鄂尔多斯盆地致密油水平井产量影响因素分析

鄂尔多斯盆地X233井区的10口致密油水平井生产特征有较大差异,北部4口井保持了长达三年的平稳自喷生产,而南部的6口井产量递减较大。从参数改造、原油性质等方面入手,对矿场实际生产数据进行统计分析,并用油藏数值模拟方法进行佐证,对影响水平井稳产时间的因素进行了分析。分析认为,X233井区北部的4口井压裂规模大、存地液量多、原油黏度小,原始气油比高,生产制度合理,井距大,多项参数的综合作用使其稳产时间远高于南部的6口井。该研究结果对致密油布井、改造及开发技术政策的制定有一定的参考意义。

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂试验区开发特征

针对鄂尔多斯盆地西233及庄183两个致密油水平井体积压裂试验区20口水平井，利用油藏工程理论、数值模拟方法及矿场开发生产状况等，开展了试验区开发特征分析。结果表明，试验区水平井产量递减模式分为调和递减、指数递减和未递减3种类型；致密油水平井开发生产特征分为长期稳产型、初期相对稳产型、缓慢递减型3类：工艺改造、驱动能量及流体性质的差异是影响水平井产量变化的3个关键因素。保持合理的水平井初期产量。避免溶解气驱过早出现，可使水平井保持稳产、提高累计产量，确定了分阶段控制生产流压及初期产量的合理生产参数。

鄂尔多斯盆地演武地区侏罗系延安组油藏成藏特征

鄂尔多斯盆地演武地区侏罗系延安组油藏规模小,成藏特征复杂,预测难度大。探讨演武地区侏罗系延安组油藏在地质历史时期是否存在二次运移与成藏,以及延安组油藏的主要成藏期次等,可为该地区油气勘探提供理论依据。通过颗粒荧光定量测试、流体包裹体分析等手段,对演武地区侏罗系延安组油藏的成藏特征进行研究。结果表明:延安组油藏存在古油水界面上升和油气逸散等地质事件,揭示出部分油藏在地质历史时期遭受过破坏并发生过油气二次运移。整体而言,演武地区侏罗系延安组油藏主要存在两期成藏,早期为早白垩世末的充注成藏,油气主要在延安组下部层位聚集成藏;晚期为晚白垩世以来构造抬升引起的油气二次运移成藏,油气在延安组上部层位聚集成藏。相比早期成藏,晚期的成藏区域更加远离长7生烃中心,两期成藏形成了演武地区侏罗系延安组油藏现今的分布格局。

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂试验区开发特征分析

针对鄂尔多斯盆地西233及庄183两个致密油水平井体积压裂试验区的20口水平井,利用油藏工程理论计算、数值模拟方法研究及矿场开发生产状况分析等方法,进行试验区开发特征分析。结果表明,试验区水平井产量递减模式分为调和递减、指数递减和未递减3种类型;致密油水平井开发生产的特征分为长期稳产型、初期相对稳产型、缓慢递减型3类;工艺改造、驱动能量及流体性质的差异是影响水平井产量变化的3个关键因素。研究后认为,保持合理的水平井初期产量,避免溶解气驱过早出现,可使水平井保持稳产,提高累计产量。

致密油藏体积压裂水平井动用规律——以长庆油田为例

压裂水平井已越来越广泛地应用于低渗透致密油藏开发,然而,关于压裂水平井动用规律的研究报道较少。为弥补这一不足,利用条带源模拟体积压裂水平井的裂缝,推导考虑启动压力梯度的体积压裂水平井压力公式,以长庆油田为例,对致密油藏体积压裂水平井的动用规律进行研究。结果表明:体积压裂水平井单井开发时,随着开发时间的增加,动用半径先增大后减小;随着水平井段长度的增加,纵、横向动用半径越来越大,但相对变化幅度却较小。半缝长的增加对纵、横向的动用半径影响不同,随着半缝长的增加,横向动用半径越来越大,但基质动用半径越来越小;纵向动用半径越来越小。随着缝网宽的增加,纵、横向的动用半径越来越大,但变化幅度越来越小。

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系长9砂岩成岩相研究

通过大量砂岩样品铸体薄片、扫描电镜及阴极发光等资料分析,华庆地区长9储层砂岩主要成岩作用有压实压溶作用、胶结作用及溶蚀作用等。其中压实压溶作用、绿泥石膜、浊沸石、硅质等胶结作用使该区长9砂岩物性变差,而溶蚀作用,尤其是长石和浊沸石的溶蚀使致密储层的储渗性能得到改善,局部形成相对高孔高渗储层。华庆地区长9砂岩中存在浊沸石胶结物,而长9以上延长组层位没有浊沸石胶结物,研究认为和该区长9储集砂岩长石碎屑含量高,水下分流河道砂体沉积厚度大、埋藏较深有关系。长9砂岩孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔、浊沸石溶孔次之。根据不同区域主要成岩作用类型、胶结物含量及孔隙类型,将该区长9砂岩划分为六种成岩相,分别为压实压溶相、绿泥石膜-粒间孔相、长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相、绿泥石膜-浊沸石胶结相以及铁方解石胶结相。其中长石溶蚀相和浊沸石溶蚀相为有利成岩相,主要分布于水下分流河道的前端,靠近湖泊水体较深的位置。有利成岩相形成的相对高孔、高渗储层区带是长9下步勘探的重要目标区。

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长82优质储集层成因机理研究

鄂尔多斯盆地陇东地区长82储集层平均孔隙度为8.8%,平均渗透率为0.64×10-3μm2,属于低孔低渗储集层。强烈的压实作用是储集层物性变差主要原因,碳酸盐胶结作用促使储集层物性进一步变差。尽管储集层物性整体较差,但在普遍低孔低渗背景下仍发育相对高孔渗的优质储集层。对优质储集层进行了分析,总结了优质储集层的典型特征,统计表明：优质储集层的塑性组分含量较低,孔隙类型以绿泥石胶结残余粒间孔和溶孔为主,孔隙结构以中小孔—中细喉为主。在此基础上,分析了优质储集层成因机理。研究认为：分流河道、河口坝等微相高能厚层砂体有利于优质储集层发育,相对低的塑性组分含量和绿泥石环边胶结有利于粒间孔隙的保存,溶蚀作用是次生孔隙形成的最主要成岩作用。

黏弹性聚合物溶液渗流数学模型

分析聚合物溶液在简化孔喉模型中的流动情况,建立了综合考虑聚合物溶液特性和多孔介质特征的黏弹性本构模型,并在此基础上建立了聚合物溶液不稳定渗流数学模型,并利用数值方法求解.通过实例计算,对聚合物溶液的特征时间、稠度系数、幂律指数、孔隙因子(喉道长度与喉道直径之比)和注入速度对注入压力的影响进行了分析,绘制了相应的理论图版.结果表明:注入压力随聚合物溶液特征时间、稠度系数和注入速度的增大而增大,随幂律指数和孔隙因子的增大而减小.

钻柱旋转对大位移井井眼净化影响规律的研究

为了研究钻柱旋转对井眼净化效果的影响规律,选择215.9mm井眼及127.0mm钻柱作为环空尺寸,取钻柱的偏心度为0.5,选择20m作为轴向长度构造物理模型。采用欧拉多相流数学模型对问题进行分析处理,内边界条件设定为旋转,外边界条件为井壁(不考虑其摩擦效应)。数值模拟结果认为,钻柱旋转带动液、固相做周向旋转运动,其与轴向流动耦合使得环空内固相运动方式与钻柱无旋转时有很大的不同,类螺旋流动是液、固相的主要运动方式,钻柱旋转不仅能降低环空内固相含量,而且还会使固相移动速度增加,从而促进水平井段的井眼净化。

鄂尔多斯盆地致密油地质研究与试验攻关实践及体会

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油是我国陆相致密油的典型代表,在地质研究及试验攻关推动下,其勘探、开发取得了显著成效。地质上系统开展了包括精细刻画烃源岩时空展布、发展完善湖相重力流沉积模式、建立微(纳)米孔喉定量表征方法、实现致密储层裂缝定量预测、深化致密油充注成藏机理等方面的研究并取得创新认识;现场开展了致密油水平井体积压裂试验及致密油规模开发试验,建成了Z1、Z2等致密油水平井技术攻关示范区和A、Z、W等规模开发试验区,试验区单井产量获得巨大突破,资源实现有效动用;通过研究和攻关,研发集成了21项关键技术,落实了致密油规模储量,初步实现了致密油规模有效动用。文中还介绍了盆地致密油地质研究及现场试验攻关中遇到的困难和关键问题,重点阐述了解决问题的思路、方法及形成的经验,指出面对致密油等非常规地质对象,科学认清其本质属性,善于应用非常规技术和方法,以解决实践问题为研究出发点,采用多学科、一体化综合研究等是成功的关键。通过分析总结,为同类陆相盆地致密油理论技术研究及勘探开发实践提供了样本。

姬塬地区长6油层组进积型三角洲识别及古地理演化

以岩心和测井资料为基础,对姬塬地区长6油层组砂岩的岩石结构、沉积构造、粒度分布特征、古生物特征等相标志进行详细的研究,认为长6油层组发育三角洲相,并以三角洲前缘亚相为主,水下分流河道砂体发育,河口坝不太发育。并分析长6油层组各亚期沉积微相的平面展布,自长63油层至长61油层沉积期,三角洲沉积范围不断扩大,主河道逐渐发育,砂体分布范围逐渐扩大,属进积型三角洲沉积,平面上形成大规模复合连片砂体,是石油聚集的重要条件之一。

桥式偏心分层注水技术现场试验研究

长庆油田安塞区块对14口井进行桥式偏心分层注水试验表明,Y341型可反洗井封隔器解封力偏小,在定向井上应用存在有效期短、集注流量测试仪器串遇卡、用平衡式集流流量测试密封段在井斜段内有较严重的磨损导致测试精度及效率偏低等问题。将Y341型可反洗井封隔器由单液缸坐封改为双液缸坐封,增大坐封力以提高其可靠性;测试仪器串由硬连接改为软连接,减小投捞力降低卡钻风险;平衡式测试密封段改为压缩式,消除磨损。改进后封隔器稳定性提高,没有出现卡钻情况,测试密封段无磨损现象,测试精度及效率提高。

粘弹性聚合物溶液孔喉模型流变动力分析

针对多孔介质中聚合物溶液的粘弹特性难描述的问题,通过对其在多孔介质中流动特征的分析,提出将粘弹性流体在孔喉模型中流动过程分为入口收敛阶段、通过孔喉阶段和挤出孔喉阶段,并将各个阶段压降分解为粘性耗散压降和弹性拉伸压降。通过张量分析的方法,综合考虑了聚合物溶液的假塑性、弹性和弹性回复特性以及多孔介质的孔喉比和孔隙因子(喉道长度与喉道直径之比)等因素,推导了各个阶段的粘性耗散压降和弹性拉伸压降的表达式,建立了粘弹性聚合物溶液通过孔喉模型的压降数学模型。实例计算结果表明,建立粘弹性本构模型时,必须考虑通过孔喉阶段和挤出孔喉阶段以及弹性流体的弹性回复;弹性特性是造成压降损失的影响因素,在聚驱过程中不可忽略。

致密油水平井体积压裂攻关试验区单井产量主控因素分析

针对W233试验区内北部水平井持续自喷高产,单井日产油量、井均累计产油量远高于南部的问题,尝试从地质、压裂工艺两方面开展南、北区水平井差异性分析,希望找出北区水平井长时间高产的主控因素,为后续致密油的规模、高效开发以指导。结果表明,大厚度、优质烃源岩是北区持续高产的资源基础,高溶解气油比是水平井自喷的关键因素;高排量、大入地液量增大了储层改造体积,是持续高产的首要条件,在有限的高砂比下,大量支撑剂进入缝网系统是高产的必要条件;"大排量、大砂量、大入地液量"体积压裂理念在试验区的成功运用为国内致密油的规模开发起到技术引领作用。

大位移水平井井眼净化旋转因素数值模拟

应用CFD（计算流体力学）方法对钻井环空液固两相流动进行数值模拟，得到钻柱旋转情况下环空液固两相流流场流动特性：类螺旋运动是环空内液固两相主要运动方式，固相非对称分布在环空内；得到水平井段液、固相速度及体积分数分布；水平并段钻柱有旋转时环空高浓度（〉80％）固相环空占有面积率比钻柱无旋转时低近2／3；得到主要参数在钻柱旋转情况下对环空固相运移影响规律；钻柱转速在80-120r／min范围内时岩屑床高度变化较敏感；钻柱旋转对环空固液两相流动起扰动效应，可以很大程度上降低环空内固相含量，从而改善环空井眼净化效果。

定向井桥式偏心分注Y341封隔器改进与完善

对直井桥式偏心分注Y341封隔器进行密封及解封性能实验检测。检测发现封隔器密封性能不能达到定向井分注30MPa的要求,且封隔器解封力仅为25kN,解封力偏低。为适应定向井井况对分注用封隔器的要求,对Y341封隔器胶筒进行改进:将原来的单个短胶筒密封面设计成双胶筒长密封面,增加密封面长度以提高密封性能;改进解封机械增加解封力保证封隔器的可靠性,对反洗井通道结构进行重新设计,提高反洗井后封隔器密封率。16口井现场应用表明改进后封隔器能适应定向井井身结构的特殊要求,密封性能良好,反洗井后重复坐封成功率较高。

鄂尔多斯盆地长7致密油储层储集空间特征及其意义探讨

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具相对高孔低渗特征，孔隙类型复杂，常规的测试技术无法识别和表征储集空间特征。通过对长7致密油储层的核磁共振测试和研究，表明盆地长7致密油储层孔隙孔径分布范围宽，储层中大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔隙类型均发育，且孔径分布范围、孔隙类型和主体孔隙类型受储层致密程度的控制作用明显；长7致密油储层大孔隙至纳米孔孔隙均含油，且微孔至纳米孔隙含油饱满。长7致密油储层微孔、纳米孔孔隙类型的识别及其含油的认识对鄂尔多斯盆地非常规油气资源的勘探与开发具有一定的启示意义。

环县地区长8油层组单井产量影响因素分析

针对环县地区长8油层组试采单井产量较低、难以有效开发的问题,研究综合前人对于单井产量影响因素的认识,结合研究区实际情况,筛选出渗透率、油层厚度、砂量、井底流压等可能的单井产量影响要素,并通过这些要素与单井试油产量、试采半年产量的关系,认识到储层渗透率是影响该区长8油层组单井产量的主控因素。改善储层渗透性是提高单井产量,达到整体有效开发的关键。

桥式偏心分注集流测试密封段的改进与完善

桥式偏心分层注水集流测试平衡密封段在定向井中应用时,因其密封胶圈外径大于刚体外径,所以存在较严重的磨损,磨损后的密封胶圈不能起到良好的密封作用,影响集流测试的准确度及效率。为此,将密封段密封方式由平衡自封式改为压缩式,使密封胶圈外径小于刚体外径,避免了测试仪器下井时胶圈在斜井段的磨损,密封段上提即可解封。应用改进后的测试密封段对桥式偏心分层定向注水井杏61-17井进行集流流量测试,测试过程顺利,测试调配结果达到地质配注要求,起出的测试密封段没有磨损痕迹。

鄂尔多斯盆地演武地区侏罗系延安组成藏特征

为查清演武地区侏罗系延安组油藏在地质历史时期是否存在二次运移成藏，以及延安组油藏的主要成藏期次，通过颗粒荧光定量、流体包襄体等测试手段，对该区油藏成藏特征进行了研究。结果表明，延安组油藏存在古油水界面上升和油气逸散的地质事件，揭示出部分油藏在地质历史时期遭受过破坏或发生了油气二次运移。该区延安组油藏主要存在两期成藏：早期为早白垩世末期充注成藏，晚期为晚白垩世以来构造抬升油气二次运移成藏。晚期成藏范围相比早期更加远离长7生烃中心，两期成藏形成了现今演武地区延安组油藏分布的格局。