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。     

基于分形理论的低渗透油藏油水相对渗透率模型

油水相对渗透率是研究低渗透油藏注水开发特征的重要参数之一,明确油水相对渗透率的影响因素对认识低渗透油藏的渗流规律有重要意义。在多孔介质分形理论的基础上,建立低渗透油藏油水相对渗透率模型和归一化的油水相对渗透率模型。新建立的油水相对渗透率模型是含水饱和度、驱替压力、毛细管力的函数,可以综合反映储层孔隙结构、非线性渗流和渗流干扰对油水相对渗透率的影响。理论分析结果表明:岩心孔隙结构越复杂,油水相对渗透率越低;驱替压力对油相相对渗透率有影响,表明在注水开发过程中相对渗透率存在动态变化特征;非线性渗流对油相相对渗透率的影响较大,而对水相的影响可忽略不计,随着油相非线性系数的增大油相相对渗透率减小;渗流干扰对油水相对渗透率均存在影响,油水相对渗透率随着干扰系数的增大而降低。为了验证模型的可靠性,将模型预测的油水相对渗透率与实验测试结果进行了对比,其结果表明吻合程度高。与经典相对渗透率理论模型预测结果的对比表明,新建模型对水相相对渗透率的预测结果优于经典理论模型的预测结果。     

低渗透油藏超前注水理论及其应用

低渗透油藏最显著的特征是存在启动压力梯度和介质变形现象,这使其在开发过程中渗流阻力增大、单井产量降低,递减速度加快,稳产难度加大,并降低最终采收率。对低渗储层启动压力梯度和介质变形进行了物理模拟实验,定量描述了两者的非线性变化规律,分析了介质变形对储层物性参数的影响。通过室内实验、渗流理论、数值模拟以及矿场试验研究,建立了低渗透油藏非线性渗流数学模型,提出了在超前注水期运用保持合理地层压力水平、注水压力、注水强度和注水时机的开发技术,在长庆等低渗透油田现场应用后取得较好的开发效果,提高单井产量15%~20%。     

低渗裂缝性油藏渗透率的影响因素研究

为深入研究低渗透裂缝性油藏的渗流规律，结合某油田某断块岩心进行渗透率的实验研究与分析，得出地层压力、温度及流体性质等参数对低渗透裂缝性油藏渗透率的影响。结果表明，储层随地层压力的升高，裂缝逐渐开启，渗透率先降低后逐渐增大，裂缝开启压力大约在8~10 MPa范围内。对实验曲线定量回归拟合得到渗透率与地层压力的关系式；随着地层温度的升高，各岩心渗透率逐渐降低；同一岩心对地层水的渗透率值要大于对纯净水的渗透率值。实验结果为低渗透储层开发选择合理的地层压力、生产压差等方面提供了理论依据。     

注水水质对低渗透储层损害实验研究

注水水质的好坏直接影响到低渗透区块的吸水能力和驱油效率。本文在只考虑悬浮物的含量、粒径及含油量的情况下,通过岩心流动实验,对岩心渗透率的损害程度进行了一定的实验研究发现其对岩心渗透率有一定的损害。因此,必须对注水水质进行严格控制。     

低渗透油藏注水开发的生产特征及影响因素

低渗透藏注水困难的原因有低渗透非达西渗流渗透率的变化、油水两相渗流的有效渗透率降低、地层压力降低所引起的压力敏感性伤害和注入水质不合格所引起的不配伍性伤害等。针对这些影响因素，阐明了改善低渗透田注水开发效果的途径。     

低渗透油藏有效注入水水质界限

注水是低渗透油藏补充地层能量的主要方式,而注入水水质是影响注水开发效果的关键因素。在低渗透油藏注入水水质推荐指标中没有注入水矿化度的相关指标,且对渗透率低于10×10-3μm2的储层没有进一步的划分。通过恒速压汞实验,分析喉道分布差异及主流喉道对渗透率贡献程度,剖析不同渗透率级别储层影响注水效果的关键喉道区间;通过室内岩心水驱物理模拟实验,定量分析粘土微粒运移与水化膨胀对渗流能力的影响程度,结合喉道分布特征,初步提出了低渗透油藏不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度的水质界限。研究结果表明,岩心渗透率越低,注入水矿化度越接近地层水矿化度;岩心渗透率越低,注入水颗粒粒径越大,对储层渗流能力伤害越大;岩心渗透率越低,注入水颗粒质量浓度越高,对储层渗流能力伤害越大。     

不同黏土矿物胶结的低渗透储层渗透率应力敏感性对比——以鄂尔多斯盆地延长组储层样品为例

通过应力敏感性实验,研究鄂尔多斯盆地延长组富含绿泥石和富含高岭石的低渗透砂岩储层的渗透率应力敏感性。结果表明,富含绿泥石储层的渗透率应力敏感性较弱,而富含高岭石储层的渗透率应力敏感性较强;富含绿泥石的不同岩样,随着初始渗透率减小,应力敏感性显著增强,而富含高岭石砂岩的渗透率应力敏感性与初始渗透率大小的相关性较差,这与高岭石的生长模式有关。因此,富含高岭石的低渗透砂岩油藏的开发应采用超前注水技术,尽可能地保持地层压力,降低开发过程中渗透率应力敏感性对产能的不利影响。     

聚硅材料改善低渗透油藏注水效果实验

胜利油区低渗透油藏普遍存在注水压力高、吸水能力差、开发效果差等问题。应用纳米技术，开展了低渗透砂岩油田提高注水能力实验。聚硅纳米材料对岩心的润湿性影响和增注实验研究发现，采用合适的聚硅纳米材料处理岩心，能够改变岩石润湿性，可以较大幅度地提高岩心的渗透率，改善注水效果。     

注水压力对低渗透储层渗流特征的影响

低渗透油藏中流体的渗流规律是当前渗流力学重要的研究领域。低渗透油藏储层的主要特征是渗透率低,油水流动的孔道微细,渗流阻力大,固-液界面及液-液界面之间相互作用显著。这些特点造成了低渗透油藏渗流规律的复杂性。通过室内岩心流动实验,研究了注入压力对岩石渗透率和流体渗流规律的影响。结果表明,低渗透储集层存在非线性渗流特征,当注入压力较低时,流体在岩心中流动速度随压力梯度的变化很小,也就是在低压下,注入水很难进入地层;当压力梯度较大时,渗流速度与压力梯度的关系呈近似的直线关系;在上覆压力和压力梯度不变的条件下,注入压力越高,岩石渗透率就越高。由此可见,在考虑储层保护的前提下,对低渗透储层采用高压注水,有利于提高注水效果。     

PI决策技术在中原油田的应用

中原油田是一个复杂断块砂岩油气田 ,储集层埋藏深 ,渗透率低 ,非均质严重。进入高含水开发期以来 ,高渗透层段 (或条带 )水淹严重 ,而中、低渗透层吸水很差或根本不吸水 ,剩余油比较富集。这部分油单靠强注强采、加密井网以及其它常规工艺措施很难采出来 ,而三次采油成本很高 ,且注入水波及系数也难以有大的提高。对PI决策技术在油藏整体调剖堵水方面的进一步研究证明 ,通过PI决策整体调剖 ,能有效地封堵高渗透层或条带 ,使油藏在平面和纵向上压力指数值基本接近 ,力求达到储集层在平面和纵向上均质化 ,改善中、低渗透层 (或条带 )的吸水状况 ,提高注入水波及体积和注入水利用率 ,遏制油田含水上升速度 ,提高水驱采收率 ,延长油田稳产期。对中原油田 1 3个区块的PI决策整体调剖分析和评价 ,证明无论是在油藏吸水状况、产能及含水变化态势、水驱采收率变化 ,还是在经济效益等方面 ,都有较大的改善 ,油田开发水平明显提高。图 2表 3参 3 (王元胜摘 )     

提高非均质砂岩油田水驱采收率的新思路

在非均质、低渗透砂岩油田水驱开发的中后期,剩余油分布具有如下特点:①注采井网不合理在单砂体中造成有采无注,有注无采及注采失调,从而形成剩余油。②砂体单向受效,在翼侧形成剩余油。③砂体非均质严重,在高渗透地带造成水窜,在低渗透地区形成剩余油。基于剩余油分布的上述特点,分析目前开发剩余油所普遍采取的两种方法具有的不足,即井网加密受到储量丰度的局限及油田综合调整具有复杂、工作量大、难于管理、成本高,使上述剩余油在注水与采油分井进行的开发模式下很难得到充分开发,因此提出了开发剩余油、提高非均质低渗透砂岩油田水驱采收率的新思路——同井分层注、采开发模式,并以大庆葡萄花油田南部(葡南)为例进行了效果预测,结果表明:利用该模式可使葡南油田水驱采收率比标定值提高3.7%。     

砂泥薄互层稠油边际油藏经济开发方式

边际油藏的开发可行性必须将开发方式与经济效益紧密结合来评价。江苏油田的韦5断块属中低渗、砂泥薄互层的普通稠油油藏，可归于边际油田。对该油藏的室内微观驱油机理研究、油藏数值模拟研究表明，注入水温度对其驱油效率和开发效果影响不大，冷、热水驱替及CO2吞吐的启动压力均较高而驱油效率不高，较经济的开发方式为降压开采一段时间后转入注水或蒸汽吞吐或蒸汽吞吐转水驱。结合矿场开发先导性试验结果，韦5断块稠油油藏应采用注改性水方式开发，以降低注水压力，提高注水效果；对条件合适的生产井进行短缝压裂，提高单井产能；选择部分条件具备的井蒸汽吞吐，以提高采油速率，从而提高开发效果和总体经济效益。图1表3参7     

特低渗小断块油藏流场调整实践与认识——以东北分公司油田为例

针对东北油气分公司特低渗小断块低品位油藏储量动用率低、开发成本高,难以形成效益开发的问题,开展了剩余油分布特征及其主控因素研究,提出了流场立体调整的对策。研究结果表明,特低渗小断块油藏具有平面、层间、层内三种剩余油富集特征及七种剩余油分布模式,水井分注、边外注水、注采调整、水井调驱等流场调整对策可实现不同剩余油分布模式中的流场立体调整。研究成果应用于现场取得了良好效果,提高了低品位油藏的开发效益。     

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。     

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。     

陕北低渗透裂缝性油藏调剖试验研究

安塞油田三叠系长6储层渗透率（1~3）×10?3μm2,在92口见水油井中,裂缝型和裂缝-孔隙型见水油井29口。靖安油田三叠系长4+5储层平均渗透率1.447×10?3μm2,在68口见水油井中,见注入水油井41口,由于裂缝沟通,不少油井投产初期即见注入水;姬塬油田侏罗系延9油藏平均渗透率66.9×10?3μm2,吸水厚度仅占油层厚度的35%,部分油井水淹,而大部分油井注水不见效。通过对低渗透裂缝油藏调剖实验研究,确定采用体膨颗粒和聚合物弱冻胶复合调剖工艺,在实施调剖的20个井组中,有19个井组吸水指数明显降低;有11个井组取得了增油、降水效果;有5个井组含水率下降;有3个井组,由于裂缝封堵强度过大,导致调剖无效。     

海上某油田防膨剂的筛选与评价

针对海上油田储层特点筛选黏土防膨剂,对控制储层水敏伤害和保障整个油田的持续高效开发有非常重要的意义。综合多种防膨剂评价方法的长处,采用静态与动态相结合的实验评价方法,筛选了适用于海上某油田注水开发的黏土防膨剂。对于优选出质量分数为1%的FP-3A黏土防膨剂,静态评价离心法防膨率为79.1%,X-射线衍射法防膨率为54.6%,膨胀仪法防膨率为80.7%,岩心线性膨胀率为0.73%,每100 g静态吸附量0.29 g;动态评价渗透率保留率大于70%,最佳注入浓度0.5%～1.0%,且渗透率波动范围小,防膨效果稳定且作用时间长,适于海上某油田注水开发应用。     

超低渗透油田强化注水的措施分析

在油井含水量不断上升的背景之下,为了能够稳定油田的产量,并且为社会的发展提供足够的石油能源,那么石油企业就需要对油田注水工艺进行深入分析,因为该项工艺的效果可影响油田的产量以及油田生产产品的质量。只有在重视油田注水质量并且提高质量的前提下,才可以做好低渗透油田的注水工作,并保证油田在后期开采期间可不断提高注水的效率,从而达到稳定油田产量的目的。因此,主要针对低渗透油田注射开发的相关技术进行研究和分析。通过先分析超低渗透油田的特点,以及超低渗透油田的地质构造,提出超低渗透油田强化注水的具体措施。     

渤海稠油油田高含水期提高水驱采收率技术研究及应用

为探索稠油油田进入高采出程度、高含水率阶段提高水驱采收率的新技术,改善油田开发效果,以渤海S稠油油田为例,开展了高倍数水驱技术研究和联合井网注水方法研究。其中,高倍数水驱实验结果表明,当驱替倍数达到300~400倍时,与驱替倍数30~50倍时相比,驱油效率提高约10%,为S油田提高水驱采收率提供了方向;利用灰色关联分析方法所建立的多因素调控注水方法,综合考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素,能够满足S油田具有海上特色的水平井与直井联合井网的注水需求。将研究成果在S油田G区应用后,G区2016―2019年自然递减率由6.0%降低至4.4%,含水上升率由2.2%降低至1.8%,改善了G区的开发效果,表明该方法对海上注水开发油田进入高含水期后的调整具有一定的指导意义。