特低渗透油藏开发技术

特低渗透油藏的开发是一个世界性难题,但开发特低渗透油藏对稳定国内石油产量具有重要意义。结合近年来国外以及国内特低渗透油田的开发实践和部分理论研究成果,探讨该类油藏的特点,提出了合理开发该类油藏的新技术,主要有：（１）油层改造技术,该技术主要包括：①多缝加砂支撑压裂;②低压油井的泡沫压裂技术;③高砂比压裂;④水力化学压裂技术。（２）油层保护技术;（３）注水注气技术;（４）三次采油技术,该技术包括：①非常规物理振动技术和压裂技术相结合;②化学生热驱油技术;③微生物采油技术;④化学驱采油技术;（５）机械采油技术;（６）水平井技术。     

特低渗透油藏分类及开采特征研究

分析了特低渗透油藏地质特征参数、油藏特征参数以及流固耦合特征参数，应用非达西渗流理论和非线性弹性渗流理论研究了影响开发效果的参数。在此基础上，确定了分类参数，对特低渗透油藏进行了系统的分类；并通过分析不同类型特低渗透油藏开采特征的异同，证实了分类指标的代表性；分析了造成不同类型油藏驱替及开采特征差异的内在因素是启动压力梯度、毛细管压力和储层的压力敏感性；提出了在异常高压油藏开发过程中，应控制合理生产压差、保持适当地层压力开采等防止压力敏感性伤害的措施。     

特低渗透油藏流体渗流特征试验研究

以长庆油田三叠系长6油藏为例,通过实验研究了压力、温度对低渗油藏渗流特性的影响和加表面活性剂改善两相渗流的效果。结果表明,特低渗透油藏中．提高温度和系统压力,可以降低原油渗流的初始启动压力,改善非达西渗流特性;向注入水中加入表面活性体系,可以有效地增加油水两相同流区,从而提高水驱采收率。     

特低渗透油藏压裂层位优选研究——以G644区块特低渗透油藏为例

为提高特低渗油藏压裂效果,以某特低渗油藏G644区块为例,通过"四性"关系研究,建立了油藏评价标准,给出了压裂层段优选结果,并分析了影响压裂效果的几个主要因素。指出精细研究油层发育情况,提高比产液能力,确定合理压裂时机是提高压裂效果的重要保证。     

特低渗透油藏注水开发技术研究

近年来,特低渗透油藏的开发已逐步成为华池油田原油生产稳定发展的主要潜力;但其物性差、产量低,多属岩性油藏,天然能量匮乏,故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益,已成为华池油田持续发展的关键技术.根据华池油田长3油藏的地质特点和近7年的开发实践,提出提高特低渗透油藏注水开发水平的一些认识,希望对同类油藏的开发有所帮助.     

特低渗透油藏渗流理论研究

根据低渗油藏渗流特征,提出了非线性渗流连续模型,在此基础上推导了稳态渗流压力分布公式和产量计算方法,用积分法得到非稳态渗流压力分布和动边界传播规律的公式。对该模型和其他低渗模型为基础得到的稳态和非稳态渗流的计算结果进行比较,不同模型计算结果差别显著。在研究低渗油藏渗流规律和指导开发低渗油藏的生产实践须考虑非线性渗流的影响.     

微裂缝性特低渗透油藏储层特征研究

将不同渗透率的含微裂缝与相同渗透率、不含微裂缝低渗透砂岩岩心进行了对比,研究了微裂缝性特低渗透油藏的孔隙空间形态、喉道半径、微观均质系数和相对分选系数等特征,分析了这些特征对孔隙度渗透率性质、可动流体体积和压力敏感性等方面的影响。结果表明,微裂缝性特低渗透砂岩孔道与孔道之间主要靠微裂缝连接,连通性较低,主要由微裂缝提供渗流能力。气测渗透率和微裂缝宽度、微观均质系数、相对分选系数和可动流体体积百分数等都有明显的幂律关系。孔隙度与渗透率相关性差,气测渗透率与水测渗透率比值较大,各向异性和非均质性严重,压力敏感性较强。渗透率低不是低渗透油藏的本质特征,只是外在表现形式之一。应该根据微观孔隙结构特征、可动流体体积百分数和压力敏感特征等多个因素综合评价其储层特征。     

不可逆变形的特低渗透油藏稳定渗流特征

特低渗透油藏在压力变化的条件下，通常发生的是不可逆变形。通过推导不可逆变形条件下渗透率与压力的关系，建立了考虑不可逆变形的特低渗透油藏非线性稳定渗流模型并进行数值求解，从而得到了内边界定压和定产量条件下的压力分布。在定压条件下，随着渗透率下降变化系数的增加，地层压力下降得越来越慢，产量也随之下降，极限供油半径越来越小；另外，随着原始地层压力下渗透率的不断降低，极限供油半径逐渐变小，且变化越来越明显；当产量一定时，随着渗透率下降变化系数的增加，地层压力下降得越来越快。最后给出了定压条件下的极限供油半径关于原始地层压力下的渗透率和渗透率下降变化系数的表达式，并将计算值与实际结果进行了对比．两者拟合较好．     

合作开发区块特低渗透油藏开发技术研究

吐哈合作开发区块勒3块、胜南3块、胜南6块特低渗透油藏为典型的“低渗、低压、低产”储层。单井产量低、递减速度快、地层压力下降快是该类油藏开发所面临的主要难题,针对这一难题,提出了以井网优化、超前注水、压裂改造为主的三大创新技术,为带动吐哈新一批难动用储量投入有效开发、提高难采储量的效益转化程度、拓展石油资源的勘探开发领域提供了技术保障。     

特低渗透砂岩油藏渗流特性研究

通过分析中国西部某特低渗透油藏岩心相对渗透率的曲线特征,认为特低渗透岩心油相相对渗透率曲线可近似看成"直线型",水相相对渗透率曲线主要为"直线型"和"上凸型".研究结果亦表明:随着渗透率的增大,岩心的束缚水饱和度和残余油饱和度逐渐减小,两相共渗区变宽;无水期驱油效率和最终驱油效率同时增大.对残余油饱和度下水相相对渗透率大于1这类相对渗透率曲线的形成原因进行了初步的理论分析,认为油水启动压力的存在以及岩心的均质程度可能是其产生的主要原因.     

特低渗透油藏非线性渗流模型

启动压力梯度和介质变形是油气在低渗透、特低渗透储集层中渗流规律偏离达西定律的主要原因。基于介质变形、启动压力梯度特征物理模拟实验,定义了新的应力敏感系数,分析了应力敏感系数和启动压力梯度（单相和油水两相条件下）的变化规律。建立了考虑启动压力梯度和介质变形的特低渗透油藏单相和油水两相非线性渗流数学模型,对于单相渗流,给出了定产量、变产量和定流压条件下模型的解;对油水两相非活塞驱替,给出了分流量方程、油水前缘位置方程及压力、产量方程,并给出了求解方法。模型的油藏工程应用表明：低渗透油藏产能递减速度高于中高渗油藏;渗流速度比较小时,非线性因素对油水两相渗流影响显著。利用该模型,还可确定油田的合理注采井距。图9参15     

特低渗透油藏开发压裂技术

介绍靖安油田长6油藏开发地质特征和开发压裂试验区的试验方案优化设计，重点分析开发压裂实施效果，讨论开发压裂技术对特低透油藏开发的适用性与可行性。认为对于非均质性较强的特低渗透油藏，实施开发压裂有利于实现井网与人工裂缝的合理匹配，即可保证单井控制足够的经济可采储量，又能充分满足持低渗透油层加大压裂规模的要求，并易于在压裂缝的侧向建立有效压力驱替系统，提高油藏的注水波及系数及最终采收率。开发压裂技术在特低渗透油藏具有较高的推广应用价值。     

特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。     

特低渗透油藏注氮气流体相态行为特征

特低渗透油藏储层孔道微细、渗透率低,油水流动时渗流阻力大,油藏注水开发存在注不进、采不出的问题.为了探索特低渗透油藏注气可行性,开展了注氮气室内实验.根据大庆油田特低渗目标油藏地层原油注N2气膨胀PVT试验、多次接触PVT实验、细管注氮气驱替最小混相压力测定实验结果,论述了特低渗透油藏注氮气气驱油藏流体相态行为特征.随着注入氮气量的增加,地层原油的膨胀能力增加,饱和压力升高.地层原油注氮气前接触地层原油气油比随接触次数的增加先增大再减小,再逐渐稳定,但变化幅度不大,地层原油密度随接触次数的增加基本保持不变.细管实验表明,氮气容易突破,气体突破后,采收率增幅变缓,综合采收率不高,表现为非混相驱特征.     

长庆特低渗透油藏井网密度确定方法研究

论述技术合理井网密度和经济合理井网密度的各种计算方法．分析基于中高渗储层得到的各种计算方法在低渗透储层中的适用性，认为技术合理井网密度与低渗透油藏实际井网密度吻合程度低、经济最佳井网密度与特低渗透油藏井网密度相关性最好，提出了一种利用流度确定特低渗透储层井网密度的方法。     

特低渗透油藏注空气细管试验研究

以大庆油田某区块特低渗透油藏为例,通过开展地层原油注空气细管驱替试验,在不同压力、不同温度条件下对气油比、采收率以及地层原油与空气低温氧化产出油气流体组分含量进行测定,获得了驱油效率、气油比与空气注入孔隙体积倍数以及驱油效率与驱替压力的关系曲线,研究了空气驱地层原油的混相特征与驱替效果。试验结果表明,地层原油注空气难以达到混相。氧化升温后原油的流动性变好,采收率上升较明显。     

特低渗透油藏渗流机理研究及应用

胜利油区特低渗透油藏物性差、非均质性强、储量丰度低、孔喉细小,开发中存在单井液量低、有效驱替难、技术经济井距难以确定等问题,为此,从微观和宏观上研究了特低渗透油藏开发效果的影响因素,深化了特低渗透油藏非达西渗流机理,建立了有效渗流能力评价方法,发展完善了提高薄互层储层预测精度的新方法和相控地应力预测技术,形成了以储层改造完井适配井网技术为核心的提高采收率技术。恒速压汞和微管实验研究发现,喉道的大小和分布是影响特低渗透油藏有效渗透能力的主控因素;特低渗透油藏存在边界层,从而减小了有效流动半径,增大了渗流阻力。通过攻关集成配套技术和应用,整体开发水平得以提高,相控非均质地应力预测技术得到的地应力与井点测量结果误差在5°之内,仿水平井注水开发技术建成产能为144.3×104t,径向水射流井网适配技术使纯17-1块采收率提高了7.0%,复合增注技术使滨425块沙四段油藏单元平均单井增产液量为3.3 t/d,实现了特低渗透储量的高效开发。     

特低渗透油藏压裂水平井流入动态研究

研究了特低渗透油藏油井的流入动态,认为储层应力敏感性和溶解气是导致特低渗透油藏压裂水平井流入动态曲线存在"拐点"的主要原因。在此基础上,利用油藏数值模拟软件,建立了考虑应力敏感性和溶解气影响的特低渗透油藏压裂水平井模型,计算了不同裂缝条数、裂缝半长的压裂水平井流入动态,分析了不同裂缝参数对压裂水平井合理井底流压的影响,为特低渗透油藏压裂水平井合理工作制度的确定提供了理论基础。     

特低渗透油藏二氧化碳近混相驱试验研究

针对特低渗透油藏CO_2驱混相难的问题,运用室内实验、油藏工程和数值模拟方法,研究了特低渗透油藏实现CO_2近混相驱的方法,结合生产动态分析,总结了CO_2近混相驱的生产特征。研究结果表明:通过优化油藏工程方案设计,特低渗透扶杨油层能够实现CO_2近混相驱,目标区块的注入能力强、产量高,开发效果也明显好于同类油层水驱区块;储层流动单元是影响油井受效程度的主要因素,裂缝和储层物性好的高渗条带是CO_2黏性指进的重要因素。研究结果对特低渗透油田开展CO_2驱有借鉴意义。