低渗透油藏Q1块同步注水开发设计与实践

Q1块是辽河油田近年来发现的低渗透油藏,油藏储层孔隙度及渗透率低,属于低孔低渗储层,且储层水敏性强,油藏原油黏度高、性质差,有效开发难度较大.针对Q1块渗透率低、油品差、有效开发难度大等开发难题,进行了低渗透油藏同步注水开发的研究与探索;并对低渗透油藏的开发层系、注采井网、水敏防膨体系等问题进行了优化设计.实践证明只要...     

低渗透油田开发注采井网系统设计探讨

对比研究了低渗透率砂岩油田开发的合理井网及其产能的影响因素。裂缝的存在大大加剧了低渗透率油藏中渗透率分布的方向性,在对比分析了不同井网的特点及数值模拟结果后,提出菱形反九点井网是低渗透率油田开发中的相对合理井网。菱形反九点井网中,储集层渗透率与合理排距／井距值关系密切,渗透率越低,合理排距／井距值越小,对渗透率较大的油藏,排距／井距值约为1：2。影响菱形反九点井网开发效果的因素有：采油井和注水井的压裂状况、注水井和采油井的压裂规模、油层的韵律性、平面渗透率比值及角井的转注时机。图4表1参5（郭海莉摘）     

麻黄山油田低渗透率储层物性影响因素分析

为了分析麻黄山油田低渗透储集层的渗透率影响因素,从压汞实验入手,系统对比和分析了不同渗透率大小的样品的渗透率与压汞实验特征参数之间的关系,并进一步探讨了不同渗透率级别储集层渗透率的主要控制因素。结果表明:尽管低渗透率储集层的物性控制因素比较复杂,孔隙度、平均孔喉半径、喉道分选性是渗透率的主要控制因素。麻黄山地区储层孔渗关系复杂,渗透率与压汞曲线特征参数之间具有多种关系;对于渗透率小于10×10~(-3)μm~2的低渗储层,其渗透率的大小主要取决于喉道尺寸大小;对于渗透率大于10×10~(-3)μm~2的储层。其渗透率的大小取决于对渗透率起贡献的孔喉尺寸大小分布及其分选性。     

萨中开发区不同开发阶段砂岩储层参数变化规律研究

为确定萨中开发区长期开发过程中储层参数的变化规律,指导油田数值模拟及开发调整,综合萨中开发区不同时期的32口取心井资料利用数学地质方法分析了不同开发阶段储层参数的变化情况,建立了水驱、聚驱不同含水饱和度条件下渗透率的预测模型。在不同开发阶段,孔隙度变化很小,其他储层参数主要受水洗程度和储层性质影响。当储层孔隙度小于20%时,不同时期各参数变化不大。储层孔隙度大于20%时,水驱过程中,随孔隙度、水洗程度增加,渗透率、平均孔径先增大后减小,分选性、连通性变好;聚驱过程中,中等水洗程度时,储层的渗透率、平均孔径随孔隙度增加先减小后增加,连通性先变差后变好,其它水洗程度下,各参数变化规律与水驱阶段各参数变化规律基本一致。     

超低渗透油藏分层注水数值模拟研究及应用

超低渗透油藏非均质性强,层间吸水能力差异大,注入水在油层平面和剖面上分布不均匀,分层注水时各层位配注水量标准不明确,部分井分层注水后对应油井不见效。为此,从油藏工程的角度出发,在两层不同渗透率级差砂体条件下,利用数值模拟方法,确定了超低渗透油藏开发初期注水方式选择标准,绘制了不同渗透率级差储集层合理的分层配水图版。不同渗透率级差储集层存在最佳配注比,渗透率级差越大,低渗透层需要分配的注水量越大,两层之间的最佳配注比与渗透率级差成对数关系。     

多层合采油藏废弃井网取热性能评价

油田地热是地热资源的重要组成部分,可进行发电、供暖等方面的开发与利用,其中多层砂岩油藏地热资源储量和产量均约占我国总量的50%,但由于层间非均质性影响,其注水开发地热过程中普遍存在层间干扰问题,亟需开展多层合采含油热储取热性能评价工作。为此,以枯竭油藏（可扩展至高、特高含水油藏）为研究对象,建立了多层合采油藏油水两相热流耦合数值模型,对比了不同孔隙度、渗透率和初始含油饱和度下层间干扰特征和温度、压力分布情况,分析了层间干扰对取热性能的影响。研究结果表明：(1)在本文的研究条件和模型设置下,生产20年后,不同渗透率储层高、低渗透层的注采压差和生产温度差值分别可达3.27 MPa和24.5 K,远大于含油均质储层各层位对应差值;(2)初始含油饱和度越小,储层生产温度和注采压差越低,20年后最大差值可达1.32 MPa;(3)层间干扰对渗透率敏感,高渗透层流体来自同层注入井和其他低渗透层,不同渗透率储层生产温度最高可提升5.33 K。结论认为：(1)渗透率是影响含油储层生产温度和注采压差的关键参数,而孔隙度对生产特征的影响较小;(2)注采压差对初始含油饱和度的变化较为敏感,油相存在可显著提高...     

赵凹油田泌304区浅层稠油油藏开发方案优化研究

赵凹油田泌304区属于低渗砂砾岩稠油油藏,油藏埋深780~950 m,主力油层叠合含油面积1.06 km2。泌304浅层系各小层的平均孔隙度为8.09%,平均渗透率为11.41×10-3μm2,属于低-特低孔、低-特低渗储层,开发难度大,动用程度差。为改善开发效果,对射孔段、注汽参数、注汽组合、措施工艺等开发方案进行了优化,较好地解决开发中存在的主要问题,开发效果良好。     

水淹层解释评价技术在葡北区块的应用

大庆外围油田指分布在大庆油田周围市县的小区块油田,多属于低孔渗油藏,储集层中油水分布受构造、岩性及断层等因素控制,经过几十年注水开发后,油水关系更加复杂,水淹层解释更加困难。葡萄花油田属大庆外围油田,葡北区块位于葡萄花油田穹窿状构造北部,主力产区主要为一断块128井区和葡北108井区,储集层平均空气渗透率90mD,有效孔隙度23.6%,属于低渗透储集层。为提高葡北区块解释精度,根据葡北区块已投产井资料,以井壁取心岩石热解、热解气相色谱、荧光显微图像资料为基础,建立了该区块评价低渗透油层水淹程度的岩石热解剩余油饱和度与测井有效孔隙度的图板法、热解气相色谱的谱图法和荧光显微图像分析的图像法3种评价方法。应用表明效果较好,可作葡北区块水淹层解释评价的有效方法。     

红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

红河油田长6特低渗油藏近年来通过注水开发减缓了产量递减,但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。分析认为,长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是自身储层物性差、渗透率低、孔喉半径小,其次是注入水与地层水不配伍、结垢,加之注水过程中黏土膨胀运移等进一步降低了储层的渗透率。为此,提出利用多元复合酸酸化技术来解决该油藏的注水井欠注问题。酸液配伍性、腐蚀速率及岩心的溶蚀速率等室内试验结果表明,多元复合酸与该油藏的注入水、地层水配伍性良好,具有腐蚀率小、黏土膨胀率低、岩心溶蚀慢的特点。8口井的现场应用结果表明,多元复合酸酸化技术能够解除注水井近井地带的污染,恢复、提高地层渗透率,达到降压增注的目的。      

准东吉7井区注水井酸化预处理防膨技术

水敏性油藏在注水开发中,黏土矿物膨胀是导致储集层渗透率下降、注水压力上升的主要原因。对于低渗透储集层而言,即使加入防膨剂来抑制黏土矿物膨胀,减轻对渗透率的伤害,仍会发生注水压力上升,出现欠注甚至无法注水的现象。为实现长期有效注水,以吉7井区为例,开展了水敏储集层酸化预处理防膨技术研究。与无机和有机2类防膨剂相比,采用酸化预处理,渗透率损失率最小,防膨效果的持久性和稳定性最好。选取了储集层类似的2组注水井进行对比试验,与未酸化预处理井相比,投注前酸化预处理的注水井,井口启动压力低,注水压力上升速度慢,满足低渗水敏储集层长期注水的需求。在后续开发中应用22井次,有效抑制了注水压力上升速度,达到预期的目的。     

孤岛油田河道砂储集层油藏动态模型及剩余油研究

对孤岛油田馆陶组河道砂储集层的研究表明,经长期注水开发,储层宏观、微观参数一般都随着油藏开发程度的加深而发生有规律的变化,但不同类型的参数有各自的特征和变化规律。孔隙度变化幅度较小,渗透率变化较大。从总体上来看,注水开发进入高含水阶段后相对变化较快。利用孤岛油田大量的测井及岩心分析资料,建立了孤岛油田河道砂储集层宏观、微观参数动态模型,研究了孤岛油田河道砂储层剩余油控制因素,建立了孤岛油田河道砂储层油藏不同含水期剩余油分布模式,为孤岛油田馆陶组油藏挖潜提供了地质基础。     

注水开发低渗油藏时的储集层渗透率下限

基于等产量一源一汇稳定渗流速度理论与最大压力梯度场分析结果, 获得了启动压力梯度与注采压差和注采井距的关系式, 并根据渗流启动压力梯度与储集层渗透率关系, 可确定出不同注采条件下油藏能够有效注水开发的渗透率下限。实例分析结果与油田开发实践基本一致, 说明建立的理论方法具有较好的实用性, 可为低渗透油田的有效开发提供科学依据。     

环江油田长6储层特征与测井产能评价

针对环江油田长6储层低孔隙度、特低-超低渗透率的储层特征,充分利用测井信息,分析储层测井响应特征.影响储层产能的主要因素是储层有效厚度、含油饱和度、孔隙度以及渗透率等参数,结合试油试采资料、储层电性特征和测井数据处理成果,得到了环江油田长6不同产能级别油水层判别标准.建立已开发井的产能系数与试油日产量的关系图版,将油层产能按每米日产油量划分等级,分别建立产能定量评价模型,精确度更高.对环江地区长6油层产能进行定性识别和定量预测,实现了通过测井手段预测试油产量,进而达到优选试油层位、指导油田勘探开发的目的.     

低渗透油藏合理井距计算的理论推导及对比研究

低渗透储层孔喉细小,比表面大,渗流阻力大,存在启动压力梯度,这些因素增加了低渗透油田注水开发的难度.因此,低渗透油藏合理开发必须克服启动压力梯度的影响,才能在注采井间建立有效的驱动体系.从渗流力学出发,采用2种方式对低渗透油藏极限注采井距进行了系统的理论推导.根据我国部分已开发低渗透油藏建立的启动压力梯度和渗透率经验公式,计算了在不同注采压差和渗透率条件下的极限注采井距.     

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距

从低渗储层单相渗流机理室内研究可以得到实测启动压力梯度;依据启动压力梯度的非线性渗流方程,并通过实验数据的统计拟合得到了低渗透储层启动压力梯度与流度的幂函数关系式。结合低渗透油藏渗流理论和低渗透油田实际,得到了低渗透油藏确定极限注采井距的公式和不同生产压差下极限注采井距与渗透率的理论图版,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。     

渤海L油田注水井欠注原因及对策分析

渤海L油田部分注水井投注后表现出注入压力快速升高、注入困难的情况,注水量无法满足油藏配注量。为此对L油田注水井欠注原因进行分析,通过岩心驱替实验评价储层岩石敏感性、钻完井液损害以及注入水对储层伤害,采用静态配伍性实验评价注入水与地层水之间的配伍性。结果显示储层具有强速敏损害,而部分注水井在投注初期注入量即远远超过了速敏损害临界注入量,造成了不可逆的微粒运移伤害。钻完井顺序工作液对岩心渗透率损害率可达35.5%～48.2%,单一注入水对岩心渗透率损害率达31%～35.2%,钻井液固相侵入和注水水质长期超标造成的储层损害是L油田注水井普遍注入能力较差的关键原因。建议L油田新井返排后投注或在投注初期进行酸化减弱钻井液损害,初期注入量应控制在速敏临界流量之下,逐级提高注入量避免发生微粒运移伤害,同时加强注入水悬浮物含量、含油量以及硫酸盐还原菌等关键指标的控制。     

双河油田聚合物驱后储层参数变化规律

油田经历聚合物驱开发后,储层物性参数发生改变,对油田后期开发有重要的影响。文中利用双河油田取心井室内化验分析资料,研究了聚合物驱后储层孔隙度、渗透率以及孔隙结构变化特征,探讨了储层参数变化机理。研究结果表明:聚合物驱后由于聚合物分子在地层的吸附滞留作用,造成储层渗透率下降,后续水驱阶段渗透率有一定恢复;聚合物驱后储层非均质性进一步加剧,物性和孔隙结构好的储层孔隙度和渗透率增大,而物性差的储层渗透率下降,孔喉半径减小,部分发生了堵塞现象。黏土矿物迁徙、运移,以及岩石骨架溶蚀、碎裂、运移是聚合物驱后储层参数发生变化的主要原因。     

青平川油田长2储层裂缝识别方法及裂缝特征

青平川油田长2属于低孔隙度、低渗透率储层。随着对油田勘探开发的深入,发现储层发育有部分裂缝,为了提高油田的开发效果,必须准确的识别裂缝,本文通过野外露头观察、岩心物性分析验证、井间示踪剂测试、试井分析等方法对研究区裂缝产状、发育特征进行识别,取得了较为准确的研究成果,对于油田后期的勘探开发具有重要的指导意义。     

黄骅坳陷羊三木油田河道砂储层动态模型表征

在油田注水开发过程中,储层性质会发生变化.以黄骅坳陷羊三木油田为例,通过岩心分析、对子井分析以及动态模型的建立,表征了注水开发前后储层性质的变化规律.羊三木油田主要发育河流相砂体,具有高孔、高渗透的特征,注水开发后储层不稳定矿物含量减少,粒度分选性变好,泥质含量明显减少,孔喉半径增大,孔隙度和渗透率普遍增大,渗透率最大可增加2～4倍.利用对子井注水开发后渗透率与注水开发前渗透率的单元回归分析发现,两者的对数值具有线性相关关系,得到的预测模型与实际模型符合率高达90%以上.     

海上S 油田聚合物驱注采井网优化

海上S油田平面非均质性较强,经过多年聚合物驱开发,平面动用程度差异大,控水增油效果减弱,特别是聚合物驱后剩余油分布复杂,需通过注采井网优化进一步提高油田开发效果。依据海上S油田的沉积相分布特征与实际井网部署的关系,首先在室内建立了包括高、中、低渗透3个区域平面渗透率级差为3的物理模型,并在相同的注采条件下开展了5组不同井排距的物理模拟实验;然后采用油藏数值模拟方法,建立了与室内物理模型相对应的5个渗透率级差条件下油藏地质模型,每个地质模型设计了8个井排距模拟方案,共设计了40个井排距模拟方案。物理模拟实验结果表明:当平面渗透率级差为3时,井排距比为1.8,累积产油量最高,低渗透和高渗透储层2个方向上的驱替压力梯度基本一致,且微电极含油饱和度测试结果表明2个储层均能得到有效动用;通过油藏数值模拟进一步深入分析,得出了不同平面渗透率级差条件下的最优井排距,随着平面渗透率级差增大,最优井排距比也逐渐变大。在最优井排距认识的基础上,通过采用物理模拟实验和油藏数值模拟方法得出,水平井注直井采是最优的注采井网形式。