用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术

在对低孔隙度、低渗透-特低渗透砂岩油气藏压裂中,由于储层基质向裂缝的供油气能力较差,仅靠单一的压裂主缝(不管缝有多长、导流能力有多高)很难取得预期的增产效果。因此,提出了适合低孔隙度、低渗透、不含天然裂缝储层的"缝网压裂"技术。其核心思想是利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系,实现远井地带(而不仅仅局限于近井筒区域)的"缝网"效果,增加储层基质向人工裂缝供油气能力,提高压裂增产改造效果。论述了"缝网压裂"技术的适用条件、工艺设计思路及应用方法。在此基础上,对"缝网压裂"的实现途径进行了探索,包括水平井及应用"层内液体爆炸"技术等。缝网压裂技术对理论和现场施工有重要的参考价值。

低—特低渗透油藏注水井吸水能力变化规律研究

结合新立油田注水开发矿场实际,通过对影响低-特低渗透油藏注水井吸水状况因素的研究与分析,系统阐述注水井吸水能力与储层渗透率、地层压力、注水压力及含水等指标之间的关系,研究了注水井吸水厚度与注水压力的关系,总结出不同类型注水井吸水指数变化规律和产生原因,并对裂缝性低-特低渗透油田注水开发中合理的注水调控政策提出了建议。

压裂投产低—特低渗透油藏井排距设计

为了模拟压裂投产低—特低渗透油藏中的非达西渗流特征,在原有黑油模拟器的基础上,建立并求解了考虑两相启动压力梯度、渗透率敏感性以及裂缝导流能力失效性的三维两相数值模拟模型,基于模型分析了压裂井波及椭圆的计算方法及影响因素,并推导了矩形井网和菱形反九点井网的井排距公式。压裂井波及椭圆影响因素分析结果表明:渗透率对压裂水井初期的波及椭圆大小具有显著影响,随着时间的增加注入压差和启动压力影响增大;各因素对波及椭圆的形状没有显著影响。通过遗传算法改进的GA-BP神经网络模型可准确求取压裂井波及椭圆参数。为实现井网系统和裂缝系统的最优匹配,以压裂井对油藏波及系数最大为目标,推导了矩形井网和菱形反九点井网的井排距公式。现场应用表明,压裂后平均日产油量可提高1.25倍,且长期增产效果显著。

基于有效介质与等效岩石元素理论的特低渗透率储层饱和度模型

清水洼陷沙三段储层属于特低渗透率储层,具有含泥质、微孔隙发育、束缚水饱和度较高、孔隙结构复杂的特征。建立该区块饱和度模型时应考虑这些因素对岩石导电性的影响。将含泥特低渗透储层等效成孔隙大小和形状及所含流体性质和含量不变的纯岩石,利用等效岩石元素理论描述孔腔和喉道比对岩石导电性的影响,利用有效介质对称导电理论描述孔隙结构对岩石导电性的影响,分别建立等效纯岩石的导电方程,并联立求解得出等效混合流体介质电导率表达式;再利用有效介质对称导电理论描述泥质附加导电对岩石导电性的影响,将求得的等效混合流体介质电导率代入该方程中,从而建立基于等效岩石元素理论和有效介质对称导电理论的含泥特低渗透储层导电模型。利用清水洼陷沙三段储层的岩电实验测量数据对该模型进行精度分析,测量岩样电导率值与计算电导率值平均相对误差很小,说明提出的模型能很好地描述特低渗透储层岩石的导电规律。利用建立的模型及确定的模型参数值处理了清水洼陷沙三段储层实际井资料,结果表明,所建立的模型适用于清水洼陷沙三段特低渗透泥质砂岩储层评价。

有效驱动系数对低和特低渗透储层开发效果的影响

低和特低渗透储层存在启动压力梯度,油水井之间能否建立起有效驱动是影响油田开发效果的主要因素。基于低渗透储层渗流特征,结合油田实际情况,分析了低和特低渗透储层压力梯度分布规律,确定了各类区块的启动压力梯度、有效驱动井距,回归了不同类型区块有效驱动井距和渗透率的关系,定义了有效驱动系数的概念,通过检查井、开发井资料研究了有效驱动系数对低和特低渗透储层开发效果的影响。研究表明,对于低和特低渗透油藏,要综合考虑开发技术和储层条件确定有效驱动井距,通过优化开发井网提高有效驱动系数。研究成果为正确制定此类油藏开发调整方案提供了依据,对于改善油田开发效果意义重大。

低渗特低渗透储层油井间歇生产资料整理及作用

低渗特低渗储层流体储存于纳米级的孔隙中,储层流体长期处于不稳定渗流状态,大多数生产井会持续维持低效低产状态,不能维持高产,为降低生产成本,间歇生产将是其主要生产方式。间歇生产井生产时间更长,录取到的资料更加有利于产能评价,但是由于间歇生产井流压的锯齿状波动,以连续求产不稳定渗流理论为基础的低渗特低渗储层油气井生产数据分析的重要技术——现代产量递减分析技术,在间歇井上应用有一定的局限性。以一口生产280多天的间采井为例,对其长时间存储电子压力计采集两万流压数据进行数据处理,实现对间歇生产波动流压的简化,用之于生产动态的简单分析,使之得到充分利用。实例分析对比直读压力计与存储压力计资料,虽然测量深度不同,得到的产能评价结果一致。该思路有助于对在间采井上大力推广存储压力计,既能降低施工强度、节约成本,又能确保间采井处于监测状态,以便对低渗特低渗储层油井的产能进行相对合理的评价与预测,为下步施工提供依据。

低/特低渗透油藏砂–泥岩复合岩性模型吸水特征研究

大庆朝阳沟油田低/特低渗透油藏自1986年以来历经30多年水驱开发,目前已进入中高含水阶段,地下油水分布状况复杂,呈现出高注采比、低地层压力保持水平的现象,与常规油藏符合物质平衡理论的现象具有较大差异。本文以朝阳沟油田为研究对象,研制符合低/特低渗透油藏地质特征的砂–泥岩复合岩性模型,开展储层、过渡岩性、泥岩等不同岩性的吸水特征实验,分析油水分布状况,深入研究低/特低渗透油藏注水开发普遍高注采比的原因。研究结果表明,除了砂岩储层吸水外,过渡岩性、含砂泥岩、纯泥岩均有不同程度的吸水能力,吸水量分别占30%、11%、7%,即仅有52%左右的注入水在地层条件下真正驱替原油,这一研究成果揭示了低/特低渗透油藏注水量高、地层压力低的真实原因,为低/特低渗透油藏砂–泥岩储层有效开发对策的制定提供了依据。

水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法

低渗透特低渗透油藏普遍存在着水锁损害 ,而且渗透率越低 ,水锁伤害越严重 ;造成水锁效应有内在和外在两方面的因素。储层致密、孔隙喉道小 ,油藏压力低、存在绿泥石薄膜状的孔隙衬边结构是造成储层产生水锁效应的内在因素 ;驱动压差小、外来流体与岩石的润湿角小、粘度大及油水界面张力大是造成储层产生水锁效应的外在因素。渗透率越低 ,孔喉半径越小 ,油层压力越低 ,越容易产生水锁损害 ,且越难以解除其损害。通过室内实验研究认为 :提高排液速度可以提高渗透率的保留率 ,抑制水锁效应 ;向油层中挤注一定的表面活性剂体系工作液 ,可以有效地提高油相渗透率的保留率 ,减弱和部分消除水锁效应 ;在注入水中加入优化后的表面活性体系 ,可以改变低渗透油藏流体的渗流特性 ,可以有效地增大油水两相同流区 ,改善其水驱开发效果。

低孔-特低渗砂岩储层可动流体核磁共振特征及成因——以王龙庄油田T89断块阜宁组二亚段为例

通过核磁共振技术,利用可动流体百分数和可动流体孔隙度等指标评价了王龙庄油田T89断块阜宁组二亚段低孔-特低渗透储层特征。结果显示,T89断块阜宁组二亚段核磁共振T2截止值偏低,可动流体占比低;103块核磁共振样品分析显示,可动流体百分数与孔隙度不存在相关性,而与渗透率之间的相关性较好,可动流体孔隙度与渗透率相关性要好于与孔隙度的相关性。结合铸体薄片及扫描电镜实验结果,确定影响可动流体赋存的主要因素为:储层水平微裂缝、粘土矿物充填、碳酸盐岩胶结作用、上覆岩石压实作用等。该认识可对低渗透油田开发潜力评价提供重要地质依据。

特低渗油藏注水时机对开发的影响

注水时机对油田的开发效果有着很重要的影响,研究确定特低渗透油藏注水时机,对延长油田高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。本文着重利用矿场资料统计的方法,对鄂尔多斯盆地已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏的开发特征,同时简单分析了其机理。通过研究发现,特低渗透油藏不同的注水时机,开发效果迥然;安塞油田早期、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27:2.3:1.87:1。因此,对于特低渗透油藏的开发应认真研究适宜的注水时机,尽可能实施早期注水。

油田相对渗透率改善体系研究进展

相对渗透率改善(简称相渗改善)剂可大大降低油藏水相渗透率而对油相渗透率影响较小,实现控水稳油增产。传统的相渗改善体系一般是高分子水溶性聚合物或者弱凝胶体系,主要用来封堵高渗透、大孔道及裂缝性油气藏。纳米SiO_2相渗改善体系具有表面效应、体积效应、量子尺寸效应等优点,可进入微米级和纳米级孔喉并形成纳米膜,实现低渗-特低渗油气藏的高效开发。本文介绍了国内外相渗改善体系的研究现状和作用机理,总结了纳米SiO_2用于油田相渗改善时的体系和效果,分析了其相渗改善作用机理,指出了该体系在制备、评价、机理分析、应用推广等过程中存在的问题及发展趋势。

低-超低渗透砂岩油藏水驱采收率影响因素权重分析

针对主观赋权法在确定低-超低渗透砂岩油藏水驱采收率影响因素权重时存在主观随意性,客观性较差的问题,本文应用85个低-超低渗透砂岩油藏实际样本,结合大量科研和现场认识筛选了影响水驱采收率的9个重点因素,并根据客观赋权法更客观、精确的计算出低-超低渗透油藏水驱采收率影响因素的具体权重。研究表明低-超低渗透油藏水驱采收率影响因素中,注水开发效果指标影响权重最大,其次为储层物性,流体性质影响最小。

微生物与膜过滤复合技术在处理油田污水的研究及现场试验

低渗透和特低渗透油田以小孔、细喉为主,孔隙结构复杂,对注入水水质要求非常高,特别是其中的含油量和固体颗粒,常规水处理技术难以满足其要求。根据低渗透和特低渗透油田的条件,在室内评价出微生物菌种,研发出聚丙烯腈纤维(PVDF)微过滤膜,将微生物与膜过滤技术有机结合起来,在台兴油田和腰英台油田进行现场试验。经过处理后,水质中含油量0.09～0.37mg/L,固体颗粒含量0.4～0.45mg/L,颗粒直径中径0.02～0.1μm,达到油田污水回注A1级标准,满足正常回注的要求。该项技术具有较高的实用价值。

杭锦旗东部盒1段储层宏观非均质性与气藏类型关系研究

针对鄂尔多斯盆地杭锦旗东部盒1段南部和北部砂岩储层宏观非均质性的差异性大及其与气藏类型的关系不明确的问题,以盒1段砂岩储层为研究对象,通过砂岩分类明确储层和隔层的识别标准,建立砂体组合样式。根据研究区储层发育特征,优选砂地比值、储地比值、隔层个数、隔层分布频数及分布密度表征盒1段储层宏观非均质性特征,对盒1段储层宏观非均质性与气藏类型的关系进行了研究。(1)将盒1段砂岩划分为3类,Ⅰ类储层箱型心滩微比Ⅱ类储层齿化箱型河道充填微相物性好;(2)建立了盒1段3种砂体组合模式,南部以Ⅰ类和Ⅱ类砂岩组合模式为主,北部以Ⅲ类砂体组合模式为主;(3)盒1段储层宏观非均质性呈现出南强北弱的特征;(4)南部储地比小于0.3,发育岩性气藏;北东部储地比大于0.3,储层连通性好,主要作为天然气运移通道,有利于形成构造气藏、构造—岩性复合气藏。整体上南部Ⅰ类储层含气性较北部好。研究结果表明:盒1段储层宏观非均质性南部强,北东部弱;储层宏观非均质性影响了气藏的类型,南部为岩性气藏区,北东部为构造—岩性复合气藏区,南部储地比小于0.3的Ⅰ类储层为井位部署有利目标区,为该区盒1段气藏勘探选区指明了方向。

延长油区探明未动用地质储量开发动用对策

伊陕斜坡东南部延长油区的探明地质储量虽然平面动用程度总体较高,但仍有2.7×10^(8)t探明地质储量未得到有效动用,主要分布在延长组长2和长6两个主力油层,分别占34.4%和41.4%。为合理有序建产、提高探明地质储量动用率,以延长油区探明未动用地质储量为研究对象,分析探明未动用地质储量的平面和纵向分布规律及未动用原因,厘清地质条件、落实地面条件或环保允许的探明地质储量分布和规模,并针对性提出探明未动用地质储量高效开发对策、动用程序和技术攻关方向。研究表明,延长油区探明未动用地质储量可分为近期已规划动用储量、暂时不可动用储量和长期不可动用储量三大类,通过实施相应的技术对策和进一步研究攻关,预计可增加探明动用地质储量20237.59×10^(4)t,新建原油产能(107~155)×10^(4)t/a,将为应对低油价、实现油田高效开发、保持长期稳产做出积极贡献。

长垣外围扶杨油层注入水构成及注采比优化

长垣外围扶杨油层为低、特低渗透性储层,骨架砂体主要为河道砂,部分区块裂缝相对发育,油田注采比高。从岩心观察和测井砂岩厚度解释着手,储层可分为有效砂岩和非有效砂岩。结合室内岩心吸水实验,证实非有效砂岩有一定的吸水能力。通过构建典型区块三维全地层地质模型,应用数值模拟技术量化区块的注入水构成,明确了高注采比主要是由非有效砂岩和非储层的吸水所致。应用最优理论方法,计算出低渗区块合理注采比为2.0~2.5,特低渗区块合理注采比为2.5~3.9。