特低渗透油藏水驱规律及最佳驱替模式

为了进一步改善特低渗透油藏开发效果，提高水驱采收率，通过大量特低渗透油藏水驱开采特征研究，揭示了特低渗透油藏的水驱规律：在注水开发过程中，特低渗透油藏会首先沿现今最大水平主应力方向注、采井间开启注水动态裂缝，随着注水压力的升高，或将开启与之成最小角度的注采井连线方向裂缝，导致注入水沿裂缝方向注采井无效循环，造成油藏水驱开发效果很差。等值渗流阻力法计算结果也证明了面积驱替径向渗流转为裂缝线性侧向驱替平行流后可大大降低渗流阻力。由此提出了“沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替”的井网转换模式。井网模式的转换避免了注水动态裂缝导致的注入水无效循环，消除了动态裂缝对储层非均质性的影响，减小了渗流阻力，扩大了水驱波及程度。现场应用效果显著，单井产能增加了一倍，平面波及系数提高了43.2%，水驱采收率提高了19.3%。     

大庆低渗透油藏注水动态裂缝开启机理及有效调整对策

大庆长垣外围低渗透油藏水驱开发受注水动态裂缝影响,水驱开发效果差。为改善水驱效果,需首先明确注水动态裂缝开启规律,进而才能提出开发调整对策。综合利用地质力学、油藏工程及数值模拟等方法,建立了注水动态裂缝开启压力计算方法,揭示了其开启机理和延伸规律,并针对裂缝开启不同情况,形成了相应的调整对策。研究表明：当注水压力超过储层现今最小水平主应力时,裂缝首先沿现今最大水平主应力方向开启;随着注水压力继续增加,裂缝沿与现今最大主应力方向夹角较小的注采井连线方向开启。根据裂缝开启压力计算方法,结合大庆外围A油藏条件,其裂缝开启的临界注水压力为9 MPa。油藏注水压力为12～14 MPa,当注水井排与现今最大水平主应力方向一致时,油藏沿现今最大水平主应力方向开启单方向裂缝,剩余油主要沿裂缝呈条带状分布;当注水井排与现今最大水平主应力方向呈一定夹角时,油藏开启多方向裂缝,剩余油被多方向裂缝切割呈零散分布。基于不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布模式,提出了“限压注水控制多方向注水动态裂缝开启、沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向基质驱替”的开发新理念,给出了注水压力界限与井网加密调整模式,现场应用效果显著。     

考虑动态裂缝的特低渗透油藏渗流模型

特低渗透油藏注水过程中产生注水动态裂缝,导致油井生产特征差异大、油水渗流规律复杂。为综合考虑动态裂缝和基质非线性渗流对开发的影响,通过开发动态、岩石力学及各类测试资料分析,确定了动态裂缝开启压力界限及延伸规律。利用"方向性压敏效应"表征最大主应力方向动态裂缝开启与延伸,结合"非线性渗流"表征侧向基质驱替,改进了特低渗透油藏渗流模型。利用改进的模型准确预测出WY油藏剩余油富集区域,指导了油藏井网的加密调整,提高水驱采收率5百分点,为剩余油分布预测及水驱开发调整提供了依据和手段。     

特低渗透油藏动态缝作用下的合理注水技术政策

动态缝是特低渗透油藏主要的储层非均质特征,对水驱波及效率和最终采收率有重要影响。根据动态监测资料和生产数据分析了动态缝对水驱开发的影响,探讨了动态缝的作用机理和控制因素,针对动态缝的开采动态反映特征,提出了根据开采动态规律优化注水技术政策的思路和方法,建立了长庆特低渗透油藏的吸水程度与注水压力、注水强度及油井产量、含水与压力的关系图版.研究认为,制定并采取合理的注水技术政策,可以有效控制和利用动态缝,提高特低渗透油藏水驱波及体积和开发效果,长庆DZ区合理注水技术政策为最大注水压力、注水强度界限分别为17 MPa和3.0 m~3/d.m,合理油井压力保持水平为原始地层压力的110%~130%。     

鄂尔多斯盆地浅层特低渗透油藏氮气驱实验研究

浅层特低渗透油藏衰竭式开发效果较差,注水开发过程中存在注不进的问题,氮气驱技术为提高特低渗透油藏采收率提供了一种有效手段。结合矿场实际,通过对特低渗透岩心氮气驱开发效果的研究,分析了注入参数对水驱后氮气驱开发效果的影响,对比了单纯氮气驱和氮气与水交替注入时水驱驱替压力的变化,优化了特低渗透岩心氮气驱与水驱段塞比例。人造和天然岩心驱替实验结果表明,水驱后氮气驱可提高浅层特低渗透油藏采收率3%~10%,二次水驱时驱替压力增加,含水率较低时进行氮气驱效果较好;水驱后氮气驱采出程度与气体注入量变化存在阶梯性上升趋势,改变了以往采收率与气驱注入量单调性上升的认识,对于不同油田的注入要求可以选择气体注入量局域性最优值;相对于单纯氮气驱,氮气与水交替注入采收率有所增加,注入压力可明显提高,气水交替注入6轮次时压力最大增加约1.5 MPa,气水段塞优化最佳比例为2∶1。     

丘陵油田特低渗透率弱挥发性油藏水驱开发效果分析

针对西山窑组弱挥发性特低渗油藏特点,采用正方形五点法面积井网、早期注水保持地层压力开发方式,注采井网方向与最大主应力方向成40°夹角,利用油藏工程、数值模拟方法确定了该油藏地层压力保持水平为原始压力的0.93倍,初期采用1.2以上的注采比,注水系统压力为35 MPa等开发技术界限。开发过程中不断完善井网和注采关系,采取多种综合调控措施,控制微裂缝开启和含水上升速度,注水后81%油井见效,油藏水驱储量动用程度70%左右,地层压力保持在原始压力的0.9倍以上,油藏以2%采油速度稳产6 a,取得了较好的水驱开发效果。     

渤南油田义34块特低渗透油藏二氧化碳混相驱实验

特低渗透油藏物性差,注水开发见效难,为了探索合理的开发方式,采用渤南油田义34块特低渗透油藏地层原油,进行了二氧化碳(CO2)混相驱实验研究.通过细管实验确定了CO2驱的最小混相压力,采用长岩心物理模型对完全水驱、完全水驱后持续CO2混相驱及初始持续CO2混相驱3种方式的驱替效果进行了实验研究.结果表明,该油藏最小混相压力为30.76 MPa,在目前地层温度和压力下,3种驱替方式下的最终采收率分别为42.15%,75.0%和69.21%.研究表明,CO2混相驱油可以获得比水驱更高的原油采收率,应尽早在渤南油田义34块油藏开展CO2混相驱矿场试验.     

动态裂缝是特低渗透油藏注水开发中出现的新的开发地质属性

基于特低渗透油田注水动态特征,提出了动态裂缝概念,探讨其成因机理及对油田开发的影响。动态裂缝是指特低渗透油藏在长期注水过程中,由于注水井近井地带憋压,当井底压力超过岩层破裂、延伸压力,岩石破裂产生的新生裂缝,或原始状态下闭合、充填的天然裂缝被激动、复活所产生的有效裂缝通道。动态裂缝受现今地应力场控制,随着注水量的增长和井底压力的升高,不断向油井方向延展,直至与油井压裂缝连通。位于JA油田同一区块内的L76-60、L88-40密闭取心井组分析表明,动态裂缝改变了特低渗透油藏水驱油渗流特征,加剧了储集层的非均质性,导致剖面动用程度降低,平面上剩余油呈连续或不连续条带状分布在裂缝两侧;动态裂缝的产生、激化延伸与注水压力、注采比以及油、水井改造措施等密切相关。基质孔渗条件可以有效形成基质驱油时,应尽可能减弱高压注水和油、水井改造规模,实现基质驱油。     

坪北特低渗透油藏改善水驱开发效果数值模拟研究

针对坪北以基质为主的裂缝一孔隙型特低渗透油藏,应用美国Landmark公司的VIP软件．建立了即能体现油藏纵向非均质性又能反映油藏裂缝特性的精细地质模型,并对其进行了放大压差、增注、转洼、脉冲注水、表面活性剂驱等多种形式的水驱方案的预测。与目前的稳定注水开发相对比,认为坪北油田改变生产压差,可以改善水驱开发效果;二注井转注,可以有效提高呆油速度;脉冲注水对改善水驱开发效果不明显;表面活性剂驱则是提高其特低渗透油藏采收率的有效方法。     

水驱后特低渗透油藏氮气驱驱油特性分析

特低渗透油藏水驱采收率低,注入压力高,而氮气在特低渗油藏具有良好的注入性。本文在特低渗透岩心水驱后分别进行了常规的注氮气、水驱后水气交替、水驱后脉冲注氮气驱替实验。实验结果表明:特低渗储层微观非均质性导致气体在大孔道易形成窜流,水驱后常规注氮气提高采收率的效果有限。水气交替通过多轮次的注入使油藏中不同相态流体的分散程度提高,在优势流动通道中形成毛管阻力,促使后续注入气体进入局部致密区,可有效提高采收率16.37%;脉冲注气通过周期性注气方式,在局部高渗区和局部低渗区间形成压力扰动与交互渗流,使流体在地层中不断地重新分布,从而启动油层低渗区原油,提高采收率15.94%。此外,脉冲注气的注气压力比较低,与水气交替开采方式比较注入性提高。图6表1参12     

超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术

由于超低渗透砂岩油藏水平井缺乏补充能量的有效手段，为此提出水平井同井缝间轮换注采工艺。该工艺管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、脱卡器组成，可实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油，在同一口水平井内实现分段异步注采补能。缝间异步注采增油是水驱、弹性驱、渗吸多种驱动机理综合作用的结果，相比传统的面积注水井网，更容易形成有效驱动。研究表明:水平井同井缝间异步周期注采补能方法采用水力压裂裂缝注水，油藏吸水面积大幅度增加；流场形状由径向渗流转变为线性渗流；缩短注入端与采出端的距离，提高了驱替压力梯度，有效渗透率也随之增大，这些机制综合作用起到了增油的效果。现场试验表明，水平井同井缝间异步周期注采补能方法能有效提升单井产量，可在超低渗砂岩油藏规模推广。     

超低渗透油藏水平井线注线采能量补充方法探索

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏采用“点注面采”的水平井五点井网注水开发方式,表现出见效程度低、递减大等问题。为了强化注水、提高水驱见效,提出了水平井“线注线采”能量补充技术,以期实现井间互驱、缝间自驱和本井渗吸的目标。通过开展储层岩石力学测试,建立缝网分布预测模型,揭示了不同脆性指数及差应力下压裂缝的形态。脆性指数越接近0.5,两向应力差越大,裂缝带的长宽比越大、越扁平,越适合线注线采井网要求。对合水油田长63油藏开展精细地质研究,优选Z288井南部为试验区,根据裂缝形态、储层特征等制定相应的井距、段间距、水平段、注水量等技术政策。通过在盆地合水地区开展井组试验,单井递减下降6.5个百分点,验证了该方法的合理性及可操作性,为超低渗透油藏水平井补能提供了有效的技术手段。     

特低渗透油藏天然气非混相驱实验

利用单层和双层物理模型,开展了特低渗透油藏注天然气开采模拟实验。单层模型实验结果表明,特低渗透油藏天然气驱同水驱相比不仅可以提高驱油效率,还能提高微观波及效率;天然气驱采收率比水驱采收率高4.50%,水驱后注天然气的开采效果更好,可提高采收率幅度达12.50%;未见气与低气液比阶段内油井的产能高,是主要生产期。双层非均质模型实验结果表明,由于油藏内实际的层间渗透率级差比实验室内测定的级差大得多,同一套开发层系内低渗透层不具备吸气能力,气体完全进入高渗透层,高渗透层的开发效果非常好;天然气在高渗透层中形成窜流后,剩余油主要分布于低渗透层中,需要用凝胶体系对高渗透层进行封堵;封堵后,低渗透层的吸气能力非常强,能被充分开发利用,双层非均质模型的采收率由30.85%提高到55.91%。     

中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向

针对中国石化东部老油田的油藏特点和开发矛盾,介绍了水驱、化学驱、稠油热采、CO2驱等不同开发方式下提高采收率技术的主要进展和矿场应用效果.水驱调整以局部注-采关系完善为主,配套工艺采取智能分注分采技术,特低渗油藏开展了压驱注水试验;化学驱形成了无碱二元复合驱和非均相复合驱技术并已工业化推广应用,研发了耐温、耐盐、抗钙镁...     

中国致密油藏压裂驱油技术进展及发展方向

针对致密储层"注不进、采不出"的难题,提出"压—注—采"一体化作业的压裂驱油技术。梳理中国国内油田低渗致密储层压裂驱油技术发展的4个阶段:基质渗吸-油水置换采油、裂缝—基质动态渗吸采油、缝网压裂-蓄能增渗采油以及压裂驱油-焖井渗吸采油。明确压裂驱油6个方面技术特征:①细分切割体积压裂,提高缝控程度;②近破裂压力注水,形成大量微裂缝,扩大波及体积;③高压力持续注水,增加孔喉尺寸,改善渗流通道;④前置大液量注入,补充地层能量;⑤焖井渗吸置换,提高驱油效果;⑥添加压驱化学剂,增强洗油效率。综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施,深度剖析当前中国致密储层改造面临的地质-工程问题,提出压裂驱油未来4个方面技术攻关方向:①加强地质—工程一体化研究,优化油藏工程注采井网布局;②深化水平井立体改造技术,提高致密储层动用水平;③开展压驱技术作用机理研究,助力压驱工艺参数优化;④完善低成本高效率压驱配套技术,助推致密储层开发降本增效。     

砾岩油藏弓形井多级水平缝压裂聚驱采收率数值模拟

砾岩油藏非均质性较强,注水开发极易形成水流优势通道,注入水波及效率较低,含水率上升快,开发效果较差.为此,针对相变快、储集层连续性较差的浅层砾岩油藏,提出了采用弓形井多级水平缝压裂改造的方式,以提高聚合物驱的采收率.基于克拉玛依油田七东1区西北区块的地质模型,对高含水砾岩油藏进行生产动态历史拟合,在此数值模型的基础之上...     

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。     

特低渗透油藏压裂水平井开发效果评价

通过物理模拟研究了特低渗透油藏压裂水平井产能与裂缝产能之间的关系、裂缝产能分布规律以及裂缝数量与水平井产能的关系。利用数值模拟方法,研究了压裂水平井开发特低渗透油藏技术,对压裂水平井的水平段长度、裂缝数量、裂缝间距进行了优化设计。研究表明,特低渗透油藏压裂水平井的水平段长度越短,阶段采出程度越高,含水率上升越慢,即水平段长度不宜过长;建立了固定裂缝间距和井排距时不同裂缝数量压裂水平井相对累产油和相对采出程度对比图版。重新认识了特低渗透油藏压裂水平井渗流机理。