特低渗透油藏开发压裂技术

介绍靖安油田长6油藏开发地质特征和开发压裂试验区的试验方案优化设计，重点分析开发压裂实施效果，讨论开发压裂技术对特低透油藏开发的适用性与可行性。认为对于非均质性较强的特低渗透油藏，实施开发压裂有利于实现井网与人工裂缝的合理匹配，即可保证单井控制足够的经济可采储量，又能充分满足持低渗透油层加大压裂规模的要求，并易于在压裂缝的侧向建立有效压力驱替系统，提高油藏的注水波及系数及最终采收率。开发压裂技术在特低渗透油藏具有较高的推广应用价值。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏小井距开发试验

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为巨厚的特低渗透砾岩油藏,前期采用 275 m 井距反九点井网注水开发,油井见效低、压力保持程度低、采油速度低,低渗透储集层较大注采井距难以建立有效水驱是开发效果差的主要原因。小井距试验通过细分开发层系、缩小井距、改变井网方式以建立有效水驱体系。将开发层系细分为 3 套,逐层上返,首先试验 P₂w₄ ,由 275 m×388 m 反九点井网加密为 138 m×195 m 反九点井网,后期转为五点井网平行裂缝方向注水。同时,控制单井注水量,采用点弱面强的注采政策。试验 3 a 后,与八区正常井距区块相比,各项开发指标明显好转,预计可提高采收率 8.5％.     

实施投球分层压裂 破解特低渗透油藏开发难题

自今年初以来,胜利油田临盘厂地质、工艺技术人员针对该厂所管辖经营的临盘、商河、临南油田低渗透和特低渗透油藏的地质特征、地下动态、生产状况、油层物性及补孔效果逐年下降等实际出发、拓宽思路、不断创新,加强对低电阻、低渗透和特低渗透油层、油干层等低级别和低品位储量的地质研究．积极引用新工艺、新技术,自主设计．挥舞利器实施大型压裂技术     

低渗透油藏小井距开发试验研究

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为低孔、特低渗透、带裂缝的厚层块状砾岩油藏。采用数值模拟方法开展了小井距开发层系划分与组合优化研究及井网和裂缝合理配置研究。确定了最佳层系组合方式，层系含水75％为最佳上返时机。合理开发方式为注水井排与裂缝方向平行的线状注水方式，裂缝穿透率应控制在40％左右，注水井排采油井含水80％时为最佳转注时机。小井距试验方案实施后，油藏开发效果明显改善，预计可提高采收率11．78％。图1表6参10     

薄互层特低渗透油藏大型压裂弹性开发研究

针对薄互层特低渗透油藏,以经济动用为出发点,通过经济极限产油量的界定、单井弹性开发数值模拟、开发井实际经济评价3方面论述了弹性开发的可行性,优化布署了弹性开发井网;通过裂缝参数优化,压裂设计突出改进了降滤失、控缝高2项主导工艺,实现了压裂规模的突破;地面集输实用从简匹配,减少了一次性投资。运用大型压裂弹性开发新技术,在梁112块实施了新区产能建设,新增动用含油面积5.9km2,地质储量255×104t,成功建成产能3.7×104t,实现了薄互层特低渗透油藏经济有效动用,为同类油藏开发提供了新的思路。     

注入水的水质对特低渗透油藏开发井网的影响

针对注入水的水质影响特低渗透油藏的开发效果，结合物理模拟实验，用油藏数值模拟的方法，建立不同注入水水质条件下，特低渗透油藏流体流动的数学模型，分析了注入水的水质对特低渗透油藏开发效果的影响，在一定的水质处理条件下，可以通过减小注采井距或压裂措施，地低渗透油藏的动用程度，为特低渗透油藏的注水开发提供理论依据。     

特低渗油藏水平井开发效果评价及影响因素研究

通过安塞油田延长组长10段和长6段沉积微相、储层物性、储层岩性、微观孔隙结构、油层厚度、微裂隙发育状况、压裂效果等建立低渗透储层评价体系,结合已开发水平井完井方式、生产动态,将安塞油田特低渗储层分为4大类6个小类,结果表明,在现有技术水平下,Ⅱ类以上储层适合水平井开发,通过开发效果分析,讨论了影响水平井开发效果的主要因素。     

特低渗透断块油藏井网优化

通过海拉尔盆地贝中次凹南一段Ⅰ油组的地质、试采、开发特征的综合分析研究,主力开发层系Ⅰ油组属于特低渗透断块油藏,裂缝不发育,并建立南一段地质模型.对研究工区内探井、评价井各种资料数据统计分析,在考虑启动压力梯度条件下进行相关油藏工程计算,同时参考国内低渗透油田井网部署资料,综合油藏数值模拟方法得到南一段Ⅰ油组井网优化部署研究结果:矩形反九点,排距井距150 m ×250 m.综合南一段Ⅰ油组地质、开发现状特征,部署56口开发井,应用地质模型合理粗化数据体进行油藏数值模拟,实现15年开发指标预测,为油藏的合理开发投产起到一定借鉴和指导意义.     

特低渗透油藏渗流理论研究

根据低渗油藏渗流特征,提出了非线性渗流连续模型,在此基础上推导了稳态渗流压力分布公式和产量计算方法,用积分法得到非稳态渗流压力分布和动边界传播规律的公式。对该模型和其他低渗模型为基础得到的稳态和非稳态渗流的计算结果进行比较,不同模型计算结果差别显著。在研究低渗油藏渗流规律和指导开发低渗油藏的生产实践须考虑非线性渗流的影响.     

樊107块特低渗透油藏有效开发技术探讨

大芦湖油田樊107块为扇三角州前缘滑塌浊积形成的岩性油藏,具有埋藏深、渗透率低、油水关系复杂等特点.通过合理选择注采井网、恰当选择注水及层间、井间的接替时机,以及整体压裂改造、控制注采比注水等技术措施,实现了特低渗透油藏的成功开发.樊107块注水开发取得了良好效果:采出程度高、含水率低、刺余可采储量的采油速度高、地下存水率高.主要开发指标高于同类型油田,可为类似油藏的开发提供借鉴作用.     

随机建模在克拉玛依油田砾岩储层描述中的应用

针对克拉玛依油田七中、东区克拉玛依组砾岩储层非均质建模中，储层描述不确定因素增多的特点，利用井点内外信息随机性概念，通盘处理测井数据、地震数据和岩心数据，合理整合多方面信息，以减少储层描述中的不确定性。结合地震解释、测井数据、岩心分析、生产动态等已知信息进行建模，优选出更加符合油田实际生产状态的非均质砾岩储层地质模型，分析了有利沉积微相带主槽控制的油气储层特征及其规模和范围，为该区砾岩油藏增储上产和调整挖潜提供了相应的地质依据。     

苏里格气田低渗透储层成岩储集相特征

研究了苏里格气田二叠系储集层的沉积相、成岩作用及微观孔隙结构,分析了成岩作用对低渗透储层储集物性的影响.研究结果表明,造成本区砂岩储层特低渗透率的主要原因是成岩期强烈的压实作用及各种自生矿物的充填和胶结作用.选用流动层带指标、孔隙度、渗透率、粒度中值、泥质含量、孔喉半径均值和变异系数7项参数,建立了遗传神经网络的学习及预测模型.采用神经网络模式识别方法,对苏里格气田二叠系进行了成岩储集相的识别.识别出了4类成岩储集相,即不稳定组分溶解次生孔隙成岩储集相、碳酸盐胶结物溶解次生孔隙成岩储集相、强压实强胶结剩余粒间孔成岩储集相和极强压实强胶结致密成岩储集相.阐述了各类成岩储集相的特征,并结合沉积相,确定了各成岩储集相的时空展布.     

影响大型酸压储层改造效果的主要因素分析

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储集空间复杂,70%的油井需要酸压建产,部分油井因埋藏深、地温高,原有的酸压规模小,裂缝穿透距离有限,不能有效沟通储集体,导致油井供液不足,低产低效。通过对已实施油井分析研究得出影响大型酸压效果的主要因素为(1)油井所处井区油气富集程度;(2)油井控制区域储集体发育程度;(3)前期酸压沟通储集体状况;(4)压裂施工规模及参数。     

砾岩油藏水驱开发潜力分级评价

砾岩油藏岩性复杂、非均质性强,为了解决注水开发过程中储层动用程度差异较大等问题,基于砾岩油藏的地质和开发特点,在综合考虑储层非均质性、储层剩余储量和油相流动能力的基础上,建立了砾岩油藏水驱开发潜力评价指标集,进而根据油田的开发动态变化特点,以不同面积单元为研究对象,应用模糊C均值聚类算法对不同单元的开发潜力进行无监督分级,建立了一种客观、合理的综合评价方法。该方法应用于新疆BH油田的开发潜力分级评价,所得的评价结果与油田地质和开发状况（呈区域性分布的特点）相符。其结果有助于分区实施开发调整措施。     

克拉玛依油田七中、东区克下组砾岩储层孔隙结构特征及影响因素

利用铸体薄片、扫描电镜、岩石物性和压汞资料,对克拉玛依油田七中、东区克下组砾岩储层孔隙结构及影响因素进行了详细分析。研究区克下组属于中孔、中渗透储层,以粒间溶孔为主,次为原生粒间孔隙,优选出孔隙度、渗透率、均值、偏态、饱和度中值半径、最大孔喉半径、平均毛管半径、视孔喉体积比和非饱和汞孔隙体积百分数共9个能反映孔隙结构的参数,采用K-Means聚类分析方法将研究区克下组砾岩储层分为4类（Ⅰ—Ⅳ）,分别代表储层孔隙结构好、较好、较差、差;储层的微观孔隙分布主要有3种类型,孔隙直径分布分别呈单模态、双模态和复模态。影响孔隙结构的因素有构造作用、沉积作用和成岩作用。构造格局决定着储层的沉积格局,进而控制了储层的孔隙结构。沉积作用的影响主要表现在岩性对储层物性的控制。压实作用造成孔隙度降低;胶结作用使孔隙结构和物性变差;溶蚀作用产生的次生孔隙使储层孔隙结构和物性得以改善;重结晶作用产生的新生自形晶矿物全充填或半充填于粒间孔隙和喉道中,使孔隙减少、喉道变窄,孔隙连通性变差;压溶作用可产生压溶缝、缝合线或溶孔,扩大了孔隙空间。     

克拉玛依油田砾岩油藏水淹层定量解释

克拉玛依油田砾岩油藏储集层岩性复杂、非均质性强、注入水矿化度变化大,水淹层定量解释较困难。通过多元回归建立分岩性的饱和度模型以及产水率、水洗指数等解释模型,结合地层电阻率变化特征,能够有效地提高水淹层测井解释的精度,满足实际应用要求。     

标准测井在砾岩储层评价中的应用——以克拉玛依油田七区砾岩储层为例

克拉玛依油田七区综合测井资料有限，在砾岩储层精细描述中，利用标准测井资料分析计算了砾岩储层物性的参数变化，利用标准测井视电阻率和岩心分析资料建立了储层岩性图版及电性标准，利用孔隙度分析资料和综合测井资料标定了标准测井自然电位减小系数及视电阻率值刻度，建立了区块标准测井储层评价及孔隙度、含油饱和度分析模型。而且标准测井分析模型孔隙度、含油饱和度平均绝对误差和相对误差均在储层描述工作允许范围内，从而解决了在缺乏综合测井资料时无法进行储层精细描述及参数标定的问题。     

低渗油藏降压增注技术

濮城油田小断块低渗透油藏长期回注污水,注水井油层近井地带垢污堵塞,已严重影响油田的注水开发效果。为提高地层渗透率,增补地层能量,对高压低渗注水井,推广实施了缩膨降压增注技术、多氢酸深部酸化技术、精细过滤配套技术,通过应用在降低注水压力、增加注水方面收到良好效果,实现油井增产。     

洪积扇相厚层砾岩储层流动单元精细划分——以克拉玛依油田八道湾组油藏为例

针对洪积扇相储层沉积厚度大、储集岩性粗、非均质性强等特点,提出了以地质研究为主线,定性分析与定量分析相结合的分层次流动单元研究方法。基于流动单元的定义及其地质内涵,根据FZI直方图和累积频率曲线作图法,对取心样品进行定性分析,以此作为流动单元定量判别的依据,同时辅以物性、岩性、孔隙结构等表征流动单元的定量指标建立流动单元定量识别模式,最后应用随机建模方法对流动单元进行井间预测。研究结果表明,应用该方法划分流动单元,精细表征了厚层砾岩储层的强非均质性特征,与油田开发动态特征具有较高的吻合度,取得了较好效果。     

克拉玛依油田二次开发经济效益评价方法

阐述了克拉玛依油田二次开发对象、项目内容、必要性及特点,从项目本身、油田公司及集团公司的层面上分析了二次开发与一般项目经济效益评价的重大区别,并就具体评价编制了案例。该项研究已在克拉玛依油田二次开发工作中得到应用,对于老油田进行开发调整研究,努力稳定老区产量和提高油藏采收率,正确认识二次开发的经济效益具有重要的现实意义。