宝浪低渗透油藏裂缝在注水开发中的作用

宝浪低渗透油藏由于受构造及成岩作用的影响,裂缝比较发育,但裂缝分布不均衡,裂缝主要分布在构造轴部、东南部和东北翼大断层附近。裂缝发育区油水井生产特征与不发育区不同,即：注水井吸水能力强,采油井生产能力旺盛,油井水窜严重,方向性比较明显。宝浪低渗透油藏裂缝在油田注水开发中的作用,有利方面是提高油层渗透性;不利方面是裂缝易引起水窜,增大开发难度。注水开发时,要充分发挥有利因素,避免不利因素的影响,提高开发效果。     

克拉玛依油田七中区石炭系油藏注水开发特征研究

克拉玛依油田七中区石炭系油藏为构造裂缝和溶蚀孔洞的火山岩基岩油藏,受构造和裂缝控制。储层主要岩性为安山岩玄武岩。油藏采用衰竭式开采递减大、采收率低。由于油藏裂缝发育、非均质性极强,注水开发水淹水窜严重,多数井长期注水不见效。该油藏注水开发已经26年,注水补充地层能量,油藏递减得到减缓;通过研究油藏地质特征,油水分布和运动规律,开展多方式精细注水,油藏目前采出程度达到18.71%,开发取得成效。     

水平缝发育低-超低渗透油藏注水开发特征

针对延长东部油田浅层水平缝发育油藏注水开发中存在的问题,根据矿场实践及测试统计结果,研究了该类储层裂缝分布规律,总结了不同于高角度裂缝和垂直裂缝发育油藏的注水开发特征。研究结果表明：该类储层中天然裂缝在物性较好的区域更易连续、成片集中分布。天然裂缝发育集中和连续区域的油井压裂破裂压力也相对较低,更易形成水淹区域;水平缝发育油藏注水开发中,裂缝发育区域周围的油井注水易形成多方向连片水淹,治理难度大,水驱效果较差。实践表明,水平缝发育油藏单靠平面井网优化难以有效避免注入水沿油井水窜,需寻求注采位置与沉积韵律和裂缝系统的纵向优化配置。研究成果对浅层水平缝发育低-超低渗透油藏有效注水开发具有积极指导作用。     

王场背斜构造裂缝性油藏注水开发特征研究

江汉油田王场背斜构造储层裂缝发育方向受油藏构造形态及邻近断层的影响,天然裂缝为北东40~70°,人工裂缝为北西40~70°。注入水水线推进受其裂缝发育及油水井所处位置的影响,油井远离注水井裂缝线,注水水线推进均匀,水驱效率高,注水开发效果好;油井靠近注水井裂缝,注入水首先沿裂缝方向朝近距离油井方向推进,该方向油井见效快,水淹快,水驱效果差。在裂缝特征及其对注水开发影响研究基础上,通过注采井网调整、把握注水时机,掌握合理的注采比及采用不稳定注水、高压注水等工艺,提高了油藏的产量和采收率,取得了较好的开发效果。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

裂缝注水对低孔低渗油藏开发的影响及对策研究

对新疆宝浪油田宝北区块储层的裂缝特征、裂缝开启压力及裂缝分布状况进行了研究,分析了裂缝注水对开发的有利和不利影响,提出了井网布局和井网调整、对注水井进行动态调整及对注水井和采油井实施化学调剖以控制油井水窜方向等3个对策.结果显示,前两个对策的实施已见到了较好的效果,区块采油速度由2002年12月的1.66%提高到2003年的1.73%,综合含水由17.06%降至15.28%.     

冻胶泡沫体系堵水效果分析

火烧山油田储层裂缝极为发育,基质渗透率极低,属于特低渗的裂缝性油藏.油田注水开发时间不长, 由于储层存在大量裂缝,油藏纵向和平面非均质性非常严重,导致注入水沿高渗透层或裂缝发育地带突进,油井含水上升速度很快,已进入高含水开发期.堵水调剖技术通过封堵高渗水窜层段,较好地调整注水剖面,扩大注入水波及体积,从而有效改善水驱状况,提高水驱效率.用堵水技术控制油井含水率,关键在于分析油层注采关系,对区块油、水井进行整体堵调,有效加强低渗透层注水,控制高渗透层水窜,从整体上改善区块的注水开发效果.综合分析H3层H1304井历次堵水效果得出,对其相应注水井调剖后堵水效果较好,采用冻胶泡沫体系堵水比较有效,可以改善地层油水渗流状态,堵水有效期较长.由于每口油井油藏地质特征都不同,所以H3层其他油井同期堵水效果不尽相同.     

裂缝注水对低孔低渗油藏开发的影响及对策研究

对新疆宝浪油田宝北区块储层的裂缝特征、裂缝开启压力及裂缝分布状况进行了研究，分析了裂缝注水对开发的有利和不利影响，提出了井网布局和井网调整、对注水井进行动态调整及对注水井和采油井实施化学调剖以控制油井水窜方向等3个对策。结果显示，前两个对策的实施已见到了较好的效果．区块采油速度由2002年12月的1．66％提高到2003年的1．73％．综合含水由17．06％降至15．28％。     

裂缝型低渗透油藏的水窜治理对策——以扶余油田为例

扶余裂缝型低渗透油藏在注水开发过程中遇到了天然裂缝水窜、人工裂缝水窜以及高渗层水窜三种类型窜流。不同类型的水窜应该采取不同的治理对策才能达到提高采收率的目的。对于具有强烈方向性和普遍性的天然裂缝窜流,应该在认清裂缝方向的前提下采用沿裂缝方向部署注水井排的注水方式进行治理;对于人工裂缝窜流和高渗层油藏,应该在认清对应注采关系的前提下采用深部封窜技术进行治理。按照上述对策对扶余油田的水窜问题进行了治理,获得了较好的效果。     

阿北安山岩裂缝性油藏的周期注水开发

阿北安山岩裂缝油藏注水开发以后,由于裂缝窜流而使油田综合含水上升快,产量下降严重。为了更好地控水稳油,提高开发效果,在注水井调剖措施无明显效果后,首次在高含水井井组中实施结合化学调剖的周期注水－在注水初期进行注水井调剖,控制水窜,以更好地恢复压力。在周期注水的注水周期和激动量的确定上,采用了渗流力学理论和矿场动态资料相结合的方法,使得周期注水的注水期和停注期更为合理、科学。实施后,很好地改善了油藏     

大庆长垣外围低渗透油藏开发调整技术

随着注水开发的深入,大庆长垣外围低渗透、低丰度、低产油藏的开发矛盾逐渐暴露出来:中高含水区块采出程度高,剩余油分布零散,注水开发调整挖掘剩余油难度大;特低渗透裂缝发育区块含水上升快、产量递减快,控水稳油难度大;超低渗透裂缝不发育区块启动压力梯度大,注水受效程度低,开发调整提高有效动用程度难度大.为此,借鉴大庆长垣喇萨杏油田油藏精细描述及其剩余油分布研究技术思路和方法,结合长垣外围已开发油田地质特征和注水开发特点及开发调整实践,研究形成了包括低渗透油藏分类评价、油藏精细描述、剩余油描述、井网加密调整、注采系统调整及微生物驱油和蒸汽驱油在内的综合调整技术,为外围油田注水开发调整提供了技术支持.     

彩南油田彩9井区西山窑组油藏应力场及裂缝分布特征

方法利用岩心测试、地层裂缝描述、现场测试及数值模拟方法．研究彩南油田西山窑组裂缝性低渗透油藏的应力场及裂缝分布特征。目的提高该油藏的开发效果。结果彩9井区西山窑组三向主应力的关系为σV＞σH＞σh，水平两向主应力之差约为5MPa．水平最大主应力方向为110°；在平面上．最小主应力梯度变化范围为0．01138～0．01446MPa／m，且与地层压力的递减速度成正比；在彩9井区西山窑组油藏中．NWW向裂缝分布广、规模大，且与水平最大主应力方向和彩9井断裂带走向一致．是造成水淹、水窜的主导因素。结论根据裂缝分布，可选择射孔段裂缝不发育或未引起水淹（窜）的注水井，进行高强度注水．以补充油层亏空；根据水平最小主应力梯度分布状况，选择注水压力。     

低渗透油藏精细水驱提效再认识

低渗透油藏储层岩性致密,具有孔喉细、压力系数低、裂缝发育等特点。注水开发单井产量低、产量递减快,稳产基础薄弱;储层非均质严重,动用程度和驱替程度较低;易水淹水窜,采油速度及采收率难以提高。为了克服这些问题,持续攻关形成了精细油藏刻画技术,配套精细分层注水工艺,在低渗透油藏开发中成功应用。油藏精细描述是实施精细水驱的基础,主要包括单砂体精细刻画、裂缝精细表征、储层微观孔隙结构精细刻画等技术。精细水驱包括井网加密调整技术、精细分层注水技术、智能分层注水技术、纳米微球调驱技术、温和超前注水技术等,可解决低渗透油藏注水开发水平及垂向注采不平衡的矛盾,有效提高采收率。温和超前注水技术对克服裂缝开启、地层破裂、启动压力梯度三者间的矛盾具有重要意义,使地层压力维持在相对平均的稳定状态,有利于延长油田稳产期。相对于常规水驱,精细水驱技术预期提高低渗透油藏采收率5%以上。     

双重介质油藏井网部署方法研究

双重介质油藏不同部位裂缝发育程度差异很大,非均质性强,储层物性平面差异很大。采用常规直井注水开发,油井见水后含水率上升快等问题,开采速度和采收率会比较低。裂缝发育的双重介质油藏对注水开发井网的部署极为敏感,采油井和注水井应如何组合才能获得更为有利的渗流场,从而取得更好的注水开发效果十分关键。     

裂缝性油藏注水开发水淹力学机理研究

裂缝性低渗透油藏发育着复杂的裂缝网络,随着注水开采程度的加深,过高的注入压力和过量的注水会引起微裂缝开启、起裂、扩展和相互贯通,在注采连线形成高渗透带,导致注入水单向突进,油井含水上升快,造成油井水淹和窜流严重,降低了油田的最终采收率。针对注水开发过程中储层裂缝系统的演化贯通给油田开发带来的困难,研究分析了天然裂缝内注入水渗流对裂缝起裂的影响,应用岩石断裂力学理论分析了天然裂缝性储层在注水开发过程中裂缝系统的相互作用,研究了注入压力作用下天然裂缝的开启、扩展延伸和相互贯通的力学机理,对天然裂缝性储层注水开发过程中研究裂缝的分布规律、确定合理的注水方式和注水压力、延缓注水 开发过程中油井方向性水窜和水淹速度具有重要的理论指导意义。
     

裂缝识别的动态模型与应用

大量低渗透油藏开发实践表明,油井动态特征与储层物性和裂缝分布有关,研究天然裂缝和注水诱发裂缝分布对注水开发井网调整具有非常重要意义。将油水井见水周期、水线推进速度、含水上升速度、累积注采比、注水压力等5个参数作为动态变量,基于Bayes后验概率公式建立动态裂缝识别模型,将待判别的样品与已知类型的样品进行类比,以确定待判别样品的归类。通过在油藏实际应用,分析了动态参数与裂缝分类的关系,确定该模型能识别地层裂缝分布和油水井连通状况,由此可以判别裂缝大致方位。与其他裂缝识别方法相比,该模型把动态数据作为重要依据,更能体现油水井裂缝的动态变化。     

低渗透油藏注水诱导裂缝特征及形成机理——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例

以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例,在分析低渗透油藏注水开发动态特征的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征并研究其形成机理,最后利用数值模拟技术对该区注水诱导裂缝的主要形成机理进行了模拟。注水诱导裂缝指低渗透油藏在长期的注水开发过程中,当注水压力超过各类裂缝开启压力或地层破裂压力而形成的以水井为中心的高渗透性开启大裂缝或快速水流通道。它是低渗透油藏长期注水开发过程中所表现出的新的开发地质属性和最主要的非均质性,对于长期水驱的低渗透油藏来说具有普遍性和必然性。注水诱导裂缝有3种形成机理,当注水压力过高,超过天然裂缝的开启压力使天然裂缝张开、扩展和延伸,或超过地层破裂压力使地层中不断产生新的破裂,或使注水井周围因射孔、压裂等生产或增产措施所导致的不同类型的人工裂缝张开等均可形成注水诱导裂缝。安塞油田长6油藏普遍发育与现今最大水平主应力方向近一致的以雁列式排列的高角度构造剪切裂缝,当注水压力超过这类裂缝的开启压力并使裂缝张开、延伸扩展并相互连通,是该区注水诱导裂缝的主要形成机理。油藏数值模拟表明,随着注水诱导裂缝规模的不断扩大,注水井井底压力相应的表现出连续的不规则的周期性变化。     

裂缝性低渗透油藏有效开发的技术核心——“垂向驱油”

大多数低渗透油藏储层都存在裂缝，有裂缝的储层也大多数为低渗透油藏。在低渗透油田开发中，只要处理方法得当，裂缝也可发挥积极有效的作用。在这方面，我国有关油田和院校几十年来做了大量深入细致的研究和试验工作，并取得了丰硕的成果。在此基础上，可以认为，对裂缝性砂砾岩低渗透油藏成功有效开发的核心就是”垂向驱油”。垂向驱油就是注入水沿注水井排方向，即裂缝方向，向裂缝两侧，即垂直裂缝方向的生产井排驱油。垂向驱油是裂缝性砂岩油藏注水开发的指导思想和理论基础．要实现好垂向驱油还必须做好许多艰苦细致的工作。从油藏工程方面来说，主要是编制好油藏开发井网方案，其要点是平行裂缝注水、垂直裂缝驱油，井排平行裂缝、实行线状注水，井距应该加大、排距需要缩小。     

宝浪油田注水井调剖封堵裂缝水窜技术探索

针对宝浪油田油藏低孔低渗、微裂缝发育及地层温度高的特点,选择了耐温高、高强度、与地层配伍性良好的强凝胶调剖剂;B1306井调剖现场试验表明,调剖后注水启动压力上升,吸水指数下降,注水剖面改善良好,为下步对宝浪油田水窜井的治理打下了基础。     

宝浪油田注水井调剖封堵裂缝水窜技术探索

针对宝浪油田油藏低孔低渗、微裂缝发育及地层温度高的特点，选择了耐温高、高强度、与地层配伍性良好的强凝胶调剖剂；B1306井调剖现场试验表明，调剖后注水启动压力上升，吸水指数下降，注水剖面改善良好，为下步对宝浪油田水窜井的治理打下了基础。