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。
     

裂缝性低落参透砂岩油藏注水开发动态特征

根据两江地区低渗透裂缝性油藏的注水开发实践，总结了裂缝性油藏注水开发的动态特征，揭示了注水开发过程中油井暴性水淹的规律性以及平面矛盾对同田注水开发效果的影响。     

铁边城地区长6油藏动态缝的识别及防治技术

铁边城长6油藏位于鄂尔多斯盆地中部，储层为典型的低孔低渗低压储层。油藏注水开发后，随着地层压力不断升高，油藏微裂缝逐渐向开启动的动态缝转变，造成位于动态缝方向上的油井出现水淹，而垂直于动态缝方向上的油井却不受效或受效甚微，影响注水油藏开发效果，因此识别油藏动态缝及其开启方向和开启规模对于注水开发油藏尤为重要。采用动态分析法和测试法综合应用，可有效预测动态缝的开启方向和开启规模；采用动态缝防治结合技术，可缓解和降低动态缝对油藏开发的影响。     

高凝油潜山裂缝油藏提高驱油效率技术试验

高凝油潜山裂缝油藏在注水开发过程中,与砂岩油藏有着不同的开发特点,其开发矛盾突出体现在注水见效后,注入水主要沿裂缝方向突进,油井水淹、水窜现象严重,且油井见水后,其含水上升速度快,采取动态的调配措施,无法控制油井的含水上升速度,直至油井水淹而关井。该课题通过开展高凝油潜山裂缝油藏提高驱油效率技术研究与试验,利用可动凝胶的封堵性能及黏性,在裂缝深部形成有效封堵及驱替,来调整深部压力场及流线场分布,使深部流体转向。通过与后续注入的化学渗析驱油剂联合作用,将低渗透层内的剩余油驱替出来,扩大水驱波及体积,降低油井的含水上升速度,增强稳产基础,提高油藏的开发水平。     

油藏注水压力的合理界限

分析了储层岩石自然应力的分布状况，论述了如何应用水力压裂资料判断储层中是否存在天然裂缝、以及裂缝的分布形态与延伸方向。根据矿场实际注水资料，说明超破裂压力注水是引起油藏含水上升加快或出现暴性水淹的主要原因。因此合理注水压力上限必须严格控制在垂向岩压或破裂压力以下。当油藏天然裂缝比较发育、井网注水方向平行于储层中垂直裂缝的延伸方向时，更应严格控制压力进行注水，或在必要时将井网逐步调整为不规则或者规则的线状注水方式。     

渭北油田浅层油藏产能预测方法

针对渭北油田浅层油藏天然裂缝对油井产能影响较大的问题,基于渗流理论及分形理论,通过引入分形维数来表征天然裂缝发育程度,建立了考虑天然裂缝的低渗透油藏垂直裂缝井产能预测数学模型,并结合实际矿场数据验证了该模型的准确性,分析了天然裂缝发育程度对米采油指数的影响,揭示了渭北油田浅层油藏的产能特征。结果表明:天然裂缝有效改善了低渗储层整体的渗透性,压裂后油井产能随天然裂缝的发育程度近似呈指数式增加。因此,在对渭北油田浅层油藏进行储层改造时,在天然裂缝发育区适当提高压裂规模可大幅提高产能,同时应最大限度地减少对天然裂缝的破坏及污染。研究结果对合理开发同类油藏具有借鉴作用。     

南翼山浅层油藏Ⅲ＋Ⅳ油组井网适应性研究

南翼山浅层油藏属于孔隙＋裂缝双重介质油藏,受孔隙非均质性和裂缝非均质性影响,强化注水导致油井暴性水淹,温和注水地层能量不足。目前采取间歇注水方式,油井产能低,油藏采油速度低,采出程度低,综合含水高。通过油藏开采特征研究,探索改善油藏开发效果途径,提出将目前反九点注采井网形式转变为排状注采井网方式,对提高油藏注水开发效果具有重要意义。     

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。     

高强度复合堵剂ZFK在火烧山油田的研究及应用

针对火烧山油田长期注水开发过程中因为储层天然裂缝较发育、油井水淹水窜严重的特点,研制出高强度复合堵剂.根据火烧山油田的油藏地质特征,确定使用该堵剂进行施工设计时的堵剂用量、施工压力和排量.在现场进行实施,并对措施效果进行总结分析,得出该类堵水技术措施的技术思路和需要解决的技术要点,为今后进行该类堵水施工设计提供技术支持.     

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。     

微震监测技术在濮城油田的研究与应用

微震监测技术能有效监测出压裂井产生的裂缝方向、长度和裂缝高度,对压裂措施效果分析,避免处在注水井水线方向的油井暴行水淹、确定注入水推进方向及剩余油分布规律具有较强的理论依据.濮城油田沙三上5-10油藏是一套非均质性严重的低渗油藏,在开发过程中进行人工压裂是该储层进行油藏改造的主要方法之一.通过对压裂裂缝的监测,为该油藏井间调整开发方案提供了可靠依据.     

安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术研究

安塞油田是典型的低渗透油藏,经过20多年的开发,目前已进入中高含水期,开发矛盾也日益突出,主要存在油井见水后产量递减快、储层天然微裂缝发育、剩余油分布更加复杂、套损及水淹关井逐年增多等问题。结合安塞油田多年开发实践效果,在研究剩余油分布规律的基础上,开展了井网调整、重复压裂、堵水调驱、套损井治理工艺技术研究,形成了安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术。该技术在安塞油田推广应用1 100余井次,累计增油20余万吨,采收率提高了1.8%,油藏整体开发形势较好。     

坪北油田特低渗油藏裂缝对开发效果的影响分析

坪北油田储层属于低孔特低渗油藏,延长组是坪北油田的主力产层。分析表明,坪北油田储层构造裂缝、层间裂缝不发育,作为渗流通道对延长组储层意义不大;压裂缝中的粒间缝与一般的孔喉所起作用相当,而超微压裂缝在原始状态下对渗流没有意义。通过开发实践证实：注水压裂产生的人工裂缝以及附近一定范围受其影响得以沟通和张开的天然裂缝,对开发效果影响很大。     

低渗透裂缝性油藏水力缝延伸特征分析 --以克拉玛依油田百31井区佳木河组油藏为例

在分析百31井区佳木河组油藏天然缝发育特征、现今应力特征、水力缝延伸特征的基础上,重点分析了天然缝和现今地应力对水力缝的影响,归纳了低渗透裂缝性油藏水力缝的分布规律。天然缝发育特征、现今应力场特征不但决定了水力缝分布特征,而且直接影响着压裂施工;百31井区佳木河组油藏油井压裂时水力缝基本上都是沿天然缝延伸或对天然缝进一步改造和沟通;油井射孔段天然缝产状、发育程度、水平应力大小直接影响着压裂施工压力。     

特低渗裂缝性油藏选择性堵水技术研究

延长油田特低渗油藏微裂缝发育,注水开发中含水率上升速度快,造成油井水淹等问题。通过室内研究,开发了一种以改性聚丙烯酰胺为主要成分的高效选择性堵水剂YDS。通过与优化设计技术、WI堵水决策技术的结合应用,在现场取得了较好的堵水效果,并形成了适合特低渗裂缝性油藏应用的选择性堵水配套技术,改善了油藏开发效果。     

特低渗透储层微缝特征及对注水开发效果的影响

通过对大庆头台地区扶余油层描述研究入手,特别指出了除显裂缝之外的微裂缝系统,它对提高储层岩石的渗流能力,提高特低渗透油藏的开发效果有着十分重要意义。本文首先描述特低渗透储层的岩块及显裂缝系统及其特征,指出显裂缝系统大致由四组裂缝组成,长度大于2cm,渗流能力很强,约为岩块系统的1100倍;岩块系统包括基质和微缝部分,微缝一般长度小于2cm,规模小,包括岩块之内。微缝和岩块基质的储渗条件差别很大,微裂缝的渗流能力是基质渗流能力的83倍。其次描述了特低渗透储层微裂缝发育特征,指出微缝呈条带性分布,并且微缝间呈平行或雁式排列,具有明显的方向性,条带性随着岩性的变化而变化。微缝又可划分为有效缝和无效缝,有效缝对渗流起作用,无效缝充填方解石,对渗流不起作用。第三论述了特低渗透储层微裂缝对注水开发效果的影响,指出在线状注水排距210m条件下,徽缝发育区适合于线状注水,注水后压力比较低,油井产量相对较高。总之,本研究对特低渗透储层评价研究及经济有效投入开发具有重要指导意义,开拓了一个新的领域。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏天然裂缝特征及其对开发的影响

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏是典型的致密砂岩油藏,其储层物性差,天然裂缝发育,实践证明,断层、裂缝的发育程度对红河油田油气富集和高效开发具有重要作用。针对红河油田长8储层裂缝的特征、类型、成因进行精细刻画,阐明储层裂缝形成机理和分布规律;通过系统分析长8储层裂缝与油气富集之间的关系,厘清储层裂缝对红河油田长8油藏开发动用的影响。研究表明,红河油田长8储层裂缝发育,但有效性较差;天然裂缝是长8储层的主要储集空间和渗流通道,是控制油井产能的关键因素,也是油藏注水开发效果的重要影响因素。其中,断层端部、断层上盘和断层之间的裂缝发育区是高产有利区。     

潜山裂缝性油藏见水规律及裂缝分布规律分析方法

潜山裂缝性油藏的裂缝分布随机性强,非均质性差别大,导致开发过程中油井水淹规律复杂,但目前还没有识别地下储层裂缝分布的有效方法。为此,以渤海JZS潜山油藏为例,利用其丰富的动态资料,分析了不同油井的见水特征,总结得出了该潜山裂缝性油藏"台阶形"见水特征及由局部裂缝见水逐渐发展为整体见水的含水率上升规律;基于该潜山裂缝性油藏的见水规律,选取剖面压力均等模型作为裂缝性油藏见水预测模型,通过拟合实际油井的见水特征反算了地下裂缝的分布情况,分析得出潜山裂缝性油藏具有较强的非均质性以及其裂缝具有对数正态分布的特征。研究认为,将裂缝对数正态分布这一特征作为约束条件应用到潜山裂缝性油藏的地质建模中,可在很大程度上提高该类油藏含水率拟合结果的准确性,这对类似裂缝性油藏的数值模拟和有效开发具有借鉴意义。      

影响牛东火山岩油藏开发效果因素分析

牛东火山岩油藏在开发过程中表现出油井产能差异大、产量递减快的特点。通过开展油藏构造精细解释、储层分布特征、精细小层对比和储层反演研究以及应用注水试验井组微地震水驱前缘监测等技术,综合分析认为影响油田开发效果的主要因素有储层发育程度、储集空间类型及裂缝发育产状、地层能量以及注采井网方式等。这些认识对牛东油田减缓产量递减、提高动用储量和规模推广注水开发具有一定指导作用,也为同类油藏的开发与开采提供了借鉴。     

缝洞型火成岩油藏注水提高采收率研究

火成岩油藏受裂缝发育影响,注水提高采收率效果不佳,针对该问题,通过建立火成岩岩相模型,基于岩心、测井及地震多尺度裂缝描述的裂缝模型,采用“岩相展布+裂缝模型”双重约束,建立高精度缝洞双重介质地质模型,准确描述储层与裂缝分布。以此为基础结合渗流规律,利用机理模型流线模拟指导注采井网设计,再利用三维数值仿真模拟进一步优化注水开发方案,形成一套缝洞型火成岩油藏注水开发方案优化设计方法。研究成果应用于大港枣园油田枣1508区块,现场初步实施后,稳产期超过1.5a、综合含水维持在5%,采收率预计提高10个百分点以上。研究成果对类似火成岩油藏效益开发具有重要借鉴意义。