长庆油田超低渗透油藏开发技术研究与应用

长庆油田超低渗透油藏,分布范围广,开发难度大,是目前油田产能建设的重要区域,由于形成了一整套开发技术,如精细油藏描述和地质建模技术、储层综合评价和横向预测技术、精细注采调控技术等的应用,实现了油藏高效开发和持续稳产,本文系统的研究和总结了超低渗透油藏实现高效开发的配套系列技术,将对大规模开发超低渗透油藏具有重要的指导作用。     

长庆油田超低渗透油藏开发地面设计探讨

长庆油田超低渗透油藏开发的地面工程设计针对黄土高原复杂地形特点以及大规模滚动建产和快速建设需要,根据地质开发特点、原油物性和管理需求,应用了大丛式并布并和井站一体的小站布局模式,功图计量、树枝状不加热集输、油气混输二级布站的油气集输工艺,供注水一体化的水源直供、小站增压注水工艺,流沙连续过滤、反洗的水处理工艺等,优化简化了地面系统,同时推行标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作、社会化服务,实现了地面建设投资的有效控制。     

超低渗透油藏开发与科学管理的有效结合

低渗透油藏可以根据渗透率情况分为低渗透油藏、特低渗透油藏、超低渗透油藏三种类型。目前,超低渗透油藏在开发的过程中的难度较高并且开发的效果不好、产量不稳定。我国的超低渗透油藏占勘探开发油藏比例持续上升,因此需要加强对超低渗透油藏开发技术的研究力度。本文对超低渗透油藏特征进行分析,并从超低渗透储层分类评价技术、产能快速预测技术、井网优化技术、超前注水技术、压力系统优化技术、油藏描述技术、吞吐技术、微生物采油技术等几个方面对超低渗透油藏的开发技术进行研究,以期提高超低渗透油藏科学管理效果及油藏开发效率。     

长庆超低渗透储层开发潜力的模糊综合评价

以有用孔隙度、可动流体饱和度、主流喉道半径和启动压力梯度作为低渗透储层分类评价的参数,利用模糊数学综合评价方法,对长庆油田5个低渗透区块的开发潜力进行了评价,分类评价结果与区块初期的实际产能符合较好,表明该分类能较好地反映长庆超低渗透储层的真实开发潜力.     

超低渗透油藏周期注水开发技术政策优化研究

姬塬油田G271区受裂缝及非均质性影响,随着注水开发的深入,部分早期受效明显的注采井间已形成水窜通道,同时形成剩余油滞留区,本文采用数值模拟方法研究了周期注水方式,利用压力场的不稳定变化,提高波及体积,研究了不同注水方式、周期注水量变化幅度、注水周期条件下的开发效果,结果表明:注水时机为异步周期注水,周期注水量变化幅度为100%,周期为60 d的效果最好。通过在姬塬油田G271区的实践应用表明,合理的周期注水方式能够改善油田开发的技术经济效果。     

动态渗吸对超低渗透油藏开发的影响及应用

针对超低渗透油藏渗透率低、孔喉结构复杂、非均质性强、常规注水难以建立有效驱替、裂缝-基质间渗吸作用强等问题,运用室内渗吸实验和相似理论,在分析超低渗透油藏动态渗吸驱油机理的基础上,得到动态渗吸特征及主要影响因素,并将实验室数据应用到油田现场。实验结果表明:影响超低渗透油藏动态渗吸的主要因素包括润湿性、注入速度、裂缝密度、吞吐周期等。其中,润湿性是渗吸的主要影响因素,岩石亲水性越强,渗透率越高,裂缝越多,动态渗吸效果越好;适合超低渗透油藏开发的注水速度为0.1 mL/min;合理吞吐周期为2～3个,优化闷井时间为30 d左右。矿场试验表明,鄂尔多斯盆地A油田5口水平井进行体积压裂并利用动态渗吸采油后,平均含水下降20个百分点,5口水平井累计增油2 145 t,效果显著。研究成果对超低渗透油田生产方案的制订有指导意义。     

超低渗透油藏超前注水开井时机研究

针对安塞油田超低渗油藏物性差、难以经济有效开发的现状,对其超前注水区油井开井时机进行了研究,在地质和渗流特征分析的基础上,从理论计算和矿场验证两个方面入手,具体提出并量化了以现场压力测试数据、累积注水量等为依据的两个主要参数,对超低渗油藏的后期开发将起到重要指导作用。     

高压注水在低渗透油藏开发中的应用

低渗透油藏的主要特点是储层孔隙小、喉道细、渗流阻力大，油井产油能力和吸水能力都非常低。流体在地层中的流动受毛管力、贾敏效应等因素影响，注水井大多启动压差大，要求注水压力高，注水难以达到配注要求，其结果是地层能量得不到有效补充，注水效果不理想。受平面非均质性的影响，整体提压运行成本费用高、效率低。通过采取单井装增压泵的高压注水方式，可以有效提高注水量，促进油井见效增产，达到提高低渗透油田注水波及效率和采收率的目的。     

小卡距分注工艺在长庆超低渗透油藏的研究应用

超低渗透油藏非均质性差,部分区块一套油层发育多个小层,小层之间薄夹(隔)层发育,部分隔层仅有2～3m,封隔器难以准确座封,给小卡距井分层注水带来一定的困难。本文通过前期的调研分析,研究并开展了以磁定位和机械定位技术为主导的小卡距分注技术研究与试验,并对工具及工艺技术进行改进与完善,更好的适应了超低渗透油藏小卡距分注特点。     

超低渗透油藏地面后评价总结和分析

本文结合长庆超低渗透油藏产能建设项目地面系统建设进行项目后评价分析。通过后评价分析设计目标和达到目标之间存在的距离和问题,为今后类似项目的设计提供一定的依据。     

长庆油田油藏效益分类及开发对策

在长庆油田油藏类型不断增多、国际原油价格低位徘徊的双项作用下,厘清长庆油田不同类型油藏效益类别和识别不同类型油藏在不同油价下原油产量界限,成为油田公司生产经营决策的迫切需求。按照效益评价与油藏研究、动态开发情况、油井生产故障及综合治理相结合的分析方法,构建不同类型油藏的成本、开发指标与效益的关系,进行低效井影响因素分析,为油藏的效益开发提供参考。     

复合射孔技术在长庆油田的应用效果

复合射孔技术是了孔缝结合型超深射孔技术，可克服常规射孔的多深浅，无法突破近井污染带，存在压实伤感等缺陷，可有效破除常规射孔在岩石基体中产生的压实带，为正确评价该技术在长庆油田应用6年的效果，选择了21口复合射孔中和与之相邻石油层物性非常相近的28口常规射孔井，分5个区块，对射孔，效果进行对比评价，结果表明，复合射孔技术可使地层破裂压力平均降压3-5MPa，大大提高射孔孔道附近油层的渗透率，改造低渗，物低渗储集层的效果比常规射孔技术更为明显，并能自效降低施工成本，对提高低孔，低渗油，气压产能的效果显著，图1表2参7     

长庆超低渗储层注水井用油溶性分流剂的性能与应用评价

由于受沉积韵律、储层物性、非均质性等影响,长庆油田每年吸水不均井占比超35%,严重影响生产井组动态。针对以上问题,以姬塬油田超低渗储层为研究对象,自主研发了一种适合近井地带剖面调整的油溶性分流剂WS-2,室内测试了其溶解性、耐温性、分散性、粒度、封堵效率和解堵性能,并进行了现场试验。研究表明,分流剂WS-2在酸溶液和水中均不溶而易溶于煤油,软化点在120℃左右,粒径30数100 um。WS-2分散性能好、遇携带液呈悬浮状,便于注入地层,对岩心的封堵效率在90%以上,可满足现场应用。针对尖峰状和指状吸水不均井使用油溶性分流剂WS-2,平均吸水厚度增加2.5 m,平均水驱动用程度提高8%,3个月后生产井组动态稳定,达到了注水井剖面调整的目的。油溶性分流剂WS-2在同类的油藏中具有推广使用的前景。图6表3参14     

长庆特低渗透油藏井网密度确定方法研究

论述技术合理井网密度和经济合理井网密度的各种计算方法．分析基于中高渗储层得到的各种计算方法在低渗透储层中的适用性，认为技术合理井网密度与低渗透油藏实际井网密度吻合程度低、经济最佳井网密度与特低渗透油藏井网密度相关性最好，提出了一种利用流度确定特低渗透储层井网密度的方法。     

长庆油田低渗透高矿化度油藏驱油用起泡剂评价

对于长庆油田低渗高矿化度油藏,空气泡沫复合驱提高采收率是可行、有效的方法。本文评价了高矿化度地层水、原油等地层介质对8种起泡剂发泡性能、稳泡性能的影响;起泡剂对原油和高矿化度地层水的表面张力和黏度的影响。这8种起泡剂分别为高级醇聚氧乙烯醚硫酸钠,椰油酰胺丙基二甲胺乙内酯,十二烷基苯磺酸钠,辛基酚聚氧乙烯醚（TX-10）,烷基酚聚氧乙烯醚（OP-10）,椰子油烷醇酰胺6501,醇醚羧酸盐,FLH非离子渗析剂,依次按1~8编号。长庆油田注入水水型Na₂SO₄,矿化度1.1 g/L,pH值6.5;地层水水型CaCl₂,矿化度82.2 g/L,pH值5.95;原油密度0.85 g/cm³,黏度6 mPa·s。结果表明,6~8号起泡剂与长庆油田地层水不配伍。1~5号起泡剂使注入水和地层水的表面张力降低一半,对原油表面张力和黏度无影响。将配液用水由注入水改为体积比1:1的注入水、地层水混合水后,1~5号起泡剂的泡沫体积变化较小,3~5号起泡剂的泡沫半衰期没有变化,1号起泡剂泡沫半衰期由70增至260 min,2号由60降至25 min。在5% 1号起泡剂溶液中加入1%原油,泡沫体积由398降至388 mL、泡沫半衰期由70降至7 min,洗油能力较好。1号起泡剂高级醇聚氧乙烯醚硫酸脂钠符合长庆油田空气泡沫驱的要求。     

特低渗透扶杨油层技术动用下限研究

大庆外围油田扶杨油层为低孔特低渗透储层,开发难度大、经济效益差是制约扶杨油层储量动用程度的瓶颈。在认真分析特低渗透储层出油能力和产油状况的基础上,针对特低渗透储层存在启动压力梯度以及具有非线性渗流的特点,提出了应用试上限定下限的试油趋近法、可动孔喉半径法及拟启动压力法综合确定特低渗透扶杨油层技术动用下限的新技术新方法,应用上述三种方法并结合矿场资料进行综合确定地层原油粘度在4mPa·s条件下,特低渗透扶杨油层的技术动用下限渗透率为0.5×10~(-3)μm~2。     

姬塬油田长63超低渗油藏注采效果评价

姬塬油田长6₃油藏属于超低渗油藏,现有井网难以形成有效的驱替压力系统,油藏趋于衰竭开采,亟需对现有井网的注采效果进行评价,为后续井网加密调整提供理论支持。为此,优选出水驱储量控制程度、地层压力保持水平、注采静压差、见效比例、见水比例、投产满2年单井产能、水驱储量动用程度、水驱体积波及系数和动态采收率9个评价指标,引入综合权重,建立了基于未确知测度的超低渗油藏井网注采效果评价模型,对研究区长6₃油藏进行了井网注采效果评价。评价结果表明,姬塬油田长6₃油藏井网的注采效果差,需要立即进行井网调整。评价结果符合油藏目前的生产状况,证明了评价模型的准确性,为超低渗油藏现有井网注采效果评价提供了一种新的思路和方法。     

长庆油田靖边-吴旗地区三叠系长63油组储层评价

靖边-吴旗地区延长组低渗透储层发育,研究程度低,勘探、开发难度大。应用岩心观察、岩心分析、岩石薄片和测井、地震等资料,综合研究研究区长63储层特征,预测了优质储层的发育情况。结果表明,长63油组储层岩性主要为岩屑质长石细砂岩,碳酸盐岩胶结为主,粒间孔为主要的孔隙类型,属于低孔-低渗、特低渗储层。影响储层物性的因素主要包括岩性、胶结物含量、孔隙类型和沉积相类型几个方面。研究区好储层、中等储层主要发育在水下分流河道微相和远砂坝微相发育部位。     

成像测井技术在长庆低渗透油气藏勘探中的应用

从低渗透储层测井精细解释方法、低电阻率油气层成因机理与识别、声电成像测井解释模式、裂缝识别与评价等四个方面初步讨论了成像测井技术在长庆油气勘探中的应用情况及效果。认为,以声电成像和核磁共振为代表的测井新技术在提高低渗、低阻和裂缝性储层测井评价的精度方面可以发挥重要作用;适度提升测井数据采集的技术档次,是经济有效地解决长庆低渗透、非均质复杂油气储层定量评价难题的重要措施之一。