注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏开发效果的影响

在特低渗透油田注水开发过程中，注入水中的悬浮颗粒会伤害油层的渗透率，导致注水井的吸水能力降低和油井产能下降，影响开发效果。采用物理实验和油藏工程的方法，研究注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏的注入压力，地层渗透率和产能的影响，得到的结论是：岩心渗透率越低，注入水的注入压力与地层水的注入压力之差越大；在渗透率相同的情况下，滤膜孔径越小，注入水渗流阻力越低；处理注入水的筛网尺寸越大，油层渗透率伤害越大，特低渗透油藏的产量和极限供油半径越小。     

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...     

特低渗透储层油水渗流特征研究

通过室内实验，研究分析了特低渗透储层岩样启动压力梯度与渗透率的关系，利用建立的恒压法油水测定公式测定了油水相对渗透率曲线，描述了特低渗透储层样品的不同压力梯度对渗流特征的影响。这将为特低渗透储层开发提供理论实验依据，对合理开发特低渗透油田有着十分重要的意义。     

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。     

特低渗透油藏超前注水效果影响因素实验

特低渗透油藏超前注水开发方式具有良好的开发效果。以大庆油田外围特低渗透油藏扶余油层为研究对象,研究了超前注水的合理压力保持水平、渗透率、应力敏感性和启动压力梯度对开发效果的影响。结果表明:特低渗透油藏超前注水的合理地层压力水平应当保持在原始地层压力的120%左右,超前注水初期产液量高、见水早,但对含水率上升有一定抑制作用;储层渗透率越低,最终采收率提升的比例越大,在能够注入的前提下,渗透率越低越适合超前注水开发方式;扶余油层在超前注水开发方式下渗透率恢复率提升4.35%~12.71%,能够有效克服低渗透储层应力敏感性损害;超前注水开发方式能够通过恢复地层压力和克服应力敏感性综合影响启动压力,在现场试验的大井距下能够大幅降低启动压力,减小注水井的工作压力。因此,采用超前注水开发方式开发外围特低渗透油藏扶余油层具有较好的效果。     

微裂缝性特低渗透油藏产量递减方程及其应用

裂缝系统对于低渗透油藏的经济开发极其重要,微裂缝性特低渗透油藏产量递减规律一直是特低渗透油藏开发生产中的重点问题.以相对渗透率曲线的研究为基础,利用低渗透油藏渗流理论,推导了微裂缝性特低渗透油藏的产量递减方程.分析发现此类油藏产量递减符合指数递减规律,递减指数受多种因素控制,且无水采油期和低含水期是特低渗透油藏开发的重要阶段.研究表明,大庆油区榆树林特低渗透油田东16井区中,无论是单井还是整个区块,其产量递减都符合指数递减.     

特低渗透储层油水两相非达西渗流特征

以榆树林地区特低渗透岩样油水两相渗流实验为实例,对特低渗透岩样在不同含水饱和度下的拟启动压力进行了研究,通过对实验数据进行的理论分析,得到了描述油水两相非达西渗流的经验关系式.对稳态法测定的特低渗透岩样油水两相相对渗透率曲线进行研究的结果是:当空气渗透率小于2×10-3μm2时,油水的相对渗透率就依赖于油水渗流速度,对油相影响较大,流速越低,油相相对渗透率也越低,油水两相同时渗流时的拟启动压力比单相时要大很多.     

特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素

利用核磁共振技术,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层样品进行了测试;对可动流体孔隙度参数进行了定义,分析了可动流体的赋存特征及影响因素.研究结果表明,特低渗透砂岩储层核磁共振T₂谱截止值低,可动流体含量低.可动流体参数分布范围宽且具有较强的非均质性,渗透率越高,可动流体参数与渗透率的相关性越强;渗透率越低,可动流体参数衰减速度越快.特低渗透砂岩储层微裂缝发育程度、黏土矿物充填孔隙程度、次生孔隙发育程度及重结晶等微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素.     

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。     

东风港油田特低渗透油藏微观孔隙结构及渗流特征试验研究

为了经济有效地开发东风港油田特低渗透油藏,对其储层的微观孔隙结构及渗流特征进行了试验研究。以沙四段上段为例,选取具有代表性的4块岩心,利用恒速压汞仪器,分别获得了其喉道半径、孔隙半径、孔喉半径比和毛管压力的分布特征;在70 ℃条件下,采用非稳态法分别对4块岩心进行水驱油相渗试验,获得了特低渗透储层的渗流特征。试验得出,喉道半径分布范围越宽峰值越大,孔隙半径分布差别不明显,孔隙半径比因渗透率不同而不同,特低渗透岩心排驱压力大,最大连通喉道半径比较小,储层开采难度相对较大;该储层平均束缚水饱和度相对较高,随着渗透率的升高,两相共渗区跨度逐渐减小。研究结果表明,驱油效率和渗透率高低相关性差;正常型相对渗透率曲线对应的多是孔喉半径比较大、连通性较差的储层,而直线型相对渗透率曲线对应的则是孔喉半径比相对较小、孔隙连通性较好的储层。因此,厘清微观孔隙结构对于合理制定开发方案具有指导意义。      

地层压力保持水平对低渗透油藏渗透率的影响

低渗透油藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,地层压力下降会对渗透率造成部分不可逆伤害而影响油井产能。通过室内流动试验模拟地层压力的升降过程,基于原始地层压力下的油藏渗透率,研究了不同地层压力保持水平下渗透率的保留程度;借助压汞、核磁共振、岩石力学等试验手段,对地层压力升降过程中渗透率的变化机理进行了分析。认识到地层压力下降对渗透率的伤害程度取决于岩石的初始渗透率、地层压力初次回升时机和地层压力升降次数等三个主要因素;明确了岩石的弹塑性变形是导致孔喉平均半径减小、渗透率下降的根本原因,其中塑性变形是造成渗透率不能完全恢复的主因;提出了岩石初始渗透率越低,越应及早注水保持地层压力开采的观点。      

压敏储层渗透率分布规律研究

通过定义压敏油藏的无量纲变异系数,得到油藏渗透率变化的控制方程。在采用零维近似解的基础上,结合Laplace变换和Stehfest数值反演求解了无限大边界、定压边界和封闭边界3种外边界油藏单井生产的渗透率变化模型,并预测了这3种模型的渗透率变化趋势。结果表明,在油藏压力下降的同时渗透率会明显下降;随着压力不断减小,压力下降对渗透率变化的影响也逐渐减弱。而不同的油藏外边界会使渗透率呈现出不同的变化规律。     

鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律

鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界气藏具有非均质性强的特点,随着开发程度的提高,气藏地层压力逐渐降低,不同区块的生产动态特征表现出明显的差异性。为了给气田的滚动开发和产能弥补提供参考依据,在气田的不同开发阶段选择了有代表性的2个高渗透区块和1个低渗透区块开展了气井定压生产试验。通过Arps产量递减分析方法,对于井口压力为13 MPa、6 MPa和3 MPa的生产条件下的试验数据进行了分析,揭示了该气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律：高渗透区块在高压和低压条件下的产量递减均符合指数递减类型,且随着井口压力的降低,产量递减率趋缓;低渗透区块的产量递减符合双曲递减类型;同时高、低渗透区块的产量递减率又表现出一定的共性,在采气速度一定的条件下,产量递减率与井口压力呈正比,与动用地质储量、泄流半径和储层能量补给速度呈反比。     

歧口18-1 油田晚期注水研究

在边水能量微弱的天然条件下,歧口18-1 油田投产后衰竭开采7.5 a,导致地层压力由30.5 MPa下降到注水前的14.8 MPa,远低于28.9 MPa 的原油饱和压力。地层压力大幅度下降对油气储层及流体产生了一定的伤害,使流体脱气形成油、气、水三相流动,大大降低了原油相对渗透率,从而降低原油产量。根据室内岩心实验结果,并类比国内外相似油田开发经验,运用物质平衡及油藏数值模拟方法进行研究,结果表明,在注水初期以不低于6 的日注采比注水,既能使地层压力得到一定恢复,又能使晚期注水仍取得较好的开发效果。     

流固耦合模型在定量预测油水井出砂过程中的应用

在综合考虑流体渗流、储集层变形或破坏等因素的基础上，建立了流固耦合形式的出砂定量预测模型。提出了2类出砂机理：流体渗流剥蚀作用下的细砂产出和储集层结构破坏情况下的粗砂产出，并采用DruckerPrager准则研究了出砂过程中的砂岩储集层骨架应力和变形。有限元法数值模拟结果表明：在整个出砂过程中，地层渗透率的变化与生产压差、储集层物性密切相关。在相对平衡的地层压力条件下，由于剥蚀或储集层骨架破坏，地层渗透率可以增加30％；过高的生产压差可能造成井眼局部储集层压实，渗透率下降幅度可达50％。因此，保持适当的地层压力是控制渗透率下降进而保持产能的关键。图4表3参15     

气驱油采油采液指数计算方法及影响因素

针对X凝析气藏气井初期产量高、递减速度快、普遍存在地层和井底反凝析等现象,在陈元千方法的基础上完善了油气相渗曲线的归一化方法,分析了基质岩心和人工压缝岩心的相渗曲线特点。从凝析气驱油过程中油气相渗曲线变化规律出发,研究了低渗凝析气藏无因次采油指数、无因次采液指数的计算方法、变化规律以及影响因素。研究结果表明：较大的油气粘度比和较小的M值（启动压力梯度与生产压力梯度的比值）更有利于气井高含气阶段的提气携液。     

克拉2气田的储层应力敏感性

克拉2气田是一个异常高压气田，在其开发过程中，储层岩石所承受的有效上覆压力变化大，容易产生变形，引起孔隙度和渗透率变小，这对气田开发产生较大的影响。利用克拉2气田实际岩心，实验分析了其应力敏感性特征，研究预测了气田开发过程中储层物性的变化规律及其影响因素。结果表明：克拉2气田储层孔隙度和渗透率与有效上覆压力均呈幂函数关系，孔隙度变化规律较一致，比孔隙度变化区间小；渗透率的变化较为复杂，岩石初始渗透率越低，随有效压力增大其下降速率越快，相同有效压力下下降的幅度越大。克拉2气田衰竭开采至废弃压力，储层综合物性变化不大，孔隙度绝对值降低0.5%~1.5%，综合渗透率降低18.2%。这些变化对气藏产能的影响不大。     

特低渗透岩心单相渗流实验研究

为研究特低渗透油藏岩心气、油或水单相流动渗透率的变化，利用朝阳沟油田扶杨油层岩心进行了室内实验，证实了特低渗透岩心单相流体渗流的启动压力和渗透率降低幅度与所用流体性质有关，启动压力增大幅度随气测渗透率减小而增加，渗透率降低幅度随着气测渗透率的降低而增大。     

低渗透应力敏感性油藏产能及影响因素

基于低渗透非达 西和变形介质拟稳态渗流理论及油相和水相相对流动能力方程,建立了低渗透应力敏感性油藏具有最大产量点的三相流流入动态曲线方程,据此可计算出油井或油藏的最低允许流动压力。在此基础上,结合大庆葡西油田生产数据,对影响油藏产能的油层启动压力梯度、变形系数、供给半径、平均地层压力和含水率进行了研究,结果表明,启动压力梯度、变形系数等因素对低渗透油藏产能和最低允许流压均有较显著的影响。该方法能有效评价和预测低渗透应力敏感性油藏的产能变化,也为油井合理工作制度的确定,充分发挥油井产能提供了依据。