储集层微粒运移堵塞预测模型及其应用

在油田注采过程中 ,由于注采速度过高导致地层发生微粒运移 ,从而堵塞地层孔隙 ,使油气井产量急剧降低。在岩心速敏实验基础上 ,应用渗流力学和采油工艺等基本原理 ,将室内临界流速研究与油田开发相结合 ,建立了微粒运移堵塞预测数学模型。利用该模型对大庆龙虎泡油田部分油井进行了预测 ,结果表明金 191、金 393井存在一定程度的微粒运移损害。

储层微粒运移预测技术在石油开采中的应用

针对在油田注采过程中 ,经常由于忽略注采速度的影响而导致地层发生微粒运移 ,从而堵塞地层孔隙 ,使油气井产量急剧降低 .尤其对于低渗油层 ,地层伤害程度更大 .在岩心速敏实验基础上 ,应用渗流力学和采油工艺等基本原理 ,将室内临界流速与油田开发相结合 ,建立了微粒运移堵塞预测数学模型 ,并利用该模型对大庆龙虎泡油田几口油井进行预测 .预测结果表明 :金 1 91、金393井存在一定程度的微粒运移损害 ,与现场实际情况基本吻合 。

数值模拟拟合精度方法研究——以龙虎泡油田为例

剩余油分布规律研究是油田后续滚动开发的基础,数值模拟的精度高低是分析剩余油分布规律的关键。龙虎泡油田是岩性和构造控制下的低渗透油藏,为浅湖相和三角洲前缘相沉积。针对龙虎泡油田主体区块的地质、构造及沉积特征,在数值模拟历史拟合过程中,采用虚拟井技术、PETRE-RE技术、分割与整合技术、分类拟合技术及分相带与分阶段相渗标定等,对主体区块储量进行拟合,单井拟合精度达到了91.6%,确保了其误差在5%以内,最终得到了龙虎泡油田平面和纵向上的剩余油分布规律,更好地指导了油田后期开发。

纳微米级聚合物调驱技术优选及应用

通过对4种纳微米聚合物样品的粒径、形态和膨胀尺寸变化实验,筛选适合龙虎泡油田的纳微米聚合物;应用模拟污水配制纳微米聚合物溶液,在未预膨胀和预膨胀条件下,开展封堵实验.结果表明:纳微米聚合物可顺利注入,膨胀后封堵高渗透层,在一定压力下发生突破实现逐级调驱;纳微米聚合物能有效动用低渗透层的原油,采收率可提高17%以上,渗透率级差越大,采收率提高越明显.纳微米聚合物在矿场注入过程中起到增油降水的效果,并且注入压力出现周期性变化,能够实现逐级封堵.

龙虎泡油田各类砂体渗透率估算

渗透率是反映储层特征的一个重要参数。在油田开发过程中,不论是油藏描述、储量评价,还是产量预测、开发方案编制,都离不开渗透率参数。储层的渗透率通常是根据探井岩心分析、测井资料获得。在数值模拟研究中对于未钻井处渗透率的取值,以往通常是采用插值的方法,误差较大。为了满足龙虎泡油田加密井区油藏数值模拟对储层渗透率的需要,在详细分析16口探井取心资料基础上,利用细分沉积相研究成果,探索出了一种根据沉积相带计算渗透率的方法,使得数值模型渗透率取值较插值的方法更为准确、可靠。

龙虎泡油田高含水期水驱综合挖潜技术研究

位于松辽盆地中央坳陷区龙虎泡-大安阶地的龙虎泡油田受储层纵向及平面非均质性影响,开发效果逐年变差,表现出油田含水上升速度加快,自然递减率上升的问题。为改善油田开发效果,应用数值模拟方法优化了不同剩余油类型的油水井对应调整方式,通过室内岩心驱替试验得到不同渗透率储层的合理注采调控参数。现场应用结果表明,采用水驱综合挖潜技术后,含水上升速度和自然递减率下降,注采剖面得到调整,提高了储层动用程度,取得了较好的施工效果。

致密砂岩储集空间全孔喉直径表征及其意义——以松辽盆地龙虎泡油田龙26外扩区为例

利用场发射扫描电镜、恒速压汞、高压压汞和低温氮气吸附等技术,对松辽盆地龙虎泡油田龙26外扩区青山口组二、三段致密砂岩储层储集空间类型,以及微观全孔喉直径分布进行定性及定量表征。结果表明:研究区致密储层物性较差,为低孔/超低孔—超低渗致密砂岩储层;储层的孔隙类型为残余粒间孔、长石和方解石溶蚀孔、晶间微孔和少量微裂缝,除压实作用外,方解石胶结和黏土矿物充填原生粒间孔是造成物性差的重要原因。厘定恒速压汞、高压压汞和低温氮气吸附三种实验联合表征的孔喉直径分布拼接点,用恒速压汞实验表征直径大于230nm的孔喉;用高压压汞实验表征直径介于20～230nm的孔喉;用低温氮气吸附实验表征直径小于20nm的孔喉;研究区致密砂岩储层孔喉直径为2～600nm,主要介于100～400nm,伴有极少量直径为200～600μm的孔隙,属于Ⅱ-Ⅲ类致密储层;小孔喉对致密储层渗透率的影响不大,但不能忽视对致密储层储集性的贡献。该研究结果为龙虎泡油田优质储层预测提供参考。

低渗透油田分层注水工艺技术

本文介绍了低渗透油田分层注水工艺技术及其在低渗透油田应用中取得了明显效果，并指出低渗透油田分层注水工艺技术的发展方向。

龙虎泡油田水淹层解释评价方法研究

龙虎泡油田原油密度低,属于低渗透油藏,萨尔图油层、葡萄花油层存在多套油水组合,后经注水开发使油水关系进一步复杂,水淹层解释评价难度较大。根据水驱油实验,总结了岩石热解、热解气相色谱、荧光显微图像在不同产水率条件下的响应特征;尝试在该油田区分原始油水层及水层,并进行水淹层解释与评价;建立了岩石热解、热解气相色谱、荧光显微图像等解释评价方法及不同水洗程度的判别标准。在该油田24口井394层的实际应用情况表明,综合解释符合率83.1%,应用效果较好,为射孔层位拟定和加密区综合调整方案的编制提供了可靠的地质依据。

龙虎泡油田L126井区地质建模及优化水平井设计

龙虎泡油田L126井区为典型的低孔低渗油藏,经过多年开采综合含水率较高。通过对L126井区油藏三维地质建模及精细油藏描述,认为高Ⅲ3层孔隙度、渗透率、有效厚度、砂体连通性及剩余油含量均较高,适合作为水平井目的层。设计了L126-P14水平井,位于直井L124-14与L124-15之间,水平段长度440 m,水平位移787.74 m,地层倾角0.3°~0.5°,目的层标准层垂深1 699.0 m,完钻垂深1 849.6 m,钻遇层段2 067~2 503 m。油藏数值模拟结果表明,L126-P14水平井与周围直井相比产油量提升明显,验证了水平井设计的合理性。

龙虎泡油田龙1315井区行列切割注水研究

13-15井区加密调整后,由于油水井数比增加,注采不平衡和水井负担重的矛盾再次突出,区块地层压力水平难以保持,老井供液能力明显下降。同时,加密后萨葡油层水驱控制程度仍较低,层间和平面矛盾仍较突出,水驱动用状况差异大的状况急需改善,为提高该区块的开发效果,有必要开展注采系统调整,进一步完善注采关系,改善区块开发效果。结合剩余油分布研究成果,采用行列切割注水方式,探讨了实施行列注水的注意事项,优化了注水方案。监测资料表明,行列切割注水方案提高了龙13-15井区的开发效果。