堵水调驱在三叠系胡X区长4+5油藏应用分析

胡X长4+5油藏属于典型的"低孔、低渗"油藏,且开发层系多,层间非均质强,自2007年开发以来,油藏开发矛盾突出,注水见效差,油井多方向见水,含水上升速度快,通过常规注采调整难以控制油井含水,油藏递减增大,采收率降低。近年来通过实施注水堵水调驱、聚合物微球驱,油井含水上升速度得到控制,油藏递减降低。本文对该区堵水调驱及聚合物微球驱进行效果分析,指导后期油藏开发。

A区页岩油蓄能压裂后合理焖井时间研究

A区长x页岩油分布范围广,储量丰富,随着井型、改造工艺不断进步,初期单井产量达到10 t以上,但储层致密,启动压力梯度高,无法建立有效驱替系统,自然能量开发后,针对压力保持水平低、单井产量低、采油速度低、采出程度低"四低"问题,前期开展蓄能压裂试验开井后,具有较长时间排液期,造成压裂液无效采出,本文通过对页岩油蓄能机理的认识、数值分析、矿场实践统计,总结形成适应该油藏蓄能压裂后最佳焖井时间,降低开抽后见油时返排率,提高入地液利用率,延长措施有效期。

直井辅助双水平井SAGD及其动态调控技术

针对风城油田超稠油SAGD开发存在蒸汽腔局部到顶、发育不均、横向扩展缓慢和水平段动用程度低的问题,应用了一套适合风城油田超稠油的直井辅助双水平井SAGD技术。根据生产动态特征,将直井辅助双水平井SAGD划分为吞吐预热、驱替泄油和稳定泄油3个阶段,分阶段对各调控参数进行了优化和优选,总结形成了连通判断技术和转驱标准。直井辅助后,蒸汽腔发育规模明显扩大,水平段动用程度显著提高,产油量提高83.0 t/d(平均单井组16.6 t/d),油汽比提高0.02,采注比提高0.03,含水率下降2.1百分点,生产指标大幅改善。直井辅助双水平井SAGD及其动态调控技术的成功,为超稠油SAGD高效开发提供了技术支撑。

胡尖山新46区延9油藏水驱效果开发评价

针对新46区延9油藏近年含水快速上升,水驱效果变差,油藏稳产难度加大的现状,本文通过对油藏开发历程、压力变化规律及开发现状分析,剖析目前注水开发存在的问题,深入研究水驱开发过程中存水率、注采比、采液强度与含水变化的关系,提出了下步开发建议,同时探索高含水区治理方向,为提高该区采收率具有重要意义。

长庆油田开发后期的精细地质研究

针对长庆油田长6油藏开发的特点,在油藏开发后期,采用精细地质研究的方式,对油藏实施挖潜增产措施的研究。为了提高油藏的开发效果,重新认识储层,实施重新划分油层,重新部署注采井网的模式,提高油藏的最终采收率。

超临界CO_(2)萃取页岩油效果评价及影响因素分析

为明确裂缝及压力对超临界CO_(2)萃取页岩油的影响机理,在获取试验用页岩岩样孔径分布、比表面积和孔体积的基础上,进行了超临界CO_(2)岩样萃取试验,采用改进的磁悬浮天平高压吸附仪,实时测定了高温高压下页岩岩样质量的变化;并结合页岩核磁共振T2谱,精确测定了超临界CO_(2)对页岩油的萃取效率,明确了萃取过程中页岩孔隙动用特征及动用孔径下限。试验结果表明,目标储层页岩中介孔(孔径2~50 nm)发育程度最高,占总孔隙体积和总比表面积的69.72%和73.47%;而大孔(孔径>50 nm)发育程度最差,仅占总孔隙体积和总比表面积的4.45%和10.77%。原油主要赋存于孔径1.4~120.0 nm的小孔径孔隙中,CO_(2)对大孔径(>86 nm)孔隙中原油的萃取效果高于小孔径(≤86 nm)孔隙;裂缝能够增大CO_(2)与基质中页岩油的接触面积,加快油气传质速度,提高基质动用深度,降低页岩油渗流阻力和孔隙动用下限。然而,CO_(2)萃取效率除与裂缝数量相关外,还受基质渗透率及裂缝−基质连通特征的影响。CO_(2)动用孔隙孔径下限随注入压力升高而降低,由8 MPa时的6.54 nm减小至18 MPa的3.27 nm。研究成果可为注CO_(2)提高页岩油采收率提供借鉴。