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。     

特低渗透扶杨油层有效动用条件研究

应用核磁共振测定可动油饱和度方法,对扶杨油层不同渗透率储层的可动油饱和度进行了测定,为有效标定特低渗透储层的可动用储量,研究特低渗透储层的动用效果提供了依据。提出适当缩小井距是改善特低渗透油田开发效果的有效手段,经济极限井距和技术极限井距是制约特低渗透储层经济有效动用的两个重要条件：     

特低渗透各向异性油藏井网加密储量动用规律

在特低渗透油藏中,由于高渗透条带的发育,通常使其表现出渗透率各向异性特征,导致注采井间的渗流规律与常规油藏不同,对井网加密形式的适应性也存在差异。基于各向异性油藏的渗流特点及井网调整形式,利用叠加原理,得到注采平面渗流场计算公式;引入线状排驱概念,对各向异性油藏井网加密形式进行适应性分析;用驱动压力梯度表征储量动用程度,提出无因次动用提高程度概念,建立定量表征注采井间储量动用规律的方法。结果表明,将初始正方形反九点井网系统地调整为排状加密井网,形成线状排驱,可有效提升特低渗透各向异性油藏的储量动用程度;初始井网井距大于400 m时,注采井间储量动用提升潜力较大。     

川西难动用致密砂岩气藏储量可动用界限研究

确定气藏可动储量界限方法有气层试气求产法和产能模拟法。试气求产法对常规气层是有效的,准确性也较高。但对于致密特殊气层,要经过压裂改造才能求产的气井,该方法就很难求准。文章另辟新径,尝试用单井数值模拟方法来确定储量可动用物性下限,并综合实际生产、测井解释、渗流下限、物性分析等成果,获得了川西难动用致密砂岩气藏经济技术储量可动用物性下限。     

大庆油田长垣外围特低渗透扶杨油层综合分类

为了满足大庆油田长垣外围特低渗透扶杨油层精细水驱挖潜的需求,常采用油藏分类界限的方法对投产初期的区块进行合理分类。对于多个分类参数介于不同分类结果的特低渗透区块,该方法却加剧了划分结果的不确定性。为了解决这一问题,在已有长垣外围特低渗透扶杨油层分类界限成果的基础上,建立了多参数聚类分析、动静态一致性检验与综合评判分级相结合的油藏分类方法,明确了两大类、四小类区块的分类评价标准,并对各区块分类结果进行了验证。结果表明：该方法解决了个别区块分类参数介于不同分类结果造成的分类困难等问题,实现了63个已开发特低渗透区块的合理分类,并且具有计算简便、精确度高的特点,为大庆油田新投产特低渗透区块的高效精细分类提供了有力的依据。     

提高特低渗透扶杨油层单井压裂效果途径探讨

通过对储层伤害和裂缝伤害的定量模拟实验发现,对于孔隙喉道狭窄的特低渗透扶杨油层,"压裂液滤液伤害"是影响扶杨油层改造效果的主要因素,同时,还首次提出了低渗透油层压裂液滤液返排时存在"启动压力"的观点.另外,根据不同压差与时间条件下岩心渗透率恢复的室内实验结果,提出了采用较大返排压差的工艺及技术措施,通过现场试验取得了较好的改造效果,为特低渗透油层进一步提高单井产能提供了实用方法.     

特低渗透油层水驱油效率实验研究

对于一个注水开发的油藏，利用现场取心的岩样，通过实验室的模拟实验，可以得到不同样品注水采油的生产数据，并可计算出油水两相的相对渗透率曲线。本文是对安塞和靖安长６特低渗透油层水驱油实验结构的综合分析。     

苏里格致密砂岩气藏未动用储量评价及开发对策

为落实苏里格气田强非均质致密砂岩气藏储量规模和动用程度、评价稳产潜力，基于储层地质知识库，通过细分计算单元采用"容积法"完成储量复算；结合储层静态参数、气井生产指标及内部收益率建立了储量分类评价标准，将储量分为富集区、致密区和富水区三类；优选"单井控制面积法"评价已动用储量和剩余未动用储量。评价结果表明，苏里格气田储量基础落实，各区块储量动用程度差异大，储量综合动用程度为40.1%，剩余未动用储量规模大，稳产潜力较好。目前经济技术条件下，气田稳产主要通过井网加密、侧钻水平井及查层补孔的方式来提高富集区和致密区储量动用程度，富水区剩余储量的有效动用仍须进一步攻关。     

喇萨杏油田各类油层的储量潜力

喇萨杏油田经过四十多年的开发调整,各类油层动用状况较为复杂.为了搞清各类油层潜力,从油藏工程原理出发,建立了水驱特征曲线和相对渗透率曲线结合计算分类井网动态储量方法,解决了静态法无法测算分类井地质储量问题.通过动静结合,形成了分层储量、剩余储量计算方法.计算结果表明喇萨杏基础井和一次加密井地质储量占总储量的81.34％...     

低渗透油藏压力敏感性实验研究

低渗透砂岩储层在开采过程中,随着有效应力的升高将会发生渗透率应力敏感,导致渗透率的下降。在考虑储层原地应力的情况下,对塔里木油层岩心进行了实验研究。结果表明:该区块的应力敏感性很强,变化规律符合指数关系式,在同一区块,渗透率相对较高的岩心随着覆压的变化渗透率恢复程度反而越低。通过对4个不同区块具有代表性的4块岩心进行饱和水后测定渗透率的变化实验表明:饱和水后渗透率急剧降低,渗透率相对较高的岩心渗透率下降得越明显。     

镇泾油田长8超低渗油藏应力敏感性实验研究

用两种方法对鄂尔多斯盆地南部镇泾油田长8油藏砂岩进行了应力敏感实验,实验结果表明,渗透率随有效应力的变化而变化幅度较大,内压较大时,渗透率随围压的变化而变化幅度很大。应力敏感性评价采用了三种方法,其中,采用应力敏感指数法评价储层为弱应力敏感,此法符合实际生产过程,具有参考价值。     

低渗透油田富集区预测技术研究——以松辽盆地扶杨油层为例(为《岩性油气藏》创刊而作)

我国大型浅水湖盆中低渗透储层是十分重要的勘探领域之一,该文以松辽盆地扶杨油层为例,系统论述了低渗透储层的特点、成藏条件及勘探难点,提出了利用地质和地震相结合,有效预测主力河道发育区和含油相对富集区的方法体系,形成了一套在低渗透储层中“贫中找富”的勘探思路及技术对策。     

低渗透气藏克氏渗透率影响因素室内实验研究

含有二氧化碳的低渗透气藏的岩石物性及流体物性具有特殊性,无法准确分析气体滑动效应对克氏渗透率和渗流能力的影响。为此,采用室内单相气体渗流实验进行测定与分析。结果表明,气体在岩心渗流过程中存在克氏效应,岩心类型、围压、气体类别和温度是影响其克氏渗透率的主要因素。孔隙型岩心的克氏渗透率远大于微裂缝—孔隙型岩心的克氏渗透率。随着实验围压的增大,气测渗透率与气体平均压力倒数关系曲线的斜率不变,但是克氏渗透率及其变化幅度逐渐减小。由于气体的相对分子质量不同,二氧化碳的克氏渗透率大于天然气和氮气的克氏渗透率。在相同的实验围压和实验岩心条件下,实验温度越高,其对气体渗流的影响越小,即20℃时岩心的克氏渗透率大于50,80和140℃下岩心的克氏渗透率。     

西峰油田庄58井区长81储层出水原因

西峰油田庄58井区长81油层厚度大,储层物性较好,测井解释含油饱和度较高,油层打开后多为高含水,生产能力低。在对西峰油田庄58井区长81储层基本地质特征进行研究的基础上,选取具有代表性的6块样品岩心进行了核磁共振可动流体评价研究,并采用铸体薄片和电镜扫描等手段,针对长81低渗透储层出水原因进行了分析研究。结果表明：绿泥石薄膜厚度越大往往可动流体饱和度越小。亲油性绿泥石薄膜吸附原油中重质组分是测井解释为油层或者油水层、但是打开后却出水不出油的主要原因。     

基于控制储量升级率的油气探明储量增长趋势研究

油气探明储量增长趋势研究是油公司制定合理的勘探开发战略的基础。以某油公司为例,总结了该公司近10a来控制储量对新增探明储量的贡献率,发现近3a稳定控制储量贡献率在50%左右。控制储量升级率可分为新增控制储量升级率和累积控制储量升级率,研究结果表明,累积控制储量升级率对预测下一年度新增探明储量的增长更有指导意义。考虑到近几年新增控制储量品质相近,利用累积控制储量和新增探明储量的关系,建立了预测下一年度新增探明储量的公式,预测值与实际值误差为9%,该方法可为勘探开发决策部门提供参考。     

浅析低渗透油藏储层水锁评价方法

在分析水锁损害室内实验的基础上,提出了一种室内定性研究含水饱和度对水锁影响的方法,即将岩心置于岩心夹持器中,直接在出口端面施加压力,使相应地反注液注入岩心造成水锁损害.通过此种方法分析致密砂岩储层的水锁效应,结果与APTi模型的计算结果相符合.     

东辛油田辛68断块油藏储量动用质量评价

从质量管理与控制的角度出发,提出利用油藏储量动用质量来定量表征储量动用状况的新方法.运用这一新方法,评价了辛68断块油藏的储量动用质量,分析了其主要影响因素,制订了提高其储量动用质量的对策,从而为该块及同类型油藏的深度开发提供了依据.     

中低煤阶煤层气储量复算及认识——以鄂尔多斯盆地东缘保德煤层气田为例

保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带北段,属于典型的中低煤阶煤层气田。2011年,该气田探明煤层气地质储量183.63×10⁸ m³,技术可采储量91.82×10⁸ m³,截至目前,气田已规模开发6年。由于储量计算参数发生了明显变化,需要重新评估储量的动用情况和可动用性。2018年9月,按照储量规范,结合煤层气自身的产出机理和开发特点,利用动态资料,采用体积法复算了地质储量,采用产量递减法和类比法重新标定采收率,对2011年提交的探明储量进行了复算。复算增加煤层气探明储量29.86×10⁸ m³;采收率标定结果为52%,较2011年增加2%;标定技术可采储量110.94×10⁸ m³,较2011年增加19.12×10⁸ m³。储量复算工作需重点说明计算参数的变化情况,在技术可采储量计算以及采收率确定过程中,在已开发的区域需要按照地质条件进行分类计算。