延安地区长6油层裂缝特征及对注水开发影响

通过露头、岩芯、显微薄片多尺度裂缝描述及应用古地磁、地层倾角测井等裂缝检测方法,并结合注水开发动态分析,对鄂尔多斯盆地延安地区长6油层储层裂缝特征及其注水开发影响进行系统研究.研究表明:长6储层显裂缝主要以EW为主,次为SN向,局部发育NE及NW向裂缝;微裂缝由构造缝及成岩缝组成,近平行于大裂缝方向发育;在最大主应力方向为NE80°的现今应力场背景下,外力诱导致使东西向裂缝优先开启和连通,油井受效明显,含水上升快且易产生水淹,近南北向裂缝处于挤压闭合状况,裂缝孤立、连通性差,油井见效缓慢.采取适应性较好的菱形反9点注采井网形式以及不压裂投注、注水井组不同方向生产井采取不同的压裂参数等技术方法是改善裂缝向特低渗储层注水开发效果的关键.     

延长川口油田水力压裂水平缝垂直缝的判别

针对川口油田长4+5层注水水淹方向比较多、人工裂缝是水平缝还是垂直缝一直存在争议的情况,通过对岩芯地应力、天然裂缝、岩性平面非均质性、岩石抗张强度等的综合分析,得出该区的人工裂缝主要为垂直缝,垂直裂缝可在各个方位分布,但以东西向为主,这一认识得到了地面微地震、大地电位法监测结果及生产动态资料分析的证实。     

弱凝胶增注调剖技术在安塞特低渗油田的应用

安塞油田为典型的低渗、低压、低产油藏,由于长6储层微裂缝发育,注入水突进,水驱效率低,严重影响油田的开发效果。为此,试验应用了弱凝胶增注调剖技术,一方面解决了调剖剂注入困难问题,另一方面有效地改善了注水剖面,对应油井增油降水显著,为特低渗油田的高效开发探索出了新的途径。     

镇泾油田长8与长6油层组产能影响因素分析

通过岩芯观察描述、铸体薄片鉴定、毛细管压力分析以及扫描电镜等分析测试手段,结合测井解释成果,分析了镇泾油田长6与长8油层组油井产能的差异及其影响因素。结果表明:沉积相带、储层微观特征、裂缝发育程度、封盖条件以及储层伤害等是决定镇泾油田油井产量的关键因素。因此,在镇泾油田长8和长6油层组开发过程中,应根据不同沉积相带及其储层特征的差异,从改进油井施工工艺等方面入手,调整开发方案,改善储层的渗流能力,从而提高油井的产能。     

安塞油田坪北区储层裂缝在注水开发中的作用

安塞油田坪北区为低渗透裂缝性油藏,多项研究表明微裂缝在安塞油田坪北区C4+52、C6油藏中是客观存在的,并且具有一定的规律性。生产动态表明油层存在双重孔隙介质,利用油藏裂缝特征,采用沿裂缝方向布井、在开发过程中加密调整注水开发井网、开展不稳定注水、沿裂缝方向强化注水、暂堵压裂均取得较好的注水开发效果。     

青平川油田储层地质特征与注水开发试验

通过对岩石矿物、储层物性、油层敏感性和水驱油效果分析,在储层地质研究基础上,评价青平川油田 长2油藏注水开发效果。研究结果表明,长2油藏含油砂岩以细粒长石砂岩为主,粘土矿物中绿泥石含量较高。 储层物性差,属于典型的低渗透岩性油藏。水驱油实验结果表明,青平川油田长2油层水驱油效果较好,油田最 终驱油效率可达49.4%。先导性注水试验表明,注水开发可以使青平川油田产量在较短时间内得到大幅度提 高,在注水后的第4到第7个月达到产量高峰期,第8个月后进入稳产期。油田注水开发产量递减规律分析表 明初始递减律为0.0191(1/月)。根据青平川长2油藏实际情况,认为注水开发能达到提高采油速度和油田最 终采收率的目的。     

三孔隙度测井方法在识别裂缝中的应用

新站油田由于天然裂缝发育,注水开发后油井含水上升快,见水井无明显的方向性.根据天然裂缝、诱导缝等对孔隙度的响应不同,开展了裂缝的识别研究.利用该油田5口井12个裂缝不发育层段的微电阻率扫描成像解释资料,通过对孔隙度测井系列(声波测井、中子测井、密度测井)测得的3种孔隙度进行归一化处理,求得裂缝指示特征系数FR1、FR2.然后对该油田2个裂缝发育层段进行裂缝识别,并且在微电阻率扫描成像图和XM AC图上得到证实.     

安塞油田坪北区低渗透油藏产能建设的成效

安塞油田坪北区属于典型的特低渗透、微裂缝发育的低压、低产油藏,地面、地下条件复杂,1997年以前一直未投入开发。1998年5月采用了先进的井网优化部署和适合采油及地面建设的工艺技术,成功地开发了这种特低渗透油藏,取得了良好经济效益。本文总结了坪北区油藏四年来产能建设和注水开发的主要作法、先进的井网优化部署和早期注水对类似油藏的开发有指导作用。     

丰富川高含水特低渗油藏注水优化技术

丰富川油田为低渗透油藏，2002年开始对长2油藏进行前期注水先导实验，2003年基本实现全区注水开发，但全区开发效果不理想。综合含水率由2003年的25.0%上升到2015年的92.0%，进入超高含水开发阶段。该区主要面临的问题是裂缝性水淹水窜现象较为严重，油井含水率上升明显，单井产量低，油田产量递减快等。对全区进行了地质再认识，在对单砂体精细对比、完善注采井网、提高小层对应程度的基础上，一是提出了整体上大面积注水，局部上缓慢温和注水的注水方式，以补充地层能量；二是提出了采用两套井网，实现分层开采的方法，以扩大原始井距，解决层间矛盾；三是采取单井引效措施，以提高单井产量，最终改善全区开发效果。     

坪北油田南区注水开发特征研究

基于双重介质水驱油机理,认为储层中的水驱油方式主要取决于裂缝渗透率与基质渗透率之间的差异。分析坪北油田南区油井见水见效特征,发现南区大部分油井属于孔隙-裂缝型驱油,且以"孔隙渗流为主,裂缝渗流为辅",见效特征主要表现为四升一稳一下降,即单井日产油能力、动液面、泵效、地层压力上升,含水稳定,生产气油比下降。将特低渗透油藏地质特征与开发特征相结合,确定了影响油井见水见效的主控因素:储层微裂缝、人工压裂裂缝、油水两相渗流、注采井网等。     

Petrel软件在八区下乌尔禾组256井断裂上盘精细地质与开发特征研究中的应用

克拉玛依油田八区下乌尔禾组为特低渗透、低孔隙度、微裂缝发育的巨厚砾岩油藏。256井断裂上盘油藏开发过程中暴露出：裂缝水窜与油井低压、低能同时存在,油井见效率低,采油速度低,开发效果平面差异大等问题。以Petrel软件为工具,利用地质统计学方法,综合岩心、地震、测井、钻井及生产动态等资料,相互约束建立256井断裂上盘三维有效厚度、256井断裂体系、孔隙度、渗透率、裂缝分布模型。结合注水开发生产实际,分析相变及储层砂体的连通性是影响注水效果最重要的地质因素。对注采不对应P2w32、P2w33小层对应补孔,以提高小层对应程度,进而提高油井见效程度。补孔4口油井平均井增产油量1409t。     

坪北油田“五配套”精细注水工艺技术

坪北油田地处黄土高原腹地,地表相对高差大,地面条件复杂,注水压力波动大;属典型的特低渗透裂缝性岩性油藏,注水水质要求高;主要油层为C6和C4+52,层位少,单层注水量小。针对这些特点,通过多年摸索,发展和完善了从水处理、注水泵、注水管网、地面配水、井下管柱等配套工艺,经过多年实践,形成了坪北特色"五配套"精细注水工艺技术,实现了油田效益开发。     

裂缝水窜形成的剩余油研究

裂缝水窜在注水开发的火山岩、变质岩类块状裂缝型油藏中相当普遍,位于裂缝发育带附近的高产井,常常就是裂缝水窜最严重的井.裂缝性油田一个显著特点就是少数几口高产井控制着全油田多数的储量和产量,开发效果好坏决定全油田的开发成败.以克拉玛依及内蒙古注水开发的火山岩油田为例,研究发现,国内多个火山岩油田,存在相当数量快速水淹的高产井,当这些高产井水窜水淹以后,只要采取及时的停注强排措施,油井产能大部分就可顺利恢复.分析出现这种生产动态的原因,在于裂缝水窜水流形成连续相以后,运动粘度较低的水流形成"水锁"封闭流道中的可动油.据此提出了裂缝与大孔洞水窜机理以及水窜后的剩余油分布模式.     

精细注水在渤海某油田J区的应用研究

渤海某油田J区为渤海湾典型的湖相三角洲稠油油田，主力开发层系为东营组下段的Ⅰ和Ⅱ油组，纵向上可细分为8个小层，平均地层原油黏度为291 mPa·s。在纵向上、横向上存在多个油气水系统。常规注水开采影响整体水驱油的效果，各种矛盾在油田进入高含水期后更加突出。为实现油田高效开发，减小层间矛盾影响，对注水井实施分段防砂，并根据油井每月的产液量，利用KH法劈分到各小层，计算出对应层段的配注量，实现了对区块单井和单层理论上的分层配注。精细注水改变了油田开发指标，控制了油田含水上升，减缓了油田自然递减，使区块连续3年自然递减为零，取得了较好的降水增油效果，为相似油田的开发提供了经验。     

裂缝性致密油藏CO_2定容混相驱实验研究及应用

针对红河油田长8油藏注水开发过程中主向井裂缝性水淹特征严重、侧向井无水驱受效特征、影响油藏采收率的问题,为实现裂缝性致密油藏有效动用,建立了裂缝、基质双重介质条件下CO_2定容混相驱评价模型,并开展红河油田CO_2定容混相驱室内实验研究,分析了CO_2定容混相驱驱替压力传递规律和驱油效果。结果表明:CO_2定容混相驱利用裂缝通道为基质孔隙增能,能够有效提高CO_2和基质孔隙原油的混相程度,比常规驱替方式提高基质驱油效率0.91%~10.11%。CO_2定容混相驱技术在红河油田应用效果良好,井组累计增油1 089.5 t,能够有效提高裂缝性致密油藏基质原油的动用程度。     

塔河油田T705缝洞单元注水开发效果分析

塔河油田是我国西部古生界碳酸盐岩最大的整装油田,储层发育受多期构造裂缝、古地貌、古水系共同作用,储层缝洞高度发育,而且以多缝洞系统的形式彼此孤立存在。缝洞体纵横向发育不规则、不成层,井间连通性差。分析了T705缝洞单元储集体发育特点、油藏能量状况和水体特征,研究了该缝洞单元注水开发过程中油水产出的相互关系,认为象T705这种多井缝洞单元开发过程中注水可以恢复地层能量,减缓油藏因供液能力下降而造成自然递减;抬升油水界面,起到纵向驱油作用。油井见水基本符合低部位先见水高部位后见水的特征,注水效果好。     

安塞油田坪北区强化注水提高开发效果

安塞油田坪北区为低渗透裂缝性油藏。随着注水开发的推进,位于裂缝方向上的油井将逐步水淹,位于裂缝侧向上的油井见效困难,导致难于保持稳产。本文分析了坪北区强化注水的必要性和可行性,进行了油藏模拟研究,并结合矿场生产实践,得出了较好的历史拟合,据此提出合理强化注水开发指标和主要认识。     

大庆长恒以东地区低孔渗储层裂缝对油田开发效果的影响

研究了大庆长恒以东的朝阳沟油田、头台油田、榆树林油田的低孔渗砂岩储层裂缝的发育特征及分布规律。其裂缝的产状、规模、分布主要受断裂和构造高部位、砂岩厚度以及埋藏深度的影响。断层附近和构造高点裂缝发育,薄互层砂岩裂缝发育,岩层埋藏越浅裂缝越发育,裂缝对于油田注水开发影响在,裂缝发育区油井具有较高的初期产能,但也存在过早水淹、超流渗透、水动力封闭边界等不利影响,克服这些不利因素的关键措施是合理布置注水井     

王场油田潜四段西部注水开发实践与认识

王场油田潜四段西部从1998年开始,通过恢复动用部分地质储量、整体开发调整及滚动扩边,产量由107t上升到2005年的362t的历史最高产量,采油速度一直稳定在24%左右。值得注意的是裂缝的方向影响注入水的水驱方向和效率;井深、隔层薄、分层注水困难,致使多层合采的井区、物性差的层出力差。针对以上问题,在部署井网时,应考虑天然裂缝、人工裂缝的共同影响,早期强化注水,注水与采油同步进行,油井见水后,合理降低注采比和调整注水方式,提高采收率。     

火山岩油藏注采动态特征研究

火山岩油藏无论在国内或国外,其数量与规模都既少又小。我国的火山岩油藏主要分布在新疆,这些油藏注水开发已有数年,其动态特征表现为：油井产能高低悬殊;油井及油田产量递减均快、油藏无稳产期;注水井吸水差别大;注水开发时少数油井水窜水淹严重、而多数油井长期不见注水效果;油藏采收率多在8％－13％之间。上述注采特征与油藏裂缝发育、非均质性极强的地质特点是相一致的。根据上述特点,建议火山岩油藏的开发应慎重注水,重点做好高产井管理,水窜严重的井组采取停注或间注等方式进行开采。