低渗透油藏井网优化技术研究——以河135断块区为例

低渗透油藏受特殊的成藏条件、沉积环境影响,具有孔隙结构复杂、孔喉半径细小,油藏渗透率低,一般小于50×10-3μm2;储层非均质严重,平面渗透率级差最高达几百个数量级;驱替压力大、存在一定的启动压力;天然裂缝发育且存在人工裂缝等特点;因此,在不同渗透率级差下,如何建立起有效的驱替半径,建立合理、经济的井网密度,对提高低渗油藏水驱油效率及采收率,提高低渗透油藏的开发水平具有十分重要的意义。以低渗透油藏河135断块区为例,通过系统地对河135断块区储层非均质、裂缝进行研究,建立储层非均质—裂缝模型,在地质研究的基础上,针对不同渗透率级别、不同沉积相带,确定了不同的技术极限井距及经济合理井距,并考虑裂缝推出了适合的井网形式。     

低渗透裂缝性潜山稠油油藏物理模拟实验研究

为了研究低渗透裂缝性潜山稠油油藏的渗流机理和开发规律,建立了裂缝性油藏水驱和热水驱相似准则,并以渤海某低渗透裂缝性潜山稠油油藏为原型,根据相似理论,设计并建立与目标油藏相似的1m×1m×0.5m的大尺度物理模型,进行不同井网形式以及不同开发方式下的水驱油实验。通过分析不同时间下的产油量、产水量和油水饱和度等实验数据可知:水平井立体注采井网可充分利用重力分异作用,有效延缓潜山类油藏含水率上升速度;交错注水增大了注采井距,可增大注入水的波及面积;热水驱的注热效果随着注采井距的增大而逐渐变差;注入水中添加表面活性剂可提高裂缝系统的驱油效率,但同时也会降低渗吸作用的效果和基质贡献率。     

低渗透油藏常规水驱与二氧化碳驱井距界限研究

为实现吉林油田低渗透油藏井距优选设计,以吉林油田扶余油层为例,通过开展压力梯度测试实验,绘制了水驱和二氧化碳驱启动压力梯度与渗透率关系曲线,结合"一注一采"模式下储层压力分布规律,建立了水驱和二氧化碳驱的合理井距设计图版.结果表明:低渗透扶余油层的最小启动压力梯度与渗透率呈负幂指数关系,在注采压差为15～25 MPa条...     

王30井区高粘度油藏气水联驱增产与提高采收率论证

王场油田王30井区为半椭圆形断鼻构造,开采潜江组潜一段高粘度稠油油藏。有利条件是油层渗透率高,具有亲水性能;地层倾角较大,有利于油、气、水重力调节;早期边缘注水,高矿化度盐水驱油效果好;天然气含氮量高,油层饱和压力低,易于混相。不利条件是原油粘度高,东北边角有特高粘度带;少数井为泥巴伞固井,存在隐患。本文应用油气田地质开发力学,重新认识油藏地质特征和剩余油分布规律,建议在油藏顶部注氮气,形成气水联合驱动,向上驱替断层附近“顶楼油”,向下驱替腰部“扇面油”,预计日产油量可由20t增加到40～60t,最终采收率可提高5％～8％。     

CO2驱不同注采模式提高采收率实验研究

非均质、黏性指进是决定CO2驱开发效果的关键因素,而调整注采方式是控抑气窜、扩大波及的有效手段。目前该方向的研究以数值模拟为主,亟需开展CO2驱不同注采方式的物理模拟研究,以进一步明确CO2驱连续气驱、轮换开采和注采耦合等模式的动用机制、开发特征和油藏适应性。通过CO2驱相似物理模拟实验,对比CO2连续气驱、轮换开采和注采耦合模式的开发特征差异,并分析CO2驱不同注采模式的适用性。实验结果表明：连续气驱模式下不同渗透率区域开发效果差异大,低渗透率区域见气后的增油潜力较低,适合相对均质油藏开发;轮换开采模式通过采油井交替开启,改变注采井间主流线方向,有效改善非均质储层中低渗透率区域的开发效果,适合强非均质油藏或气窜后的开发调整阶段;注采耦合模式利用注采交替引起的压力场交替变化,可以较均衡的提高全区波及范围,提高难动用边角区储量动用率,适合弱非均质油藏或前期开发阶段。     

增加气油重力泄油的EOR方法

在致密裂缝性油藏中采用常规驱替方法（例如水驱）采油效果不好。在这种油藏中,必须依靠天然机理从储集岩基质中采油。在中东裂缝性碳酸盐岩中,基质一般是油湿和混合润湿的,并且只有重力泄油是可行的工艺。但是,渗透率通常较低,导致重力泄油采油量低,剩余油饱和度和／或毛细管滞流量高。EOR技术（例如注蒸汽和注混相气）具有提高重力泄油（GOGD）采油量和采收率的潜力。在浅裂缝性油藏中,能够向断裂体系中注蒸汽。     

天然气重力驱关键技术政策——以南堡凹陷柳赞北区为例

南堡凹陷柳赞北区古近系沙三2+3亚段（Es32+3）油藏构造完整,上覆稳定区域盖层,圈闭密封性好;地层倾角大,储层连通性好,有利于形成重力驱。气驱实验表明,天然气具有增溶膨胀能力、有效降低原油黏度、增大原油流动性特点,可大幅提高采收率。基于柳北油藏地质条件,开展天然气重力驱提高采收率关键技术政策研究。结果表明：高注低采交错注采井网,水平井与定向井结合,注采高差100~120m,注采井距100~150m,可有效动用油层顶部、构造高部位剩余油。围绕提高波及体积及驱油效率,将开发划分为温和注气采油、强化注气采油、注水采气增效3个阶段,分别优化开发方式、注采方式、注气速度、采液速度、压力保持水平、转阶段时机等关键参数。通过构建天然气重力驱提高采收率新模式,探索水驱开发油藏高含水开发后期可持续发展技术路径,对渤海湾地区同类型油藏开发具有借鉴意义。     

基于裂缝径向流物理模型的CO2驱注入方式研究

针对水驱后CO2驱不同注入方式优选问题,基于裂缝径向流物理模型,开展一注四采五点法井网单一裂缝和复杂裂缝CO2复合驱油室内实验,研究了低渗透裂缝性油藏水驱后不同注入工艺下CO2驱效果.结果表明:单一裂缝模型水驱后,依次实施CO2连续气驱、改性淀粉凝胶注入、乙二胺注入等不同注入工艺,油藏阶段采出程度呈现先增加后降低的趋势...     

水驱不同注采位置油藏特征——以萨尔图油田北二西区块油藏为例

利用油藏剩余油粘度和岩心分析方法,对萨尔图油田北二西区块油藏剩余油粘度、驱油效率等参数进行了研究。结果表明,水驱主流线不同注采位置剩余油粘度、油藏流度、含油饱和度和驱油效率均呈现不同程度的非均质性,并受储层物性、注采位置和驱油时间等因素控制;主流线从注水井到采油井方向,油藏非均质性增强,含油饱和度增大,驱油效率减小,且驱油效率与渗透率成正相关,相关程度随渗透率的增大而增高,剩余油粘度与渗透率微弱相关,含油饱和度与渗透率低度相关;随水驱油时间的延长,剩余油粘度和驱油效率增大,油藏流度与含油饱和度下降。综合挖潜水驱不同注采位置剩余油仍有一定潜力,其中主流线靠近采油井位置开采潜力最大;聚合物驱油则更合适,可根据聚合物驱油藏流度比控制范围和剩余油粘度的测定结果,确定聚合物溶液的粘度及质量浓度。     

黄3区CO2驱技术研究与现场试验

黄3长8油藏储层非均质性强,已进入中含水开发期,面临着有效驱替系统难以建立、压力保持水平低、注采矛盾突出、水驱提高采收率空间有限等问题。为研究CO2驱在长8油藏的适应性,利用室内试验研究黄3区注CO2后原油的相态特征以及CO2驱油微观机理,并针对试验区油藏裂缝发育、地层水矿化度高、气液比高的特点,开展注采井管柱完整性、防腐防垢、气窜治理、不同气液比条件下采油技术研究,初步形成黄3区CO2驱油注采工艺配套技术。为长庆低渗透油藏CO2驱油与埋存注采工艺配套技术奠定了基础。     

储集层非均质性对低渗透油藏CO_2驱油气窜的影响规律

为了提高低渗透油藏CO_2驱油的原油采收率并最大限度地抑制CO_2气窜现象,通过室内实验,研究储集层非均质性(平面和纵向)对CO_2驱油过程中气窜的影响,基于实验效果分析了不同模型产油量、最终驱油效率、见气时间、气窜时间及驱替压差等的变化特点。结果表明,在纵向上,储集层渗透率级差越小,CO_2驱油过程中气窜时间越晚;在平面上,高注低采效果优于低注高采,即注入端渗透率较大时,CO_2气窜时间较晚,驱替效果较好。研究成果为鄂尔多斯盆地低渗透油藏的开发提供了有益的支持。     

稠油冷采泡沫油溶解气驱油藏开发动态数值模拟

稠油注蒸汽等热采开发方式面临着油层出砂、气窜和采油成本高等问题,而稠油冷采过程中形成的泡沫油,则使稠油油藏具有采油速度快、采收率高和生产气油比低等特点。在论述STARS模拟泡沫油机理及模型局限性的基础上,建立了稠油冷采泡沫油溶解气驱油藏模型。模拟结果表明,与常规溶解气驱油藏相比,泡沫油溶解气驱油藏具有生产气油比上升缓慢、累积产油量高等特点;在油相中气泡形成频率一致的情况下,气泡破裂速度越快,生产气油比越大,产油量越低;原油粘度越高,地层渗透率越低,开发效果越好,稳产时间越长。     

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。     

一种低渗透油藏极限注采井距计算的新方法

低渗透油藏开发过程中,由于启动压力梯度的存在[1][2],极限注采井距是保持油水井间是否能形成有效驱替的关键因素。本文是从启动压力梯度计算公式的拟合着手,利用地质和油水井生产参数等容易获取的数据,回归出对区块适应性较强的启动压力梯度计算公式,采用试算法便可得到渗透率和注采压差在一定范围内的极限注采井距。该种方法所需参数较容易获取,现场应用准确度较高。     

胜利油田低渗透油藏CO2混相驱合理注采井距研究

针对利用组分数值模拟优化井距复杂、常规技术极限井距计算方法不能考虑储层非均质性和CO_2驱原油黏度随空间变化的问题,通过大量室内实验,回归得到胜利油田低渗透油藏启动压力梯度与储层空气渗透率的关系式;基于非达西渗流理论,考虑储层非均质性、CO_2降低原油黏度、对流、扩散、吸附等特性,建立了CO_2混相驱直线井排注采压差数学模型,进而建立了临界流动井距和产量合理井距的确定方法。以胜利油田某低渗透油藏为例,计算其临界流动井距。研究结果表明,当空气渗透率增大到一定值后,随着渗透率的增大,启动压力梯度逐渐减小,且变化平稳,当空气渗透率减小到一定值后,随着渗透率的减小,启动压力梯度急剧增大。对于胜利油田某低渗透油藏,随着注采压差的增大,产量合理井距逐步增大,计算的产量合理井距与实际注采井距较为吻合,验证了本文计算方法的可靠性。     

致密油藏活性水采油机理

注活性水相较于注水有诸多优势,在特低渗、超低渗油藏的实际开发中效果较好,因此可以借鉴到致密油藏的开发上。针对鄂尔多斯盆地X区块致密油储层,选取不同渗透率的岩心进行注水和注活性水驱油物理模拟实验,结合核磁共振技术,分析致密油岩心的微观孔隙结构、可动流体饱和度以及不同渗透率等级岩心的采出程度、残余油分布等。研究表明:大部分致密油油藏的孔隙为亚微米、微纳米孔,可动流体主要赋存于大于1μm的孔隙中;注活性水效果好于常规水驱,注活性水能够有效地动用微纳米孔中的原油;渗透率越低注活性水的驱油效果越明显,对于渗透率低于0.6×10~(-3)μm的致密油藏,建议采用注活性水开发。     

天然气驱油提高采收率试验

注天然气驱油提高采收率是三次采油的主攻方向，中国石化中原油田工程建设总公司尝试注天然气驱油在国内油田尚属首例。该公司把文南油区深层低渗油藏作为先导试验区，选定3口注气试验井进行气驱研究，投资3000多万元，在河南濮阳县中原油田文88块进行注天然气开发先导试验，也是中国石化重点科技攻关项目。     

增强气油重力泄油的EOR方法

在致密裂缝性油藏中采用常规驱替方法(例如水驱)采油效果不好.在这种油藏中,必须依靠天然机理从储集岩基质中采油.在中东裂缝性碳酸盐岩中,基质一般是油湿或混合润湿的,并且只有重力泄油是可行的工艺.但是,渗透率通常较低(<0.01μm2),导致重力泄油采油量低,剩余油饱和度和/或毛细管滞留量高.EOR技术(例如注蒸汽和注混相气)具有提高气油重力泄油(GOGD)采油量和采收率的潜力.在浅裂缝性油藏中,能够向断裂体系中注蒸汽.蒸汽一接触较凉的基质将冷凝,在断裂体系中以稳定方式形成蒸汽前缘.加热基质使原油膨胀、降低黏度、产生气驱和气提效应.在较深油藏中,在混相条件下的GOGD成为一种选择.注入与油混相的气将导致原油膨胀,降低黏度,这两种机理提高了原油流度,因此提高了GOGD率.混相进一步增加了在高相对渗透率下的单相流动的效益,并且降低了界面张力,因此减小了再次渗吸效应并且提高了非均质油藏最终采收率.为了评价这些EOR方法的效益,采用模拟技术模拟了这些过程对GOGD的影响.本文介绍了普通双重渗透率方法,当EOR技术应用于裂缝性油藏时,该方法能够预测出现的GOGD以及不同的相互作用过程.     

信息交流

采用高压烃气驱开发油气藏 俄罗斯油气藏多年开发经验表明,在已开发油气藏低深层和死油带有３０％左右的剩余油未被采出,应用水驱、溶解气驱均不可能被采尽。为此研制了高压烃气驱开采工艺。 该工艺是向油气藏多次注入天然气进行循环驱油,旨在尽可能地波及产层,提高采收率。其技术关键是在较短时间内向地层循环强注甲烷,注入周期为６０ｄ,共分３个阶段。第一阶段是向位于油藏穹窿处的注入井注天然气,使地层压力恢复到初始压力;第二阶段不对油气藏施以外部作用;第三阶段从位于油藏周边的采油井采液。计算表明,该方法在地层压力低于…     

特低渗透多层油藏水驱前缘研究

特低渗透多层油藏在注水开发时由于各储层物性和流体特征存在差异,会引起各储层注水推进速度不同.利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型,推导了多层油藏考虑油相和水相启动压力梯度的水驱前缘计算公式,分析了渗透率级差、注采压差、注采井距、地层原油粘度对注水推进速度的影响.并针对注采井距的影响,首次提出了无因次水驱前缘的概念.研究结果表明,渗透率级差越大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进越慢;随着注采压差的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐增大,但增幅逐渐变缓;随着注采井距的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,但无因次水驱前缘却逐渐变小;随着地层原油粘度的降低,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,且增幅逐渐变大.