储层特征参数变化对油藏开发效果的影响

油田注水开发过程中,储层的物性参数、流体性质、油藏条件等都随注入水而发生连续动态变化。对现场统计的储层参数变化规律分析,可揭示储层参数变化对油田开发效果的影响,对科学制定油田开发方案有指导意义。     

油藏动态模型和剩余油仿真模型

以三角洲前缘低渗透砂岩储层为例,综合应用多学科理论和技术,建立了长期注水开发低渗透砂岩油藏的动态模型和剩余油仿真模型,研究了剩余油分布规律,并建立了高含水率开发阶段储层微观剩余油的三类分布模式.研究结果表明,油藏开发流体动力地质作用控制了不同含水期三角洲前缘低渗透砂岩油藏参数的演化,储层宏观物性参数及微观孔喉网络演化有利于驱油.油藏仿真模型是揭示长期注水开发油藏储层三维空间演化规律、预测和评价剩余油分布的有效技术手段.     

孤岛油田河道砂储集层油藏动态模型及剩余油研究

对孤岛油田馆陶组河道砂储集层的研究表明,经长期注水开发,储层宏观、微观参数一般都随着油藏开发程度的加深而发生有规律的变化,但不同类型的参数有各自的特征和变化规律。孔隙度变化幅度较小,渗透率变化较大。从总体上来看,注水开发进入高含水阶段后相对变化较快。利用孤岛油田大量的测井及岩心分析资料,建立了孤岛油田河道砂储集层宏观、微观参数动态模型,研究了孤岛油田河道砂储层剩余油控制因素,建立了孤岛油田河道砂储层油藏不同含水期剩余油分布模式,为孤岛油田馆陶组油藏挖潜提供了地质基础。     

渗吸法开发低渗透裂缝油藏相关参数的确定方法

在渗吸模型的基础上,借鉴国内外油田开发经验并结合岩心实验,分析了流体在裂缝基质储层中各种力的作用,研究了低渗透裂缝油藏储层的渗吸特点,得出基质吸水压力、注水压力、注入量、注水周期等相关参数的确定方法,为渗吸法开发低渗透裂缝油藏的应用和推广提供了理论依据。     

油藏开发流体动力地质作用——以胜坨油田二区为例

研究了注水开发36年、含水已高达95%处于特高含水阶段的胜坨油田二区,提出油藏开发流体动力地质作用是控制研究区储层宏观、微观和渗流三大类参数变化规律和变化机理及剩余油形成分布的主因,建立了油藏开发流体动力地质作用的概念,论述了产生的地质环境、动力来源及动力作用方法.论证了油藏开发流体动力地质作用能长期持久进行的原因.     

渗吸法开发低渗透裂缝油藏相关参数的确定方法

在渗吸模型的基础上，借鉴国内外油田开发经验并结合岩心实验，分析了流体在裂缝基质储层中各种力的作用，研究了低渗透裂缝油藏储层的渗吸特点，得出基质吸水压力、注水压力、注入量、注水周期等相关参数的确定方法，为渗吸法开发低渗透裂缝油藏的应用和推广提供了理论依据。     

低渗透高饱和油藏能量合理补充时机研究

低渗透高饱和油藏储层具有启动压力梯度,原油饱和压力较高,地层饱和压差较小,油藏开发受到诸多条件的限制.文中基于低渗透高饱和油藏基本渗流特征,分析了衰竭开发阶段储层流体不稳定渗流过程,采用稳定逐次逼近法,求解包含启动压力梯度项的渗流方程;考虑启动压力梯度影响,在低渗透高饱和油藏早期开发阶段,建立油藏能量合理补充时机的确定方法.结合实际油田情况,分析了衰竭开发阶段储层中压力分布和油井产量变化规律.研究表明,要综合考虑储层性质和流体条件的影响以及油田开发条件的要求,确定合理开采速度下的能量合理补充时机,才能获得较好的开发效果.     

中东H油田储层综合评价方法研究

中东H油田属于低渗碳酸盐岩油藏,该类油藏储层复杂,常规砂岩的储层评价方法不适用,有必要开展低渗碳酸盐岩油藏储层评价方面的研究工作。基于大量的室内岩心实验,将分析结果与现场生产实际相结合,优选出主流喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度和原油黏度4个评价参数,对储层进行了综合评价。研究表明：低渗透碳酸盐岩储层主要受喉道控制,喉道的大小决定了储层渗透通道的好坏;渗透率和可动流体百分数存在较好的半对数关系,可动流体百分数的大小体现低渗碳酸盐岩储层的开发潜力。基于以上研究,划分了低渗碳酸盐岩油藏四元参数分类界限,建立了低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法。评价结果与中东H油田6个主力层试釆结果吻合程度较好。该评价方法可有效指导开发初期油田产能区块的优选。     

油藏地质模型的建立及其应用

本文提出的四级油藏地质模型是对油藏类型、储集体几何形态、储层参数、流体性质、孔隙结构等宏观微观性质的定量概括,它能反映油藏形成条件和油气富集规律,对于油气开发起指导作用,对于新区勘探开发又起预测作用。     

低渗透油藏差异开发技术研究与实践 ——以济阳坳陷博兴洼陷为例

为提高低渗透油藏储量动用率和原油采收率,在总结博兴洼陷低渗透油藏研究成果及各种资料的基础上,依据低渗透油藏的地质特点和储层物性特征,通过理论研究和室内实验相结合的方式,研究了低渗透油藏的渗流机理,因不同渗透率级差低渗透储层流体渗流特征不同,将低渗透进一步细分为普通低渗透、特低渗透、超低渗透。对开发难度大的特低渗透、超低渗透油藏采取了常规注水开发、小井距注水开发、大型压裂弹性开发、气驱开发和长水平段水平井非常规开发等一系列差异开发技术,取得了明显的技术进展,并对这些技术在低渗透油藏开发的适用性进行了评价。研究认为,博兴洼陷低渗透油藏内的流体均具备一定的流动能力,通过差异开发技术改善渗流特征,可以实现有效动用。     

注入水的水质对特低渗透油藏开发井网的影响

针对注入水的水质影响特低渗透油藏的开发效果，结合物理模拟实验，用油藏数值模拟的方法，建立不同注入水水质条件下，特低渗透油藏流体流动的数学模型，分析了注入水的水质对特低渗透油藏开发效果的影响，在一定的水质处理条件下，可以通过减小注采井距或压裂措施，地低渗透油藏的动用程度，为特低渗透油藏的注水开发提供理论依据。     

魏岗高凝油田常规污水回注开发模式探讨

魏岗油田位于南阳凹陷，为一断鼻断块圈闭油藏，具有典型的同凝油藏特点，进行热水驱固然不可以提高驱油效率，对提高开发效果有利，但对于中小油田，开发成本投入较大。通过开发前期的常温水驱数字模拟研究，对魏岗油田这样的地层温度与地层析蜡温度高，地热梯度大，地层温度变化补偿快的高凝油藏，投入开发10年后油井井底温度仍然保持在原始温度，注冷水泽开发效果的影响，也主要表现在注水水井氏地带，对生产井乃至整个油藏的影响并不在大。现场采用污水回注开采，既提高了注水温度，也保护了生态环境，保证了油田长期高效的可持续开发。     

水淹稠油油藏火驱开发受效特征研究

为明确水淹油藏蒸汽吞吐后提高采收率的可能性,从火驱开发机理入手,开展物理模拟和数值模拟研究,建立强、弱两大类水淹模型,揭示水淹油藏火驱增压排水开发机理,依据产出流体变化规律及火驱燃烧指标等评价参数,建立判别标准,将水淹油藏火驱划分为4个阶段,厘清了水淹油藏火驱开发规律。研究结果表明,水淹稠油油藏火驱具有增压排水、排水时间长、点火时间长、注气需求高、放热量高、产油峰值高、降黏效果好等开发特点。该研究成果在辽河油田锦91块成功实施,火驱受效特征明显。该研究对边底水或水淹稠油油藏高效开发具有技术指导意义。     

南梁长4+5低渗透油藏注水伤害机理

针对南梁长₄₊₅低渗透油藏注水开发过程中地层伤害机理认识不清的问题,利用电镜扫描、铸体薄片、共聚焦成像、XRD等实验方法,分析了水驱前后储层岩心的孔隙结构及岩石组成,明确注水开发对储层孔隙特征的影响,通过注入水与地层水矿化度与物质含量对比,分析注水过程的潜在伤害、岩心渗透率的实时变化规律,总结地层结垢堵塞机理。结果认为:南梁长₄₊₅油藏注水地层伤害机理主要为注入水、地层水、储层的不配伍引发的盐敏、结垢,以及注入水水质较差引起的储层机械杂质堵塞。该研究成果为低渗透油藏注水伤害机理认识提供了方法及理论支撑。     

油藏立体开发探讨

为有效开发辽河油田潜山稀油油藏、隔夹层发育的中深层块状稠油油藏及特深层块状稠油油藏,建立了多段多层水平井叠置、直井注汽平面驱替加水平井垂向重力泄油、叠置双水平井注汽排液加直井采油3种立体开发模型,采用现场测试、物理模拟、数值模拟等技术研究了3种立体开发方式的开发机理。潜山稀油油藏立体开发机理为分段均压作用、垂向重力作用及立体联供作用;隔夹层发育的中深层块状稠油油藏立体开发机理为重力泄油和蒸汽驱作用;特深层块状稠油油藏立体开发机理为重力泄水作用、减少热损失作用和提高采注比作用。辽河油田兴古潜山稀油油藏、杜84块兴Ⅵ油层组中深层块状超稠油油藏、洼59块特深层块状稠油油藏现场试验表明,3种立体开发方式可大幅度增加原油产量、实现油田高效开发。     

热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究

利用物理模拟实验和油藏数值模拟技术,研究了稠油油藏蒸汽吞吐后期转热水添加氮气化学剂泡沫驱提高稠油采收率的开采机理;对合理工艺参数进行了优化,包括化学剂注入速度、注入浓度、气液比、注入方式及段塞大小等.在此基础上,针对辽河油田锦90块的油藏地质特点和开采现状,进行了开发指标预测,设计了先导试验方案.热水添加氮气化学剂驱油技术在矿场先导试验井组中已取得了较好的开采效果,单井组累积增油21378t.目前已扩大到9个井组进行试验,预计这种技术将成为此类稠油油藏蒸汽吞吐后期有效的接替方式.     

渤海湾裂缝性稠油油藏合理开发方式

渤海湾潜山裂缝性稠油油藏为具有储集层裂缝发育、流体黏度大、埋藏较深等特点的海上油藏。如果常规热采开发,注入蒸汽的热损失大;如果冷采开发,较大的原油黏度会导致驱油效率和波及效率较低,合理开发难度很大。针对此类油藏特点,采用室内物理实验和油藏工程相结合的方法,应用大尺度物理模型,对目标油田冷水驱、热水驱以及热水加表面活性剂驱等开发方式的开发机理和适应性进行研究,并应用实际地质模型对合理开发方式进行验证。结果表明,采用热水加表面活性剂的开发方式,开发效果最好,其余依次为热水驱、冷水驱、蒸汽驱和蒸汽吞吐。综合对比开发效果和经济效益,最终推荐目标区采用热水驱开发方式。     

辽河油田火驱开发技术进展

辽河油田稠油油藏具有埋藏深、油品类型多等特点,为探索稠油油藏注蒸汽开采后期的有效接替技术,通过开展室内物理模拟和现场试验,研究了注蒸汽开发后火驱开发中深层—特深层层状、厚层块状、水淹稠油油藏以及浅层低渗透稠油油藏等不同油藏类型的可行性,形成了针对不同类型油藏的火驱储层描述技术、室内物理模拟实验技术、油藏工程设计技术、采油工艺技术、开发效果评价技术等,火驱开发油藏的采出程度大大提高,有效缓解了产量递减。该文论述了辽河油田火驱技术探索历程,对不同类型油藏火驱开发配套技术进行了系统总结。研究成果可为辽河油田及同类型稠油油藏火驱开发提供借鉴。     

复杂油藏开发中的能量保持研究

对于边底水驱油藏、应力敏感油藏与高油气比油藏等复杂油藏,如果地层能量保持不适当,将会改变储层的渗流特征,显著降低油藏的采收率和开发效益。在深入研究复杂油藏生产特征的基础上,根据渗流理论阐述了边底水驱油藏水侵对储层的伤害、高油气比油藏脱气对渗流的影响、应力敏感油藏在较大应力下对渗流的影响,同时分析了其影响程度与地层能量保持的相互关系。在此基础上,提出了复杂油藏能量优化控制措施:对于边底水驱油藏,可以通过控制采油速度与产量、采用合理的井型及控制地层能量,改善油藏渗流特征,促进油藏的高效开发;对于应力敏感油藏和高油气比油藏,可以通过采用合理的井型、适时注水、采用合理的开采速度、改善油藏的渗流特征,提高采收率。     

砂砾岩油藏聚合物驱试验效果评价及作用机理探讨——以呼和诺仁油田贝301区块南屯组油层为例

砂砾岩油藏储层通常具有孔隙结构复杂、非均质性强等特征,高含水期砂砾岩油藏层内、层间及平面间矛盾突出,而常规技术难以有效控制含水上升速度,无法提高差油层的动用程度,油田开发效果逐年变差。为此,以呼和诺仁油田贝301区块南屯组高含水油层为主要研究对象,优化设计聚合物驱试验方案,开展为期3年聚合物驱现场试验。研究结果表明,试验油层综合含水下降大于10.0%,自然递减连续3年小于5.0%,阶段增油达3.75×104 t,与水驱对比,阶段采收率提高8.5%以上,聚合物驱试验取得了良好的增油降水开发效果。