耐温抗盐聚合物适应油藏渗透率界限实验研究

针对耐温抗盐聚合物在中原油田应用渗透率界限问题,引用聚合物分子回旋半径(R_g)与孔隙半径中值(r_(50))比值作为判断标准,运用物理模拟方法开展了室内研究。驱替实验表明:r_(50)/R_g为3.91时聚合物堵塞岩心,而r_(50)/R_g为8.96以上时没有堵塞岩心;经过对比提高采收率值认为5<r_(50)/R_g<14时,聚合物对油藏的封堵及驱油作用效果较好。对于天然岩心,由于孔隙结构更复杂,黏土水膨胀、微粒运移可堵塞孔隙,r_(50)/R_g比值可适当增加。

致密油藏缝网压裂模式的渗透率界限

缝网压裂技术在近期非常规储层改造中取得重要进展,已经得到形成裂缝网络的力学控制条件。针对双重介质致密油藏、采用EQ-LGR方法描述压裂裂缝网络系统建立离散正交缝网数值模型;忽略致密油藏中吸附作用、高速非达西渗流影响和裂缝导流能力变化,模拟不同地层渗透率下实施缝网压裂和常规压裂时的增产效果和裂缝网络对压裂产能的贡献。缝网压裂的增产效果始终高于常规压裂,且致密油藏中缝网压裂后单井产量增加更显著;而相对高渗储层实施缝网压裂与常规压裂的效果较为接近。考虑实施常规压裂更能降低成本和风险,首次明确提出实施缝网压裂的临界渗透率为1.00×10^(-3)μm^2。研究成果不仅为优化压裂裂缝参数提供了手段,也为优选压裂工艺提供了理论依据。

低渗透油藏超前注水渗透率界限研究

超前注水技术可有效提高低渗透油藏的开发效果,但随着储层渗透率的增加,超前注水提高采收率幅度变缓,因此有必要研究超前注水适用的渗透率界限。利用低渗透X油田天然岩心开展室内实验,研究超前注水对岩心渗透率、孔隙结构、驱油效率等的影响。结合数值模拟分析超前注水对波及系数及采收率的影响,并对超前注水现场试验效果进行评价。结果表明,适合超前注水的储层渗透率界限为小于10 m D,对于低于该渗透率的储层,采取超前注水开发方式可获得较好的开发效果,采收率增幅明显。

页岩气藏注CO2渗透率界限及开发参数优化

根据页岩气井的现场生产情况,压裂水平井产量会迅速下降,注CO 2技术是改造储层提高产量的有效手段。连续驱替与吞吐式注入作为注CO 2提高页岩气采收率的两种常见方式,却在相同页岩气藏中驱替效果存在差异。为了对不同储层条件下注CO 2开发方式进行优选,基于现场页岩气藏实际情况建立了双孔介质气藏机理模型,并通过建立采收率影响因素的正交试验,分析了渗透率、孔隙度、储层厚度、CH 4和CO 2最大吸附量以及Langmuir压力等的影响规律。将渗透率作为主控因素,划分了5个不同渗透率条件,进行直接驱替与吞吐注CO 2模拟,并针对不同CO 2注入驱替开发方式进行了布缝模式、井位排列、闷井时间等开发参数优化。结果表明:不同渗透率条件下两种开发方式驱替效果不同,以0.001 mD为界限,渗透率低于0.001 mD时,直接驱替效果更优;渗透率高于0.001 mD时,选择吞吐式注CO 2为宜;针对连续注气,交叉布缝模式具有更高的采收率,在多井同产同注时,应将生产井置于内部;另外,吞吐式注气应该选择较短的焖井时间来节约成本获得更好的经济效益。

严重非均质油藏开发层系重组渗透率级差界限研究

提出了严重非均质油藏水驱开发后期层系优化重组的调整思路,以及确定多层组合渗透率级差界限的方法。根据油藏动、静态资料,合理选取严重非均质油藏(以胡7南沙三中为例)储层渗透率和级差分布;通过长岩心水驱油实验,确定影响单层驱替效果的主要因素,为数值模拟研究提供参数取值依据;考虑启动压力的影响,对不同渗透率储层在多层组合条件下的驱替进行模拟研究;提出用综合影响因子来反映非均质性对低渗透层动用特征、驱替效果的影响程度,并确定多层组合的渗透率级差合理界限。这些研究结果可为同类油藏水驱开发后期层系优化重组等开发政策的制定提供参考。

H区块渗透率级差界限及水平井部署参数研究

经过多年滚动勘探开发,H区块目前已经进入高含水期,局部水淹严重,剩余油高度分散,且强底水活跃。利用油藏数值模拟技术,研究了H区块水平井部署渗透率级差、水平井部署参数及开发方式。结果表明,H区块合理渗透率级差上限值为4,分注分采开发效果较好,对于强水淹储层合理井距为240 m,对于弱水淹储层合理井距为180 m,并得到了构造幅度与含油饱和度的关系。

分层开采的渗透率级差界限数值模拟研究

储层层间物性差异是影响非均质油藏水驱采收率的重要因素之一，而主力层分层开采的渗透率级差界限是缩小层间矛盾，获得较大的采收率重要参数。针对某油田的具体情况，主要考虑纵向非均质性与垂向渗透率级差对开发效果的影响，利用油藏数值模拟方法，依据主力层渗透率与小层纵向分布情况，来设计模型的渗透率与小层厚度，并将小层以不同形式组合开采，得出不同的渗透率级差，以此来研究主力层分层开采的渗透率级差界限。模拟结果表明，采用该方法可以确定渗透率级差界限，因而能够为油田在主力层的分层开采提供指导。

大庆油田三元复合驱油层动用技术界限研究

大庆油田三元复合驱仍采用聚合物驱油层动用技术界限标准,导致三元复合驱控制程度低、开发效果差,运用＂动静＂结合的分析方法,按照油层沉积类型、河道砂钻遇率等指标,将大庆油田一、二类油层细分为Ⅲ小类,并明确了各类油层的动用技术界限。研究表明,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类油层渗透率界限为有效渗透率不小于100×10^-3μm2;与聚合物驱油层动用技术界限标准的油层条件相比,第I类增加了有效厚度小于1 m的非河道砂油层,第II类保持不变,第Ⅲ类增加了有效厚度为0.5~1.0 m的非河道砂油层。研究成果对大庆油田三元复合驱开发有重要意义,也为同类油田三元复合驱开发提供借鉴。

低渗透油层常规取心求取原始含油饱和度可行性研究

原始含油饱和度值是储量计算的重要参数，在求取时往往采用特殊取心（如油基泥浆、密闭等）进行确定或验证，这样不仅取心成本昂贵，而且取心数量有限。本文通过对以往大量特殊取心和常规取心井的分析与对比，发现泥浆水的浸入与储层的渗透率大小密切相关，并确定了不受泥浆水浸入的渗透率界限。提出了对同类储层采用常规取心代替特殊取心同样可以达到资料要求，从而达到大大节省投资的效果。

低渗薄层油藏压裂开发技术经济界限

低渗薄层油藏开发难度大,实施压裂改造投资高、风险大。因此,在进行压裂开发之前要评估压裂的经济可行性,同时为方案优选提供依据。采用油藏数值模拟方法和经济学中的盈亏平衡分析原理,确定低渗薄层油藏合理压裂开发的渗透率经济界限和有效厚度经济界限;并应用正交分析方法,对油价、井距、开采年限等进行敏感性分析,确定各因素对经济界限的影响程度。只有确定了各项开发指标的经济极限点,才能有的放矢地对低渗薄层油田开发实施合理的管理。得到以下结论:对渗透率经济界限影响最大的是生产年限,其次依次为有效厚度,油价和井距;对有效厚度经济界限影响最大的是渗透率,其次依次为井距、生产年限和油价;各影响因素与经济界限呈反相关,随影响因素值增大,经济界限值减小。

靖边气田水平井适应性评价及其应用

本文根据靖边气田下古生界马五1+2储层地质特点,通过数值模拟及技术经济评价等方法,确定了马五1+2储层水平井经济界限产量、最低有效长度以及经济界限渗透率等参数,在此基础上确立了水平井适应性评价标准。通过应用适应性评价标准部署水平井,靖边气田水平井开发效果显著,尤其在低渗区水平井增产效果明显,水平井开发潜力大。

非均质油藏启动压力梯度变化规律及对吸水量影响

对严重非均质油藏来说,由于层间渗透率级差大,注水开发后矛盾十分突出。文章针对这类油藏的特点,利用胡状油田岩心开展启动压力梯度实验,研究了不同渗透率岩心启动压力梯度随物性、压力的变化规律。并研究了不同渗透率组合启动压力影响吸水量规律,研制了胡状非均质油藏小层吸水的渗透率界限。现场应用表明,研究成果符合油藏的实际开发状况,能够满足生产的需要。