裂缝性潜山油藏含水评价方法研究

以油田开发理论分析为基础,根据油井的含水变化规律和童氏水驱曲线,并根据典型裂缝性潜山油藏的统计结果,建立了裂缝性潜山油藏含水率与采出程度的评价曲线。实例应用结果表明,该方法简单可行,可用于现场水驱油田开发效果的评价。     

水平井在草古1潜山裂缝性稠油油藏开发中的应用

方法：采用油藏地质研究,数值模拟研究和现场试验分析等技术,对胜利油区草古1潜山裂缝性稠油油藏利用水平井开发的可行性进行了研究,目的：在分析水平井开发潜山油藏可行性的基础上,利用水平井开发潜山稠油油藏,提高开发效果,结果：利用水平井开发草古1潜山裂缝性稠油油藏的生产实践证明,水平井日产油一般为20－30t,而相邻直井一般为7－10t,水平井产油量是其邻近直井相同生产时间产油量的2－3倍,结论：水平井开发潜山裂缝性稠油油藏取得了较好的开发效果。     

大庆外围低渗透裂缝性油藏含水率预测方法

大庆外围低渗透裂缝性油藏同时具有储集油气的基质系统和作为渗流通道的裂缝系统,与非裂缝性油藏相比具有特殊的含水率变化趋势,常规含水率预测方法不适用。依据低渗透裂缝性油藏油水两相渗流特征,提出了基质、裂缝系统相渗复合方法,给出大庆外围低渗透裂缝性油藏复合相对渗透率曲线,然后根据油藏工程理论,推导出含水率、采出程度计算公式,建立了裂缝性油藏含水率预测方法,结合大庆外围朝阳沟油田低渗透裂缝发育区块进行了实例计算与分析。结果表明,基于复合相渗的含水率预测方法预测相对误差为4.47%,与现有方法中误差最小的水驱规律曲线相比,计算精度提高了2.26百分点,能够较为准确地预测低渗透裂缝性油藏含水率。研究成果为裂缝性油藏开发决策和开发规划提供了理论依据。     

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。      

低渗透裂缝性油藏的轻质油蒸汽驱

本文是关于低渗透裂缝性油藏轻质油热采热组分模拟的研究。与水驱相比，蒸汽驱的横向和垂向采收率都有提高。采收率增加值的大小与渗透率分布有关，而渗透率的均质分布是最重要的影响因素。     

裂缝性潜山油藏可采储量计算方法

方法　应用经验公式法、水驱特征曲线法、递减曲线法及数值模拟法对裂缝性潜山油藏进行可采储量计算研究。目的　确定油藏的最终采收率 ,评价开发效果 ,并为同类油藏的合理开发提供理论依据。结果　根据油藏实际动态数据之间的统计规律 ,东胜堡潜山油藏可采储量为 5 0 0× 10 4 t左右 ,采收率为 37 2 %。结论　计算可采储量的方法较多 ,应充分考虑油藏各种地质、开发动态实际因素 ,选择适合于该油藏的计算方法     

稠油油藏边水推进规律物理模拟实验

在边水活跃的稠油油藏开发过程中,因边水侵入而导致油井含水率上升快、采收率低,开发效果较差。为认清稠油油藏边水推进规律,在明确其地质及开发特征的基础上,建立储层均质及非均质二维可视化物理模型,对单直井、双直井和单水平井3种不同井型开采条件下边水推进规律及其对剩余油分布的影响进行实验研究。结果表明:不同井型开采条件下,均质油藏边水均沿压力梯度最大处向油井推进,非均质油藏边水主要沿压力梯度最大处和高渗透区推进;相同井型开采条件下,均质油藏边水推进前缘较为明显,采出程度高于非均质油藏。双直井开采条件下,储层采出程度远高于单直井,即增加油井数有利于采出程度的提高;对比单直井和单水平井条件下储层采出程度,水平井具有更好的开采效果。     

稠油油藏尿素泡沫辅助蒸汽驱三维物理模拟实验

稠油油藏蒸汽驱过程中,经常出现蒸汽超覆和窜流等现象,导致蒸汽波及系数小,原油采收率低。为此,利用三维驱替实验系统,分别进行纯蒸汽驱、蒸汽驱转尿素辅助蒸汽驱和蒸汽驱转尿素泡沫辅助蒸汽驱3组实验。结果表明:纯蒸汽驱驱替效果不理想,而蒸汽驱转尿素辅助蒸汽驱和蒸汽驱转尿素泡沫辅助蒸汽驱的驱替效果要好于纯蒸汽驱。蒸汽驱转尿素辅助蒸汽驱和蒸汽驱转尿素泡沫辅助蒸汽驱实验在转驱点后,瞬时油汽比分别提高0.24和0.27,采出程度分别提高9.56%和16.29%,进出口压差最大提高0.18和0.33 MPa,瞬时含水率分别降低15.77%和36.80%;从三维温度场变化可知,尿素辅助蒸汽驱可扩大蒸汽波及区域,但效果不明显,而尿素泡沫辅助蒸汽驱可以有效抑制蒸汽超覆和窜流,提高蒸汽波及系数和原油动用程度。综合对比指标可知,尿素泡沫辅助蒸汽驱的驱替效果最好。     

裂缝性油藏动态的特殊元素模拟

本文用一种特殊的元素代码，分析了一个间隔化的北海油 流体压力降期间的机制动态。文中着重分析了间隔区压力下降对现有断层的活化影响，完整岩块裂缝造成的断层封闭性质的变化。着重研究了根据剪切位移和断层／裂缝传导性的变化来确定流体压力降期间的现有断层动态。模拟表明压降区附近的现有断层好几个部分都可活化。     

裂缝性潜山油藏裂缝发育规律及其对井位部署的指导

以JZ25-1S太古界变质岩潜山油藏为研究对象,利用岩心、测井、录井、生产测试、地震等资料对储集特征进行了深入研究.系统分析了区域构造特征、潜山岩石类型及岩性分布特征、储集空间类型、裂缝的产状及发育规律.研究发现,该区的变质岩储层岩性包括斜长片麻岩和二长片麻岩；储集空间类型包括裂缝、溶蚀孔和微孔隙,其中以裂缝为主；裂缝...     

低渗透裂缝性油藏微生物调驱室内研究

低渗透油藏主要开发技术是在强化地质认识基础上,以酸化压裂、完善井网、细分开采、丛式井配套为主的水驱技术,由于天然裂缝发育,在注水开发过程中呈现出油井产水快速上升、产能下降、供液能力差、低产低效的局面.为改变这种局面,对延长油田唐80区从54井组微生物调驱进行室内评价研究.微生物采油是一种经济有效的技术,是油田开发后期一种重要的提高采收率技术.针对井组油藏的特点, 根据微生物驱提高采收率技术路线,对菌种进行筛选及评价,对初步筛选的2种微生物菌种在室内进行了基本性能评价,并进行微生物菌液物理模拟实验,综合评价和研究驱油技术提高采收率的能力.实验结果表明,利用微生物对该类油藏进行调剖驱油,能明显改善注采状况,对区块起到降水增油的作用.为更好地在低渗透性油田应用微生物采油技术,提供了经验和依据.     

稠油油藏蒸汽蒸馏物理模拟实验

蒸汽蒸馏可以有效提高在稠油热采过程中的原油采收率,然而蒸汽蒸馏机理及其对原油性质的影响尚不明确。为此,设计三维物理实验模型,分别进行饱和蒸汽、过热10℃蒸汽和过热40℃蒸汽3组蒸汽蒸馏实验。结果表明:原油蒸汽蒸馏率受注入蒸汽的过热度影响很大,注入蒸汽的过热度越高,蒸汽蒸馏率就越高;过热40℃蒸汽、过热10℃蒸汽和饱和蒸汽的蒸汽蒸馏率分别为11.158%,10.903%和10.423%;蒸汽蒸馏率随蒸汽注入量的增大而增大,当蒸汽注入量达到一定值后,蒸汽蒸馏减弱,蒸汽蒸馏率不再上升。对比蒸馏前后原油的密度、粘度、组分、碳数分布和馏分组分的测试结果可知,蒸汽蒸馏先蒸馏碳数小的轻质组分,而后蒸馏较重的组分。蒸汽蒸馏使残余油密度和粘度增加,使饱和烃和胶质质量分数减小。残余油组分的碳数主要分布区域向右移动,改变了原油的组成。     

低渗裂缝性油藏渗吸注水实验研究

由于裂缝性油藏储集空间物理性质的复杂性和特殊性,渗吸效果控制着低渗透裂缝性水驱开发动态与开发效果.通过室内实验研究,获得了低渗裂缝性油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律,为制定低渗裂缝性油藏合理的渗吸注水开发方式提供了理论依据.     

低渗透裂缝型砂岩油藏加密调整数值模拟研究

针对低渗透裂缝型砂岩油藏新肇油田转成线性注水井网开发中暴露出的矛盾,利用采收率与井网密度公式计算新肇油田经济极限井距。根据井点信息,结合数字化沉积相研究成果,建立了新站油田相控地质模型,应用CMG数模软件中的双孔双渗模型开展新肇油田古634区块剩余油研究,主要开发指标历史拟合精度在5％以内,较好地适应新站低渗透裂缝性油藏,定性定量地搞清剩余油分布规律;针对剩余油特点,开展该区加密调整研究,设计不同的加密方案并通过数值模拟评价其开发效果,应用经济评价优选出合理的加密调整方式是油井间垂直距离50m中心加密油井。     

致密低渗气藏压裂水平井数值模拟

在压裂水平井的数值模拟过程中,应重,最考虑储层的应力敏感和压裂裂缝闭合的影响.首先建立某致密低渗气藏的一口压裂水平井概念地质模型,时气井的开发动态进行历史拟合,通过单井生产历史拟合,确定了储层相关参数,为开发动态预测提供依据.利用该模型,研究了考虑不同应力敏感、不同采气速度情况下,压裂水平井的开发动态,得到相关数据.认为应力敏感对开发动态指标影响很大,需要在开发指标上进行调整来尽量减小其影响.对于存在应力敏感的低渗气藏,气井的初期配产不能太大,可根据产量指标与经济效益结合得到最优采速.另外,致密低渗气藏在进行压裂水平井数值模拟过程中,应考虑裂缝闭合造成的导流能力下降,可减小由此引起的开发动态预测的偏差.     

稠油油藏溶剂辅助蒸汽重力泄油启动物理实验和数值模拟研究

蒸汽辅助重力泄油启动阶段注采井间的有效连通对生产阶段影响较大。现场实践表明,常规蒸汽循环预热时间长,蒸汽消耗量大,热损失严重。为此,设计填砂管注溶剂评价实验装置,通过在不同流速下注入二甲苯溶剂,并对填砂管进行浸泡,评价二甲苯的降粘效果。实验结果表明:随着二甲苯含量的增加,原油粘度显著下降,流动性增强,且无沥青质沉淀产生,当溶剂注入量达到一定值后,降粘效果减弱;油相渗透率随着溶剂注入速度的提高而增大,但增幅逐渐减小;通过带压溶剂浸泡,溶剂向四周扩散,使溶剂的波及面积和降粘范围扩大,油相渗透率增大。新疆A油田某区块的应用结果表明,经溶剂浸泡的井组需要的循环预热时间显著降低,相对缩短60 d左右,节省蒸汽注入量约为4000m~3,转入蒸汽辅助重力泄油生产时,注采井间的连通程度约为85%,取得了较好的连通效果。数值模拟和现场试验结果均表明,蒸汽辅助重力泄油启动阶段注溶剂可缩短蒸汽循环预热时间,减少蒸汽注入量,使注采井间预热均匀,从而提高预热效率和经济效益。     

草古1潜山裂缝性碳酸盐岩稠油油藏开采特征

方法：结合矿场实践,应用油藏工程方法,研究裂缝性古潜山碳酸盐岩特,超稠油油藏开采特征及开采效果。目的：搞清此类油藏的开采规律,使其得到合理,有效的开发,结果：高角度裂缝发育的古潜山碳酸盐岩特,超稠油油藏,由于裂缝发育的随机性,直井开采效果差异较大,而水平井能钻遇更多的裂缝,故水平井方式开发较有利;由于此类油藏渗透性较好,依据平面原油性质的变化,采取井筒降粘和蒸汽吞吐引效相结合的配套开采模式,并应用改进的井筒降粘采油工艺及优化的注采参数等一系列配套措施,对改善开采效果均是有效的。结论：通过开采特征研究,所确定的布井方式,开采方式及采取的一系列参数技术界限,保证了此类特种油藏的经济,有效开发。     

裂缝型碳酸盐岩稠油油藏出水因素分析

针对乐安油田碳酸盐岩稠油油藏出水难题,在地球物理测井难以判断储层中流体性质的情况下,由油藏地质特征分析出发,利用岩心分析资料,综合生产动态及国内外调研资料,对该油藏的出水问题进行了深入探讨,提出了该类油藏具有"双油水系统"的新观点,并提出了延长低含水采油期、增加低含水采池量等控制水快速锥进的方法.     

超稠油油藏烟道气辅助SAGD物理模拟实验

烟道气辅助SAGD(蒸汽辅助重力泄油)是改善SAGD开发效果、提高采收率的新技术,能够有效地避免常规SAGD开采过程中蒸汽腔扩展不均匀和热损失大等问题。利用高压物性分析仪、比例物理模拟系统等实验装置,开展了常规SAGD和烟道气辅助SAGD的模拟研究。实验结果表明:注入烟道气可以降低原油黏度,增大体积系数,提高原油的渗流能力和弹性能量。与常规SAGD相比,烟道气辅助SAGD方式能够加快蒸汽腔横向扩展速度,减缓纵向扩展速度,有效抑制蒸汽腔的纵向超覆现象。烟道气聚集在油层顶部形成隔热层,减少了热损失,提高了能量利用效率。在常规SAGD过程中蒸汽与烟道气伴注,可以减少蒸汽注入量,提高累积油汽比,改善SAGD的开发效果。