正交设计方法在低渗透油藏开发技术中的应用

针对低渗透油藏开发中的问题。从影响注水开发效果的主要因素入手,利用正交设计方法对油藏井网密度、地层压力水平、生产压差、单井注采强度、注采井数比、采油速度等关键的注水开发技术政策进行研究,通过不同油藏地质和流体参数的敏感性分析得出。注入水粘度对开发效果的影响最强．储量参数和渗透率参数在变化范围内对开发效果的影响不是很大。正交设计的极差结果分析显示,影响低渗透油藏开发的显著因素最强的是井网。其次为产液速度、井距、注采比、压力恢复水平、井底控制压力。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

特低渗透裂缝性油藏矩形井网优化实验研究

根据长庆裂缝性低渗透油藏的储层特点,利用特低渗透大型露头岩样低压物理模拟实验系统,系统研究了不同排距、不同穿透比对矩形井网开发效果的影响。实验中测量了驱替达到稳定时模型的压力分布和各采出井的采液速度。根据小岩样非线性渗流曲线将模型划分为不流动区、非线性区和拟线性区,提出用压力系数来评价裂缝性特低渗透油藏的有效开发程度。研究结果表明,增大驱替压差、减小排距、增加穿透比可以增大矩形井网的压力系数,提高采出井采液速度。     

低渗透油藏水驱采收率影响因素分析

实验表明,低渗透油藏具有启动压力梯度,因此其渗流规律与中、高渗透油藏不同。通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的压水驱进行数值模拟,分析了低渗透油藏水驱采收率的影响因素,包括多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距。分析表明,低渗透油藏的水驱采收率受到启动压力梯度的影响,启动压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越小,阶段采出程度、无水采上率和驱采收率越低;而增大     

特低渗透油藏压裂井的压力波传播规律

针对低渗透油藏中压裂井压力波传播规律研究匮乏的现状,以压裂井压力波椭圆等压面传播理论为基础,推导了低渗透油藏压裂井平面椭圆径向渗流和椭圆体向心渗流的压力波传播时间与椭圆动边界之间的关系,并与平面平行渗流、平面径向渗流和球面向心渗流的压力波传播规律进行对比。结果表明,椭圆体向心渗流方式下的压力波传播速度最快,其次分别为球面向心流、平面椭圆径向流、平面径向流和平面平行渗流,低渗透油藏各种渗流方式下压力波传播速度都较中高渗透油藏慢。     

低渗透油藏提液技术研究

低渗透油藏由于储层低渗透和非均质性强的特点,提液难度较大。通过对北31油藏的研究认为,通过分注、调剖减小层间差异,提高压力保持程度,对于液量较低井采用压裂和提液,提高油井供液能力,对于特高含水井采取堵水和提液相结合控制含水比上升,创造条件满足油藏的提液要求。另外,选择合理时机,最大限度的提高采收率。在具体做法上依据油井生产特征,不同井采取不同的提液方式,低渗透油藏提液同样取得了好的效果。     

综合考虑启动压力和压敏效应的低渗透油藏渗流规律研究——以涠西南凹陷L1段为例

在对涠西南凹陷L1段低渗透油藏启动压力和压敏效应进行研究的基础上,推导出了综合考虑启动压力和压敏效应的产能方程,并利用该方程研究了启动压力和压敏效应对L1段低渗透油藏注采井距和产能的影响.结果表明:低渗透油藏渗流规律研究不能忽略启动压力和压敏效应的综合作用,启动压力的影响比压敏效应更为强烈.     

应用二氧化碳解堵技术改善宝浪低渗透油藏开发效果

宝浪油田宝北区块低渗透油藏经20多年的注水开发,普遍存在注水启动压力升高,油层吸水能力下降,采油井采不出液的问题。通过对注采井组生产动态分析和地层测试资料分析,认为宝北区块低渗透砂岩油藏存在严重的储层伤害。在储层伤害机理研究的基础上,优选适宜的油层保护技术和解堵技术,对改善油藏注水开发效果及提高采收率具有十分重要的意义。该区块现场目前已实施二氧化碳解堵技术,取得了较好的效果,为同类型油藏改善开发效果提供了较好的指导意义。     

特低渗透油藏实施同步注水注大于采的开发效果——以沙20油藏为例

大部分低渗透油藏不能做到同步注水,达到注采平衡的油藏更少。沙北油田沙20油藏特点为低压力系数、低气油比、低饱和压力和低油水粘度比。为提高水驱效果,沙20油藏实施了以下做法:采用同步注水开发,第二年实现注采平衡,之后注大于采,注采比保持在1.5;制定了合理的采液速度、注采比、压力保持程度等开发技术界限;通过连续防膨,有效控制了低渗透水敏性储层注水启动压力的不断上升;注水井实施层间分注,层内调剖,减小层间、层内矛盾,提高了剖面水驱动用程度;采油井调整合理的工作制度,高液量采油井控液,低液量采油井措施改造,调整水驱方向,提高注水波及体积。通过上述工作,沙20油藏注水开发5年同类油藏相比开发效果显著。     

动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距

低渗油田开发方案设计必须同时考虑经济合理井距和技术极限井距。现场可进行几种不同井距下的注采试验，然后根据各种井距下采油井的动态情况来定性判断低渗透砂岩油藏技术极限井距。如果技术极限井距大于或等于经济合理井距，则该井距就是低渗透砂岩油藏的合理井距，油藏工程方案就可据此部署井网。如果技术极限井距小于经济合理井距．则该油藏必须经改造后才能进行开发。     

考虑启动压力梯度的低渗压敏底水油藏产能及水锥预测方法研究

控制底水锥进和确定油井合理产能是底水油藏开发面临的核心问题,前人预测产能时未考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的影响,导致油井产能、见水时间的预测结果与实际情况相差较大,不利于油井的高效开发。基于流体在低渗透多孔介质中的渗流特征,建立了一种低渗透底水油藏考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的油井水锥及产能预测方法。矿场试验表明,该方法预测结果更接近于油井实际情况,可以用来预测低渗透底水油藏油井初期产能、确定合理生产压差和预测底水突破时间,对于低渗透底水油藏开发方案的设计具有重要指导意义。     

海上异常高压气藏应力敏感特征及产能方程——以莺歌海盆地为例

目前国内外推导的异常高压气藏考虑应力敏感效应的产能方程中混淆了有效应力与生产压差的概念。为此,在前人研究的基础上,通过对实验和产能测试资料的分析,探讨了应力敏感对储层物性和气井产量的影响问题,并基于修正的应力敏感方程,结合气藏渗流特征,重新建立了符合油气藏地质特征的新的二项式气井产能方程,从理论上阐述了莺歌海盆地异常高压气藏产能特征,并用实际测试资料检验了该方程的实效性。结果表明,莺歌海盆地异常高压气藏开发中不应忽视应力敏感效应,在同一储层特征条件下,应力敏感效应特征越显著,开发过程中表现出的应力敏感效应越严重,气井产能损失就越大。因此,在异常高压气藏生产管理中,应采取合理的开发技术手段和工作制度,防止井筒附近地层压力迅速下降导致储层渗透能力及气井产能的下降。所取得的成果、认识可推广应用于其他类似探区。     

多区不等厚横向非均质复合气藏试井分析模型及压力特征

针对长庆苏里格低渗气藏岩性发育不均匀、非均质性强的特点,建立了综合考虑表皮效应、井筒存储效应、气藏地层特性及地层厚度变化的多区不等厚横向非均质复合气藏试井解释模型,通过拉氏变换得出了无限大和封闭边界两种典型外边界条件下的气藏拟压力数值解,绘制了井底压降典型曲线,并对其压力动态特征进行了分析。利用该模型对苏里格气藏实际试井资料进行了解释,解释结果与实际生产动态情况较吻合。表明该模型对研究低渗透气藏储层特性有实用价值。     

红河油田37井区IPR曲线研究及合理生产参数确定

低渗透油藏压裂水平井开发的显著特点是存在启动压力梯度、应力敏感以及裂缝参数影响等现象,这种特有的现象使该类油藏与常规油藏的生产特征存在较大差异,且目前无针对低渗油藏压裂水平井生产参数的优化设计模型,使得合理生产参数确定困难。本文将IPR曲线理论应用于水平井开采的动态分析中,通过实际生产数据进行分析得到的结果可靠,说明应用IPR曲线理论能有效评价预测油井产能和确定油井允许的最小流压界限及合理生产制度,为充分发挥油井生产能力、合理高效开发红河油田低渗透油藏提供了理论依据。     

地层压力变化对低渗透油藏影响规律研究——以延长油田杏2005井区为例

通过对延长油田杏2005井区低渗油藏岩心渗透率实验,对比分析了不同的加压速度及方式对储层的影响,及降压生产与油藏压敏性之间的相关性,结果表明,对于低渗透油藏,控制采油速度,合理降低油藏生产压力,可减少渗透率损失,提高油藏最终采收率;地层压力下降太快造成的地层伤害很难得到恢复。     

压力恢复程度法在测试资料解释中的应用

江苏油田低渗透油藏普遍存在，测试、测压资料中处在恢复早期的资料占有相当的比例，为充分利用这些资料，进行了压力恢复程度法的应用研究，解决了部分早期资料的解释评价，为勘探开发提供了有效的油藏评价数据。     

全压力史拟合法的应用

油田在开发过程中常常遇到稠油、低渗油藏,而多相流动等更进一步降低了储层的渗注能力。对这类井进行压力测试,深沉由于测试时间短、探测半径过小,无法获取足够的地层信息。鉴于此,提出了全压力史拟合方法,即细查全井生产动态资料,结合实际经验,以软件进行产量校正,从而建立完整的符合生产实际的全井产量史进行整体拟合分析及精细解释。对于低渗、超低渗油藏,该方法能够从较短时间的测试资料中获取足够的地层信息,给开发生     

三叠系特低渗注水开发油藏开发技术对策研究及应用

针对长庆油田三叠系注水开发特低渗油藏存在的主要问题，从分析油田递减规律入手，将低渗储层渗流理论研究方法、数值模拟技术及矿场数理统计方法相结合，分析不同油藏的含水、产量、压力、注水强度等之间的相互关系，最终确定出合理的开发技术时策，确保油田稳产。此项研究时降低低渗透油田递减、提高单井产能、稳油控水有重要意义。     

双渗介质非均质油藏数值试井分析

低渗透油田在石油开发中所占的比例越来越大,试井资料可以为低渗油藏的合理、高效开发提供有效的动态地层参数,但目前关于低渗透油藏的试井解释方法更多的是考虑单一因素的影响.在分析低渗透油藏渗流机理的基础上,建立了双渗介质非均质油藏渗流的数学模型,在考虑井筒储集效应和表皮系数的情况下,通过块中心网格和隐式差分格式对定解问题离散...     

非达西渗流效应对低渗气藏水平井产能的影响

低渗气藏普遍具有低孔、低渗、高含水的特征,气体渗流时表现出明显的非达西渗流效应．如启动压力梯度、应力敏感及滑脱效应。目前已有的考虑应力敏感的低渗气藏产能模型均基于Terzaghi有效应力理论．但该理论并不适用于描述岩石的应力敏感性,引入新的拟压力函数,综合考虑启动压力梯度、滑脱效应及基于本体有效应力理论的应力敏感的影响．推导出了修正的低渗气藏水平井产能方程。以某低渗气藏为例,分别研究这些效应对产能的影响程度,结果表明：基于Teizaghi有效应力理论的应力敏感使得水平井产气量平均降幅为13．28％,而基于本体有效应力理论（实际）的平均降幅仅为I．80％,因此．在低渗气藏开发中应采用基于岩石本体有效应力理论的关系式．