川口油田流渠区块天然裂缝、微裂缝研究

川口油田刘渠区块位于鄂尔多斯盆地中部,主力产层是延长组的长4+52层,沉积相以三角洲分流河道为主,为典型特低孔、低渗油藏。该区块水淹水串现象严重,大部分井受效程度差,产量递减快(目前平均单井日产油量为0.35 t/d),面临严峻的稳产形势。为了了解这种现象形成的内在原因,必须将地质、工程研究结合在一起,进行天然裂缝、人工裂缝发育特征等方面的研究。通过研究发现,天然裂缝主要分布在主河道的厚砂体中,初期产能高的油井主要受天然裂缝的影响,因此可根据产能平面分布特征来定性地代表天然裂缝、微裂缝的平面分布特征。     

文南油田人工裂缝监测及应用

人工压裂是为了在地下形成人工裂缝，改善地层的渗流条件，疏通堵塞，提高油井的产能。压裂后是否产生裂缝，产生的裂缝有多长，裂缝朝哪个方向延伸，压裂井是否会和周围的水井连通，发生水淹、水窜现象。人工裂缝监测就是为了给出压裂时产生裂缝的方位(方向)、裂缝长度、裂缝的高度(范围)和产状以及地下主应力方向，为布井和井网调整提供依据，避免油井发生水淹、水窜现象。指导油田的开发和生产。     

川口油田递减规律研究

利用J.J.Arps提出的产量递减公式,对川口油田进行产量递减回归,回归结果接近生产实际情况,并确定川口油田递减规律符合调和递减。按照调和递减方式对川口油田的未来产量递减情况进行了预测,同时结合油田开发现状,提出了减缓产量递减的对策,为油田进一步科学、合理开发提供了重要依据。     

TH油田酸压裂缝高度控制主要影响因素分析

为了防止在TH油田的压裂酸化过程中裂缝垂向上的过分延伸,更好地将裂缝控制在油气层内,文章建立了拟三维延伸模型,运用数值解着重分析了裂缝高度扩展的主要诸因素影响。研究结果表明:TH油田酸压裂缝高度普遍很大,地层应力差(一般小于2MPa)是主要因素,控缝高难度大,可采用人工隔层方式增大产层/遮挡层应力差;原采用的压裂液黏度偏高不适于控缝高,可以采取低粘度低滤失压裂液结合实际注液排量,成为控缝高有效手段。     

裂缝控制因素探讨分析

裂缝提高了储层的渗透性,尤其在低渗透储层中,裂缝是油运移和流体渗流的主要通道,影响着油气分布及开发效果,对油气田勘探和开发方案的布置以及提高采收率有重要意义。裂缝的发育和分布受控于岩性、物性、岩层厚度以及构造变形、断层等因素。应用岩心统计、测井裂缝识别结果并结合物性、构造曲率与裂缝发育程度的关系、及与断层的关系等方法分析研究裂缝的控制因素。     

页岩压裂裂缝形态影响因素分析

目前,美国页岩气的开发已收到了很好的效果,在一定程度上解决了日益严峻的世界能源危机。由于页岩层的低渗致密性。页岩气的开发大不同于常规天然气,页岩储层压裂技术是页岩油气高效勘探开发的核心技术。方法本文通过分析页岩压裂后的裂缝特征及实验数据。结论页岩层中的大量天然裂缝、层理及页岩脆性是造成页岩压裂后裂缝成网的主要原因。     

川口油田X油区低阻油层分析评价

由于勘探开发范围的不断扩大,储层性质越来越复杂,不断有相对低电阻率油层被发现。以川口油田X油区的低阻油层为例,主要从录井、试油、测井及解释等常规资料入手,对低阻油层进行分析评价从而提高测井解释符合率,提高解释精度。     

分层采油在川口油田的应用

川口油田属典型的低压、低渗、低产油藏,纵向上表现为多套小层叠合,开发过程中油井层间压差矛盾较为突出,层间干扰大,严重影响油田的开发效果。为此,试验应用了分层采油技术,并取得了提液增油的效果,表明分层采油技术在该区具有较好的适应性,能解决各层动用程度不均的问题,有效缓解多层油藏开采时的层间矛盾,对油田高效开发发挥积极作用。     

川口油田刘渠区储层地质特征研究

川口油田刘渠区块是当前重要的产油区,近几年通过不断完善注采井网及合理调整注采关系,保持了较好的开发形势,本文通过对该区块储层地质特征进行有效分析,对储层进行分类评价,加深了对该地区的地质认识,对进一步保持地层能量,提高油井产能,改善开发效果具有重要意义.     

下寺湾油田延长组人工裂缝形态对压裂改造效果的影响

下寺湾油田延长组储层中的裂缝分为天然裂缝和人工诱导裂缝。天然微裂缝包含岩芯裂缝和显微裂缝,其存在不仅对人工裂缝的形态具有一定影响,而且与人工裂缝一起可增强储层的导流能力、与注入水沟通引起含水上升快甚至水淹及压裂无效。利用Frac Pro PT10.3三维压裂软件,分别建立人工裂缝长度与压后累计产量关系曲线、人工裂缝高度与压裂后初期日产油量之间关系曲线、裂缝内充填的支撑剂的铺砂浓度与压后产量关系曲线。在综合考虑储层物性特征、开发井网及投资回报率的基础上,最终确定研究区人工裂缝半长优化后的结果为150~180 m、缝高不超过储层厚度的3倍、裂缝的宽度在0.8~0.9 cm左右。     

博兴油田储层特征及物性控制因素分析

在前人研究的基础上,运用岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜等资料,对博兴油田沙四上亚段储层的岩石类型、孔隙特征及孔隙结构等微观特征进行研究,并对储层物性控制因素进行了分析。沙四上亚段储层物性明显受沉积相和成岩作用的双重作用,其中坝砂储集物性最好;成岩作用对储层物性的控制作用明显,压实作用、胶结作用导致储层物性变差,溶蚀作用、交代作用使储层物性得到改善。     

川口油田刘渠区储层地质特征研究

川口油田刘渠区块是当前重要的产油区,近几年通过不断完善注采井网及合理调整注采关系,保持了较好的开发形势,本文通过对该区块储层地质特征进行有效分析,对储层进行分类评价,加深了对该地区的地质认识,对进一步保持地层能量,提高油井产能,改善开发效果具有重要意义。     

川口油田刘渠区重复压裂技术研究

文章结合川口采油厂油藏渗透率低,油井产量递减快,研究了低渗透油藏的重复压裂技术。为了进一步提高该油藏的开发效果,进行了重复压裂试验。结合该油藏的实际特点低渗、低压、低饱和度,得出了重复压裂参数的优化和压裂技术的选择。实践表明,重复压裂技术为低渗透油田增产稳产提供了重要的技术保障。     

浅谈川口油田西南新区地质特征

在油田开采之前,对油田所在区域进行地质特征的勘测和分析尤为重要,直接影响油田开采的经济效益。本文首先对川口油田的地理状况和开发状态做了简介,随后根据相关专业知识分析了川口油田的地质特征,希望能为其他油田的地质特征分析提供参考之处。     

川口油田储层构造与油气关系分析及地质建模的研究

川口油田是当前重要的产油区,从而应对川口油田的储层构造进行有效分析,从而能有效探析川口油田储层与油气之间的关系,并通过相应的地质建模实现对二者之间相互关系的有效探讨,从而为川口油田的有效开采奠定有效的发展基础。     

川口油田注采井网优选及开发方案优化

川口油田经过多年开发,水淹井比例越来越高,必须通过调整注采井网及开发方案优化才能更加经济高效的开发。本文采用数值模拟的方法,通过对不同井网以及不同井距条件下的产能情况进行分析,确定了川口油田注采井网为反七点井网,井距为200m。对优化的开发方案与原方案模拟对比结果表明,优化后10年可多产8.26×10~4m~3原油,折合采收率3.79%,水驱控制程度从51.2%上升到72.6%。     

川口油田延106井实钻难点及钻井液对策

描述了川口油田地层的基本特性，介绍延106井实钻特征、存在难点，并有针对性地提出钻井液方面的相应对策。延106井钻井液技术措施得当，全井无复杂事故，无非生产时间，取得了良好的效果。     

三叠系砂岩裂缝性油气藏特征及控制因素分析

2007年中原油田在东濮凹陷的文明寨、卫城地区首次发现一种新型油气藏,即三叠系纯砂岩裂缝性油气藏。该类型油气藏的油气富含在岩石的节理、裂缝、缝洞中,基质不含油,其裂缝、缝洞既是储集空间又是渗流通道,缝洞型的储集空间类型与碳酸盐岩灰岩地层相似,但不如灰岩地层溶洞发育,这是一种类型独特的油气藏,在国内也是首次发现。因此,搞清其成因与控制因素,对指导国内中生界纯砂岩裂缝性油气藏勘探具有极其重要意义。     

油田脱硫站场危险有害因素分析及控制对策

硫化氢（H2S）是一种无机化合物,在正常环境为无色、有臭鸡蛋气味的有毒气体,同时易燃易爆,危险级别较高,属重点监管危险化学品。人体在吸入120～280ppm硫化氢气体后就会在1小时内发生急性中毒,400ppm为致死剂量。目前,稠油、高凝油开发因蒸汽驱等先进开采技术的试验推广获得较大突破,但是稠油含硫有机物热裂解导致套管气H2S含量升高,因此稠油开采工艺中新增具备脱硫处理工艺的站场。从物料、生产工艺、环境等方面,对辽河油田某稠油脱硫站场风险进行了辨识分析,提出防范措施。该研究对稠油开发中遇到的有毒有害气体风险防范有较好的借鉴意义。     

川口油田刘渠区储层非均质分布规律

储层平面非均质性主要包括储层有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度的平面分布规律及非均性特征.本文结合沉积相和电性特征对各小层平面及层间的非均质性进行了分析研究.结果表明:该区沉积相控制了储层有效厚度、孔隙度、渗透率以及含油饱和度的平面分布规律.河道发育的地方,往往是有效厚度最大、物性最好、含油饱和度最高的地区.层内非均质性直接影响和控制单砂层层内水淹程度、波及系数的地质因素,也是生产中引起层内矛质的内在原因.