石南油田低渗透油藏储层伤害分析

石南低渗透油藏属盐敏、中等偏强水敏、中等偏弱速敏地层,油藏为稀油油藏,原油具有低密度、低黏度和含蜡量高、凝固点高等特性,地层水总矿化度较高,一般为24.818 g/L,水型为 CaCl2型。在注水开发过程中出现油井低液低产、注水井吸水能力下降、压力上升、地层能量不足以及水驱开发效果变差等问题。从地层特征、储层敏感性、注入水水质、悬浮物堵塞、结垢等方面评价分析可能对储层造成损坏的原因及程度。结果表明,石南油田储层的低渗透性、水敏性和盐敏性是储层伤害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、细菌超标,注入水质不达标则是储层伤害的外在因素。     

低渗透储层裂缝方位综合分析方法研究

在对低渗透油田的开发以及注水的深入研究中,发现在有些注水井井区内,部分注水井尽管生产正常,但对应的油井一直没有见效,储层裂缝则成为说明这些注水井井区无效（或低效）注水的重要依据,而有效识别裂缝则成为至关重要的问题。文章介绍了裂缝识别的几个方法,包括见水动态分析法、注入压力动态分析法、微地震裂缝检测和同位素示踪剂法。     

低渗透油藏压裂缝方位与井网类型匹配关系优化

水沿裂缝方向突进是低渗透油藏注水开发亟需解决的突出问题。结合潜43井区裂缝方位的现状,利用数值模拟方法优化配置该井区裂缝方位与井网类型的关系,并对优选出的井网类型进行井距排距优化。研究结果表明油五点法井网中菱形井网方案控制含水率上升效果最好,说明沿裂缝延伸方向上增大井距有利于提高采收率,控制含水率上升;排距150 m、井距400 m的菱形五点法井网更适应潜43油组。     

低渗透油藏高效开发技术研究

由于我国低渗透油藏地质情况复杂,其有效开发技术也存在差异。当前理论主要集中在优选富集区块,确定合理井网部署方案,采用高效射孔技术和总体压裂优化设计和实施技术,早期注水等解决此问题。     

水平井开发低渗透油藏研究综述

水平井技术是一种高效的提高油气采收率的方法,目前在所发现的各类油藏中均有应用水平井的报道.文章论述了低渗透油藏的基本特征,水平井开发油气藏的优势、特点以及影响油气藏开发的要素.利用水平井开发低渗透油藏的效益非常显着,应进行系统研究和大力推广,因此,水平井技术在开发油藏方面也具有十分乐观的前景.     

基于油藏工程方法的低渗透油藏合理注采系统研究

在低渗透油藏开发过程中,由于低渗透油田的渗透率低、孔喉细小及对压力敏感效应等特点,低渗透油藏较之中高渗油田,具有特殊的渗流规律和油气田开发特征。针对油藏特点的注采系统也对油藏的开发效果及采出程度有巨大影响,为延缓产量下降、推迟油井见水时间以至最终提高开采效果和采收率,运用油藏工程方法,研究了低渗透油藏的合理地层压力、合理采油速度及合理注采比等注采系统的优选方法,并通过对实际数据的应用比较了各种方法的优缺点。通过计算得出,实际油藏现有地层压力、采油速度和注采比偏低。     

低渗透储层导压系数的基本特征及应用

导压系数是表示油层传递压力性能的重要参数,是评价储层导油能力的一个重要指标.通过对导压系数含义的详细解释,阐述导压系数与流度的关系,提出导压系数的倒数这一实用性较强的观点,可以方便地将压力传导面积转换成半径,即直线传导距离来表达,并结合实际,论述其在低渗透油藏评价中的应用,计算出合理的油水井距以及井网密度,对油藏开发及动态分析、评价具有一定的借鉴意义.     

仿水平井技术在开发低渗透油藏中的应用

低渗透油藏具有启动压力梯度高和介质变形的特点,在开发过程中存在渗流阻力增大、吸水能力差等问题。利用直井开发产量递减快,开发效果差,储量动用程度低。以仿水平井开发技术的新思路指导牛庄油田牛35-20区块低渗透油藏开发,大幅改善低渗透油藏的开发效果,为低渗透油藏有效开发提供借鉴。     

吸水剖面资料在低渗透油藏开发中的应用

在低渗透性油藏的注水开发过程中,由于存在层间、层内、平面的三大矛盾,以及裂缝的存在,注入水主要沿着渗透性较好的方向单向突进,而相对低渗透层则吸水量较少或不吸水,对应油井变化是含水上升快和难以见到注水效果两极差异。利用吸水剖面测试技术,结合油水井动、静态资料可以从纵向上和横向上了解油层的吸水状况、水驱方向和注水波及特征。结合相关资料能对油水井作出及时的调整措施,达到提高注水效率和区块稳产的目的。     

中东低渗透碳酸盐岩油藏多层水驱物理模拟

为研究中东某低渗透碳酸盐岩油藏在不同驱替方式时的渗流机理,提高各类油层的动用程度,开展了3种不同驱替方式的水驱油物理模拟实验。选取2组不同渗透率级别的岩样,针对1-1号和2-1号岩样进行2层合注分采实验,1-2号和2-2号岩样进行分注合采实验,1-3号和2-3号岩样进行常规单层注采实验,并结合低磁场核磁共振技术,分析了不同注采模式时微观孔隙结构的开发效果。实验结果表明,同一注采方式时,不同岩样的含水率和最终采收率差距很大,低渗透层采取合注分采时的采出程度高于单层注采,高渗透层采取单层注采时的采出程度高于合注分采,分注合采时的采出程度相差不大。核磁共振数据还表明,原油主要分布在大孔喉半径范围内,经过水驱之后,动用的主要是大孔喉范围内的原油,小孔喉半径部分内的原油主要是通过渗吸作用得到动用。     

义99井区低渗透油藏开发配套技术研究

渤南油田义99井区是胜利油田低渗透油藏开发的示范区,主要含油层系为沙三段8、9砂组,为中孔低渗油藏.开发中存在两大问题:一是注水水质差,水中悬浮物含量、含油量等指标严重超标,表现为水井注水压力高,地层能量得不到补充;二是储层渗透率低,天然能量不足,自然产能低.针对这些问题,对义99低渗透油藏采取了水质精细处理和优化压裂工艺的措施.通过注水水质精细处理技术的研究,使注入水水质达到低渗油藏注入水水质标准.通过对压裂工艺的优化,提高了油井单井产能.现场试验表明这些措施实现了义99低渗透油藏的高效开发.     

低渗透油藏混合井网极限注采井距确定新方法

为确定低渗透油藏混合井网极限注采井距,以新疆油田某低渗透油藏为例,引入压力梯度特征等值线的概念,并借助于comsol仿真软件建立物理模型,在模型中采用试算法,达到实际注采压差下压力梯度特征等值线恰好经过压裂水平井裂缝端点,得到极限注采井距,同时分析了压裂水平井的裂缝条数、裂缝间距和裂缝半长对极限注采井距的影响。通过上述研究表明:随着压裂水平井裂缝条数、裂缝间距的增大以及裂缝半长的减小,混合井网极限注采井距减小;注水井位于2条裂缝之间时波及效果好;裂缝间距比裂缝半长对注采井距的影响大,裂缝间距超过160m时混合井网极限注采井距减小幅度加大。     

考虑应力敏感的低渗透油藏分段压裂水平井三维不稳定渗流模型

为了明确低渗透油藏在开发过程中储层应力敏感效应对分段压裂水平井流入动态的影响,首先应用半解析法推导了无限大储层考虑应力敏感的点源函数,之后通过摄动变换、拉氏变换、叠加原理等方法,构建了低渗透油藏衰竭开发过程中分段压裂水平井不稳定渗流数学模型,最后利用KAPPA试井软件在同一水平上检验模型的正确性。结果表明,随着生产时间的增加,储层应力敏感增强,在流动后期试井曲线出现明显上翘,且上翘时间提前。并对裂缝几何参数及油藏边界尺寸进行了敏感性分析。     

海上低渗透互薄层油藏水平井限流法压裂射孔参数的优化

随着海上低渗透互薄层油藏的开采,水平井限流法压裂技术成为此类储层有效开采的主要手段之一。考虑孔眼磨损及裂缝内压降对流量分配的影响,建立多裂缝扩展的流量分配数学模型;以Palmer拟三维水力裂缝扩展模型为基础,完成考虑流量分配的海上低渗透油藏水平井限流法压裂多裂缝三维扩展数值模拟研究,结果显示:优化方案突显了预期的裂缝改造规模。     

王龙庄油田天83断块低孔低渗储层裂缝识别及建模验证

裂缝性低渗透砂岩油藏的非均质性、渗流特征复杂多变,给油藏的开发和管理带来较大难度。天83断块储层为常规的低孔低渗储层,储层内以人工裂缝为主。结合岩心、测井、微观、动态等地质与开发资料,发现研究区存在大量非人工裂缝,并采用构造、沉积约束裂缝的方法对裂缝的方向性、发育规律及发育程度进行研究,认为裂缝以北东向的低角度不规则裂缝为主,裂缝开度为20~100μm,靠近南部和北部断层附近,裂缝发育较密集。针对以上特征,建立了裂缝的离散网络模型(DFN模型),来验证前期裂缝识别的准确性,较为准确地预测研究区平面裂缝的分布及属性,并形成了一套针对该类油藏裂缝的地质、测井、地震、开发相结合的描述识别方法及相应的模型验证方法,为研究区后续的开发提供有效的依据。     

煤层气储层裂缝起裂机理研究

煤层气藏是一种低渗透非常规储藏,水力压裂技术是煤层气获得工业性开发的关键.通过对裸眼井筒应力、射孔孔眼壁面应力、射孔完井井下破裂压力等力学计算分析,结合裂缝起裂过程中的憋压现象和地层条件综合分析得到影响煤层气储层裂缝起裂的各相关因素.     

低渗透油藏注CO2井井口注气参数计算新模型

为了便于优化注CO2井的注入工艺参数,提高注气驱替效果,在考虑井筒管流和地层渗流两个流动过程相互耦合的基础上,根据垂直管流理论、传热学理论和多孔介质渗流理论,通过计算注CO2井筒压力温度分布和CO2在地层中的渗流规律,建立了注CO2井井口注气参数计算模型。对整个注气系统,选取井底作为求解点,应用节点分析方法对地层渗透率、地层压力、地层启动压力梯度与井口注气参数之间的关系进行了进行敏感性分析。通过研究得到了注气量随井口注气压力的变化规律,以及油藏渗透率、地层压力和启动压力梯度对井口注气参数的影响规律。建立的CO2井注气参数计算模型可为注CO2系统编制配注方案、选择注气设备等工作提供参考。     

基于分形理论的辫状河储层单砂体识别方法

为提高辫状河致密储层单砂体刻画精度,改善储层动用程度和开发效果,基于R/S分形理论,通过放大常规测井数据对储层岩性变化的响应强度,开展多期叠置致密储层单砂体界面的识别研究。对自然伽马、自然电位、微电极电阻率测井数据进行分形计算,经单砂体厚度、数量、界面多参数敏感性分析,对比已有的岩心数据,得到自然伽马测井数据分形计算后符合率最高,可作为全区单砂体识别依据。以此为指导,在研究区盒1段辫状河致密储层中精细划分单砂体,通过分形曲线特征分析,引入分形曲线相对偏移率DR作为量化参数,建立三大类单砂体叠置模式,有效提高储层描述精度。     

裂缝性油气藏储层综合表征体系综述

裂缝性油气藏已成为油气增储上产的重要领域之一,但由于地质现象及裂缝成因的复杂性,难于精确预测和识别地下各种尺度的裂缝。本文紧扣储层裂缝综合表征这一知识体系,从构造、沉积及成岩等方面详细分析了裂缝形成的因素,并扼要总结了储层裂缝识别与预测的主要技术方法,为储层裂缝研究提供了思路和方法指导,指出了储层裂缝研究存在的问题并对其研究趋势进行了展望。这对认识不同地质条件下的裂缝发育、实现全面有效的裂缝描述和定量预测、提高裂缝性油气藏的勘探开发效益具有指导意义。