纯化薄互层低渗透油田开发层系的划分与组合

纯化油田为薄互层低渗透油藏,含油小层多,层间渗透率差异大,储量丰度低,早期采用一套层系开发,层间干扰严重、各小层动用不均衡、储量损失大等矛盾造成开发效果差。为改善油田开发效果,对油田开发层系的技术政策进行研究,确定了油田开发层系划分方案。同一层系内的层间渗透率级差中部地区不宜大于5,边部地区不宜大于3,应尽可能单采3～5个主力小层,射开厚度必须控制在6m左右,单井控制储量一般应大于10×104t,隔层要具有分层卡封的可行性。根据研究结果,在C2块、C23块等5个单元实施,增加可采储量117.8×104t,提高采收率5.2%,表明低渗透薄互层油藏合理划分开发层系可有效改善油藏开发效果。     

纯化油田薄互层低渗油藏径向水射流矿场实践

纯化油田薄互层低渗油藏处于中高含水开发阶段,由于层多、层薄、非均质性强,"注不进、采不出"的矛盾突出。径向水射流作为一项低成本技术在纯化油田薄互层低渗透油藏开发调整过程中得到较多应用。基于油水井所在区域的物性、动态、径向水射流等数据,研究了径向水射流在薄互层低渗油藏的适应性及开发效果的影响因素,建立了薄互层低渗油藏径向水射流适应性标准。实践表明:径向水射流和井网井距、层系相适配,改善了水驱开发效果,单井注入能力大幅度改善,但增油效果差异较大;径向水射流油水井存在明显的增产、增注有效期及均衡驱替有效期。     

低渗透油田开发概论

本对影响低渗透油田开发效果的主要因素，提高油进产量、改善开发效果的主要技术措施和减少投资、降低成本的主要途径，进行了简要论述。     

对低渗透油田开发的认识

太平屯油田北部开发区属油水过渡带,断层发育,油水关系复杂,油层多呈条带及零星分布,油层少而薄,主要油层为葡一组,平均单井射开砂岩厚度6.81m,有效厚度4.96m。高台子油田油层沙体呈窄条带、断续条带及零星点状分布,平均单井射开砂岩     

低渗透油田压裂开发的新方案

乔新，闫锐，王泰．低渗透油田压裂开发的新方案测井技术，１９９４，１８（ｌ）；３９～４３影响低渗透油田开发效果的主要因素是裂缝。本文利用地层倾角测井资料对地质构造、沉积环境、裂缝、地应力等方面进行研究，并根据本地区油田的实际情况，选择合理的设计往采井网，为低渗透油田的开发提供了依据，在实际生产中提高了开发效果。     

低渗透油田开发决策风险性评价研究

开发低渗透、低丰度、低产量的复杂油藏的风险性较大，本通过对影响开发决策风险性的因素进行了分析，通过采用概率统计理论对低渗透油田开发风险性进行评价研究，可降低油田开发决策的风险性，对“三低”油藏的开发具有指导性意义。     

关于低渗透油田的开发问题

随着石油地质勘探程度的加深和油田开发技术的不断提高，低渗透油田的开发愈来愈为人们所重视。本文就如何开发好低渗透油田提出了一些基本论点，如重视地层裂缝的研究，注意防止油田开发中地层裂缝的不可逆变形以及慎重对待低渗透油田的注水问题等，都是十分重要的。     

低渗透油田注水开发工艺技术研究

本文以低渗透油田注水工艺为切入点,简要叙述低渗透油田基本特征及注水开发影响因素,阐述几项常用的注水工艺,并提出注水工艺应用策略,以供参考。     

胜利油区低渗透油田开发实例

总结胜利油田较典型的低渗透区块牛２５的开发历程和增产措施，详细介绍了以压裂作为投产和增产措施的具体做法，阐明低渗透油田注水开发的不利因素，讨论低渗透油田的采收率，最后对低渗透油田的开提出认识与建议。     

安塞油田坪桥区注气可行性研究

鄂尔多斯盆地安塞油田坪桥区属特低渗透油田，自然产能低，需人工压裂后投产，开发好这类油田难度极大。采用国内外先进技术手段，建立了具有人工裂缝和不稳定钙质夹层的三维地质模型，并充分体现于油藏数值模拟模型中，同时考虑了人工裂缝对注气开发的影响和注气的风险性，比较符合实际；油藏数值模拟使用全组分模型，对不同开发方式进行了分析研究和对比，对油田实际开发具有指导作用。     

纯化油田低渗透油层伤害原因及保护技术研究

在对纯化油田油层污染原因进行分析的基础上，结合其采油生产实际情况，研究并应用了７项油层保护技术。目的保护油层，提高产量。结果低密度洗井液、热油洗井及井下洗井开关等技术可有效地保护油层不受污染；低伤害压井液、油井不压井作业等技术可较好地防止压井作业过程中造成的油层伤害；ＦＡＣ有机缓速酸可防止酸化过程中出现二次污染，提高油水井酸化有效率；负压与深抽技术相结合，是低渗透油田开发的一项有效措施。结论纯化油田油层保护技术的应用，使油层污染得到了有效控制，提高了低渗透油田开发效益。     

裂缝性特低渗碳酸盐岩油藏注烃类气驱油室内实验研究

川中大安寨油田属特低孔、低渗并有裂缝的双重介质油藏,目前主要是衰竭式开发,靠自喷原油采收率只能达到3%～5%。室内实验采用人工造缝的方法模拟地层双重介质系统,在此基础上采用长岩心设备开展不同驱油方式的烃类气驱油效果对比研究,并开展注气压力敏感性试验。结果表明在裂缝性低渗油藏中,衰竭式开采原油其采收率低,无论注水还是注气均会产生水窜或气窜;单纯注水可适当提高原油采收率,但驱油效率不高;注烃气虽然不能达到混相,但注入压力越高采收率越高。大安寨油藏在目前地层压力下,注烃气比自然衰竭提高原油采收率6.21%,比注水提高3.91%,效果明显。图3表1参7(郭平摘)     

改善新民裂缝性砂岩油藏注水波及体积研究

新民油田是裂缝性特低渗透砂岩油田，复杂的地质条件极大地增加了油田开发难度。根据新民油田特低渗透和裂缝系统的特点，在利用局部加密网格方法定量描述人工裂缝的同时，建立了该油田西区具有东西向人工裂缝的三维非均质多层地质模型；在此基础上，应用三维三相数值模拟技术，从微观和宏观方面，对改善油田注水波及体积的方法进行研究，为今后新民油田顺利开发提供了决策依据。图５表１参１（陈志宏摘     

构造应力场与低渗透油田开发

古构造应力场是控制天然裂缝发育程度与分布的极重要因素，现代应力场则影响天然裂缝的保存状况。现代应力场对低渗透油田开发的影响体现在：①一般与最大主压应力方向近平行的裂缝开度最大、连通性最好，与其近垂直的裂缝开度最小、连通性最差；②随着油田开发的进展，在围压不变的条件下，与最大主压应力方向近平行裂缝的流体压力下降和开度降低的速率最大（有可能成为无效裂缝），而与最大主压应力方向近垂直的裂缝开度和流体压力下降都相对缓慢（到一定开发阶段有可能成为对渗流起主导作用的裂缝）；③低渗透储集层可分为纯裂缝型、双介质型和孔隙型，它们的裂缝储渗作用不同，因此现代应力场对３类储集层剩余油分布的控制作用不同；④孔隙型储集层人工压裂缝延伸方向与最小主压应力方向垂直，纯裂缝型储集层人工压裂缝延伸方向与最小主压应力方向和先存天然裂缝方向均有关。在研究受古构造应力场控制的天然裂缝分布的基础上，结合现代应力场分布的研究，可以有效地指导制定低渗透油田开发方案、注水管理、水平井设计，并可预防油、水井套管变形。图１     

冷家堡油田稠油油藏储层岩性识别模式

方法以冷家堡油田的岩心资料为基础,通过岩—电对比,建立了稠油油藏储层岩性识别图版;依据粒度分析资料,运用统计学方法建立了砾石含量定量划分储层岩性的测井解释模型。目的定量解释稠油油藏复杂的储层岩性。结果该模式可将冷家堡油田稠油储层岩性划分为砂岩、砂砾岩、中—细砾岩和泥质岩四类,与岩心描述划分的岩性类别相吻合。结论该模式的建立不仅为冷家堡油田储层的综合评价奠定了基础,同时也为储层参数及沉积相的深入研究创造了条件     

选择性支撑剂性能评价及在低渗透裂缝性油藏的应用

随着低渗透油田进入中高含水开发期,许多油田面临措施后高含水的问题,如何有效控制油井措施(压裂、防砂、堵水)后含水的上升,提高油井产量,成为油田开发的一个工作难点。该文介绍了一种多功能选择性支撑剂在低渗透储层的应用。这种支撑剂在充分研究分析目前支撑剂等产品性能基础上,结合界面张力理论,运用新的单分子膜强疏水界面处理技术开发出来。它既降低了油的流动阻力又可提高水的流动阻力,从而达到增油疏水的效果,进而实现压裂、防砂、堵水多功能化,真正做到了"一砂多能"。     

低渗透油层渗流特征及对油田开发的影响

方法以实验研究为基础，结合安塞、玛北、石西等油田实际情况，研究了低渗多孔介质中流体渗流特征和有效压力的变化对低渗多孔介质的影响及其对开发效果的影响。目的为低渗透油田开发提供依据。结果由于岩石孔隙表面存在“吸附滞留层”，使低渗多孔介质中流体渗流为非达西渗流；有效压力对渗流特征的影响，表现为有效压力对孔隙结构的影响；随有效压力的增大，储层渗透率逐渐减小；低渗透储层径向流的泄油半径远小于线性流的泄油半径。结论开发低渗透油藏，必须采取特殊的开发方案（如压裂改造或打水平井等），以改变原油的流动方向，变径向流为线性流。     

大庆外围低渗透油田产能预测影响因素

对油井稳定产能估计过高会造成油田开发失误和严重损失,估计过低将 导致石油资源和勘探投资的积压和浪费。大庆油田外围已累计探明的低、特低渗透储量目前动用程度尚不足40％,建立此类经济边际储量的油井稳定产能预测方程,对优选开发区块并确保开发效益非常重要,对今后类似储量的勘探也是一个必需的评价参数。