特低渗透滩坝砂油藏超前压驱技术及其应用

胜利油田在特低渗透滩坝砂油藏创新提出一种“超前压驱”的开发技术模式,并取得高产稳产的应用效果。针对高产稳产的致效机制,开展了物理模拟、数值模拟和矿场应用对比研究,分析高压力系数条件下油水井间压力剖面的建立和水井先压驱条件下储层应力场的改变及其对油井产能的影响。结果表明:高压力系数构建连续稳定的驱替压力剖面、超前压驱变应力场油井差异造缝是高产稳产的两大致效机制,在高压力系数条件下,有利于压力与介质协同传导,同时高压压头前移,有利于克服启动压力梯度,形成连续稳定的压力剖面;在超前压驱注水条件下,高油藏压力可有效降低储层的破裂压力,易形成复杂缝网,同时改变储层地应力场的大小和分布,进而影响油井压裂裂缝展布及产能。研究成果揭示了超前压驱高产稳产的致效机制,对特低渗透滩坝砂油藏的规模效益建产具有重要的指导意义。

特低渗透高含水油藏CO_(2)驱油参数优化

为明确生产参数对特低渗透油藏高含水期CO_(2)驱油提高采收率的影响,进行了CO_(2)驱油数值模拟研究。通过CO_(2)连续注气驱参数优化发现:CO_(2)注入速度的提高会提高产油速度,但同时也会导致气窜的加剧和换油率的降低,并存在压裂地层的风险。生产井底流压的提高短期内会限制产油速度,但有利于提升地层压力水平,促进CO_(2)同地层油传质混相进而提高阶段采出程度和换油率。开发时在能够保证注采平衡的条件下,应尽可能提高井底流压。区块含水率的提高会使CO_(2)驱油效果变差,导致CO_(2)驱油阶段采出程度和换油率降低。CO_(2)驱油开发时换油率会随着生产气油比的提高而降低,因此,注CO_(2)开采过程应适时关井停注保证合理的CO_(2)注入量。优化得出CO_(2)注入速度15 000 m^(3)/d、生产井底流压25 MPa、CO_(2)注入时机为区块含水率60%时、关井时机为生产气油比达到1 000 m^(3)/m^(3)时、合理的CO_(2)注入量为9.2万吨。应用优化所得参数进行模拟预测结果表明:注CO_(2)开发9年后,区块原油产量相比水驱阶段增加了21.3万吨,采出程度提高了27.4%,阶段累计换油率0.58,累计埋存率0.67。

特低渗透油田注水井储层伤害因素分析

随着人们生活品质的逐步提高,对油、气的需求不断增加,常规油藏开采已进入中后期,低渗透油藏的油、气资源的有效开发对未来石油工业持续稳定发展具有重大意义。由于低渗透油藏普遍存在天然能量不足、注水效果差及储层裂缝与注水不均等问题,油、水井间难以建立起有效的驱动体系,对于已开发的储层难以保证产能稳定,长期以往对地层造成不可逆的伤害,因此对于该类油藏应给予充分的关注,积极利用酸化解堵、表面活性剂驱油甚至压裂等改造手段解决开发过程中出现的地层伤害问题,提升油藏的有效利用率。

胜利油田高89地区特低渗透油藏CO_(2)驱非线性渗流规律研究

特低渗透油藏储层物性差,流体流动困难,常表现出非线性渗流特征。以往非线性渗流规律的研究以水驱为主,对CO_(2)驱的研究较少。针对胜利油田高89地区特低渗透油藏CO_(2)驱非线性渗流规律认识不足的问题,开展了渗流规律实验研究,揭示了CO_(2)与原油相互作用对原油渗流特征的影响规律,建立了不同渗透率下CO_(2)驱最小启动压力梯度计算公式及CO_(2)驱非线性渗流规律表征模型。结果表明:特低渗透油藏CO_(2)驱存在启动压力,原油最小启动压力梯度与流度呈良好的幂函数关系,随着流度的增加,启动压力梯度显著降低;CO_(2)驱渗流曲线呈现“曲线段+直线段”的两段式特征,直线段的流速与压力梯度呈良好的线性关系,曲线段的流速与压力梯度呈良好的二次函数关系;CO_(2)溶于原油后有显著的膨胀降黏效果,使得原油最小启动压力梯度明显降低,原油渗流能力增强,渗流曲线非线性段变短。

反向调剖技术提高低渗特低渗透油藏采收率实践

低渗特低渗透储层由于地层渗透率的非均质性较强,再叠加水力压裂产生的裂缝,注入水常沿高渗透层大孔道和压裂裂缝过早侵入油井。解决此问题主要是进行注水井调剖调驱,但随着注水井多次的措施,效果逐渐变差。在注水水端采取措施只能增加注水井的近井地带的波及体积,注入水会很快会突破堵剂,很快回到原来的高渗流带,导致调剖有效期较短。随着技术的发展,提出从注采系统的油井端进行调剖,即从油井注入调剖剂,解决注水井多轮次调剖效果递减的问题[1]。目前,反向调剖技术已发展成集物理、化学、微生物等同时起作用的调、堵、驱为一体的高效调驱技术,实现层内堵水,堵水不堵油。

CO_(2)驱油与封存安全监测体系的构建及实践——以黄土塬地区特低渗透油藏为例

黄土塬地区地表条件复杂,特低渗透油藏CO_(2)驱井网密度大、注入压力高、易气窜以及为减缓气窜以水气交替开发为主的特点造成CO_(2)泄漏点源多、强度高,以致该区域CO_(2)监测点位布局和监测精度要求高,现有安全监测体系难以适应。通过对黄土塬地区特低渗透油藏CO_(2)泄漏风险进行识别,分析CO_(2)在地质体的空间运移特征,构建了涵盖盖层、井筒、深层和浅层地下水、地表土壤、地表水和大气的立体化多指标CO_(2)安全监测体系,并在此基础上,开展了矿场CO_(2)安全监测实践,进一步建立了CO_(2)封存安全评价体系。安全监测和评价结果表明,CO_(2)注入后各指标未出现异常,试验区未发生CO_(2)地质泄漏,CO_(2)封存安全等级为Ⅰ级。

某特低渗透油田地面系统优化效果分析

根据《大庆油田振兴发展纲要》,大庆油田将逐步从数字油田发展为智能油田,最终建成智慧油田。为降低数字化建设投资,将采用先优化简化,后数字化建设,顶层设计、效益优先、总体规划、分期实施的模式进行。在总结某特低渗透油田地面工程系统优化简化历程基础上,对目前存在的问题进行梳理,对下一步优化简化提出了合理方案,优化合并转油站、阀组间等设施,预计年可节约运行成本5503万元,取得较好的节能降耗效果,可以为低渗透油田优化简化提供借鉴。

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。

特低渗透油田注水开发技术研究

主要分析对象是特低渗透油田,简述其油藏特征,以及注水开发方式,并指出讨论该类开发技术的意义。进一步列举现有可用于特低渗透油田的注水技术工艺,如超前注水、分层注水、加密井网等。并以某油田为例,梳理其注水开发期间主要面临的矛盾,以及实践优化举措和效果。

适合特低渗透储层的纳米泡沫驱油体系研究

为提高低渗油藏的采收率,本文使用聚乙二醇修饰的SiO_(2)纳米颗粒作为添加剂来提高泡沫稳定性,采用溶胶凝胶法合成了4种不同表面修饰量的SiO_(2)纳米颗粒(即聚乙二醇膜),并对纳米颗粒进行了表征,对零电荷点和化学组成等性质进行了测试分析。通过表面活性剂溶液和纳米颗粒的混合得到纳米流体。纳米颗粒在与表面活性剂协同作用下,对气泡的结构强化,以增加其半衰期和耐久性。当表面活性剂浓度高于CMC时,泡沫稳定性达到最大值。纳米流体中纳米颗粒浓度越低,聚合粒径越小。聚乙二醇的用量可以阻止或促进纳米颗粒的聚集,粒径越小,泡沫的稳定性越好。使用α-烯烃磺酸盐表面活性剂和修饰的纳米颗粒生成的泡沫比仅使用表面活性剂的泡沫更稳定。

特低渗透油藏超级纳米增注驱油技术研究与应用——以永宁油田黄草湾长6油藏单元为例

永宁油田黄草湾长6油藏大地构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部,三叠系延长组长6油层组为区域主力含油层系,为岩性油气藏。孔隙类型主要为溶蚀粒间孔和原生粒间孔,具有孔喉半径小、渗透率低、渗流阻力大等特点,使大量的残余油存在储层中无法被采出,且分散的残余油滴会产生严重的贾敏效应成为水驱阻力,最终导致水驱采收率不高。纳米驱油剂因其突出的可降低油水界面张力和良好的改变岩石表面润湿性能力,使吼道中的油滴更容易变形并降低其经过的阻力,增加原油的移动速度,有效地消除贾敏效应,恢复油藏渗透率,降低毛细管阻力,扩大波及系数,使多孔介质对原油和水的相对渗透率增加,从而提高采收率的目的。经现场试验增油控水效果明显,适合在特低渗油藏进一步推广。

电磁脉冲除油及膜处理工艺在特低渗透油田采出水处理的应用

针对华北油田分公司第三采油厂面临的特低渗透油田回注水水质要求高,油田采出水处理难的问题,研究出一套适应特低渗透油田的采出水处理工艺技术。该水处理工艺通过电磁脉冲除油的脉冲破乳和电解絮凝电极进行高效除油;超精细纤维束过滤器和油水分离专用陶瓷膜进行高效除杂,过滤前含油质量浓度≤10 mg/L、陶瓷膜不易糊堵且通量衰减慢,处理后采出水达到A1级水质(含油质量浓度≤5 mg/L、悬浮物质量浓度≤1 mg/L、悬浮物中值粒径≤1μm),满足区块注入水质要求。采出水替代清水注入地层,水质合格同时也能一定程度上降低储层改造工作量,提高驱油效率,保持油层产量,稳定油井生产能力,最终提高油田注入开发效果,具有广泛的推广价值和应用前景。

特低渗透油藏水平井减氧空气泡沫驱油藏方案优化设计

为了提高特低渗透油藏水平井的开发效果,针对志丹油田河川区长6油藏水平井地层能量得不到有效补充,地层能量亏空严重,单井产量递减快等问题,探索利用减氧空气泡沫驱技术高效补充致密砂岩油藏地层能量,开展了减氧空气泡沫驱油藏方案的优化研究。利用数值模拟优化研究得到如下注入参数:根据当前井网形式,确定转注1口水平井作为减氧空气泡沫驱试验井,注入方式采用气液交替泡沫驱;2)初期泡沫液配注量60m^(3)/d,初期减氧空气配注量4500nm^(3)/d;3)段塞组成:0.003PV前置段塞×起泡剂浓度0.7%,0.197PV主体段塞×起泡剂浓度0.35%,泡沫驱总段塞:0.1PV;4)气液交替注入周期为15d;5)初期设计气/液比为3∶1(地下体积比)。该研究成果在试验井组应用,预测能取得较好的经济效益,为深化减氧空气泡沫驱应用研究,提高致密砂岩油藏的采收率奠定了技术基础。

特低渗透油藏水驱开发效果评价

特低渗透油藏是油田开发中的一种类型,由于储层的非均质性比较严重,导致其产能水平较低。为了提高特低渗透油藏的采收率,在水驱过程中采用了适当的注采技术。当特低渗透油藏的含油饱和度达到一定程度时,就可以提高产能。特低渗透油藏具有渗透率低、储层物性差等特征,为了提高这类油藏的采收率,通常会采用水驱开发方式。但是在水驱开发过程中,要想提高油层采收率就需要对特低渗透油藏进行合理开发。利用模糊综合评判方法评价特低渗透油藏进行水驱开发效果评价时,首先需要对其水驱油效果进行评价,然后再对其动用状况以及采出程度等指标进行综合评判。基于此,针对特低渗透油藏水驱开发效果评价方法进行了研究和探讨。

特低渗透油田油藏渗流机理及储层开发特征方法研究——评《特低渗透油藏有效开发渗流理论和方法》

特低渗油田储量丰富,将成为我国油气供应的主要资源基础,其有效开发技术是我国未来石油行业发展的主要方向。我国特低渗油田天然弹性能量普遍偏小,开发的最大难点在于注水能力及原油流动能力不足,因此在开发过程中通常采取注水保压或储层改造等增产措施来促进生产。

用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术

在对低孔隙度、低渗透-特低渗透砂岩油气藏压裂中,由于储层基质向裂缝的供油气能力较差,仅靠单一的压裂主缝(不管缝有多长、导流能力有多高)很难取得预期的增产效果。因此,提出了适合低孔隙度、低渗透、不含天然裂缝储层的"缝网压裂"技术。其核心思想是利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系,实现远井地带(而不仅仅局限于近井筒区域)的"缝网"效果,增加储层基质向人工裂缝供油气能力,提高压裂增产改造效果。论述了"缝网压裂"技术的适用条件、工艺设计思路及应用方法。在此基础上,对"缝网压裂"的实现途径进行了探索,包括水平井及应用"层内液体爆炸"技术等。缝网压裂技术对理论和现场施工有重要的参考价值。

特低渗透油藏非线性渗流数值模拟

中国石油探明储量和未动用储量中特低渗透储量占很大的比例,迫切需要对特低渗透多孔介质中非线性渗流规律进行深入研究。根据特低渗透油田储集层岩心特征和流体渗流特征,建立了特低渗透油藏流体渗流的非线性渗流模型,依此建立了特低渗透油藏非线性渗流数值模拟的数学模型,并研制了相应的特低渗透油藏数值模拟软件。利用所研制的特低渗透油藏数值模拟软件,对榆树林特低渗透油田树322区块进行数值模拟计算,研究表明:拟线性渗流只发生在井口附近的局部小区域内,而在地层内部相当大的区域内是非线性渗流,非线性渗流占据了地层渗流的主导地位。因此,考虑非线性渗流比以往只考虑线性渗流以及考虑拟启动压力梯度的方法更适合特低渗透油田。

特低渗透油层有效厚度确定方法研究

利用自然伽马、自然电位、声波时差、密度、中子、微电极等多种测井曲线,结合岩心分析、地质及试油等资料综合对比研究,分析和识别了影响陕北斜坡地带特低渗透储层参数变化的背景值及有效油气成分,并结合目的层段钙质和泥质夹层的定量统计分析,建立了一种确定特低渗透油层有效厚度的物性、电性下限和不同类型夹层的扣除标准。对该区目的层段80多口井特低渗透储层进行了精细评价处理,合理地剔除了钙质夹层、泥质夹层、致密层、干砂层和不够标准的差油层,确定了各井油层的有效厚度,提高了该区目的层段油藏测井解释和有利区预测的精度。

特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。

动态裂缝是特低渗透油藏注水开发中出现的新的开发地质属性

基于特低渗透油田注水动态特征,提出了动态裂缝概念,探讨其成因机理及对油田开发的影响。动态裂缝是指特低渗透油藏在长期注水过程中,由于注水井近井地带憋压,当井底压力超过岩层破裂、延伸压力,岩石破裂产生的新生裂缝,或原始状态下闭合、充填的天然裂缝被激动、复活所产生的有效裂缝通道。动态裂缝受现今地应力场控制,随着注水量的增长和井底压力的升高,不断向油井方向延展,直至与油井压裂缝连通。位于JA油田同一区块内的L76-60、L88-40密闭取心井组分析表明,动态裂缝改变了特低渗透油藏水驱油渗流特征,加剧了储集层的非均质性,导致剖面动用程度降低,平面上剩余油呈连续或不连续条带状分布在裂缝两侧;动态裂缝的产生、激化延伸与注水压力、注采比以及油、水井改造措施等密切相关。基质孔渗条件可以有效形成基质驱油时,应尽可能减弱高压注水和油、水井改造规模,实现基质驱油。