华庆油田超低渗透储层井合理流压的确定

超低渗油层存在启动压力梯度,所以必须降低井底流压以抵消由于启动压力梯度而产生的附加流动阻力。当井底流压高于饱和压力时,体积系数对产能没有影响;当井底流压低于饱和压力时,体积系数越大,相同流压下的油井产能越大。考虑了压敏效应和脱气的影响,引入应力敏感系数及原油两相体积系数来修正流入动态方程,并在流入动态方程和开发实践经验的基础上绘制了IPR曲线,从而得出华庆油田超低渗油藏目前合理井底流压应为9.3 MPa以上。统计结果表明:白153区106口正常生产油井合理流压保持在9.35 MPa以上时,大部分油井产液量能稳定在6 m2/d以上,产油量稳定在2 t/d以上。     

超低渗透油藏合理流压确定方法

针对超低渗透油藏储层存在启动压力梯度和应力敏感性等特征,对已有油井流入动态方程进行修正。修正的油井流入动态曲线方程可用于不同流动压力下油井流入动态的计算,为超低渗透油藏开发方案的编制提供可靠的理论依据。同时,研究中还给出了油井最低允许流动压力的计算公式,分析了油井最低允许流动压力的影响因素。     

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。     

特低渗透储层主要伤害因素与对策

以靖安长6、安塞长6、老君庙东低区的M油层为例，用储层特性、开发动态与实验分析相结合的方法，研究造成特低渗透油层堵塞的主要因素，并提出相应对策。不同的特低渗透储层性质有别，造成储层伤害的因素也各不相同．但应力敏感性、毛细管力的作用是不同油田都必将面临的主要伤害因素，它们是引起特低渗透油田开发主要矛盾的重要原因。为了防止或减少应力敏感引起的伤害，应尽量避免储层压力的明显下降，开发过程中可以考虑采用超前注水、尽量保持注采平衡。在勘探、开发过程中，应尽力减少钻井液、完井液等进入储层，同时尽量采用低界面张力的钻井液、完井液等有可能滤入储层的液体，以减小水锁造成的伤害。采用合适的表面活性剂加入到注入水中可以减小贾敏效应．提高原油采收率。特低渗油层岩心实验测出的水敏性等储层敏感性指标不见得一定比普通储层高，但特低渗储层本身的孔喉小，渗流能力差，经不起伤害。因此，即使测出的敏感性为弱，同样也要引起重视。在这种储层中主要的敏感性伤害是水敏和酸敏。为了减少注入水引起的伤害，应尽量考虑水源与储层的配伍性，严格水质指标。在采用酸化解堵时，要尽可能选择不会引起酸敏的酸液配方。     

特低渗透储层产量递减规律物理模拟实验

采用取自四川的特低渗透砂岩露头岩心,制作了4个具有不同渗透率的二维平板模型,并进行了衰竭式开采实验.实验结果表明,在初始压力相同的情况下,储层渗透率越小,储层压力下降速度越慢,储层的初始产量、初始递减率和累积产量越小;特低渗透储层产量递减规律与有效驱动因子有着密切的关系,在对低渗透储层(尤其是特低渗透储层)进行产量递减...     

特低渗透储层压裂液微观伤害评价

正确评价压裂液性能,分析其对特低渗透储层的潜在损害原因及程度,对于压裂液的优选和提高压裂增产效果具有重要意义.选用两种压裂液体系(植物胶、聚合物),3类不同渗透率(0.5×10-3 μm2左右、1.0×10-3 μm2左右、5.0×10-3 μm2左右)岩心,借助扫描电镜、X衍射、恒速压汞、核磁共振等先进实验技术手段,结合常规流动样比对实验,从总体伤害、黏土吸水膨胀与分散运移伤害、水锁伤害以及高分子物质吸附与固相颗粒堵塞伤害等几个方面,对特低渗透储层岩心压裂液伤害机理进行了定量分析评价实验,并对不同压裂液体系不同渗透率岩心进行了对比分析;给出了每种压裂液体系、每类渗透率岩心压裂液伤害的主要机理及其伤害差异;对伤害机理、引起伤害差异的主要原因进行了分析.最后对两种压裂液体系进行了总体评价,从而为压裂液配方优选与改进提供了参考和指导.     

特低渗储层压敏的蠕变性实验

为了研究特低渗储层压敏的蠕变特征,选用特低渗天然岩心,在一系列有效压力下,研究渗透率随时间的变化特征及不同有效压力下其变化特征的差异。研究结果表明：在同一有效压力下,岩心渗透率随时间的增加而逐渐降低并最终达到稳定;在较小有效压力发生蠕变达到稳定时,渗透率损失速度更快;在较高有效压力下蠕变达到稳定时所需的时间更短。建议在压敏实验过程中每个压力点稳定足够长的时间直到渗透率稳定,在油藏降压开采过程中监控因蠕变效应带来的渗透率变化,为开发方案的调整提供依据。     

大庆外围齐家北特低渗透油田开发建设模式

大庆油田正在向年产原油4000×10^4t的持续稳产目标进军，新建产能、开发外围边际油田是工作的重点、热点。为经济、高效开发建设特低渗透油田，在大庆外围齐家北油田探索出了一种新的开发建设模式。这种模式将在大庆油田实现持续稳产、建设百年油田过程中发挥不可低估的作用。     

特低渗透储层的应力敏感性研究及应用

针对特低渗透储层开展了敏感性试验,研究储层渗透率随压力的变化规律,探讨了降压开采、超前注水对储层开发效果的影响.结果表明,特低渗透岩心具有较强的应力敏感性,随着有效压力的增大,渗透率急剧降低,且水测渗透率比气测渗透率更低;开展超前注水、把握超前注水时机能获得较高原油采收率;特低渗透储层SP199井区矿场实施超前、同步注...     

大庆外围特低渗透特低丰度油田开发技术研究

针对大庆外围油田特低渗透、特低丰度储层难以有效开发动用的难题,综合应用地震、地质、测井资料,研究形成了识别薄窄砂体的空变子波地震反演、独立变量分析、虚拟井预测技术,砂体预测精度达到85%以上。建立了基于非达西渗流条件下的不同井网产量计算模型,提出了裂缝性油藏井网优化设计方法。运用适合超薄油层水平井开采技术及特低渗透储层蒸汽吞吐和微生物采油技术,使大庆外围油田2005年原油产量突破了500×10⁴t。     

特低渗透油藏弹性采收率计算新方法

考虑启动压力梯度和压力敏感性对特低渗透油藏弹性开发结束后压力分布的影响,基于油藏工程基本原理,提出了新的计算特低渗透油藏弹性采收率的方法。实例计算表明,常规油藏弹性采收率方法计算结果与实际偏差较大,而本文方法计算结果与油藏动态吻合较好,这说明本文方法对特低渗透油藏具有较好的适用性。     

大庆外围特低渗透油藏非线性渗流周期注水研究

大庆外围某特低渗透试验井区平面非均质性严重,周期注水利于驱动低渗透区原油。由于特低渗透油藏压力敏感性强,文中根据非线性渗流规律,进行数值模拟研究,优化周期注水方式。采用矿场实际数据,选取矩形五点井网,建立平面非均质模型,分析"增注—减注"方式与"增注—停注"方式的含水率、采出程度、有效驱动体系的建立及地层压力保持情况。结果表明,"增注—减注"方式比"增注—停注"方式采出程度高、驱油波及系数大、低渗区非线性及储层伤害影响小。分析结果对低/特低渗透油藏注水开发具有指导意义。     

一种有效确定特低渗透砂岩储层有效厚度的方法

针对因高泥,高钙,薄互层等非均质性较强引起的特低渗透砂岩储油层,采用多种合理的方法研究有效厚度物性标准,各种方法优,缺点互补,较客观地确定下限。利用多条相关电测曲线识别储层岩性,物性及含油性,即采用“多参数逐步判别法”制定有效厚度电性标准,较好地解决了特低渗透砂岩储层有效厚度的划分问题。     

特低渗透油藏压裂水平井流入动态研究

研究了特低渗透油藏油井的流入动态,认为储层应力敏感性和溶解气是导致特低渗透油藏压裂水平井流入动态曲线存在"拐点"的主要原因。在此基础上,利用油藏数值模拟软件,建立了考虑应力敏感性和溶解气影响的特低渗透油藏压裂水平井模型,计算了不同裂缝条数、裂缝半长的压裂水平井流入动态,分析了不同裂缝参数对压裂水平井合理井底流压的影响,为特低渗透油藏压裂水平井合理工作制度的确定提供了理论基础。     

压裂液滤液对特低渗透储层驱油效率的影响

水力压裂是开发特低渗透锗层的有效措施之一。随着特低渗透锗层整体压裂规模的不断扩大和重复压裂井次的不断增多，压裂液滤液对特低渗透储层的伤害已不是单一的近井地带伤害，而是对储层整体开发效果有直接影响。利用天然特低渗透岩心，从压裂液滤液对特低渗透储层的伤害研究入手，进行了压裂液滤液对特低渗透锗层驱油效率影响的室内实验。实验结果表明：不同体系的压裂液滤液对特低渗透锗层均会产生伤害。基质渗透率的降低、润湿性的改变以及毛细管压力的增大是储层驱油效率降低的主要因素。     

微裂缝性特低渗透油藏产能研究

在综合考虑流体和多孔介质压力敏感性及启动压力梯度的基础上,建立了微裂缝性特低渗透油藏平面径向稳态渗流的数学模型,采用拟压力变换求解得到了产能解析公式。并通过与已有公式的对比证明了该产能公式的正确性和更具普遍适用性。采用应用算例,分析了启动压力梯度、变形系数、井距等对产能、采油指数、非线性因子的非线性影响关系。结果表明。启动压力梯度、变形系数和井距越小、生产压差越大产量越高,但对于具体油藏条件,存在最优的井距和生产压差使得采油指数和非线性因子达到最高,此时的非线性因素影响降到最低,开发效果达到最佳。     

西峰油田庄58区块长8储层特低渗透成因

综合应用测井资料和铸体薄片、扫描电镜、X衍射、粒度、压汞等分析化验资料,对西峰油田庄58区块长8储层的特低渗透成因和主控因素进行了分析。结果表明,特低渗透成因主要受沉积作用和成岩作用的共同影响,主要表现为：沉积微相对储层物性的影响较大,水下分流河道和河口坝明显好于水下分流间湾,而且成分成熟度低和粒度偏细也是造成特低渗的主要因素之一;成岩压实作用和胶结作用使得储层孔隙减小、渗透性变差,而溶蚀作用和少量成岩微裂缝的产生又为储层中油气的附存和渗流、运移提供了有利条件;水下分流河道与河口坝砂体是研究区的主要储层分布相带。     

鄯善特低渗透油田高含水期提压注水技术研究与应用

鄯善油田是埋藏深度3018m的特低渗透油田,主要开采层位侏罗系三间房组砂岩储层,平均有效孔隙度12．8％,空气渗透率6．2×10^-3μm2,具有非达西渗流特征。高含水期启动压力上升,难以形成有效压力驱替场,储层吸水及供液能力下降,层间矛盾加剧。应用泊松比法和水力压裂经验法研究破裂压力界限,从超破压注水和形成有效驱替压力梯度两方面论证了提压下限;通过理论计算、试井分析及现场试验确定了井层合理注水强度,确定了建立有效驱替压力梯度的合理压力。提压后,吸水剖面得到改善,对应采油井大面积见效。为同类型油田开发后期注水结构调整提供依据,补充完善了特低渗透油田注水开发配套技术。     

特低渗储层上覆压力变化对储层流体渗流规律的影响

通过室内试验发现鄂尔多斯延长组储层存在不同程度的应力敏感．对于储层中油水的渗流伤害的程度也不仅相同，对于储层流体，油的渗流伤害普遍要比水的渗流伤害要大。虽然提高孔隙流体压力能使流体的渗流能力得到提高，但是，不能恢复到原始状态，对于不同流体，水的渗流能力的恢复要比油的好，水相渗透率平均能恢复74．3％，油相渗透率平均恢复52．47％。特别是储层存在微裂缝时，它的应力敏感就越强，水的平均伤害为42.18％，油的平均伤害为64.2％。对多次伤害后，水相渗透率每次的恢复程度变化不大；而油相渗透率每次的恢复程度变化较大，随着伤害次数增多．渗透率恢复程度越来越小。     

特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。