采用脉冲注烃方式提高低渗透裂缝性灰岩油藏采收率实验研究

低渗透裂缝油藏直接注气容易产生气窜,采收率不高,使用实际岩心进行人工造缝,在长岩心中分别进行衰竭式开发、直接注烃气驱实验、注水实验和脉冲注气实验。细管试验表明,即使在破裂压力下注烃气也达不到混相,衰竭式开发可获得16.81％的采收率;直接注烃气比衰竭式提高采收率20.17％;脉冲注气比衰竭式提高采收率35.04％,脉冲注气驱油效果比直接驱油好得多,是值得选用的开发方式。

东营凹陷低渗透岩性油藏储层非均质性特征及水驱剩余油分布规律

中国低渗油藏潜力巨大,受控于地下储层特性及开发技术水平,目前采出程度偏低。以东营凹陷H67块沙二段的低渗透岩性油藏为例,运用地震、测井、岩芯、分析化验及生产动态资料,分析了低渗透岩性油藏的储层非均质性特征,描述了其对注水开发的影响,阐明了剩余油的分布规律。研究表明,低渗透油藏储层孔喉半径小,平面与层内非均质性强,主要体现在稳定展布的夹层及韵律砂层渗透性相差大,平面上砂体及物性展布有明显的方向性;受控于储层非均质性,低渗透岩性油藏注水开发中存在地层能量不足、单井日液量低及平面水驱不均衡等特点,水驱后剩余油储量丰度依然较大,剩余油主要富集在层内及平面储层厚度大、物性差的区域。以上成果及认识对低渗透岩性油藏的开发具有重要的指导意义。

低渗透裂缝性油藏测井侧向剩余油挖潜措施研究——以长庆A油田为例

针对长庆A油田低渗透裂缝性油藏注水开发动态特点,通过深化精细基础地质研究,结合老区检查井取心、测井资料,开展了剩余油分布精细评价、不同水线距离的检查井水洗程度评价,以及裂缝对剩余油分布和开发效果的影响分析。结果表明,低渗透裂缝性油藏主向井水淹严重、侧向区剩余油富集,侧向剩余油挖潜设计方案可行;油藏井网加密调整后开发效果评价证实,侧向剩余油挖潜方案可减缓油藏递减、改善油藏的开发效果。可为同类油藏开发中后期实施井网调整、增储挖潜及油藏采收率提高提供有益借鉴。

低渗透裂缝性砂岩油藏多孔介质渗吸机理研究

低渗透裂缝性油田开发比较复杂 ,其中水的自发渗吸对原油的开采十分有利。影响渗吸的因素有岩样大小、岩石特性 (孔隙度、渗透率 )、流体特性 (密度、粘度和界面张力 )、润湿性、初始含油饱和度以及边界条件等。利用常规室内渗吸实验和先进的核磁共振技术 ,系统地研究了低渗透裂缝性砂岩油藏中以上各种因素对渗吸的影响程度 ,得到了一些变化规律 。

裂缝性低渗透砂砾岩油藏开发效果影响因素研究——以盐家油田盐22块油藏为例

裂缝性低渗透砂砾岩油藏在我国分布较广,储量较大,摸清各类地质开发因素对其开发效果的影响规律,对提高油藏采收率,保持我国石油工业持续稳定发展具有重要意义。以盐22块油藏为例,基于测井、地震资料和裂缝表征结果,采用随机建模方法建立了精细三维基质与离散裂缝网络模型,应用双渗模型对油藏储集条件、注水方式、井网形式等因素进行研究。结果表明,随着裂缝发育程度的增加,油藏开发效果先变好后变差,中等裂缝发育的油藏开发效果最佳;裂缝孔隙度、渗透率越大,油藏开发效果越好;周期注水方式优于连续注水方式,且存在最优停注比;矩形五点井网对于该类油藏适用性较强,开发指标优于菱形反九点井网、线状井网和正方形反九点井网。

滨660-665块低渗透裂缝性砂岩油藏压裂的成功做法

低渗透砂岩裂缝性油藏压裂过程中,裂缝对液体滤失影响的预测与控制是压裂工艺成功的关键,过大滤失量在压裂施工中会出现早期脱砂,形成砂堵。针对滨660-665块砂岩裂缝性油藏压裂工程的特点,分析了防止压裂液滤失的工艺做法,提出了分段加砂与暂堵工艺,现场应用取得了较好的开发效果。

低渗透裂缝油藏岩石应力敏感性试验研究

利用乌南油田的低渗透油层取心岩样,模拟油层条件,试验研究了有、无天然裂缝岩样的应力敏感性,分析了应力增加过程中有、无天然裂缝岩样的渗透率保持率的差异性和应力恢复过程中有、无天然裂缝岩样的渗透率恢复率的差异性。结果表明:应力增加过程中,有效应力增加,有、无天然裂缝岩样的渗透率均迅速下降,有天然裂缝岩样的渗透率保持率小于无天然裂缝的岩样;应力恢复(应力增加到最大时,逐渐降低应力)过程中,有效应力降低,有、无天然裂缝岩样的渗透率均略有上升,有天然裂缝岩样的渗透率恢复率远小于无天然裂缝的岩样。为低渗透裂缝油藏开采过程中保护油气层提供了合理的重要依据。

裂缝性低渗透砂岩油藏套管变形防治技术研究

本文针对新民油田套管变形特点,进行机理分析,研究适应低渗透裂缝性油藏特点的套管变形防治技术,通过现场应用,取得较好的效果,为实现新民油田的有效开发提供了技术保障。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组低渗透岩性油藏主控因素及其分布规律

鄂尔多斯盆地是一个大型中生代内陆坳陷型盆地,油气资源丰富。主力含油层系三叠系延长组发育一套湖泊—三角洲相沉积,油藏为典型的岩性油藏,储集条件较差,储层非均质性强。油藏的形成主要受优质烃源岩、有利储集砂体的控制,后期建设性的成岩作用及构造作用对储层的改善具有重要的意义,长7过剩压力为油气运聚的主要动力,受沉积环境、储层特征、烃源条件和储盖组合等方面的影响,主要发育东北曲流河和西南辫状河2种三角洲沉积模式,三角洲前缘水下分流河道和河口坝是延长组油藏形成的最为有利的沉积相带。

微裂缝性特低渗透油藏储层特征研究

将不同渗透率的含微裂缝与相同渗透率、不含微裂缝低渗透砂岩岩心进行了对比,研究了微裂缝性特低渗透油藏的孔隙空间形态、喉道半径、微观均质系数和相对分选系数等特征,分析了这些特征对孔隙度渗透率性质、可动流体体积和压力敏感性等方面的影响。结果表明,微裂缝性特低渗透砂岩孔道与孔道之间主要靠微裂缝连接,连通性较低,主要由微裂缝提供渗流能力。气测渗透率和微裂缝宽度、微观均质系数、相对分选系数和可动流体体积百分数等都有明显的幂律关系。孔隙度与渗透率相关性差,气测渗透率与水测渗透率比值较大,各向异性和非均质性严重,压力敏感性较强。渗透率低不是低渗透油藏的本质特征,只是外在表现形式之一。应该根据微观孔隙结构特征、可动流体体积百分数和压力敏感特征等多个因素综合评价其储层特征。

裂缝性低渗透油藏渗流规律实验研究

对某油田断块含天然裂缝的低渗透储层渗流特征进行了实验研究。本实验在常规渗流实验岩心夹持器末端增加了一套回压控制装置,渗流实验过程中,通过给岩心施加不同的回压,模拟了储层在变压条件下的流体渗流情况。得到了裂缝性低渗透储层岩心水相渗透率随回压的变化曲线。实验结果表明,裂缝的存在对低渗透储层的渗流特征有明显的改造,裂缝开启前,储层渗流可以看作是基质岩石渗流,裂缝对渗流的影响不大;裂缝开启后,由于其渗流能力较强,将发挥主要的渗流通道作用。

裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究

裂缝性低渗透油藏,在正方形井网反九点注水方式开发过程中,表现出与裂缝走向一致的注采井见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对裂缝性低渗透油藏由反九点注水转线状注水渗流特点、油水井数比影响因素和注采系统调整作用的探讨,结合外围朝阳沟和头台等裂缝性低渗透油田注采系统调整效果,提出了适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为裂缝性低渗透油田注采系统调整提供了理论和实践依据。

裂缝性低渗透油藏的渗吸机理及有利条件

为了研究渗吸作用的机理及有利条件,通过渗吸实验再现了裂缝性低渗透油藏介质中油水置换过程。实验表明:润湿性是裂缝性低渗透油藏渗吸驱油的主要影响因素之一,故用润湿性因素对渗吸机理判别方程进行了修正。结果表明:修正后的渗吸机理判别方程更适用于油藏介质的实际情况;并以此为基础,研究了裂缝性低渗透油藏介质发生渗吸驱油的充分条件,确定了各个影响因素之间的主次关系,为裂缝性低渗透油藏开发提供了理论依据和设计原则。

裂缝性特低渗透油藏水窜水淹逐级调控多级井间化学示踪技术

为了有效监测多段塞逐级调控过程中地层参数和波及状况的动态变化情况,结合裂缝性特低渗透油藏逐级深部调控技术主要特点和化学示踪监测技术的基本原理,提出多级井间化学示踪动态监测技术,并进行了矿场应用。依据逐级调控设计方案及裂缝性特低渗透油藏水窜水淹特征,建立了多级井间化学示踪级次设计方法,优化了多级化学示踪剂筛选原则和用量计算公式,研究了裂缝性特低渗透油藏逐级调控示踪剂分类解释模型,形成了基于多级井间化学示踪的逐级调控参数优化预测方法。矿场应用结果表明:逐级调控多级井间化学示踪技术可有效反映裂缝参数动态变化规律,监测结果与矿场实际生产动态测试结果吻合,具有很好的适用性。

裂缝性低渗透油藏流-固耦合理论与数值模拟

根据裂缝性低渗油藏的储层特征,建立适合裂缝性砂岩油藏渗流的等效连续介质模型。将渗流力学与弹塑性力学相结合,建立裂缝性低渗透油藏的流-固耦合渗流数学模型,并给出其数值解.通过数值模拟对一实际井网开发过程中孔隙度、渗透率的变化以及开发指标进行计算,并和刚性模型以及双重介质模型的计算结果进行了分析比较.

鄂尔多斯盆地中生界低渗透岩性油藏形成规律综述

鄂尔多斯盆地中生代为典型的大型内陆坳陷湖盆,含油层系主要为三叠系延长组和侏罗系延安组。长7优质烃源岩为中生界油藏的主要源岩,异常高压为中生界低渗透储层油气大规模运移的主要动力,孔隙性砂体和裂缝系统是中生界石油运移的主要通道,多种输导体系和异常压力的有效组合控制了油藏的展布特征。利用储层成岩流体包裹体、自生伊利石测年和沥青期次等多种方法对成藏期次进行了分析,认为中生界油藏的形成为连续充注一期成藏的特点,成藏期可分为早、中、晚三个阶段,分别对应于早白垩世早期、中期和晚期,主成藏期为早白垩世中期的中期成藏阶段。总结出鄂尔多斯盆地延长组低渗透岩性油藏的形成规律,在长7优质烃源岩欠压实作用和生烃增压共同产生异常高压生的作用下,原油通过互相叠置的相对高渗砂体向上、向下运移,在长4+5、长6、长8形成大规模岩性油藏,并通过微裂缝和前侏罗纪古河输导体系,在长2及侏罗系形成了构造—岩性油藏。

低渗裂缝性油藏渗透率的影响因素研究

为深入研究低渗透裂缝性油藏的渗流规律，结合某油田某断块岩心进行渗透率的实验研究与分析，得出地层压力、温度及流体性质等参数对低渗透裂缝性油藏渗透率的影响。结果表明，储层随地层压力的升高，裂缝逐渐开启，渗透率先降低后逐渐增大，裂缝开启压力大约在8—10MPa范围内。对实验曲线定量回归拟舍得到渗透率与地层压力的关系式；随着地层温度的升高，各岩心渗透率逐渐降低；同一岩心对地层水的渗透率值要大于对纯净水的渗透率值。实验结果为低渗透储层开发选择合理的地层压力、生产压差等方面提供了理论依据。

低渗透裂缝性油藏微生物调驱室内研究

低渗透油藏主要开发技术是在强化地质认识基础上,以酸化压裂、完善井网、细分开采、丛式井配套为主的水驱技术,由于天然裂缝发育,在注水开发过程中呈现出油井产水快速上升、产能下降、供液能力差、低产低效的局面。为改变这种局面,对延长油田唐80区从54井组微生物调驱进行室内评价研究。微生物采油是一种经济有效的技术,是油田开发后期一种重要的提高采收率技术。针对井组油藏的特点,根据微生物驱提高采收率技术路线,对菌种进行筛选及评价,对初步筛选的2种微生物菌种在室内进行了基本性能评价,并进行微生物菌液物理模拟实验,综合评价和研究驱油技术提高采收率的能力。实验结果表明,利用微生物对该类油藏进行调剖驱油,能明显改善注采状况,对区块起到降水增油的作用。为更好地在低渗透性油田应用微生物采油技术,提供了经验和依据。

裂缝性低渗透油藏各向异性的尺度效应

在对低渗透储集层中发育的裂缝进行分组的基础上,以分形几何为工具描述单组裂缝分布,建立裂缝长度的幂律关系式。根据裂缝渗透率的定义,推导得到相互正交方向上的裂缝渗透率与考察尺度的关系表达式,再加上基质渗透率的影响,获得了储集层综合渗透率各向异性强度随考察尺度变化的关系式。研究表明,裂缝性低渗透储集层中各向异性强度随考察尺度的不同而变化,同时说明,通常所认为的各向异性强度为常值这一观点仅是这一表达式的某种特例。以发育2组裂缝的储集层为例,详细讨论了各向异性强度随考察尺度变化的主要影响因素,结果表明,分形维数、夹角及长度初值比对各向异性强度的变化影响显著,基质裂缝渗透率比和基质各向异性强度对其的影响仅表现在某一尺度范围内。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组低渗透岩性油藏成藏物理模拟

晚三叠世延长期鄂尔多斯为陆相坳陷盆地,主要发育湖泊三角洲相沉积,油藏主要为低-特低渗透岩性油藏。研究表明,长7生烃作用形成的异常高压是石油向低渗透储层运移的主要动力,运移方式主要为幕式运移。通过成藏物理模拟手段分析不同压力条件下低渗透成藏过程及成藏特征,同时对比不同注入压力、不同充注方向下幕式成藏特征及与稳态成藏的差异。实验结果表明,无论烃源岩向上还是向下排烃,异常压力越大越有利于低渗透储层成藏,成藏效率越高,含油饱和度越高。