酸性火山岩储层微观孔隙结构及物性参数特征

综合利用大量铸体薄片及储层物理实验资料,对松辽盆地北部营城组酸性火山岩储集空间与物性参数特征的研究结果表明,酸性火山岩储层储集空间以原生气孔和次生溶蚀孔为主,微观孔隙结构具有孔喉比超大的特征。该区酸性火山岩储层具有束缚水饱和度高、存在启动压力梯度等特低渗透储层的渗流特征,储层物性对应力不敏感。     

大庆外围油田萨葡油层加密井井位优选方法

针对大庆外围油田萨葡油层砂体分布零散,现井网水驱控制程度低,开发中后期剩余油分布零散等问题,在研究不同井网的剩余油分布类型及合理加密方式基础上,深入研究了以精细油藏描述成果为依据,以可调厚度为加密下限,以周围生产井采出程度和含水为参考的井位优选方法.应用这套方法指导大庆外围油田中高含水萨葡油层的加密调整,提高了井网加密效果和经济效益.     

致密油二氧化碳吞吐动态特征及影响因素

采用大型露头方形岩心与长岩心,开展了不同注采参数.不同焖井时间等多种注采方式下的CO2吞吐实验,分析了 CO2吞吐的动态特征、影响因素及波及方式对采收率的贡献.研究表明:CO2吞吐开发可分为CO2返排、产气携油、高速产油、产油速率减缓4个阶段.产气携油阶段以游离气驱为主,高速产油阶段以溶解气驱为主;CO2注入量与开采速...     

大庆油田致密油藏井网优化技术及应用效果

大庆油田致密油资源丰富,但存在储层致密、单井产量低、开发效益差等问题,为探索致密油有效开发技术,开展了致密油水平井开发现场试验。在精细构造研究基础上,井震结合研究致密油储层分布规律,精细刻画砂体空间展布特征,优选有利布井区。通过致密油储层水平井井网优化研究,形成了致密油藏水平井开发模式及井网优化技术,经过水平井优化设计、现场动态跟踪调整实施及有效的增产改造,取得较好的投产效果,为致密油储层有效开发奠定了基础。     

大庆油田超前注水储层物性界限研究

大庆油田近年新增储量渗透率低、品质差,未动用储量开发难度大,而低渗透油田投产后,如果能量补充不及时,地层压力会大幅下降,油田产量迅速递减。为提高开发效果,大庆油田对天然能量小的低渗透油田,开展了保持地层压力的超前注水开采试验。超前注水技术能够尽快建立有效的压力驱替系统,及时补充地层能量,提高地层压力,减小应力敏感损害,降低油井初始含水率,避免流体性质变差,从而改善油田开发效果。在大庆油田已投产的超前注水试验区块中,储层物性较差的扶杨油层超前注水效果较明显,储层物性较好的葡萄花油层单井产量提高不明显。利用室内试验、现场开发数据及数值模拟等手段确定了超前注水储层界限:大庆油田渗透率小于10mD的储层采取超前注水效果较好。这为超前注水技术在低渗透油田难采储量开发中的应用提供了有效依据。     

油井见效时间和见水时间计算公式

依据稳态依次替换的思想,建立一种测算油井见效时间的解析方法,根据油水两相渗流的Ｂｅｃｄｌｅｙ－Ｌｅｖｅｒｅｔｔ方程推出油井见水时间的解析方式,为油田开发中预测这２个指标提供了一种重要手段。     

松辽盆地北部致密油水平井二氧化碳吞吐技术及其应用

扶余油层致密油是保障大庆油田可持续发展的重要接替资源,主要分布在大庆长垣、三肇和齐家—古龙地区的扶余油层,开发潜力大,是长垣外围油田持续稳产的储量基础。通过近10年的技术攻关和现场试验,已经形成有效的开发技术系列。但从开发效果来看,水平井体积压裂弹性开采整体上具有高产期短、产量递减快的生产特点,初期月递减率为20%~30%、年递减率为40%~60%;弹性开采2~3 a后,生产井表现出难以保持饱和压力生产的特点,弹性采收率仅为5.7%~8.2%。为提高致密油水平井开发的采收率,开展了核磁共振、岩心物理模拟、岩心驱替、应力敏感等实验和数值模拟研究,确定了最佳能量补充时机的地层压力系数为0.60~0.65,优选CO₂吞吐为首选提高采收率开采方式,优化水平井段注入量为7 000~9 000 t/km、注入压力为12~13 MPa、注入速度为130~150 t/d、焖井时间为40~50 d。经水平井现场试验,单井阶段提高采收率为1.44%~3.33%、平均为2.44%,在60美元油价下投入产出比为1∶1.63,技术经济性较好。     

地层产生体积压裂缝网的条件分析

自然产能特别低的油气藏,渗透率往往也极低,采用直井很难实现经济有效开采,通常采用水平井加多级压裂的方式进行开采。水平井增大了油气井与储层的接触面积,多级压裂增大了储层的改造体积,进而提高了油气井的产能。多级压裂可以是分段单缝压裂,也可以是体积缝网压裂(即体积压裂)。体积缝网压裂在地层中产生纵横交错的裂缝网络,对地层的改造程度远高于分段单缝压裂。为了提高压裂效果,文中研究了产生分段单缝压裂和体积缝网压裂的地质条件和施工条件。研究认为:只有物性极差的微观非均质地层才会实现体积缝网压裂,均质地层和宏观非均质地层只会实现分段单缝压裂,只有当井底压力同时高于主裂缝和分支裂缝的破裂压力时,才会实现体积缝网压裂;为了实现体积缝网压裂,需要提高压裂泵组的功率,采用低黏压裂液和大排量泵入技术;微观非均质地层压出的裂缝都是蜿蜒曲折的,而均质地层和宏观非均质地层压出的裂缝大多是直裂缝。     

致密油藏多角度裂缝压裂水平井产能计算方法

水平井分段压裂是致密油藏开发的关键技术。由于受复杂的地应力和天然裂缝的影响,人工裂缝通常与井筒呈一定角度,导致压裂水平井产能预测变得十分复杂。基于天然裂缝等效渗透率张量理论,建立考虑全渗透率张量的各向异性稳定渗流数学模型。在该模型的基础上,结合势叠加原理,采用考虑应力敏感的半解析方法,构建基质向人工裂缝流动的离散势函数单元。将裂缝内流体流动处理为离散单元之间的线性流动,将基质与裂缝流动耦合求解,得到考虑天然裂缝下多角度裂缝压裂水平井产能计算方法。实例计算结果表明,由于考虑了天然裂缝和人工裂缝角度的影响,计算结果与实际产量误差小于7%。敏感性分析发现,储层主渗透率方向与人工裂缝的夹角对产能影响较大。     

特低渗透油藏井网部署与人工压裂裂缝优化

流体在特低渗透储层中渗流符合非线性渗流规律,根据研制的特低渗透菲线性渗流数值模拟软件,在考虑非线性弯曲段影响的渗流数学模型基础上,结合矿场实际和室内岩心实验建立了不同井网形式、井排距、裂缝穿透比和裂缝导流能力的模型,并将计算结果进行了对比分析.算例计算表明:矩形井网为最佳井网形式,500 m×150 m矩形井网为最佳井网,最佳裂缝穿透比为0.75左右,人工裂缝导流能力最优值为50 μm2·cm.