变质岩裂缝性潜山油藏注气提高采收率研究

X油藏是变质岩裂缝性潜山油藏,岩性复杂,含油幅度高,受裂缝发育影响,储层非均质性强,可借鉴的经验少,为保持高产稳产,采用合理的人工能量补充方式,迫切需要研究注气提高采收率的可行性。该文用网状缝制造技术对天然岩心造缝后在模拟地层温度108.5℃、地层压力34.47 MPa下,开展了纵向顶部气驱、底部水驱和水平衰竭长岩心驱替实验研究。结果表明,纵向顶部气驱油效率最高,驱油效率为73.88%;水平衰竭驱替次之,为56.01%;纵向底部水驱油效率最低,为54.65%,说明该油藏比较适合顶部伴生气驱或干气驱。

裂缝性潜山油藏含水评价方法研究

以油田开发理论分析为基础,根据油井的含水变化规律和童氏水驱曲线,并根据典型裂缝性潜山油藏的统计结果,建立了裂缝性潜山油藏含水率与采出程度的评价曲线。实例应用结果表明,该方法简单可行,可用于现场水驱油田开发效果的评价。

裂缝性潜山油藏连续注气数模研究

裂缝性潜山油藏属于典型的双重介质油藏,其主要的储渗空间是裂缝系统和基质岩块系统。笔者首先总结分析了裂缝性潜山油藏的主要地质、开发特征和注气驱油机理,然后利用油藏数值模拟技术对M油藏进行了连续注气分析。笔者得出CO2驱油效率比干气驱油效率高、干气的波及范围要大于CO2,但干气突破、气窜的速度比CO2快、更易受气窜的困扰。

渤海油田裂缝性潜山油藏储层分类及剩余油分布规律

针对裂缝性潜山油藏非均质性强、含水上升快、产量递减快、开发中后期高效开发难度大等问题,文中以渤海JZ油田为例,采用数值实验、大型三维物模实验及数值模拟方法,开展了裂缝性油藏不同储层条件下裂缝参数敏感性分析、剩余油分布规律、剩余油挖潜策略等方面的研究。结果表明:不同的裂缝发育特征对油藏生产规律影响不同,根据生产井产能特征将JZ油田储层划分为3类,不同储层条件下剩余油分布规律不同;整体上,裂缝系统采出程度较高,基质系统是主要的剩余油富集区。平面上,剩余油主要分布在物性差区、大裂缝周边的小裂缝及井网控制不完善区;纵向上,剩余油以“零星镶边状分布型”、“局部块状分散型”、“大裂缝窜流块状连续型”赋存为主。在剩余油认识的基础上,采用数值模拟技术并结合矿场实践,提出了一套适合3类储层的剩余油挖潜策略。JZ油田现场实践表明,采用该系列技术,油田近3 a含水上升率持续降低,实现3 a连续稳产80×10^(4) t,相比常规稳定注水方案,预计提高采收率近5百分点。该研究对同类裂缝性潜山油藏的开发具有一定的指导意义。

裂缝性潜山油藏渗流特征及不稳定注水策略——以渤海锦州25-1南油田潜山油藏为例

裂缝性潜山油藏渗流特征复杂,实际开发过程中油井水窜严重,并且有效控水难度大。以渤海锦州25-1南油田潜山油藏为对象,开展了不同裂缝倾角岩心的应力敏感实验和基质岩心渗吸实验,准确获取了影响该类油藏渗流特征的2个关键参数,即裂缝的应力敏感程度和基质的渗吸程度;在此基础上利用Eclipse软件建立了双重介质油藏数值模型,通过示踪剂追踪技术定量刻画出裂缝性油藏的渗流特征。结果表明基质和裂缝渗流特征差异大,裂缝以初期供油为主,基质则是后期产量接替的关键;根据基质渗吸特征将其渗流进一步划分为蛰伏、发轫、旺汲渗和平息等4个阶段。在此基础上,结合相似油田开发经验,构建了裂缝性潜山油藏不稳定注水策略,即初期降压开采、低含水阶段脉冲注水、中含水阶段周期注水和高含水阶段异步注采等,并在锦州25-1南油田潜山油藏开展了矿场试验,控水稳油效果显著,可为类似油藏注水开发提供借鉴。

JZS油田裂缝性潜山油藏基质驱油效率研究

为研究裂缝性潜山油藏基质与裂缝的出油过程,定量基质驱油效率,以JZS油田裂缝性潜山油藏为原型,建立单裂缝模型,研究基质的驱油效率,绘制基质驱油效率图版。驱油动力研究表明,当基质渗透率小于3×10^(-3)μm^2时,基质驱油主要动力为渗吸作用,其次为驱替作用,当基质渗透率大于3×10^(-3)μm^2时,基质驱油主要动力为驱替作用,其次为渗吸作用。驱油效率研究表明,基质驱油效率随地层原油黏度增加急剧降低,以JZS油田物性特征为例,当基质物性为1×10^(-3)μm^2时,地层原油黏度由3mPa·s增至200mPa·s,基质驱油效率由12.5%降至3.2%。JZS油田裂缝性潜山油藏基质驱油效率为12.5%,其中渗吸作用贡献10.1%,驱替作用贡献2.4%。研究成果对裂缝性潜山油藏制订开发策略具有指导意义,同时驱油效率图版可为该类油藏标定采收率提供依据。

裂缝性潜山油藏可采储量计算方法

方法 应用经验公式法、水驱特征曲线法、递减曲线法及数值模拟法对裂缝性潜山油藏进行可采储量计算研究。目的 确定油藏的最终采收率 ,评价开发效果 ,并为同类油藏的合理开发提供理论依据。结果 根据油藏实际动态数据之间的统计规律 ,东胜堡潜山油藏可采储量为 5 0 0× 10 4 t左右 ,采收率为 37 2 %。结论 计算可采储量的方法较多 ,应充分考虑油藏各种地质、开发动态实际因素 。

潜山裂缝性油藏不稳定注水量化研究及应用

为提高潜山裂缝性油藏不稳定注水效果,对锦州25-1南潜山油藏储层发育主控因素分析后将其分为三类储层模式,并明确了各类储层模式剩余油分布规律及挖潜重心。在此基础上,进行注水方式和各类储层的适应性研究。研究结果经矿场试验表明:Ⅰ类储层采用脉冲注水、注水周期4个月、累积注采比1.0;Ⅱ类储层采用周期注水、注水周期6个月、累积注采比0.9;Ⅲ类储层采用异步注采、注水周期8个月、累积注采比0.8,开发效果最优。研究成果指导了潜山裂缝性油藏优化注水工作的开展,可为同类油藏的开发提供借鉴。

裂缝性潜山稠油油藏产能影响因素分析

针对裂缝性潜山稠油油藏存在应力敏感以及稠油流动存在启动压力梯度门限,建立了考虑应力敏感和稠油可流动性的产能计算公式并分析了产能影响因素。以渤海东部海域某区块为例油井产能随黏度的增加成指数减小;油井产量随裂缝开度和裂缝密度的增加而增大。裂缝开度较大时,产量随开度成指数增长;裂缝密度对产能的影响与开度有关。开度较小时,密度影响也较小,随着开度的增大,密度影响大幅度增加。基质孔隙内原油的可流动性可利用启动压力梯度判定,启动压力梯度越大日产量越小;若裂缝性油藏基质原油不可流动,则油井产量下降很快,产量很小,因此充分考虑基质原油的可流动性是非常有必要的。

任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。

潜山油藏氮气气驱技术应用

兴古潜山油藏为典型块状裂缝性潜山油藏,主要储集空间类型为构造缝和破碎粒间孔,对于这类油藏,传统的衰竭式开采过后,基岩中将残余大量的原油;水驱可以降低部分残余油量,但油井见水快、含水率上升快,易发生水窜或暴性水淹现象。氮气气驱不仅可以维持地层压力,注入地层的气体通过重力排驱、毛管驱动、弥散/扩散、压力驱动等作用,实现裂缝与基岩之间的交叉流和质量传递,达到开采大量残留在基岩中的原油的目的。通过优化注气部位、方式、空间配置关系等,形成一套适合深层巨厚潜山注气设计方法,实现气驱高效开发。

苏德尔特油田潜山油藏数值模拟研究

采用双孔双渗模型,应用时变技术将开发动态与储层裂缝物性参数的变化结合起来,模拟裂缝性潜山油藏裂缝物性变化对开发效果的影响。分析并预测了潜山油藏在裂缝影响条件下的油水运移趋势和剩余油分布规律。在此基础上,通过预测不同井网形式及注水方式的开发效果来指导油田加密调整。根据苏德尔特油田的地质特征提出了井网和注水方式调整办法并取得了较好的开发效果。

稠油潜山底水运动规律及配套堵水工艺

结合稠油裂缝潜山油藏储层岩性发育特征,分析了曙一区古潜山底水运动规律。研究了堵剂颗粒粒径与储层裂缝开度的配伍,运用颗粒与凝胶堵剂复合应用的方法,现场采用单一、双段塞和大剂量三段塞复合堵水工艺对油藏底水进行封堵,2002年以来,共实施堵水工艺135井次,区块年度原油产量逐年上升,综合含水逐年下降,连续三年实现了综合负递减。室内实验和应用效果证明,该配套堵水工艺能够满足底水发育、稠油裂缝油藏堵水要求,值得进一步推广。

胜利滩浅海油田高效开发技术进展及展望

胜利滩浅海油田位于海陆交汇处,以埕岛油田、新北油田为典型代表,具有油藏类型多样、地面条件复杂、海工配套投资大的特点,效益开发难。立足胜利滩浅海油田开发实践,重点梳理了“十一五”以来技术成果,经过持续技术攻关,形成了以滩浅海油田细分加密综合调整、滩浅海油田整体注采调控、海油陆采高效开发、滩浅海边际油藏有效动用、复杂裂缝性潜山油藏开发为核心的胜利特色滩浅海油田高效开发技术,建成国内首个400万吨级滩浅海油田——埕岛油田,实现了从陆上到海上的跨越。通过剖析滩浅海油田目前高质量发展面临的问题,明确了在新区效益建产与老区提高采收率技术支撑上面临的挑战。作为胜利油田持续上产的重要阵地,针对未来滩浅海油田面临的上产需求与未动用储量品位低以及老区稳产基础与液量受限两大挑战,提出了滩浅海油田“少井高产、高速高效”的发展方向,即持续攻关滩浅海复式油气藏效益动用、基于平台集约化的“3+2”开发方式下的二次井网重构、基于大模型的智能注采调控等关键技术,支撑胜利滩浅海油田高质量持续发展。