低渗油藏渗流特征及开发对策研究（增刊）

注入压力高、吸水能力下降快是低渗油藏注水开发面临的难题。通过分析深层低渗油藏压敏、水敏、油水粘度比、相渗等因素对渗流特征的影响,获得油藏开发过程中储层物性及流体渗流变化规律;利用油藏工程原理及数值模拟技术,研究了裂缝方位、注入量、渗透率及注水时机对裂缝扩张注水效果的影响,证明裂缝扩展注水技术能够大幅度提高低渗油藏采出程度。研究成果对 改善低渗油藏注水开发效果具有重要指导意义。     

某特低渗砂岩油藏裂缝特征及其对开发的影响

特低渗透砂岩油藏一般都发育着不同程度的裂缝,我国大部分油田实行的都是注水开发,裂缝的发育和分布直接影响着油田注水开发效果以及最终采收率。因此,进行裂缝特征和裂缝对开发的影响研究,对提高可采储量、改善开发效果、提高我国裂缝性砂岩油田勘探开发水平具有指导意义。以某一个特低渗透砂岩油藏为例,用岩芯观察、井间示踪剂测试、水驱前缘等裂缝动态监测方法,对该特低渗油藏裂缝特征进行分析,在此基础上,对该油田的后续开发提出相应的治理对策和建议。     

低渗透裂缝性油藏周期注水合理工作制度研究

周期注水是低渗透裂缝性油藏稳油控水的有效方法。从微观渗吸角度分析了渗吸速度、平衡时间对周期注水开发参数的影响,分析了周期注水强化低渗透裂缝性油藏采油的主要机理。采用典型油藏数值模拟,研究了不同采油速度、注水速度、注水半周期条件下的开发效果,结果表明:采油速度2%、注采比为1、注水半周期为60d时能够较为充分地发挥毛管力的渗吸作用和注入水驱动力的驱替作用,提高基质原油动用程度。通过在某油田的实践应用表明,合理的周期注水方式能够改善油田开发的技术经济效果。     

低渗透油藏有效开发技术研究——以苏德尔特油田为例

苏德尔特油田兴安岭油层属于低渗透油田,层间非均质性强,油井措施效果逐年变化。通过分析苏德尔特油田开发特征,分析了缩小井距技术、提压注水技术、大规模压裂技术和注气技术在苏德尔特油田兴安岭油田开发中的应用效果,结果表明缩小井距技术配合常规压裂建立矩形井网可实现井网最优;提压注水技术是一个缩短"量变"到"质变"时间的有效技术;大规模压裂技术能够有效改善特低渗透油藏储层渗流条件;CO_2注气技术能够改善注入剖面,为低渗透油田开发提供指导。     

注水水质对低渗油藏注采井开发指标的影响

基于水质对低渗透油藏储层渗流物性影响实验的研究,结合渗流力学理论,建立了注水水质与相对渗透率的关系.在此基础上,采用油藏工程的理论和方法,分析了水质对低渗油藏注采井开发指标的影响,包括水质对采油井采液、采油指数和注水井吸水指数等指标的影响.     

胜利油田低渗透油藏低成本开发技术

低油价下,低渗透油藏的效益开发迫切需要低成本开发技术。胜利油田通过多年的技术攻关与矿场实践,形成了周期注水、间歇采油、水质优化等低渗透油藏低成本开发技术。明晰了周期注水提高采收率机理及优化了周期注水技术政策;确定了间歇采油选井标准,计算了间歇采油开关井时间;明晰了影响注水能力的主控因素,建立了注水水质指标的"三步计算法"。研究发现低渗透油藏含水率在30%时转变为周期注水,开发效果最好,单周期注入水量越大以及短注长停不对称注水方式,开发效果较好;连续生产点的所对应的产量低于经济极限产量时,建议油井间歇生产;建立注水水质指标应首先求取储层原始静态喉道半径,再考虑动态压力敏感性、流体边界层对喉道半径的影响。研究成果对低渗透油藏的效益开发有重要指导意义。     

低渗透裂缝油藏试井模型及应用

阐述了裂缝油藏试井数学模型、曲线特征、试井技术等,在此基础上系统研究了长庆油田陇东特低渗透裂缝油藏不稳定压力试井资料特点,提出了适合于特低渗透裂缝油藏试井模型。应用脉冲试井技术找到了油藏裂缝发育方向,分析了注水井试井资料在多次试井过程中的模型演变,应用现代试井分析方法,对一些试井典型实例进行了剖析,基于该试井模型解释的试井资料,已在油田开发中得到了应用,应用效果表明该模型在陇东特低渗透裂缝油藏是适用可行的。     

严重非均质油藏优势渗流通道成因机制研究

在胶结疏松砂岩油藏的注水开发过程中,由于注入水的长期冲刷,油藏孔隙结构和物性参数发生很大变化,在注水井和油井之间有可能形成优势渗流通道,从而加剧了油层非均质性及层内矛盾,进一步增加提高采收率的难度.该次研究运用多种手段,通过动、静结合,研究了油藏优势渗流通道的形成机理,为剩余油分布规律研究和挖潜奠定了坚实的基础.     

复杂断块深层低渗油藏中裂缝的研究及应用

以文东油田为例，简要介绍了复杂断块深层低渗油藏开发中存在的实际问题，指出了开展人工裂缝和天然裂缝研究的目的。主要阐述了人工裂缝的几何形态及发育的基本原理和方法，简要总结了该油田水力压裂、高压注水形成的人工裂缝及天然裂缝的分布规律。分析了裂缝研究在油田开发生产中的应用。     

低渗透油藏超前注水量的确定方法

基于等注入量二源渗流场分析结果,获得地层压力提升水平表达式,并根据油藏工程的物质平衡法,可得出注水井的最大超前注水量的确定方法.通过油田实际应用及数值模拟研究论证方法的实用性,说明该方法对低渗透油田超前注水开发具有科学的指导意义.     

黄沙坨火山粗面岩油藏注水调整研究

通过对黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发存在的问题分析,对火山岩油藏注水开发方式的分析,提出针对注水开发中存在的矛盾,通过实施周期注水,动态调整,控制调整注水方式、完善注采井网、调整注水强度,延缓底水锥进造成水淹,调整和缓解油田开发矛盾,对指导油田下步开发具有指导意义,也为同类型油田注水开发提供可借鉴经验。     

水驱低渗油藏井网密度计算的新方法

油藏工程理论及现场实践均表明,注水开发低渗油藏其注水方式和注采井数比对注水波及体积及水驱采收率有较大影响,通过对注水井水驱控制面积、单井控制面积与注采井数比进行了试探性回归分析,再结合谢尔卡乔夫公式,推导出了水驱采收率、驱油效率、井网指数、注采井数比与井网密度的关系式,从而建立了水驱油藏宏观井网密度公式.实例分析表明,该方法简单、实用,具有较高的准确性,不失为一种有效的方法.     

黄沙坨火山岩油藏高含水期剩余油研究

通过对黄沙坨裂缝性火山岩油藏高含水期剩余油分布的分析,对裂缝性火山岩油藏剩余油分布规律、油藏动态变化取得了全新的阶段性认识,进一步加深了火山岩油藏开发特征的认识。针对中高含水期注水开发中存在的矛盾,通过实施有针对性的措施,并进一步根据油藏地下油水分布的变化,及时进行动态调整,延缓底水锥进造成水淹,调整和缓解油田开发矛盾,对油田下步开发具有指导意义,也为同类型油田注水开发提供可借鉴经验。     

复杂断块普通稠油油藏制约注水开发效果因素分析

复杂断块普通稠油油藏，受断层发育、构造破碎、储层非均质性严重、原油粘度高等油藏地质特征的影响，注水开发层间、平面矛盾突出，严重制约了注水开发效果。精细油藏研究，调整完善注采井网，优化注采结构，进一步提高注水开发效果。     

压力敏感性对深层低渗储层伤害特征研究

通过对文东油田文203断块储层岩石的压力敏感性伤害程度的研究，认为在油藏投产后，随地层流体的采出，地层孔隙压力逐渐降低，储层上覆有效压力增大，导致储层渗透率有较大的降低，影响了深层低渗储层油田注水开发的效果，提早注水和保持压力开采是防止压力敏感性伤害，保持储层渗流能力的主要方法。     

应用灰色模型的超低渗油藏产能评价

灰色模型是一种有较高预测精度、所需要的原始数据少、并且计算过程简单的方法,这种方法是对现有的数据进行生成、开发、并找出有价值的信息,达到对所研究系统的生产动态、规律等的正确评价和有效监控。超低渗油藏的渗流过程与一般油藏有很大的不同之处,低渗油藏在实际生产时的压差只有大于某一个数值的时候,流体在储层中才能流动,这说明低渗油层具有启动压力,其渗流过程是属于低速非线性渗流。通过对岩芯分析表明,这种现象与储层岩石的物性有关系。收集华庆地区元284井区长6储层基础数据进行初步分析,在全面认识储层的基础上,建立产能评价灰色模型。再应用Matlab和灰色模型相结合对特低渗储层进行产能评价计算,并对计算结果进行分析。     

涠洲低渗油藏注水水质对渗流能力影响实验研究

通过涠洲低渗油藏注水水质对储层渗流能力影响实验研究,发现粘土矿物、固体悬浮物、细菌以及海水对储层渗流能力影响最大。水驱后胶结粘土矿物含量下降,骨架矿物组分含量上升,颗粒迁移的矿物含量下降,晶格膨胀的矿物含量增加。岩心渗透率越低,对产能的伤害越大;颗粒粒径越大,对产能的伤害越大;颗粒浓度越高,对产能的伤害越大。注海水和海水中细菌含量对储层都有很大的伤害。     

变形介质低渗透油藏的产能影响因素分析及合理压差的确定

实验表明低渗透油藏在渗流时存在启动压力梯度,有些低渗透油藏还具有介质变形的性质。因此在开发低渗透变形介质油藏过程中,启动压力梯度和岩石的强应力敏感性是必须考虑的基本特征。结合具有变形特性的低渗透油藏的产能公式分析产能的影响因素,并为高效地开发低渗油藏确定合理的生产压差。     

多层砂岩油藏精细注水开发实践

南堡油田为典型的复杂断块注水开发多层砂岩油藏,注水开发中暴露出平面、层间、层内矛盾突出的问题。以单砂体为单元完善注采井网及注采关系,应用大斜度多级细分注水技术缓解层间矛盾,应用分段调剖技术方法进行水淹层治理,实施酸化增注、压裂增注等综合性增注措施,实施精细注采调控,加强精细注水管理,油藏自然递减大幅下降,含水上升率得到有效控制,采收率提高。本文总结分析了南堡油田精细注水主要做法,对同类型的多层砂岩油藏精细注水开发有一定的指导与借鉴意义。     

复杂断块油藏中高含水期水驱规律研究

南堡油田1-29区浅层油藏大多为复杂断块、断块小、断层多、储层非均质性较强,且经过多年的注水开发已经进入中高含水采油期,综合含水高达79.4%、采出程度低,仅15.2%,目前油藏“三大矛盾”的问题日益突出,水驱效果变差。为进一步改善水驱效果、控制含水上升速度、提高采收率,本文通过对1-29区浅层油藏动态和静态资料的系统整理分析,利用数值模拟解剖油藏纵向和平面水淹状况, 明晰了“平面、层间、层内”三大矛盾的水驱规律,识别了大孔道及优势渗流通道并确定了油藏剩余油分布规律,针对油藏平面矛盾采取 “调、均、改”的分类治理对策,针对层内和层间矛盾采取调剖调驱、层段重组、细分注水等治理对策,取得了较好的效果,采出程度提高了3.5%,含水上升率控制在2.0%以下,同时对有效指导同类型油藏的高效开发具有一定的借鉴作用。