延长油田东部长2～长6油层非达西渗流特征及渗透率动用下限研究

延长东部油区多为超、特低渗透油藏,储层渗透率低,绝大部分区块仍以天然能量开发为主,存在地层能量注水见效差、产量低、递减大等问题,给东部油区稳产造成较大的困难。在统计分析了延长东部油田储层渗透率及孔喉特征基础上,对储层非达西渗流特征进行室内实验,分析其启动压力梯度对不同渗透率储层注水开发的影响,并评价储层有效动用下限,认为在目前注水开发技术条件下,渗透率小于0.5×10~(-3)μm~2的储层其孔喉半径大多小于0.2μm,注水难以见效;渗透率(0.5~1.0)×10~(-3)μm~2的储层部分井能见效,但总体上注水见效差。     

濮城油田低渗透砂岩油藏斌发主要机理及合理井距分析

低渗透油田开发效果比初期预测效果变差的原因：一是由于地层压力下降，净上覆压力相对增加而引起渗透率降低；二是储集层流态由拟达西渗流变为低速高阻非达西流。根据濮城油田低渗透油藏实际，定义了技术极限井距概念；根据渗流流量方程和流速方程，结合室内实验模型(临界驱替压力梯度)和现场资料，确定了技术极限井距计算公式，以濮城油田沙三上濮67块进行试算，计算结果比较合理。     

分形低渗透油藏非线性渗流压力分析

分形作为非线性科学的三大块之一，已被广泛运用于多种学科领域。在油气工程学科中，它已成为描述介质非均匀性的有力工具。 通过建立分形低渗透介质中弱压缩液体非线性流数学模型，运用平均质量守恒的方法，求得此模型的解。得到了介质中的压力随时间的变化规律，和渗透率与孔隙度非均质性及启动压力梯度对渗流及压力变化的影响规律。结果表明：介质的渗透率非均质性越强，压力传播越快；介质的孔隙度非均质性越强，压力传播越慢；启动压力梯度越大，压力传播越慢；渗透率非均质性、孔隙度非均质性与非线性流均使开发指标变差与开发难度加大。研究结果为分形低渗透油藏压力动态分析提供了依据。     

鄂尔多斯盆地长7致密油藏特征

以鄂尔多斯盆地长7致密油藏为例,运用地质统计和对比分析方法,定量表征了长7致密油藏特征。研究表明,长7油藏填隙物含量高,成熟度中等,以微孔隙为主,喉道半径极细,表现为亲油和高残余油饱和度特征,存在较强的应力敏感性和较高的启动压力梯度。可以考虑采用注入改性水改变油藏岩石表面润湿性、注气和超前注水保持油藏压力相对稳定的方式有效开发致密油藏,利用长水平井体积压裂技术增加油藏接触面积。     

非达西渗流效应对南海低渗透储层产能的影响

应力敏感和启动压力梯度是低渗储层呈现非线性渗流的重要因素.为明确两种低渗特殊效应对开发的影响,以南海东部低渗储层为研究对象,进行了岩心应力敏感性和启动压力的测试,通过数据分析建立了启动压力梯度及应力敏感的数学模型,并采用数值模拟方法研究了应力敏感性、启动压力梯度对低渗储层产能的影响.结果表明:应力敏感性与储层渗透率之间...     

低孔隙度低渗透率储层孔隙压力流体评价方法

针对鄂尔多斯盆地靖边气田上古生界地层特点,建立了一套全新的适合该地层的孔隙压力评价技术.孔隙压力流体评价方法所涉及到的孔覆比和裂缝延伸梯度等参数均为首次定义.该方法数据来源于常规测井的三孔隙度测井及相关测井曲线,利用重点井的地层孔隙压力实验测试结果,结合阵列声波测井,推出了利用地层孔隙压力参数评价储层的新方法.综合应用孔覆比、裂缝延伸梯度和地层孔隙压力梯度等3个重要的孔隙压力参数进行地层评价,可明显提高测井解释的符合率.在识别储层含流体性质和确定非储层岩性方面给出了孔隙压力参数具体判识数值.储层含可动流体时,孔覆比变化范围0.40～0.43,裂缝延伸梯度0.027～0.034,地层孔隙压力梯度0.09～0.110.在结合其它解释方法的基础上,孔隙压力参数的流体分析解释方法应用效果更佳.选取了靖边气田18口井的上古生界地层进行了实例效果评价,解释结果与地质实际吻合良好,使其解释符合率大幅度上升,该方法可推广到其他类似低孔隙度低渗透率地层.     

低渗油藏试井分析及产能评价方法探讨

通过低渗透油田试井技术的研究可以为低渗透油田开发提供大量有用信息,对优化调整低渗透油田开发方案具有指导意义。在详细研究前人对低渗油藏渗流特征认识的基础上,提出了困扰低渗油田试井解释的三大难题：交接面存在附加阻力、存在启动压力梯度及指数型压力梯度的试井模型及其解析解,并给出了试井理论曲线特征,为低渗透油田试井资料的解释及产能评价提供了技术手段。并用实例进行了验证,证实了该技术的实用性。     

一种低渗透油藏有效注采井距的确定方法及应用

为充分利用矿场实际产能测试数据来确定低渗油藏有效注采井距,在考虑低渗启动压力梯度基础上,利用产能公式推导了流度与米采油指数以及启动压力的参数方程,利用该方程及产能测试数据可以得到测试储层段的流度和动用半径。通过回归分析发现低渗油藏的有效注采井距与物性之间存在半对数关系,根据该关系曲线可以确定低渗透油藏定向井开发的有效注采井距。实例应用表明：储层物性越差,有效注采井距越小;低渗油藏的有效注采井距为2倍动用半径,即有效动用系数达到78.5%才能保证注采井间受效良好。利用该方法获得了渤海B油田不同流度下的有效注采井距图版,建议物性在5～20 mD之间储层的注采井距控制在300～450 m之间较为合理。     

渤海湾盆地歧口凹陷古近系沙三段页岩油储层非线性渗流特征

通过高压压汞与低温气体吸附实验,结合核磁共振在线检测系统和驱替实验,对渤海湾盆地歧口凹陷古近系沙三段页岩油储层的渗流特征进行了研究。研究结果表明：(1)歧口凹陷古近系沙三段3种岩相页岩的微孔数量占比最大。与块状泥岩相比,纹层状及层状页岩储层的孔径大于100 nm的中大孔喉更为发育,储集性及渗流能力更优。(2)赋存在页岩储层大孔喉中的可流动油能有效产出,但由于渗流阻力较大,微小孔喉（小于100 nm）中的油即使在很大压差下也难以产出。(3)页岩储层中的石油渗流具有启动压力梯度和非线性渗流的特征,但不同岩相的渗透特征差异较大,其中纹层状页岩拟启动压力梯度最小,渗流能力最强,层状页岩储层具有一定的渗流能力,块状页岩储层渗流能力最差。在相同压力梯度下,块状页岩中的流量仅为纹层状页岩中流量的10%左右,基本无自然产能。