辽河油区低渗透油田二次开发潜力评价

本文通过对辽河油区低渗透油藏进行分析,按照低渗透油藏划分标准,筛选出49个低渗透油藏单元,运用灰色系统理论,以储层中的流体为核心,考虑流体的二次运移聚集因素、流体地质环境因素、流体渗流特征影响因素、生产效果因素,从流体的聚集、存储、流动及生产等全过程入手,从而找出影响低渗透油藏开发效果的各种因素,对辽河低渗透油藏进行潜力评价,筛选出具有二次开发较大潜力的低渗透区块,为辽河油区低渗透油藏进一步挖掘潜力打下基础。     

大民屯凹陷胜西低潜山油气成藏条件分析

胜西低潜山受西部边界逆断层及东胜堡潜山抬升影响,区内构造复杂,断裂发育,总体上为一个东倾的单斜形态。受控于充足的油源和良好的运移通道、多种优势储集岩类型、断裂的多期与早期发育和优越的区域性盖层等有利成藏条件,胜西低潜山主要发育三种油藏类型:沿不整合—断层联合运移的潜山油藏、沿不整合垂向运移的潜山油藏、沿断层侧向运移的潜山油藏。     

低渗透储层分类标准及其综合评价——以敖包塔-葡萄花油田FⅡ油层组为例

敖包塔-葡萄花油田钻遇扶杨油层FⅡ油层组有效孔隙度主要分布在10%~15%之间,平均为12.6%;空气渗透率一般分布在0.1~10×10-3μm2之间,属低孔、特低渗透性储层。通过对选用7项宏观参数与7项微观参数确定储层综合评价参数并建立分类标准,确定出每个评价参数的分级标准,将敖包塔-葡萄花油田FⅡ油层组的储层分为四类,其中Ⅰ类最好,为低渗透储层;Ⅱ类次之,为特低渗透储层;Ⅲ类再次之,为超低渗透储层;Ⅳ类储层最差,为极差储层。依据专家经验及大量反复实验的结果上确定了权重系数,预测了FⅡ油层组的储层有利区带,结果表明敖包塔-葡萄花油田FⅡ油层组以Ⅰ类储层和Ⅱ类储层区为主,其中最有利储层区(Ⅰ类储层区)主要呈条带状分布于研究区北部的葡332~葡54~葡115-51、葡31、葡462、敖10等井区。     

浅谈乌尔逊油田低注井成因及治理对策

乌尔逊油田水井吸水能力差,日注入量小于6m3的低注井比例大。针对这一情况,本文突出低注井的地质成因分析,试图从油藏整体改善开发效果上去加强地质认识和分析产生低注井的原因,针对低注井成因差异,有针对性地提出了一些治理方法。     

地化技术在低渗透储层含油性判识中的应用

在陆相砂岩沉积中低渗储层占有相当大的比例,由于其低渗透形成机理复杂,使得岩性致密、孔隙结构复杂、物性差,在储层的识别上,有效储层的识别存在一定的难度。本文根据低渗透储层特点,探索利用地化技术来辅助识别流体性质,取得比较好的效果,提高了低渗透有效层判识的准确度。     

浅谈低渗透油层超前注水技术

超前注水可以使地层保持较高的压力水平,降低因地层压力下降造成的地层伤害,有效提高注入水波及体积,建立有效的驱替压力系统,降低初期含水率,提高最终采收率。作为低渗透油层提高采收率的一种技术方法,已在我国很多油田得到了广泛应用。     

低序级断层在文东油田的识别及应用

对于复杂断块油藏,低序级断层的存在在很大程度上影响剩余油的分布和水驱开发效果,通过精细地层对比、动、静态资料相互印证,明确断层的存在,对整个区块的开发,剩余油潜力的分布、注采关系调整,以及提高区块的水驱控制、动用程度具有极其重要的意义。     

低渗透砂岩油藏应力敏感性影响因素室内实验研究

低渗透油藏存在应力敏感性伤害,伤害程度是储层内部、外部因素综合作用的结果。本文以胜利油区低渗透砂岩油藏岩心为研究对象,通过大量天然岩心样品的应力敏感性、压汞、X-衍射全岩及粘土矿物实验,研究了渗透率、微观孔隙结构、孔隙类型、粘土矿物含量、实验流动介质对应力敏感性的影响。通过研究认为:岩心样品渗透率越低、孔喉越细小、裂缝越发育、粘土矿物含量越高应力敏感性越强,实验流动介质不同应力敏感性的强弱也不同。     

CO_2在低渗透油藏中气窜及抑制方法研究

本文论述了低渗透油藏CO2驱时位移效应和储层物性之间的密切关系。低渗透油藏的特点是基质紧密,非均质性强,裂缝发育良好。随着CO2注入量的增加,CO2粘性指进在低渗透均质油藏中变得更严重。同时对于低渗透均质性油藏,驱替压力的增加有助于提高低渗透层的采收率。适当地增加有效压力有利于提高基质中的原油采收率。可以通过调整CO2的注采参数改善位移效应和CO2气窜。此外,CO2,原油和盐水的相互作用可以提高油水粘度比。气体粘性指数相应变小。在碳酸盐水中形成的油包水型乳状液封堵高渗透层,使低渗透层的采收率增大。CO2酸性环境凝胶系统可以封堵大气窜通道,防止气窜并增大波及系数。     

王府气田致密低渗气藏毛管压力影响因素实验研究

水锁伤害广泛存在于致密低渗透气藏中,严重影响气藏的开发效果,而毛管压力是影响水锁伤害的根本因素。分析了毛管压力产生的机理,推导了储层毛管压力的计算公式,并讨论了毛管压力的影响因素。基于所取得的岩心以及工作液样品,设计了针对不同层位、不同工作液组合的实验方案。由实验数据、计算分析可知,王府气田城深X井各层位毛管压力大小顺序是:登娄库组沙河子组火石岭组,即登娄库组的潜在水锁伤害程度最大;从减小水锁伤害的角度来讲,JK1002羧甲基胍胶压裂液体系是最优的;此外,压井液有利于促进储层亲水性的减弱,而使压裂液进入储层后使储层岩石亲水性变得更弱。