大型低渗透岩性油藏高效开发技术实践与认识——以靖安油田五里湾一区长6油藏为例

从鄂尔多斯盆地三叠系长6储层地质特征入手,深入研究影响该油藏高效开发的各种不利因素。按照开发进程的脉络研究其开发规律以及相应的开发措施和技术,全面、系统地总结了五里湾一区长6I油藏i0多年来的高效开发技术．研究结果对与其相似的油藏的高效开发有重要的借鉴作用和参考价值。     

靖安油田虎狼峁区长6油藏孔隙结构研究

虎狼峁区长6储层以细砂岩为主,长石含量较高,孔隙以剩余粒间孔为主,长石溶孔是最主要的此生孔隙,储层平均孔隙直径23·3μm,平均喉道直径2·56μm,常见有4种孔隙组合,与中细喉相连通的孔隙体积占80%以上,孔喉分布的均匀程度比较差。     

靖安油田五里湾长6油藏压裂实验区高效开发主体技术

靖安油田五里湾油藏处于陕北斜坡中部,为一平缓的西倾单斜(倾角小于1度),背景上发育的多组轴向近东西向德鼻状隆起构造。压裂实验区位于五里湾长6油藏东部,1998年投入开发,至今已开发10年之久。该区块所辖油井48口、水井23口。平均日产液342m~3、日产油253t、综合含水14.9%、平均单井产能5.27t。该区域储层物性相对较好,受储层非均质性影响较小。沉积相上该区块以河口坝沉积为主,砂体发育以长621、长622为主。该区块主要采用反五点布井技术、超前注水技术等开发技术。使该区投入开发以来一直保持较高的开发水平。     

靖安油田五里湾长6油层损害机理分析

靖安油田是鄂尔多斯盆地发现的2个最大特低渗油田之一,是继安塞油田后的又一整装大油田。该油田五里湾一区1996年投入试采,1997年11月转入注水开发,该区注水开发已暴露出一些问题,如油井见水后采液、采油指数迅速下降,采油速度降低[1],地层吸水能力下降,采用的酸化、低密度洗井及增产改造措施基本无效等。     

靖安油田五里湾一区大型压裂低渗油藏数值模拟研究

鄂尔多斯盆地油藏以低渗油藏为主,对低渗油藏进行油藏数值模拟是目前的难点,经过大型整体压裂的低渗油藏数值模拟有其特殊性。针对鄂尔多斯盆地的低渗特点,以靖安油田五里湾一区为例,在油藏数值模拟中,结合试井资料,并根据等值渗流阻力法原理对近井地带地层渗透率作合理调整,采用等连通系数法原理对井间连通性修正技术和局部网格加密技术来模拟水力压裂时产生的压裂裂缝．从而达到较好的动态资料拟合效果。在历史拟合的基础上进行油田不同生产规模和不同注采比开发技术政策界限的研究,设计了合理的开发技术政策,对油田开发生产起到了很好的指导作用。     

五里湾长6油藏中低含水阶段含水变化规律研究

通过应用油藏工程分析法结合数理统计深入研究五里湾长6油藏中低含水阶段含水变化规律,找出控制含水上升的主控因素,对科学制定五里湾长6油藏开发技术政策,实现油田持续、高效、稳定开发具有十分重要的现实意义。     

姬塬油田黄39区长8油藏开发技术研究

通过对黄39区长8油藏分区块、分部位储层物性的对比,认识其地质规律。同时总结近四年来油田开发经验和效果,根据不同油藏的地质规律,分油藏总结其流动规律。系统剖析、总结各区块长8油藏开发规律及开发规律在油藏开发过程中的应用,确定不同区块油藏含水上升受控因素、制定及优化开发技术方案、确定油藏注采单元、明确油水井下步治理措施及油水注采井网完善计划。     

姬塬油田黄39区长8油藏开发技术研究

通过对黄39区长8油藏分区块、分部位储层物性的对比,认识其地质规律.同时总结近四年来油田开发经验和效果,根据不同油藏的地质规律,分油藏总结其流动规律.系统剖析、总结各区块长8油藏开发规律及开发规律在油藏开发过程中的应用,确定不同区块油藏含水上升受控因素、制定及优化开发技术方案、确定油藏注采单元、明确油水井下步治理措施及油水注采井网完善计划.     

五里湾长6油藏剩余油分布特征及挖潜技术研究

靖安油田属于典型的低渗透油藏,具有典型的三低特征,油藏进入中含水期,水驱规律、剩余油分布特征较为复杂,调整难度大,因此研究剩余油对低渗透油藏进入中高含水期具有较为重要的意义。本文以靖安油田最具有典型代表的五里湾长6油藏为例,深入研究进入中高含水期剩余油分布特征。五里湾长6油藏已进入中高含水开发阶段,由于不同开发阶段的生产制度、开采速度、注采矛盾、开发特征等原因影响,剩余油分布认识不清,致使剩余储量动用难度增大,严重影响了采收率的提高,本文主要从动态分析法、数值模拟法、沉积相法、动态监测法等国内外成熟的剩余油研究方法有机的结合研究五里湾长6油藏剩余油富集规律,并通过认识的规律指导挖潜剩余油,取得了良好的开发效果,对其它类似油藏的后期开发有较强的指导意义。     

五里湾长6油藏见水井生产规律研究及应用

五里湾长6油藏1997年投入开发,1998年全面注水开发,但是随着注水开发的深入,油藏含水逐渐上升。本文研究总结了长6油藏见水井的开发规律,适时开发调整,为油田的进一步稳产提供技术支撑,同时为后期开展措施挖潜积累了经验。     

多项剩余油研究技术在五里湾长6油藏开发中的应用

五里湾长6油藏自1996年投入开发试验,1997年采用反九点面积注水井网为主注水开发以来,保持高效开发至今已有14年。2007年综合含水突破20%,进入中含水开发阶段后,随着采出程度的增大,油层普遍见水,平面、剖面矛盾加剧,剩余油分布规律日趋复杂,控水稳油形势日益严峻。充分利用动态分析法、沉积相法、剩余油测试技术、数值模拟技术及检查井等多种方法,较为准确地描述了五里湾长6油藏剩余油分布规律,并对剩余油挖潜技术应用及效果进行了系统总结与评价,探索出了符合五里湾长6油藏剩余油分布研究的科学方法及挖潜技术,对同类油藏开发具有一定指导意义。     

油藏综合相渗曲线拟合方法

多孔介质中存在多相流体时,其相对渗透率会受到润湿性、岩石结构、流体饱和顺序等因素影响。岩心室内试验得到的单个样品相对渗透率变化规律仅表征了某种孔隙结构下的渗流规律,而储层孔隙结构的非均质性对渗流的影响很难用一块岩样试验结果表达清楚。表征油藏中多个含油小层、以及同一小层不同沉积相带孔隙结构储层油水渗流规律需要综合各样品的试验结果,不同样品在综合过程中所占比重也需要合理分配。利用室内相渗试验、岩心化验分析结果,提出油藏综合相渗曲线渗透率拟合目标值等于油藏的平均渗透率,样品在综合曲线中的权重系数根据孔隙结构分布规律或渗透率分布规律确定,并给出了拟合油藏综合相渗曲线具体方法及步骤。     

鄂尔多斯盆地长7超低渗油藏渗流规律研究

超低渗油藏由于岩性致密,导致渗流阻力大、压力传导能力差,直接影响到油井的产能、文中在岩心流动实验的基础上．利用统计分析方法,对长7超低渗油藏的启动压力梯度、储层的应力敏感性和油水两相渗流规律进行了分析讨论,得出流体在该油藏中流动时普遍具有启动压力梯度．储层的应力敏感性较为明显,原始含油饱和度较低且可动油体积较小。结合低渗油田开发理论,对油井的产水规律及无因次采油／采液指数变化规律进行了深入分析,提出在注水开发过程中,长7超低渗油藏应尽早注水以保持合理的地层压力,应预先采取措施以防止油井过早水淹：,研究方法及结果对合理开发超低渗油藏具有一定的指导意义,     

低渗透油藏相对渗透率曲线计算方法研究

在对低渗透油藏渗流机理分析的基础上，通过分析启动压力梯度对渗流规律的影响，得到油藏平均含水率，从而拟合出油藏相对渗透率曲线。该方法是一种通过生产数据得到相对渗透率曲线的新方法，不仅可以得到相对渗透率值，还可以得到相对渗透率比值。从计算结果分析可知，该方法结果较为合理，具有很强的矿场实用性。     

靖安油田长4+5油藏储集空间及成岩作用演化

利用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射分析等多种手段,研究了靖安油田长4+5油藏岩石学特征、储集特征、喉道特征、成岩作用及其演化特征。结果表明:研究区储层砂岩成分成熟度偏低,结构成熟度中等,储集空间以粒间孔、长石溶孔为主,储层喉道较细,分选较差,排驱压力、中值压力较高,退汞效率较低。储层孔隙中常见自生石英、长石加大、绿泥石等黏土充填。研究区孔喉组合主要表现为小孔-细喉型。研究区储层岩石成岩作用主要有压实作用、胶结作用、交代作用以及溶蚀作用,经历了复杂的成岩演化过程,对储层物性具有重要的影响。     

温度对特低渗油藏油水相对渗透率的响

针对目前有关特低渗油藏相对渗透率曲线研究较少的现状,通过岩心流动实验,得到不同温度条件下特低渗岩心的油水相对渗透率曲线,将其与中渗油藏的相渗曲线进行对比,并对其相渗曲线的特征值进行了定量描述。对比分析得出：相对中渗岩心,特低渗岩心的相渗曲线有整体向左移动的趋势,残余油饱和度较高,且该饱和度对应的水相相对渗透率很低,岩心的水驱最终采收率较低;随着温度的升高,特低渗岩心的束缚水饱和度逐渐升高,油水同流区变宽,等渗点饱和度右移．残余油饱和度相应减小．岩心的水驱最终采收率增大。     

聚合物微球驱在五里湾长6油藏的应用实践

特低渗均质型五里湾长6油藏进入中高含水开发阶段后,平面上水驱波及半径增大,剩余油分布复杂,剖面上注入沿高渗层段突进、低渗层段难动用,常规的注采调控技术手段挖潜难度大。针对油藏进入高含水期如何稳产及提高最终采收率的核心技术难点,本文在深入剖析开发矛盾基础上,立足一次井网水驱,通过对聚合物微球驱的矿场实践及应用效果总结,形成了较为成熟和完善的提高采收率技术,对同类油藏高含水期稳油控水具有较强的技术借鉴指导意义。     

低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征

摘要方法综合分析我国十余个低渗透油藏的毛管压力曲线和相对渗透率曲线,Ｊ（Ｓｗ）函数及Ｗｙｌｉｅ和Ｇａｒｄｎｅｒ公式,求出不同渗透率油藏的理论相对渗透率曲线。目的总结低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征,为其开发提供理论依据。结果低渗透油藏中孔隙度、束缚水饱和度、残余油饱和度及共渗点与储层渗透率有一定的关系,即随着渗透率的增大,孔隙度、束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水两相共渗区的范围变窄。结论低渗透砂岩油藏的油水相对渗透率曲线具有一定的特征,即随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率变化不大。利用本文所采用的方法可为理论模型模拟计算（动态预测和储量计算）提供输入数据     

靖安油田盘古梁长6油藏流动单元的定量划分

以靖安油田盘古梁长6油藏为例,在沉积微相、储层综合定量分析评价基础上,选取储层厚度、孔隙度、渗透率、泥质含量、流动带指数、储层厚度与孔隙度乘积6个参数进行流动单元的划分。应用高分辨率层序地层学将长6油藏精细划分为15个小层,将所有砂体划分为E,G,M和P 4类流动单元。结果表明,盘古梁长6₁底部和盘古梁长6₂顶部是研究区盘古梁长6油层组的主力油层,各类流动单元与储层岩性、物性、沉积微相和产能具有很好的对应关系。此次流动单元划分的参数取值,综合评价函数与评价指标,能够真实客观地反映低渗、低孔、储层物性差、非均质性强等地质特征,符合该类储层流动单元评价划分的精度要求。     

确定油藏实际开采速度下的相对渗透率

介绍了用油藏实际开采速度作为岩心流动实验的驱替速度时 ,获得相对渗透率曲线的方法。用有限差分方法求解渗流方程组 ,建立的相对渗透率曲线模型是一不确定模型 ,有四个待定参数。用最优化方法使得累计产油量和岩心两端的压差的计算值与实测值之间的方差和最小 ,反求相对渗透率曲线模型的待定参数 ,从而确定相对渗透率曲线。这种方法克服了JBN方法的局限 ,在求低渗岩心的相对渗透率曲线时充分显示了它的优越性。