裂缝性边底水油藏水体体积的计算

新疆油田L6区块属于复杂裂缝性边底水油藏,其油田地质特征复杂。要认识边底水在油藏开发过程中的运动规律,必须较为准确地确定边底水的能量,确定边底水的水体体积。水体体积是确定油藏开发规模和开发设计的重要参数。研究表明,L6区块的水油体积比采用非稳态法的计算结果,即L6区块的水油体积比为21,油藏驱动接近弹性水压驱动,属比较活跃型边底水油藏,采用天然能量开发,能获得较好的开发效果。     

裂缝性底水油藏单井水锥数值模拟研究

玉门青西油田属裂缝性底水油藏,油井生产特征差异较大。其中部分油井的暴性水淹问题,已成为制约油田上产的最主要的问题之一。但部分油井在水锥突破迅速水淹后,通过分层堵水,仍可恢复高产。采用Eclipse软件对典型单井进行数值模拟研究,对油井水淹机理进行细致分析以及通过合理拟合,计算结果基本符合实际情况,对大段射孔井水淹以后重新认识乃至复活有一定借鉴意义。     

青西油田窿六区块储层裂缝有效性研究

青西油田窿六区块下沟组为裂缝型油气藏,裂缝为主要渗流通道,同时提供部分储集空间。岩心观察得到的裂缝发育岩性与倾角结论不能完全反映其地下状态。通过微电阻率成像-常规测井裂缝评价,得到的结论与岩心裂缝观察存在一定差异:有效裂缝主要发育于砂砾岩、泥质白云岩中,且以高角度为主,其次是低角度;白云质泥岩主要发育水平裂缝,有效性差。微电阻率成像-常规测井较岩心观察更适合评价裂缝的有效性。     

石西油田裂缝性底水油藏排水采油开采机理分析

针对石西油田石炭系列缝性火山岩油藏由于底水锥进而造成含水上升加快的情况，应用ＶＩＰ组分模型对排水采油开采机理和影响其开采效果的关键因素进行了敏感性分析，得出了排水采油开采有效控制水锥，改善油藏开发７效果的认识，并为高含水油藏提高原８油采收率提供了新途径。     

裂缝性底水气藏气井水侵模式及见水时间预测

底水供给充足,裂缝系统发育使得裂缝性底水气藏在开采过程中极易形成水窜,造成该类型气藏采收率较低.在前人总结的裂缝性底水气藏气井水侵模式的基础上,针对裂缝性底水气藏非均质性强的特点,提出了该类型气藏见水时间预测方法.在研究过程中,将裂缝性储层抽象成为渗透率突变概念地质模型,定义渗透率突变系数和区域半径比来表征储层裂缝发育...     

缝洞型底水油藏水锥形态确定方法

针对位于缝洞型底水油藏大型溶洞处的单开临界产量计算和水锥预测缺少有效方法的实际,考虑洞内、洞外两种流动力学特征和流动规律的不同,分别在二项式流动模式和线性流动模式基础上推导出了临界产量下用于描述洞内外水锥形态的计算公式,建立了由开发初期稳定试井资料获取关键参数的方法,并可用试算法计算临界产量。应用实例表明,洞内的水锥在近井区形成尖峰,并向外快速降低为平台;洞外水锥与洞内水锥形态明显不同,其形态由内而外逐渐变缓。     

裂缝性油藏水驱油机理与注水开发方法

本根据裂缝性油藏油水运动的基本规律以及两江地区裂缝性油藏的注水开发实践，对裂缝性油藏最佳注水方式的合理选择进行了论证，指出了五点或直线排状井网是开发这类油藏的最佳选择，并用油田实际开发资料进行了验证。     

裂缝性底水油藏基质储量动用程度研究

裂缝性底水油藏的储层类型为双重孔隙介质,分为裂缝和基岩两部分,目前国内外一般都是对整个油藏的采出程度进行研究,对裂缝性油藏裂缝系统和基质系统采出程度分别研究的极少,这类油藏由于裂缝发育、底水能量强,容易造成底水沿裂缝的快速锥进,油井含水上升快,产量递减幅度大,因此准确认识基质系统储量的动用程度对于该类型油藏的开发具有一定指导意义。利用物质平衡方法分别建立了基质、裂缝系统的物质平衡方程,结合Leverett函数,通过实例分别计算出了某裂缝性底水油藏基质系统和裂缝系统储量的动用程度,并预测了最终基质系统储量的采出程度;将该结果与同类裂缝性油藏开发效果对比表明,该裂缝性底水油藏裂缝系统和基质系统的动用程度都较好。     

裂缝性非均质底水油藏含水变化规律研究

针对裂缝性油藏中裂缝发育程度不同、非均质性强的特点,将其储层抽象成渗透率渐变的地质模型,并应用油气渗流理论推导出了部分打开裂缝性非均质底水油藏的水相分流量方程,同时对分流量曲线的影响因素进行了分析。分析表明,该方程可准确描述不同储层条件、不同生产压差下的含水变化规律。该理论的建立为裂缝性非均质底水油藏开发动态分析和预测提供了依据。     

辽河坳陷N区块潜山裂缝性油藏地质建模

受测井、地震、地质等资料种类及品质的限制,辽河坳陷N区块潜山裂缝油藏自开发以来缺乏有效、准确的地质模型。本课题以测井资料为基础,使用三维有限元反演法较准确地计算裂缝性储层参数,借助地质建模软件分层段建立岩性相控三维地质模型。裂缝性储层参数计算结果及三维地质模型与勘探及开发结果相吻合,研究结果表明,使用该方法建立潜山裂缝性油藏地质模型有效可行,为该类油气藏岩性、储层分布规律研究、开发方案设计及油藏数值模拟提供了准确的数据及基础模型。     

青西油田深层裂缝性油藏试井曲线分类及应用

通过青西油田深层裂缝性油藏试井曲线分类分析，有效地认识了储层的储渗空间，确定了储层的性质；解释的参数以及单井措施作业都对产能评价提供了有效的依据。试井解释为同类新井的投产，以及工作制度的确定提供了参考。     

青西油田沉凝灰岩储集特征

酒泉盆地青西油田的主要储集层下白垩统下沟组,由一套沉凝灰质碳酸盐岩和沉凝灰质砂砾岩组成。凝灰质的存在不但改善了储集层储集空间,而且有利于形成各类裂缝,为油气储集提供了场所。在溶解、交代及后生改造的作用下形成的次生孔洞晶间孔、基质微孔、次生粒砾内溶孔以及在压实作用下形成的泄水构造是油气储集的主要空间。裂缝对孔隙度的影响不大,但对渗透率、可动流体饱和度影响显著。     

青西油田下白垩统下沟组储集层特征

青西油田下白垩统下沟组(K1g)为深层裂缝-孔隙型砾岩储集层,油藏埋深4200～4600m,基质孔隙度小于8%,基质渗透率小于1×10-3μm2.由于砾岩储集层内高角度裂缝发育,改善了它的渗流性能。针对这类低孔、低渗透储集层,通过岩石成分、孔隙类型及组合、孔隙结构、核磁共振、测井评价及测试等技术,并结合裂缝平面预测结果,进行储集层预测,取得了良好的效果。     

牛心坨油田裂缝性储层的测井评价

牛心坨油田储层中的裂缝段在声波时差、自然伽马、深浅双侧向、感应、密度等测井曲线上有较好的显示,根据裂缝发育带的测井响应特征,建立了该区裂缝性储层的参数解释模型,并利用所建模型对水心坨油层及其裂缝进行了定量解释,确定出裂缝发育层段,通过与取心井的对比检验,说明所建模型可以较为准确地评价该油田的裂缝性储层。     

缝洞型底水油藏含水率变化规律研究

针对塔河油田缝洞型油藏非均质性强的特点,将其储集层抽象成渗透率突变的地质模型,并应用油气渗流理论推导出了部分打开缝洞型底水油藏的水相分流量方程,同时对分流量曲线的影响因素进行了分析。分析表明,该方程可准确描述不同储集层条件、不同生产压差下的含水率变化规律。该理论的建立为缝洞型底水油藏开发动态分析和预测提供了依据。     

深度酸化技术在玉门油田青西探区窿4井的研究与应用

针对玉门油田青西探区窿 4井裂缝性凝灰质砾岩油藏岩性特殊、井深 45 5 2m、油层压力高达 5 6.6 4MPa以及储层堵塞严重、表皮系数高达 10 7.73的特点,研究成功稠化盐酸 +油基稠化液 +稠化土酸的多级注入深度酸化技术。该技术在青西探区窿 4井实施后,油井产油量由 5 8m3/d上升至 2 5 6m3/d。该井深度酸化技术的试验成功,对于青西探区裂缝性特殊油藏的油层改造工作具有重要的指导和借鉴意义。     

塔河油田底水油藏水平井见水特征

底水油藏水平井见水后,含水率上升迅速,产油量很快下降,后期堵水作业困难,措施费用高。根据水平井见水特征,利用物理模拟、理论推导和数值模拟等手段,对底水油藏水平井水淹特征进行研究,得出了均质和非均质油藏水平井的水淹模式。     

薄层底水油藏控水用冻胶泡沫的室内研究

薄层底水油藏确定油水界面位置困难,射孔完成法建立底水隔板存在技术限制,而冻胶泡沫兼具冻胶和泡沫的双重作用,选择性好、封堵能力强,控制该类油藏底水锥进问题具有优势。室内实验通过黏度法和改进的Ross-Miles方法对冻胶泡沫体系进行了优选,得到了体系的优化配方为:0.2%聚合物LA100+0.4%有机铬交联剂FH-7+0.25%表面活性剂SDS+N2。体系性能评价结果表明,随反应时间延长(0率24 h),体系黏度由11.6逐渐增至200.0 m Pa·s,泡沫综合值由2838.0增至11899.0 m L·min。随着冻胶逐渐成冻,冻胶泡沫稳定性逐渐增强。体系的注入压力高,阻力系数超过6.0。封堵能力强,封堵率超过93.8%;选择性优于冻胶,可智能识别高渗通道。玻璃填砂可视化物理模拟表明,在生产井的近井地带,冻胶泡沫优先进入水锥入侵通道和底水层,形成稳定的底水隔板,扩大底水波及体积,采收率增值为32.6%。     

南海油田惠州潜山裂缝性凝析油气藏控水实验

为建立潜山裂缝性凝析油气藏优化控水开发的模式,以南海油田惠州潜山裂缝性凝析油气藏H2-3井参数为基础,设计了气藏控水物理模拟实验,通过非均质储集层设计、实验参数设计、裂缝参数设计和控水实验方案设计,完成了弹性开采实验、连续封隔体控水实验、水敏凝胶控水实验、变密度筛管控水实验和变密度筛管+连续封隔体组合控水实验5组控水实验,对不同方案的控水效果进行了对比,并分析了各个控水工艺的机理。在此基础上,结合数值模拟进行验证,提出了气藏控水开采方案：气藏底水开采初期,水体推进为渐进式上升,中—后期为锥进式发展,后期底水一旦接触储集层裂缝,水体呈突进式侵入;各种方案的控水效果差异较为明显,连续封隔体和水敏凝胶在气井采气期对底水控制作用不明显,变密度筛管在采气初期控水效果较好,但气井见水后无法避免水窜风险。变密度筛管+连续封隔体组合控水效果较好,改变了底水锥进效应,与弹性开采相比,无水采气时间增加了8.84%,总采气时间增加了13.70%,采气量提高了10.40%。