好的连通关系,则可判定在油水井之间形成了注水诱导裂缝。     

安塞油田北区西块特低渗透油藏先期注水的实践与思考

通过对近年来安塞油田北区西块先期注水效果的分析，认识到先期注水能促进特低渗透油藏油井的高产稳产、若配合不稳定的注采方式，则能在很大程度上减缓裂缝式注水通道的形成，有助于油田的合理开发。     

超前注水提高特低渗透油田开发效果

安塞油田是鄂尔多斯盆地石油地质储量最大的整装级大油田，也是世界著名的特低渗透油田。因此，进一步提高开发效果和经济效益及最终采收率是油田开发首要任务，安塞油田在大面积同步注水开发取得较好效果的同时，不断探索开发的新途径，通过对超前注水机理的研究及现场试验，建立了有效的驱替压力系统，使地层压力始终保持较高的水平，降低了因地层压力下降造成的地层伤害，抑制了油井的初始含水率，从而提高了投产初期油田的产量，使得油田能够保持较长的稳产期，减缓了递减，提高最终采收率。     

海上低渗透油田高压注水开发技术应用研究

首先对高压注水原理以及其在海上低渗透油田的应用进行了分析,然后以实例来分析高压注水技术的应用,通过结果可以看出,只有选择合适的高压注水技术,才能有效提高开采的效率。     

榆树林油田同步注水开发效果

榆树林油田是特低渗透、低产能的油田。油井压裂投产后初期产量较高,但油层压力和产量下降速度快,并且压力、产量降低之后恢复起来十分困难。为提高油田开发效果,使油井产量稳定在较高水平上,在室内实验研究的基础上,１９９３年在树３４井区开展了同步注水开发试验,并在其它区块逐步推广,取得了明显效果。     

特低渗透油田注水开发技术研究

主要分析对象是特低渗透油田,简述其油藏特征,以及注水开发方式,并指出讨论该类开发技术的意义。进一步列举现有可用于特低渗透油田的注水技术工艺,如超前注水、分层注水、加密井网等。并以某油田为例,梳理其注水开发期间主要面临的矛盾,以及实践优化举措和效果。     

安塞油田加密调整井的增产措施及效果

本文对加密调整井增产措施进行了研究,指出了特低渗油田小井距密井网压裂改造应遵循的原则,经1997、1998、1999年在安塞王窑区试验取得了显著效果。     

安塞油田长6油层注采调整技术

安塞特低渗透油田主要是长6油藏经过连续三年的综合治理,综合递减连续逐年下降,老井持续保持稳产。在此基础上,根据其储层特征及开发实践,总结、提出了安塞油田注水开发的主要注采调整技术,即早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、注水剖面调整、产液剖面调整等,从而提高了单井产能及最终采收率,提高了整体开发效益。     

低渗透油藏注水诱导裂缝特征及形成机理——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例

以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例,在分析低渗透油藏注水开发动态特征的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征并研究其形成机理,最后利用数值模拟技术对该区注水诱导裂缝的主要形成机理进行了模拟。注水诱导裂缝指低渗透油藏在长期的注水开发过程中,当注水压力超过各类裂缝开启压力或地层破裂压力而形成的以水井为中心的高渗透性开启大裂缝或快速水流通道。它是低渗透油藏长期注水开发过程中所表现出的新的开发地质属性和最主要的非均质性,对于长期水驱的低渗透油藏来说具有普遍性和必然性。注水诱导裂缝有3种形成机理,当注水压力过高,超过天然裂缝的开启压力使天然裂缝张开、扩展和延伸,或超过地层破裂压力使地层中不断产生新的破裂,或使注水井周围因射孔、压裂等生产或增产措施所导致的不同类型的人工裂缝张开等均可形成注水诱导裂缝。安塞油田长6油藏普遍发育与现今最大水平主应力方向近一致的以雁列式排列的高角度构造剪切裂缝,当注水压力超过这类裂缝的开启压力并使裂缝张开、延伸扩展并相互连通,是该区注水诱导裂缝的主要形成机理。油藏数值模拟表明,随着注水诱导裂缝规模的不断扩大,注水井井底压力相应的表现出连续的不规则的周期性变化。     

安塞特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析

应用真实砂岩微观模型水驱油实验对安塞长6特低渗透油层见水后的水驱油机理及特征观察分析认为:贾敏效应对见水后的水驱油效率影响突出,表现形式为注水阻力增大、注入压力升高。随注入压力的增加,注入水形成新的渗流通道后使原已形成的水流通道“锁死”;残留于孔隙喉道处的油滴受毛细管附加阻力影响只发生变形而难以运移。在储层孔隙结构非均质影响下,长6油层中流体的渗流仅作用在部分连通较好的大孔隙内,当注入0.5～0.8倍于孔隙体积的注入水后,油井均已见水。残留于水洗通道中的油滴在水动力作用下不断发生卡断-聚并-再卡断的过程为见水后驱油效率增加的方式之一。在裂缝发育带水驱油的形式主要取决于孔隙渗透率、裂缝渗透率以及驱替压力的大小。     

安塞油田注水系统腐蚀结垢分析

水的热力学不稳定性和化学不相容性，是造成油水井井筒管柱、工具设备、地面集输系统、注水系统及地层结垢的根本原因。深入了解注水系统结垢趋势及结垢机理，为寻找和开发更好的防垢技术和工艺提供依据．是开展油田防腐蚀工作的必经之路，本文就污王十六转、坪四注、贺一转、招一转这四个站区回注水进行测试分析．预测结垢状况并提供相应的处理办法，以期解决安塞油田回注水腐蚀、结垢状况。     

安塞油田坪北区小排距加密技术研究

从安塞油田坪北区的生产动态规律和数值模拟2个方面,研究了安塞油田坪北区剩余油分布规律,根据合理井网密度的分析与计算,认为坪北区目前的注采井距过大,油田井网有进一步加密调整的潜力。同时,从压力梯度、压力剖面等油藏监测资料的分析及生产动态资料的统计分析入手,论证了加密井的合理井排距的调整范围,并对小排距加密效果进行了模拟、预测和评价。其结果表明,安塞油田坪北区井网小排距加密调整是油田的有效稳产措施,具有提高产量和采油速度、缩短见效时间及提高采出程度的作用。     

川口油田长6油层注水开发实践与认识

川口油田属特低渗透油田,平均空气渗透率0．79×10^-3～0．96×10^-3μm^2,储层物性差,油藏压力低,渗透率特低,基本无自然产能,压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水,解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题,油井增产明显,油层整体吸水性较好,弥补了地下亏空,取得了一定的经济效益和社会效益,积累了丰富的现场经验,逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技 术。为延长油矿管理局在全局范围内实现二次采油奠定了扎实的基础,为特低渗透油田提高资源利用率,提高原油采收率闯出了一条新的路子。     

裂缝型特低渗透油田注水开发特征多样性及成因探讨

以头台油田为例研究了特低渗透裂缝型油藏注水开发特征的多样性。储层研究表明,头台油田储层微缝发育,微缝的渗透率是基质的８３倍,微缝孔隙度却只有基质孔隙度１／１２,所以岩块中基质是主要的储油空间,微缝是主要的渗流通道,同时对其形成原因进行探讨,最后指出开发该类油藏的开发对策。     

安塞油田王窑区储层压力敏感性研究

描述了安塞油田王窑区特低渗储层孔隙结构特征,在对25块岩心作了渗透率与有效压力实验的基 础上,分别对渗透率对有效压力的敏感性,渗透率的滞后和渗透率的大小与有效压力的敏感性关系进行了 研究。研究认为,存在层理缝或微裂缝时,渗透率在低有效压力下变化特别明显,岩心在净围压的重复变 化过程中均具有一定的塑性;对储层进行评价时,应考虑有效压力和气体滑脱效应的影响;注水开发时,应 考虑微裂缝的影响。     

安塞油田反九点面积注水开发调控措施分析

安塞油田由于储层裂缝的存在，难于建立较为精细的地质模型。本文通过建立裂缝概念模型，对安塞油田普遍采用的不规则反九点面积注水井网，取其１／８和１／４单元，采用数值模拟技术，结合生产动态特征，对各阶段调控措施进行评估，提出反九点面积注水开发的调控技术思路。     

注水开发并非安塞油田长6油层低采收率的主要原因

安塞油田是一特低渗油田,长₆油层组是其主力油层组,开采之初即进行了注水开发。从1986年至1996年,长₆油层地层温度下降了2.18～4.11℃,原油粘度增加了0.094～0.177mPa·s.模拟实验结果表明:长₆油层注水开发后,原油粘度最大限度(地温从50℃降至20℃)不会增加到3.4mPa·s,因此,注水开发对长₆油层采收率的影响甚微。     

注水开发并非安塞油田长

安塞油田是一特低渗油田,长₆油层组是其主力油层组,开采之初即进行了注水开发。从1986年至1996年,长₆油层地层温度下降了2.18～4.11℃,原油粘度增加了0.094～0.177mPa·s.模拟实验结果表明:长₆油层注水开发后,原油粘度最大限度(地温从50℃降至20℃)不会增加到3.4mPa·s,因此,注水开发对长₆油层采收率的影响甚微。     

安塞油田杏河区长61段沉积微相与演化

在岩心描述、系列实验测试及测井资料分析的基础上,对陕北安塞油田杏河区延长组长61砂层组三角洲前缘亚相进行了分析,认为该区湖泊环境河控曲流河三角洲前缘亚相可分为水下分流河道、河口砂坝、分流间湾、水下天然堤和远砂坝5种沉积微相,其中水下分流河道和河口砂坝砂体是骨架砂体、远砂坝相对不发育.研究显示分流河道迁移频繁,早期分流来自于北部,后期分流转由北东方向进入,流线主要呈北东—南西方向,沉积物也来自北东方向,进而阐述了长61砂层组5个小层沉积微相的时空展布与演化特征,为油气进一步开发调整典定了基础.