低渗透油藏蓄能增渗压力规律数值模拟

针对延长油田注水开发中存在的高压注不进、难见效、含水上升快等问题,创新性地提出了蓄能增渗注水技术。运用油藏数值模拟方法研究了蓄能增渗注入和焖井期间裂缝、基质压力演变及井底压力传播规律,同时分析了注入量对蓄能增渗效果的影响。研究发现,在注入阶段中,随着水的快速注入,裂缝内压力升高,注入水由主裂缝向裂缝尖端传递,压力升高区域主要分布在裂缝周围,基质压力变化不大。在焖井阶段中,随焖井时间延长,裂缝及近裂缝带基质压力表现为先迅速下降,超过一定焖井时间后趋于稳定;距离裂缝大于30 m的基质压力随焖井时间延长出现先上升后下降的趋势。井底压力同样表现为焖井初期迅速下降,后期趋势变缓。注入量越高,地层能量提升越高。进一步剖析了低渗透油藏蓄能增渗作用机理。矿场应用证明该技术提压增油效果显著,可为类似油藏蓄能增渗开发提供经验借鉴。     

低含水砂岩储层三角孔隙在不同充注压力下的含水饱和度研究

针对鄂尔多斯盆地低渗透砂岩储层油水混储,注水效果差的实际情况,开展了低含水砂岩储层的微观孔隙特征分析及油水分布规律研究,应用天然岩样的铸体薄片与扫描电镜观察,发现储层中存在大量的类三角孔隙结构,在此基础上刻蚀亲水刻蚀毛管模型与三角孔隙模型,并进行显微成像测量与理论计算.通过研究可以发现充注压力为0.002～0.100 ...     

特低渗透油藏注水诱导动态裂缝实验及数值模拟

为了进一步明确特低渗透油藏注水诱导动态裂缝形成机理及其对特低渗透油藏注水开发的影响,基于注水诱导动态裂缝室内实验,阐述了注水诱导动态裂缝成因机理及延伸过程,建立了注水诱导动态裂缝数值表征方法并进行了相对应的油藏数值模拟研究。注水诱导动态裂缝按照成因主要分为天然闭合型、人工压裂诱导型和超储层破裂压力型3类。注水诱导动态裂缝生长机理主要为注入压力与岩石破裂压力或裂缝延伸压力的反复作用促使岩石发育裂缝或使已存在的裂缝不断延伸。改进的注水诱导动态裂缝实验表明,注入压力呈现反复的“升—降”特征,且注入压力是岩石产生注水诱导动态裂缝的主控参数。注水诱导动态裂缝数值模拟结果也验证了注入井井底压力呈现周期性“憋压上升—起裂下降”趋势。诱导动态裂缝产生后,裂缝体系内的压力和饱和度场是随着动态裂缝的开启和延伸而动态变化的,且沿裂缝体系变化明显,裂缝系统两侧波及范围小。     

三维地质建模技术在致密砂岩油藏水平井开发中的应用——以鄂尔多斯盆地S区块为例

为有效提高鄂尔多斯盆地南部致密砂岩油藏水平井钻井精确度及成功率,以三维地质建模技术下的构造模型、岩相及属性参数模型、储集层构型模型和自然伽马体模型为基础,进行水平井轨迹设计及随钻跟踪调整,并在盆地南部S区块长8油层组进行了现场试验。结果表明：储集层构型模型、自然伽马体模型等可有效表征目的层砂体的展布规律,定量指导水平井的轨迹设计;钻进过程中通过随钻自然伽马数据的验证分析,及时对水平井轨迹做出调整,确保水平段始终贯穿于最优砂体储集层中;3口现场试验的水平井均顺利完钻,平均砂体钻遇率为98.5%,平均有效储集层钻遇率为90.3%,投产后取得了显著的开发效果。采用三维地质建模技术可有效指导水平井轨迹设计及随钻跟踪调整,为鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏水平井钻井及开发提供一定的借鉴。     

缝网压裂技术在鄂尔多斯盆地S区块特低渗透砂岩油藏水平井开发中的应用

鄂尔多斯盆地S区块延长组长8油层属于特低孔、特低渗致密砂岩储层,该类储层常规井单井产量低、产量递减快、注水开发效益差、整体开发效果不理想。为此,在该区块开展水平井缝网压裂技术应用试验。根据S区块相关数据,目的层水平主应力差异系数满足缝网压裂的地应力条件,可产生缝网;根据缝网压裂施工要求,在研究区完成了4口水平井缝网压裂试验,压后初期平均单井日产液40.9 m~3,日产油23.3 t。,获得了较好的开发效益。     

基于岩电实验的储层岩石毛管压力与电阻率相关性分析

毛管压力是影响多孔介质中多相流体的重要参数之一,通常采用实验方法测定,但难度大、耗费时间,且准确性难以保证.毛管压力和电阻率指数均为岩石多孔介质中含水饱和度的函数,通过毛管压力与电阻率指数之间函数关系的推导,利用电阻率指数数据直接计算出毛管压力.为了验证两者之间的幂函数模型(Li模型),同时基于更多岩石样品数进行数学模...     

页岩油储层微观孔隙结构特征及孔隙流体划分

页岩复杂的孔隙结构导致多样化的孔隙流体类型。针对鄂尔多斯盆地延长组长7 段页岩,采用低场核磁共振实验技术,将离心实验与热处理实验相结合,识别划分出3 类页岩中多类孔隙流体的T2弛豫时间界限,并定量表征了目标页岩的全孔径分布特征。研究结果表明,目标页岩孔隙结构可划分为Ⅰ,Ⅱ和Ⅲ类,其对应的平均孔隙半径和流体赋存量依次减小。Ⅰ,Ⅱ和Ⅲ类页岩的可动流体截止值分别为1.10,1.24 和1.92 ms,不可采出流体截止值分别为0.20,0.30 和0.54 ms。Ⅰ类页岩的可动流体赋存于孔径大于24.8 nm的中、大孔隙,平均饱和度为30.5%;不可采出流体则赋存于孔径小于4.5 nm的微孔隙,平均饱和度为35.3%。Ⅱ类页岩的可动流体赋存于孔径大于41.9 nm的大孔隙,平均饱和度为26.6%;不可采出流体赋存于孔径小于10.3 nm的微、小孔隙,平均饱和度为40.7%。Ⅲ类页岩的可动流体赋存于孔径大于93.6 nm的大孔隙,平均饱和度为17.2%;不可采出流体则赋存于孔径小于26.3 nm的中、小孔隙,平均饱和度达50.1%。     

延长组长6低渗油藏高温高压条件下裂缝对渗吸效率的影响

杏子川油区长6储层是典型的特低渗油层,具有成岩压实作用强、孔隙度低、渗透率小、溶蚀孔和微裂缝发育、孔隙喉道细小且小孔喉所占比例很大、微观非均质性强的特点。目前,对该特低渗油藏渗吸驱油研究不够深入,通过压裂的方法以及高温高压渗吸实验结合恒速压汞实验、核磁共振实验、CT扫描实验等岩心资料分析方法,研究了裂缝长度和发育程度对渗吸驱油效率的影响。研究结果表明:高温高压渗吸过程主要是小孔隙内的油水置换,水进入小孔隙将油置换到大孔隙中;含裂缝渗吸效率比基质渗吸效率高,缝长越长,渗吸效率提高就越大;在渗吸初期阶段,剩余饱和度随渗透率的增大而减小,渗吸效率随渗透率的增大而增大,效果较为明显。在开发过程中应尽量增加裂缝发育程度,增大基质渗透率,增加基质与裂缝的接触面积,以提高渗吸采收率。     

特低渗透储层蓄能增渗研究与矿场实践

延长油田部分特低渗透油藏依靠天然能量开发,随着不断开发地层压力逐渐降低,产能不断下降。蓄能增渗作为一种针对低地层能量保持水平低的油藏的注水补能技术,通过本井大液量快速注水、关井、周围井闷井等技术手段,补充地层能量,实现周围对应油井见效,提高油藏渗流能力和渗吸作用。通过构建双重介质模型,开展室内蓄能增渗实验,结果表明：蓄能增渗最佳注入时机为衰减开发地层压力至原始地层压力的60%～70%,最佳注入量为0.2 PV,闷井时间的增加可以提升蓄能增渗的效果。矿场实践后,油井产量在30 d内提高了5倍,效果较好,可为延长油田乃至国内其他油田的类似油藏提供借鉴。