川中地区侏罗系致密性油藏合理生产压差模拟实验分析

川中地区侏罗系致密性油藏储层属于特低孔隙度特低渗透率,生产过程中表现出启动压力梯度高、应力敏感性强、基质-裂缝双重介质流动的渗流特征,裂缝系统和原油的弹性能是气井生产初期主要驱动能量。合理控制生产压差、降低储层应力敏感伤害、最大程度利用地层综合能量是该类油藏开发的关键。为此,以室内实验为手段,采用致密岩心和含气原油样品,将裂缝岩心和基质岩心串联,模拟压裂改造后井筒近井区和远井区储层环境,开展致密性油藏合理生产压差实验研究。研究结果表明:(1)不稳定流测试阶段主要是裂缝岩块流动,驱替压力小,基质岩块供给滞后,油气产量迅速下降;稳定流测试阶段随实验驱替压差逐渐增大,基质岩心的流体开始向裂缝岩心流动,流量随驱替压差增大会产生一个明显拐点,即产量最大值。(2)当出口端压力低于泡点压力时,地层原油在岩心中脱气,裂缝岩心渗透率越大,渗流能力越强,克服两相渗流阻力的能力越强,油相相对渗透率下降幅度减缓,产出流体气油比上升幅度变缓;油量呈先上升再下降的趋势。(3)随实验驱替压差的增大,单位面积油相渗流速度将开始降低,产量对应的生产压差即为最大合理生产压差。室内实验充分考虑了致密性储层混合润湿和非线性渗流效应,测试结果更加符合现场实际,能有效提高致密性油藏衰竭开采合理生产压差的确定性,为致密性油藏早期单井合理配产提供基础参数和理论依据。

裂缝性致密油藏直井体积改造产能评价模型

针对裂缝性致密油藏,基于拉普拉斯变换及Stehfest数值反演,建立了一种可用于直井体积改造产能评价的半解析两区复合模型,模型内区包含有限条无限导流水力裂缝,外区是经典的Warren-Root双重介质系统.并分析了导压系数比α、裂缝传导率比β、储容比ω、窜流系数λ以及改造半径re D等参数敏感性,绘制了产量递减图版。结果表明:从产量递减曲线,可以看出体积改造直井产能遵循"L"形递减规律;导压系数比越大,初期产量越高;裂缝传导率比对整个生产周期的产能都有影响,裂缝传导率比越大,单井产量越高,同时还会伴有明显的复合边界流特征;储容比和窜流系数分别影响双重介质基质-裂缝系统窜流发生的程度和时间;内区人工主裂缝条数越多或改造渗透率越大,复合边界流越明显,产能也越高,这说明改造程度与改造体积对产能的增加都很重要,应注意两者的合理优化。矿场实例验证了该模型在裂缝性封闭边界油藏直井多次压裂改造以及裂缝性致密油藏直井体积改造方面的适用性和实用性。

裂缝性致密油藏体积压裂水平井压力动态分析

基于格林函数、镜像反演及压力叠加原理,建立了箱式封闭边界裂缝性致密油藏体积压裂水平井压力动态分析半解析模型,模型使用经典的Warren-Root模型表征体积改造区域内基质—裂缝间渗流关系及裂缝系统空间展布,考虑了相邻主裂缝间压力干扰,能更好地描述储集层渗流特征,解释参数更符合实际情况。并利用建立的模型对裂缝数、裂缝半长、裂缝间距、储容比和窜流系数等相关参数敏感性进行分析。结果表明,在双对数曲线图版上井底压力响应过程可划分为人工裂缝线性流、双重介质窜流、第一径向流、第二线性流、拟径向流和封闭边界流6个渗流阶段。裂缝数对整个井底压力响应过程都有显著影响,裂缝数越多,生产压差越大,单井产能越高,裂缝数增加,生产压差增幅减小,存在一个经济最优值;裂缝半长越长,初期生产压差越大,单井产能越高;裂缝间距越大,第一径向流阶段时间相对增加,第二线性流阶段时间相对减少,生产后期压差越大,产量增幅越小;储容比越小,窜流越明显;窜流系数越小,窜流发生得越晚。

高性能水基钻井液在油田致密油藏水平井中的应用研究

油田中一些浅层的致密性油藏水平井在钻井施工过程中经常会发生造浆、缩径甚至剥落掉块等一系列的问题,在针对该类型的油藏的岩芯进行了电镜扫描等分析后,利用聚胺以及聚合醇等物质的两元协同作用有效地将钻井液的抑制作用进行了强化,充分将物理封堵以及化学封堵等方式进行了结合,实现了双封堵作用使得钻井液实际的封堵能力也得到了有效的提升。

裂缝性致密油藏CO_2定容混相驱实验研究及应用

针对红河油田长8油藏注水开发过程中主向井裂缝性水淹特征严重、侧向井无水驱受效特征、影响油藏采收率的问题,为实现裂缝性致密油藏有效动用,建立了裂缝、基质双重介质条件下CO_2定容混相驱评价模型,并开展红河油田CO_2定容混相驱室内实验研究,分析了CO_2定容混相驱驱替压力传递规律和驱油效果。结果表明:CO_2定容混相驱利用裂缝通道为基质孔隙增能,能够有效提高CO_2和基质孔隙原油的混相程度,比常规驱替方式提高基质驱油效率0.91%~10.11%。CO_2定容混相驱技术在红河油田应用效果良好,井组累计增油1 089.5 t,能够有效提高裂缝性致密油藏基质原油的动用程度。

泾河长8裂缝性致密油藏渗吸吞吐可行性实验研究

为论证裂缝性致密油藏通过渗吸采油方式补充能量、置换地层原油、提高采收率的可行性,以泾河长8油藏为研究对象,开展了衰竭采油、地层水吞吐及渗吸化学剂吞吐等实验,评价了不同开发方式下采收率、含水率随压力的变化情况。结果表明:渗吸剂吞吐实验采收率为36.95%,综合含水率25.02%,较衰竭采油、地层水吞吐提高了21.3%、12.89%。加入渗吸剂后,降低了油水界面张力和启动压力,改善了地层岩石润湿性,增强了渗吸作用及基质孔隙油水置换能力;渗吸吞吐在压降较小时仍有原油产出,突出了该方式对于裂缝性致密油藏开发的重要性。

高温裂缝性致密油藏深部调驱技术应用研究

以纤维素、AMPS、AM为原料合成了一种接枝共聚物,该聚合物易溶于水,初始黏度低,具有较好的耐温抗剪切能力,能运移至地层深部并能长期稳定。以该聚合物为主剂合成的凝胶强度可控、交联时间可控、稳定性强,能在地层条件下长期滞留形成有效封堵。矿场试验采用调驱剂与清水交替的多级段塞逐级注入方式,试验结果表明,这种方式不仅能防止近井地带憋压,更能将调驱剂推向地层深部以更大范围的扩大波及系数。室内实验和矿场试验说明所研发的调驱剂和采用的多级交替注入方式对高温裂缝性致密油藏的增油控水是适用的,这为同类型油藏的高效开发提供新的思路。

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。

裂缝性致密油藏注水吞吐转不稳定水驱开发模拟

为解决裂缝性致密油藏经多轮次吞吐后,产量降低过快的问题,以天然裂缝较为发育的某致密油藏M区块为例,综合考虑基质、天然裂缝和压裂裂缝的物性和压力差异,开展了数值模拟研究,分析了裂缝尖端应力场和裂缝扩展特征。在此基础上,对比分析了注水吞吐、不稳定水驱的开发效果。结果表明,地层压力随注水时间延长逐渐升高,当地层压力高于裂缝开启压力时,天然裂缝发生扩展并沟通压裂裂缝,形成复杂动态缝网。不稳定水驱开发能够充分发挥渗吸和驱替作用,改变注水量能够有效防止水窜,形成相对均匀的驱替前缘。模拟结果表明,生产时间相同时,采用周期注水时的累计产油量较采用注水吞吐方式约高18%,开发效果显著改善。将开发方式转变为不稳定水驱,能够有效提高裂缝性致密油藏水平井产量,为裂缝性致密油藏水平井开发方式优化提供理论依据。

裂缝性致密油藏非线性渗流试井分析方法

传统试井模型的非线性偏微分方程中根据弱可压缩流体的假设,忽略了二次梯度项,这对于裂缝性致密油藏计算带来一定偏差。裂缝性致密油藏的渗流通常需要克服启动压力梯度,且存在压力敏感性。本文推导出了考虑二次梯度项和介质变形影响的渗流方程,建立了裂缝性致密油藏的数学模型;采用数值方法进行求解,绘制井底压力动态曲线,并对影响因素进行分析。研究表明,启动压力梯度和介质变形的值越小,后期的无量纲压力越大,即地层的压力下降越快,且二次梯度项系数影响着径向流动过程。此试井解释模型能够更加科学地指导裂缝性致密油藏的试井解释,具有一定的理论价值和实用价值。

裂缝性致密油藏水-气交替驱油数值模拟

致密油藏产量递减快,补充能量困难,为了提高致密油藏的开发效果,基于CMG-GEM软件模块建立了3种三维井网模型,模拟了水-气(CO2-N2)交替驱油过程中CO2-N2的比例、水-气(CO2-N2)转注时间、注入量、注入压力及混相程度对产能的影响。结果表明:裂缝性致密储层衰竭式开采产量递减快,能量亏损严重;水-气(CO2-N2)交替驱油过程中不断增加CO2在气体中的占比,会呈现出好的开发效果;同时,日产量随着CO2-N2在1个循环周期内注入时间与注入量的增加而增加;在未达到混相压力时,日产量随着注入压力的增加而增加,当注入压力达33.50 MPa时,驱油效果显著提高;此外,当注入压力达到混相压力(33.75 MPa)或超过混相压力(34.00 MPa)时,驱油效果反而不显著。

裂缝性致密油藏弱凝胶调驱剂研究及应用

裂缝性致密油藏非均质性强、天然微裂缝广泛发育,区块注水效率差、单井产能低、整体含水高,注水开发矛盾突出。通过开展该类储层调驱技术的研究,分析调驱剂性能的主要影响因素,得到适用于该区块的调驱剂。经过现场应用,增油控水效果明显。区块地层压力得到有效恢复,低效油井产液与产油得到了明显提升,高含水井增油降水,水淹井也恢复生产,为全面全面恢复产量打下了物质基础。

湖相致密白云岩不均一油藏特征及主控因素

渤海湾盆地塘沽地区沙三5亚段发育湖相含油泥质白云岩层系,油藏顶面埋深2 800~3 600m,属于中深-深层的断块-岩性油藏,储层为致密裂缝白云岩.本文通过岩心观察、实验室分析、压力测试、裂缝分析等手段,重点研究了致密白云岩储层岩石相、储集性、复杂含油性和油藏不均一性特征,分析了成藏主控因素及成藏模式.研究表明:储层岩性以白云岩、泥质白云岩为主,为中-低孔、低渗-特低渗的裂缝-孔隙型储层,储集空间主要为晶间孔、溶孔、裂缝及溶缝;超压与含油性密切相关,超压断块井均中高产、含水率低于20%且呈持续降低趋势,常压断块井均低产、含水率高于55%且稳定-上升趋势;白云岩层系内厚层泥岩为优质烃源岩,提供充足油源;断层封闭性控制油气聚集,进而控制生烃型超压的分布,超压成为油气富集的重要标志;油气充注晚于断块-岩性圈闭形成时间,使油气充注有效.

海上超长水平段MRC井钻完井关键技术研究与应用

对于高含水、低渗透、非常规超薄致密性碳酸盐油气藏以及浅海油田和新能源开发项目,MRC井是一项具有针对性的创新技术,通过最大化储层接触面积,并配合一系列配套钻完井工艺,能有效提高单井产量并降低桶油成本。随着MRC技术在阿布扎比海上项目的投入使用,与MRC井配套的钻井技术和完井技术也在飞速发展。超薄低渗致密性碳酸盐储层MRC井眼轨迹精确控制技术、超长MRC井一趟钻优快高效钻井技术等钻井相关的关键技术,以及MRC长水平段均衡流量控制技术、MRC井高效储层改造酸化技术等完井相关的关键技术被成功应用在阿布扎比海上项目。截至2020年,共计9口MRC井在阿布扎比海上项目投产作业,其平均产量约是常规水平井的2.5倍,每口井大概节约成本1200万美元。MRC井技术在最大化单井产能、实现高效的项目资本支出上取得显著成果。