低渗低压油藏真实岩心薄片微观水驱试验研究

利用真实岩心薄片水驱油试验,研究微观水驱油速度对低渗透油层水驱效果的影响以及水驱油过程中的油水运动分布特征。结果表明,剩余油饱和度和驱替效率与所处的微观模型位置有关,从微观模型的入口到出口,剩余油饱和度递增,驱油效率递减;随水驱油速度增加,驱油效率上升,当达到一定程度后,开始下降,说明存在一个最佳驱替速度,即临界驱替速度。储层束缚水主要以水膜形式附着在孔隙表面或充满于较小的孔隙中,而油则充满较大的孔隙;注入水的驱替速度较低时,在孔隙介质亲水性较强的条件下,注入水进入孔隙喉道时,是沿着岩石表面"爬行"进入的,注入水的前缘为一个凹形面。

鄂尔多斯盆地南泥湾异常低压油藏成因及异常低压对油藏开发的影响

根据南泥湾油田的压力测试资料,分析了油藏异常低压的特征及成因,认为抬升剥蚀、孔隙度反弹、温度降低改造骨架和流体的收缩以及油气散失是主要原因.异常低压油藏在生产中表现出的主要特征是自然产能低,产量递减快,一旦产生渗透率应力敏感,很难恢复.对比分析了超前注水和正常注水开发的效果,超前注水井组初期平均单井日产油量是正常注水采油井的2.86倍,前者累计产量是后者的1.7倍.超前注水开发方式能够克服异常低压的不足,这一措施在生产中已推广应用,效果良好.

青海油田低压油藏固井技术

青海花土沟油田和七个泉油田均属于低压油藏。经过近年来的研究与实践,推出了泡沫水泥体系与双凝水泥体系两项针对低压油藏的固井技术,解决了青海油田低压油藏固井技术难题。

低压油藏储层保护钻井液研究与应用

陇东油田某些区块延安组物性较好,但产量较低,其主要的渗流通道是储层中的微裂缝,目前该区块使用的钻井液技术并不能很好的起到保护该储层的作用。为了达到有效保护长庆油田陇东地区延安组的目的,开展了新型储层保护钻井液技术的研究,采用了屏蔽暂堵技术,并结合油层保护剂PWTBA-Ⅱ,井壁表面形成封堵带薄且致密,能有效的暂堵储层,减少钻井液对储层的伤害。室内实验显示,钻井液体系的流变性、稳定性均较好,对储层的平均伤害率为10.61%。在陇东油田的31口井进行了成功的应用,试油结果表明实验井的日产油量明显高于非实验井的日产油量,取得了良好的应用效果。

低压油藏自生泡沫洗井液体系实验研究

针对大庆油田海拉尔盆地贝301作业区油藏压力低,注水井洗井过程中易出现油层倒灌的问题,室内研究开发了自生泡沫洗井液体系,并对其性能进行了评价。确定该体系的配方为:生气剂A 300～400 g/L+AOS(α-烯基磺酸盐)1.5 g/L+KYPAM(疏水高分子聚合物)1.8 g/L。应用结果表明,自生泡沫洗井液体系泡沫质量好,稳定性强,与油田水配伍性好。此项研究为注水井洗井提供了一种新的技术和方法,拓宽了自生泡沫的应用领域。研究成果具有实际应用价值和参考价值。

延长油田C_(6)低渗低压油藏注水优化技术——以延长油田西部X3井区为例

为了解决延长油田C_(6)低渗低压油藏注水滞后、地层压力低、措施效果不理想等突出矛盾,以延长油田西部X3井区为研究对象,在对单砂体精细对比、完善注采井网、完善注采层位对应关系,提高水驱控制程度的基础上,提出点弱面强、多点温和的方式补充地层能量,在能量恢复的前提下辅以改层、补孔、合采等注水开发技术,提高该区水驱控制程度,最终改善全区开发效果。

低温低压油藏注空气提高采收率耗氧初探

延长油区甘谷驿油田的主要开发层系长6油藏具有低温、低压、低孔、特低渗透的特点,自2007年以来该油区尝试空气泡沫驱油技术,取得了良好效果。为了在理论上明确低温低压油藏开展空气驱的安全可行性,利用高压恒温氧化仪模拟30℃和6MPa油藏注空气提高采收率过程中的耗氧情况,在432h实验中平均每24h监测1次氧气含量,发现氧气含量呈指数递减,注空气80d左右氧气含量降至爆炸极限以下,若气体在地层中滞留的时间足够长,氧气基本能在地下耗尽。该规律在甘谷驿油区空气泡沫驱试验现场得到了验证。现场与室内研究证明了空气泡沫驱可以在30℃的低温低压油藏中实施。

高渗低压油藏钻完井油层保护技术研究

随着世界能源需求的增加和钻探技术的发展,随着各油田开发程度的不断提高,地下情况变得越来越复杂,地层压力下降,储层疏松,加大了油层保护和固井作业的难度,对提高固井质量提出了新的要求。固井质量直接关系到后续钻井、完井、开发、提高采收率强化开采措施的顺利进行,涉及油田勘探开发的进程,涉及油气资源的合理开发,涉及油田勘探开发的经济效益,而固井本身也是一项隐蔽性强、不确定因素多、涉及多学科、投资大(占钻井费用的15%-30%)、风险大、且具有一次性作业特点的地下系统工程,任何一个环节或因素考虑不周,都可能引发固井质量问题。

鄂尔多斯盆地中生界低压油藏特征与形成机制

首次对鄂尔多斯盆地中生界油藏压力进行了研究，发现中生界油藏主要为超低压油藏，并且不同地区和不同层位油藏的异常低压差别显著．研究结果表明，随着地层剥蚀厚度增大和油藏抬升后温度降低值增加，储层压力系数呈减少趋势；延长组油藏抬升温度降低后使储层孔隙水的体积收缩量达0．82％～1．94％．这些指示了盆地在白垩纪末期长时间强烈抬升，地层剥蚀和古地温降低作用是形成低压油藏的主要原因．认为鄂尔多斯盆地中生界这种低压封闭体系对油藏的保存有利，同时对油藏调整、油气运移再富集和油水分布等成藏方面可能起到了重要作用．提出了陕北地区长6低压油藏由东南向西北方向富集和长7砂岩透镜体不含水低压油气藏形成，均与这种低压封闭体系分布密切相关．

泡沫酸化工艺对川中低压裂缝性油藏适应性的认识

针对川中油田经过多年的消耗式开采,各主产油田压力很低,增产改造的难度增大的发展现状,提出应用泡沫酸化工艺技术在川中低压油层增产改造的技术方案,其中分析了泡沫酸的物理特性、其在地层优良的渗流特性(滤失小、酸岩反应速度慢、返排迅速等优点),并进行了泡沫酸液体系的室内配方研究,提出了工艺设施的矿场配套研究内容。得出了泡沫酸化工艺对川中低压裂缝性油藏改造具有很强的适应性,具有推广应用的价值。

低压浅层油藏重复压裂改造压裂液体系研究与试验

万城油田新沟嘴组储层是典型的浅层低压低孔低渗储层,优选出适合重复压裂改造的携砂能力强、易破胶返排、储层伤害小的压裂液体系是确保施工成功和提高压后效果的关键。经室内实验优选得到0.50%稠化剂HPG、0.50%助排剂BA1-5、0.50%黏土稳定剂BA1-13、0.20%杀菌剂BA2-3、0.45%(交联比)交联剂(BA1-21A、BA1-21B质量比10:1)组成的低伤害压裂液体系。压裂液性能评价实验表明:该体系在70℃、170 s^(-1)下剪切2h后的压裂液黏度约120 mPa·s,抗剪切性较好;破胶剂(NH_4)_2S_2O_8加量在500mg/L时,压裂液在2h内彻底破胶,破胶液黏度为3mPa·s,破胶性能良好;压裂液体系破胶后的地层支撑裂缝导流能力约116.68 D·cm,伤害率为28%,对储层伤害小。该体系在W5X井成功进行了现场试验,施工平均砂比29.3%,排量4.5~5.0 m^3/min;重复压裂效果理想,压后稳定日产液6.5t,日产油5.1t。

吐哈油田三塘湖盆地低压低渗油藏试油测试技术简介

针对吐哈油田三塘湖盆地储层原始产能低、地层压力低、导流能力差等特点,结合原油特性等情况,就射孔、地层测试工作制度、测试压差、储层改造及排液等工艺技术进行试验研究,总结出一套适合该地区储层的试油工艺技术系例,为优质快速录取试油资料打下了基础,为储量计算提供了可靠依据。

三塘湖油田低压低渗透砂岩油藏井网优化设计研究

三塘湖油田西山窑组为"低孔、低渗、低压、高粘"复合圈闭砂岩油藏,属于辫状河-三角洲前缘沉积,成南北向带状分布,储层非均质性强,开采难度较大。通过对该油田地质特征的分析,结合不同井网的实际生产情况、应用数值模拟技术合理优化井网类型,从而为新区开发提供了理论基础。

超导热洗清蜡工艺在低渗高含蜡油藏中的应用

通过分析坪北油田油井生产实际情况,发现常规清蜡工艺存在不足,通过引进超导热洗装置,实施自循环超导热洗清蜡,油井清蜡效果有所改善.但在实际应用过程中自循环超导热洗清蜡又存在洗井排量低、清蜡不彻底、有蜡卡风险等不足,亟待改进改清蜡工艺.为此,通过对生产平台生产情况调研,计算合适的洗井排量,改进超导自动热洗清蜡工艺,进一步提高热洗清蜡效果.改进后的清蜡工艺对类似于坪北油田的“低压、低渗、低产”油田结蜡井具有较好的清蜡效果.

延长油田典型“三低”油藏空气泡沫驱试验与认识

为了提高延长油田"三低"油藏开发效果,探索空气泡沫驱在该类油藏的可行性,在室内研究的基础上,分别选取东、西部具有代表性的唐80井区和旗35井区开展了空气泡沫驱矿场试验。结果表明:空气泡沫驱最终驱油效率可以达到80%以上。相比先水驱再空气泡沫驱,直接空气泡沫驱的驱动方式更有效,获得相同的较高驱油效率需要的总注入量更小。同时,据2个井区的矿场试验结果,单井月增油幅度最高达215%,单井累积增油幅度最高达近40%,单井含水率最高下降40个百分点以上;唐80井区综合含水率下降约16个百分点,自然递减率较注水区低13个百分点以上,降水增油效果非常明显。另据耗氧安全分析和矿场试验监测结果,套管气氧含量基本都在5%以内,且随时间的延长,氧含量均越来越低。通过上述研究和试验认为:空气泡沫驱在延长油田"三低"油藏具有经济和安全的双重可行性,打破了低温低压油藏不适合空气泡沫驱的常规理念,对同类油藏的实施具有借鉴和向导意义。建议矿场试验中采取有效措施减缓气窜的发生,加强油藏动态和产出气的监测与分析,保证在安全的前提下取得良好的驱油效果。

关于新沟嘴组油藏开发最佳完井工程的探讨

江汉油区新沟嘴组油藏,大部分为低压低渗透油藏,其储层敏感性较强,在完井过程中容易造成污染。为此,建议选择表套+技套+尾管悬挂固井射孔的完井方式开发新沟嘴组油藏;采用NaCl-KCl-CaCl三复合盐水钻井液完井,并要求API滤失量≤5ml,高温高压失水量≤10ml;在射孔方面,采用负压差射孔技术,根据国外通用的Cono-co公式计算方法确定合理的负压差值。

马家嘴油田低压侧钻油层酸化技术研究与应用

马家嘴油田断块小、补充能量困难,侧钻时地层压力仅为1．62MPa。由于地层压力低,侧钻对油层污染严重,导致三口侧钻井试油均不出液。针对侧钻泥浆对低压油层的严重伤害,研究与应用了低压侧钻井酸化解堵工艺技术,使三口侧钻井产量达到或超过新井投产水平。

“三低”油藏试气工艺研究

为得到"三低"储层真实产能,开发研究了油管抽汲、套管测气及定时、定压开关井技术。简述了油管抽汲、套管测气的工艺原理及适用范围;以合12井113号层采用定时、定压开关井试气实测,证实该工艺技术获得的资料数据更能真实反映储层实际状况。

对“三低”油藏地层测试工作制度的研究

利用吉林油田"三低"油层的测试资料结合渗流基础理论,绘制并分析了测试关井时间与开井时间的比值和地层孔隙度之间的关联图,初步得出适合本油田"三低"油层测试工作制度的设计原则。

胶凝酸体系在印尼Rama油田的应用

印尼海上Rama油田历经40余年开发生产,目前属于典型的低压、非均质性强碳酸盐岩油藏,且多年来的酸化增产措施使得近井地带过度溶蚀,常规酸液体系酸化有效期越来越差。针对Rama油田油藏特征,研发出一种CRACS胶凝酸体系,通过实验证明该体系具有良好的缓速性、耐温耐剪切性、低残余黏度、低摩阻及缓蚀性能。现场应用表明,胶凝酸体系可进入深部储层形成窄而长的酸蚀蚓孔,达到更好的增产效果;针对长井段酸化,结合泡沫酸工艺,可以达到更好的分流效果。