苏北盆地页岩油基质与裂缝流动能力实验研究

页岩油藏具有复杂的孔隙结构和超低渗透能力,合理评价储层基质和压后不同类型裂缝流动能力对制定合理工作制度和有效开发页岩油藏具有重要指导作用。采用巴西劈裂方法模拟不同裂缝形态,基于核磁共振技术构建了一套评价基质和裂缝流动能力方法,并以苏北盆地高邮凹陷阜宁组二段(以下简称阜二段)页岩岩心为基础开展了基质和裂缝导流能力评价研究。实验结果表明:页岩储层最小流动孔隙尺度为10nm,应力条件下流动规律表现为非线性、线性两段式;影响裂缝系统导流能力因素包括裂缝类型、开度、应力大小和驱动压差等;应力越大渗透率损失越大,最高可达95%,缝网越复杂开度越大,渗透率损失越大;生产过程中需要依据裂缝发育情况、上覆岩层有效应力特征来合理控制地层流体压力与井底流压的差值,保障油井能稳定生产,压力均匀向外传播;高邮凹陷阜二段页岩油井有效应力介于7~10MPa、流动压差介于10~15MPa为合理下泵时机或进行地层补能时机。研究成果对完善页岩渗流机理理论和现场应用具有重要意义。

陆相页岩油水平井开发合理生产制度优化——以苏北盆地A区块阜二段为例

为了最大限度提高陆相页岩油全生命周期的采收率,并建立其水平井开发的合理生产制度。选取苏北盆地A区块阜二段为靶区,利用井震资料开展储层发育特征研究,建立“地质—开发—地应力—裂缝扩展”的地质工程一体化模型,进而对页岩油水平井开发合理生产制度进行优化研究。研究结果表明岩石类型、裂缝分布、岩石力学参数和工程施工参数是影响页岩油地质工程一体化模型精度的关键因素,确定了压后合理开井时间为20 d、合理生产压差为10 MPa、CO_(2)合理吞吐时机为井口压力下降至1.5 MPa左右、CO_(2)合理吞吐焖井时间为15 d,形成了页岩油水平井开发合理生产制度优化流程。研究成果对陆相页岩油长期稳产和效益开发具有重要支撑作用。

页岩油压裂水平井试井测试方法研究

页岩油采用水平井规模压裂开发模式,压裂后井筒周围形成复杂的缝网,流动特征复杂,常规试井方法很难准确描述其流动特征,因此,需要建立一套页岩油压裂水平井试井测试方法。通过结合裂缝有效半缝长、缝宽和裂缝间距及压裂后渗透率等相关参数,建立了水平井压裂后试井模型及一套测试方法;通过模拟稳定产能测试、不稳定试井测试及两井干扰测试,研究工作制度和储层参数对试井曲线的影响,分析试井曲线,确定合理的工作制度和测试时间。结合苏北盆地的实际投产井生产情况,得到定量化测试产量及测试时间等数据资料,综合评价压裂改造效果和井控动态储量,确定合理工作制度和产能,为页岩油有效开发提供技术支撑。

桥7平1井长水平段分段压裂优化设计研究

桥河口油田桥7断块属深层特低渗油藏，具有油藏埋深大、孔喉细小、油层厚度薄、储量丰度低、油层分布散、储层非均质性严重、自然产能低、依靠天然能量开发产量递减快、一次采收率低等特征，一直未有效动用。如何有效开发该类油藏，是油田开发亟待解决的问题。通过对桥7断块油藏特征的研究，利用油藏数值模拟对桥7平1井进行长水平段分段压裂优化设计研究，实现了深层特低渗油藏的经济、合理、有效开发。

江苏油田低品位储量开发技术对策

低品位储量大都因复杂小断块或薄层低渗透等因素的影响,尚未投入开发。本文以低品位储量项目sg等油田为研究区块,探讨针对该类油藏特点的开发技术对策,指导其下步开发,积累经验后,全面带动低渗、低丰度油藏的有效开发,为江苏油田类似油田的有效开发提供借鉴。

GJ油田中高含水期稳产开发技术研究

GJ油田为中低渗透油藏,经过5年的注水稳产开发,于2001年因见水井数增多,含水上升加快,注采井网不完善等问题,产量呈现递减趋势。为了延长GJ油田的稳产期,开展了构造模式研究;储层非均质性研究;剩余油分布研究;水淹层测井识别研究;细分层系开发研究;稀井网开采研究。2004年日产液、日产油继续稳升,日产液由680t上升到853·2t,日产油由407t上升到443·6t,取得了较好的开发效果。

Q7P1井分段压裂优化研究

Q7断块阜二段油藏物性差,储层单层厚度薄,油井自然产能低甚至无产能,常规井控制储量小,产能递减快,采用常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制,经济有效开发难度大。针对Q7断块油藏特点,利用对物性差、油层厚度薄、油层段集中的油藏具有技术优势的长水平段分段压裂水平井,通过形成多条横向缝,增加垂向渗透率,并将不同油层连接起来,提高单井产能,实现有效开发。在Q7断块地质模型基础上,应用油藏数值模拟方法对水平井单井参数进行优化设计研究。

地震技术在火成岩发育区开发中的应用

根据GY凹陷北斜坡SN油田火成岩发育的特点 ,围绕火成岩干扰对构造解释的影响问题 ,应用层位标定、地震属性描述、模型正演及测井约束反演等地震技术 ,对构造区火成岩地震属性特征和分布规律进行了深入研究 ,极大地消除了火成岩干扰对构造解释的影响 ,取得了较好开发效果。

中高含水油藏矢量化井网设计方法研究

针对老油田开发中后期的中高含水阶段,考虑不同方向上油井的储层静态以及开发动态的差异,按照不同方向上的油井在某一时间段内剩余可采储量采出程度相同的原则,提出了矢量化井网设计方法,从而保证不同方向上的油井同时达到经济极限。利用该方法在SN油田S7块的井网调整中进行了实际应用,验证了该方法的可靠性。

SN油田窄条状油藏S7断块剩余油分布研究

针对SN油田窄条状油藏S7断块开发中存在的主要问题，通过油井生产动态、产吸剖面、饱和度测井解释、数值模拟等结合储层沉积微相，研究了该油藏剩余油分布规律。研究认为S7断块剩余油的控制因素主要是储层非均质性、微构造高点、注采井网完善程度、储层改造措施等。为此提出了S7断块开发调整挖潜的对策，经矿场试验后，取得了明显的调整效果。

高6断块注采系统适应性评价研究

高6断块进入高含水期开发以后,注采系统适应状况发生了明显的变化,需要正确评价注采系统适应程度。确定了评价指标权重系数、评价指标标准,利用模糊综合评判方法对高6断块注采系统进行评价,并建立了高含水后期注采系统适应性评价方法。该评价方法用于高含水区块注采系统的调整取得了较好效果。

SN油田FA2断块低渗-特低渗砂岩油藏早期开发研究

FA2断块是SN油田众多断块群中的一个低渗—特低渗型砂岩油藏,通过开发初期的整体优化设计,制定了合理的开发技术政策,实施一次性完善注采井冈、注采同步的开发方针。对低渗透储层采用酸化、压裂等措施,实现了低品位储量的高速高效开发,为低渗—特低渗油藏的成功开发提供了新的思路。

W5块稠油热采条件下储层变化特征研究

注蒸汽开采稠油不可避免地在储层内部引起水、油、岩之间强烈的物理、化学作用,引起岩石的孔隙结构、润湿性、渗流特征的改变,从而影响储层内流体的渗流规律.了解这些变化的作用过程和原因,可有效地预防施工中可能发生的储层伤害,从而达到储层保护、提高采收率的目的.……

F2断块窄条状低渗透油藏剩余油分布模式及挖潜研究

针对F2断块窄条状低渗透油藏的特点,建立典型模型开展了剩余油分布模式的研究,并应用产吸剖面测试资料、油藏数值模拟等开展了剩余油定量的描述,结合油藏形态、储层物性等得出了该类油藏剩余油分布的模式,提出了局部细分层系、增加内部注水井点等挖潜对策,取得了较好的效果。

闵桥油田闵18-闵20断块火山岩油藏数值模拟研究

闵桥油田闵18-闵20断块阜宁组火山岩油藏裂缝发育,平面非均质性强,初期产能高,但递减快,综合含水84·6%时,采出程度仅7·0%。为搞清地下剩余油分布状况,采用ECLIPSE双孔双渗模型对闵18-闵20断块进行了精细数值模拟,为油藏高含水期挖潜提供了调整依据。

探边测试在H24断块的应用

H 24是一个具有断层多、断块含油面积小、油水关系复杂的油气藏。运用Saphir试井软件综合动、静态资料,对该块第一口探井H 24井的探边测试资料进行解释分析,确定了储层渗流特征及参数,落实了油藏边界性质及距离,为该块的开发布井提供了有效的决策依据。

特低渗油藏有效驱动半径研究

特低渗油藏中流体的流动存在较大的渗流阻力，注采井间压力损耗大，同时启动压力的存在进一步造成了部分低渗透层动用较差甚至未能动用，这种低速非达西渗流特征对特低渗透油田开发有很大影响，增大了特低渗透油田有效开发的难度。考虑启动压力存在的影响，确定了典型特低渗油藏江苏油田H17断块的启动压力梯度，并推导出注采井间有效驱动半径公式，研究了该断块不同井距和不同注呆压差下渗透率与有效驱动半径的关系，对实现特低渗油藏注采井间的有效动用和进一步改善水驱开发效果具有一定的指导意义。