致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术

建立渗流-地质力学耦合的嵌入式裂缝流动模型,进行致密油多场耦合模拟,揭示致密油长期注水后压力场、渗流场和应力场的变化规律,在此基础上提出了致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术。研究表明:致密油长期注水开发后,压力扩散范围小,难以建立有效驱替系统,地应力的变化幅度呈现差异性,水平最小主应力变化幅度大于水平最大主应力,注水井地应力变化幅度大于生产井,注水井周围地应力转向幅度较大。多场重构驱渗结合提高采收率技术通过注水井转采和大规模压裂技术,重构人工体积缝网系统;通过压前补能、压中增能、焖井蓄能、驱渗结合的全生命周期能量补充方法,有效解决了大规模压裂后注入介质易窜流、能量难补充的问题;通过多井联动强化渗吸效应,重构复杂缝网下驱替与渗吸结合体系,由避缝向利用裂缝转变,提高微观波及效率和驱油效率。鄂尔多斯盆地华庆油田元284区块现场应用实践表明,该技术提高采收率12个百分点,可实现致密油规模效益开发。

南襄盆地安棚东南区核桃园组三段深层致密油储层裂缝发育特征及控制因素

为了探明深部致密油储层天然裂缝发育规律及其影响因素,以南襄盆地泌阳凹陷安棚东南区古近系核桃园组三段Ⅱ—Ⅵ油层组致密油藏为例,利用大量岩心、薄片、物性、成像及常规测井、注水压驱等资料,系统开展了致密油藏裂缝综合评价。该区目的层Ⅱ—Ⅵ油层组属扇三角洲前缘沉积,储层岩屑含量较高,为近源沉积;储层孔隙度与渗透率之间具有良好的正相关性。对于不同岩性砂岩储层,裂缝主要发育于细砂岩中,其次为粉砂岩,而含砾砂岩中裂缝通常不发育。目的层主要发育高角度缝及直立缝,其占比可达87.8%,低角度斜交缝和水平缝分别占比7.3%及4.9%。目的层致密储层裂缝发育主控因素主要包括岩性、沉积微相及局部构造,厚度较薄、粒度较细的单砂体或复合砂体部位裂缝通常较为发育。裂缝主要发育于前缘河道、河道侧翼、河口坝及其外缘远砂坝砂体部位,而席状砂及前缘三角洲微相中裂缝不发育。此外,裂缝还发育于构造转折端,且主要发育于正向构造的顶部及翼部。目的层裂缝主要沿着WE向、NE向分布,其次为NW向;裂缝主要形成于新近纪拗陷期(喜马拉雅晚期)。裂缝是导致致密油储层水窜的重要因素,因而要加强裂缝发育程度、扩展规模及方向的动、静态监测。

致密油储层压裂裂缝扩展规律分析及影响研究

以鄂尔多斯延长组长7裂缝性致密油储层为例,开展致密油储层裂缝扩展实验研究,分析裂缝扩展的影响因素,并对裂缝扩展规律进行模拟分析,实验结果表明:长7致密油储层岩石杨氏模量、泊松比和抗压强度波动范围广,造成数值差异较大;矿物组成分布差异为3%~46%,平均值为16.85%左右;该区块储层岩石发育部分的天然裂缝,储层最大水平主应力和最小水平主应力差异较大,储层水平和垂直方向上的孔、渗、饱等物性差异较大。天然裂缝的形成和发展受自然裂缝存在与地应力场差异这两个关键因素的显著影响,长7储层原始状态下裂缝的形态呈现低角度。

鄂尔多斯盆地长6和长8段致密油储层驱渗特征研究

鄂尔多斯盆地致密油储量丰富,主要富集在延长组三叠系长6和长8油层组,是目前增储上产的重要目标。为了推动该类油藏的规模效益开发,以深化储层特征与渗流规律认识为目的,在前期研究基础上,引入核磁共振、高压压汞、纳米CT扫描和高精度流体计量等新技术,系统开展了致密油储层微观孔隙结构、原油赋存状态以及水驱与渗吸动用规律研究。研究成果表明,致密油储层发育多尺度孔隙,孔隙结构以小孔-细喉型为主且连通性较好。物理模拟研究表明,原油在致密油储层的各类孔隙中均有分布,但大、中孔隙中原油的含量远高于小孔隙中的原油含量,且多以游离态存在,流动性好,是油田开发的主要对象。水驱油实验表明,致密油储层虽然存在启动压力梯度,但当驱替压力大于启动压力之后能够建立有效驱替系统,且随着驱替压力的增大水驱油效率会有所提高。核磁共振技术与水驱油实验或渗吸实验相结合,清楚地表明了不论采用水驱方式还是渗吸方式开发,致密油储层优先动用的都是较大孔隙中赋存的原油,小孔隙中赋存的原油动用难度较大。这些研究成果为探索更加有效的开发技术提供了依据。

基于水电相似原理的致密油水平井压后产能相似模拟

为明确实际生产中水平井压后产能与生产压力的潜在联系,基于水电相似原理的水电模拟实验平台,模拟研究不同输入压力下水平井压后产能的变化规律。结果表明:致密油生产压力从模型边界到裂缝中心处压力呈下降趋势,且横向下降趋势比纵向下降趋势更为明显;随着压后生产进行,电压不断下降,相同地层位置的压力随着输入电压的下降而逐渐下降,模拟电压越大其等压线数值的变化幅度越大,但等压线整体分布规律受影响较小,稳定性较强;整体来看,致密油压后产能随生产压差的增大而增加,但在同等电压增量下产能的增速和增量将逐渐变缓。该研究方法可为致密油水平井压后产能预测提供新思路。

松辽盆地北部下白垩统扶余油层源下致密油富集模式及主控因素

基于地球化学、地震、测井和钻井等资料,对松辽盆地北部下白垩统泉头组扶余油层地质特征、致密油富集主控因素及富集模式等进行系统分析。研究表明:①泉头组上覆上白垩统青山口组优质烃源岩,环凹鼻状构造发育,沉积砂体大面积连续分布,储层整体致密;②优质烃源岩、储层、断裂、超压和构造等多要素配置联合控制扶余油层致密油富集。源储匹配关系控制致密油分布格局;源储压差为致密油富集提供充注动力;断砂输导体系决定油气运移和富集;正向构造是致密油富集的有利场所,断垒带是向斜区致密油勘探重点突破区带;③基于源储关系、输导方式、富集动力等要素建立扶余油层致密油3种富集模式,一是源储对接油气垂向或侧向直排式:“源储紧邻、超压驱动、油气垂向倒灌或源储侧向对接运聚”;二是源储分离断裂输导式:“源储分离、超压驱动、断裂输导,油气通过断层向下运移到砂体富集”;三是源储分离断砂匹配式:“源储分离、超压驱动、断裂输导、砂体调整、油气下排后通过砂体侧向运移富集”;④油源条件、充注动力、断裂分布、砂体以及储层物性等方面的差异性造成扶余油层致密油的差异富集,齐家—古龙凹陷扶余油层具有较好富集条件,勘探程度低,是未来致密油探索重要新区带。

基质裂缝耦合下的致密油/页岩油动态渗流实验

基于核磁共振和CT扫描技术建立了动态驱渗结合的物理模拟实验方法,分析了致密油/页岩油动态渗吸微观孔喉动用机制及影响动态渗吸开发效果的因素,模拟了致密油/页岩油压裂—焖井—返排—开采一体化的动态渗流过程,明确了不同开发阶段的生产动态特征及对采出程度的贡献。研究表明:致密油/页岩油储层的渗流可分为大孔隙与裂缝间驱替快速产出的强驱替弱渗吸、小孔隙逆向渗吸缓慢采出的弱驱替强渗吸、动态平衡时的弱驱替弱渗吸3个阶段。驱替压力越大,驱替采出程度越高,渗吸采出程度越低,但驱替压力过大注入水易突破前缘,降低采出程度。渗透率越高,渗吸、驱替采出程度越大,渗吸平衡时间越短,最终采出率越高。裂缝可有效加大基质与水的渗吸接触面积,降低油水渗流阻力,促进基质、裂缝间的油水置换,提高基质排油速度和采收率。压裂后进行焖井有利于流体的渗吸置换与增能蓄能,有效利用返排液的携带、开采阶段的排驱置换作用是提高采收率的关键。

致密油水平井用高效封堵油基钻井液体系的研制与应用

油气勘探开发逐步向深层、非常规等油气藏发展,在辽河致密油等非常规油气资源开发中,面临大段泥页岩井壁坍塌、超长水平段岩屑携带困难、摩阻大等难题。本研究构建了高效封堵油基钻井液体系,该体系的微纳米封堵性、抑制性、抗温性和抗污染性能均满足现场施工要求,可有效解决微裂缝普遍发育地层井壁失稳、垮塌及携岩等难题。在辽河重点风险探井钻探现场应用表明,该体系表现出良好的封堵和防塌能力,低温稳定性较好,为非常规致密油地层钻探提速和规模开发发挥了至关重要的作用。

宁东油田致密油储层损害机理与对策

鄂尔多斯盆地宁东油田致密油储层岩性复杂、低孔低渗、非均质性强,钻井过程中钻井液漏失情况多发,固相、液相侵入极易造成储层损害。为明确宁东油田致密油储层的微观特征与损害机理,降低钻完井对储层的损害,进行了SEM扫描、固液伤害性测试等试验研究,证实该油田致密油储层损害的主要原因为固相侵入、水锁及伴有的水敏感性和盐敏感性;明晰了该油田致密油储层的损害机理,发现钻井所用钾铵基聚合物钻井液对致密油储层的损害较大,采用隐形酸对储层进行处理时渗透率恢复率较低。针对该油田致密油储层损害机理和钻井所用钻井液的缺点,构建了低损害无固相钻井液,其黏度为45.5 mPa·s,API滤失量为3.5 mL,对储层损害较低,渗透率恢复率达85%以上,可满足宁东致密油储层保护需求。研究结果为鄂尔多斯盆地致密油储层保护技术措施的制定提供了依据。

扶余致密油藏CO_(2)吞吐参数优化设计

为解决致密油开采初期产量递减快、采收率低的问题,结合扶余致密油藏岩石和流体性质,采用数值模拟方法,研究了注入时机、注入压力对CO_(2)吞吐采油效果的影响,优化工程参数,分析了致密油CO_(2)吞吐过程中的油藏压力分布特征、界面张力分布特征以及致密油CO_(2)吞吐开发的可行性。研究表明:油层压力系数降至0.65左右时开展CO_(2)吞吐,CO_(2)可与原油充分接触,有利于发挥CO_(2)原油溶解作用,提高开采效果;注入压力接近最小混相压力时,CO_(2)以游离相进入基质,更易进入基质深处,与致密油充分接触,并在原油中溶解混相,改善开发效果。溶解平衡后,CO_(2)与致密油界面张力随时间快速增加,以此确定闷井时间。研究确定了CO_(2)吞吐采油最佳工程参数,即注入量为8000 t,注入速度为120 t/d,注入压力为27 MPa,闷井时间为30 d,计算该方案下增油量为3084 t,换油率为0.39。水平井现场试验也证明CO_(2)吞吐技术应用于扶余致密油藏,采收率提高了1.38~3.33个百分点。研究结果对拓展致密油藏CO_(2)吞吐开采技术的应用具有重要意义。

延长油田东部浅层致密油储层驱油压裂技术及应用

南泥湾采油厂浅层致密油储层采用滑溜水分段压裂取得初步成效,但产量递减快,原因之一就是油藏能量不足。针对浅层致密油藏增能需求,采用大排量、大液量、低砂比的驱油型滑溜水压裂液滞留地层,补充地层能量,通过焖井进行油水置换,形成驱油压裂技术。根据施工排量控制总射孔数,按照每孔排量最少0.3 m^(3)/min进行压裂,压后焖井,通过优化压裂缝模拟设计形成较大的储层改造体积,达到体积压裂的效果。评132井区平2井现场试验结果表明,该工艺实施简单,整个施工泵压较低且平稳,排量稳定,取得了较好的增产效果。

扇三角洲前缘非常规致密油储层裂缝发育模式:以泌阳凹陷东南部古近系核三段为例

泌阳凹陷东南部位于古湖盆短轴陡坡一侧,发育牵引流驱动的扇三角洲前缘复杂沉积体系,不同类型砂体中裂缝的定量刻画对非常规致密油勘探开发具有重要指导作用。该地区古近系核桃园组三段属典型的“凹中隆”背景下的扇三角洲前缘沉积,目前对于该类沉积及构造背景下的天然裂缝发育规律的认识仍存在不足。本文以该地区核三段从Ⅱ到Ⅵ砂组非常规陆相致密油储层为例,利用大量岩心、物性、常规、成像测井资料和数值模拟方法,系统研究了致密砂岩储层裂缝特征及分布规律,提出了该地区扇三角洲前缘非常规致密油储层裂缝发育模式。研究结果表明,岩性、砂体厚度、沉积作用和构造均对致密砂岩储层裂缝分布有显著的控制作用。薄层单砂体或其复合砂体中更容易发育裂缝,当单砂体厚度大于6 m时,砂体中裂缝通常相对欠发育。裂缝主要发育于水下分流河道前缘、侧向加积河道单翼、河口坝和远砂坝中。将河道类型划分为均质河道和非均质河道。侧向快速堆积形成的非对称型非均质河道中砂体叠置厚度较大,可超过18 m,裂缝较为发育;对于均质河道前缘,即靠近扇三角洲前缘河口坝微相区域,其在垂向上通常发育于靠近河口坝顶部的沉积序列中,代表较强的水动力条件,裂缝也较为发育。裂缝与油气聚集有密切的关系,工区核三段裂缝主要形成于新近系坳陷期。通过DFN离散裂缝模拟,恢复了主力小层裂缝三维空间展布。结果显示,核三段主要发育E-W和NE向两组共轭裂缝,且局部以发育其中一组为主,这些裂缝多平行或垂直于隆起构造痕线分布。天然裂缝在背斜低部位和翼部相比顶部更为发育。此外,多条共轭剪切缝相交或同走向一侧单翼裂缝相连接可形成“裂缝嵌合带”,其可能为压驱过程中长距离水窜产生的直接诱因,因而在后期压驱中要规避“裂缝嵌合带”。

鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长7段致密油分布特征及控制因素

综合利用地球化学、扫描电镜、岩心薄片、测井等资料以及油井生产数据等,对鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段储层特征、烃源岩特征和致密油分布特征进行了分析,从烃源岩展布、输导体系和源-储组合关系3个方面对致密油差异富集控制因素进行了探讨,并总结了成藏模式。研究结果表明:(1)陕北地区长7段致密砂岩储层主要分布在一亚段(长71)和二亚段(长72),以灰色—灰白色长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,长71和长72平均孔隙度分别为5.56%和7.32%,平均渗透率分别为0.097 m D和0.110 m D,长72储层物性更好;孔隙空间以溶孔为主,发育少量粒间孔。(2)研究区烃类主要来源于本地长72顶部和长73这2套烃源岩,平均厚度大于20 m,有机质丰度高,平均TOC值为3.02%,干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主,处于生烃高峰期,平均生烃量为270.2×10^(4)t/km^(2),长73烃源岩生烃潜力更大,供烃至长72储层,长71致密油来源于长72烃源岩;新安边地区三角洲前缘亚相末端的长72储层中致密油由湖盆烃源岩侧向供烃。(3)研究区致密油富集受烃源岩展布、砂体连通性以及源-储组合共同控制,在长72更富集,在新安边地区分布面积最大,安塞地区无大规模致密油聚集;纵向上和平面上致密油的聚集差异受控于烃源岩厚度和源-储组合关系,下生上储、上下生油而中间储集和砂泥互层时含油性更好;新安边地区三角洲前缘亚相末端的长72致密油聚集规模大于三角洲前缘主体,是由于三角洲前缘末端发育的局部连通砂体阻碍了湖盆烃类物质的侧向运移。(4)研究区致密油为“源控-砂控”成藏模式,远源河道优势砂体尖灭处和近源局部连通的砂体是有利勘探区。

致密油“井工厂”水平井组“勺形”井眼轨道设计

“井工厂”水平井作业模式是高效开发致密油的关键技术之一,已在国内外广泛应用,国内尚处起步阶段。采用常规三维井眼轨道设计方法设计的水平井组,在两井排靶区之间出现了较大面积的死油区,石油资源不能被有效动用,国外采用勺形井眼轨道解决了这一问题。勺形井眼轨道在造斜点位置开始反向钻进,钻进一段后再次造斜向着靶区钻进,这能更早钻遇储层,减少死油区面积。通过研究勺形井眼轨道的特征,结合三维井眼轨道设计理论,得出勺形井眼轨道设计的关键在于优化靶前距。由于“井工厂”井眼间距很小以及勺形井眼轨道具有反向钻进特征,可能会导致井排井眼在直井段、造斜初始井段、入靶前井段等位置出现相碰风险,为了减小相碰风险,提出了优化井场布局、错开造斜点和靶区位置的“井工厂”水平井作业轨道优化设计方法。对新疆昌吉致密油田一组双排六口井的“井工厂”水平井组进行了设计对比,采用常规井眼轨道设计方法死油区面积达到468000m^(2),而采用本文提出的井眼轨道优化设计方法死油区基本上可忽略不计,该方法使得“井工厂”水平井组能更加有效地开发致密油。对井眼相碰风险和摩阻扭矩分析表明,优化设计方法能降低井眼相碰风险,勺形井眼轨道对摩阻扭矩的影响有限,水平段钻进能正常延伸。

马朗凹陷二叠系芦草沟组致密油源储特征

利用岩石取心、薄片、物性、有机质地化等资料,采用镜下观察、岩石热解分析、地化参数交会等方法,对三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组混积岩的源储特征和生烃潜力开展了分析,并讨论其成藏条件。结果显示,芦草沟组储层岩性分为泥岩、泥质灰岩、泥质白云岩和凝灰岩4类,储集空间以粒间孔-粒内孔、晶间孔、火山灰脱玻孔以及长英质溶蚀孔、溶蚀缝为主,物性特征为低孔、特低渗。烃源岩的优势岩性为白云质泥岩和泥岩,总有机碳(total organic carbon,TOC)含量平均值为4.41%,有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ_(2)型,成熟度以低成熟-成熟为主,源岩为有机质丰度高、有机质类型好、生烃演化处于生油阶段的优质烃源岩。综合分析认为,芦草沟组浅-半深湖相混积岩源储一体,生烃潜力大,是一套具备“物资基础好、基本条件够、油气高效聚集”有利成藏条件的“自生自储、高效聚集、他源供给”云质岩致密油藏。

靖边油田杨米涧地区长6致密油储集砂岩沉积微相特征研究

长6致密油储集砂岩是靖边油田中生界致密油储层的主力油气勘探层位,为部署杨米涧地区长6致密油的剩余油挖潜工作,对杨米涧地区沉积背景进行调研,结合岩心特征及测井分析,识别长6致密储集砂岩各小层的沉积微相类型及其分布特征,并分析各小层发育时期沉积相带的演变特征。研究表明:杨米涧地区长6段致密油储集砂岩为延长组主要致密油产层,长6段致密油储集砂岩主要形成于NE向物源形成的三角洲平原氧化环境中,厚度约100~150m,沉积期发育3~5条NE向分流河道;有利储集砂层主要沉积于三角洲平原分流河道环境,有利储集砂带主要呈NE-SW向条带状分布。

鄂尔多斯盆地TH坳陷某地区致密油富集高产主控因素

鄂尔多斯盆地TH坳陷某地区油藏储层致密,具有良好的油气勘探潜力,但致密油富集高产的主控因素不明确,严重制约着该区的高效勘探开发。利用地震、钻井、测井、地球化学和生产动态资料,开展研究区油藏地质特征研究,梳理延长组8段(以下简称长8段)致密油成藏条件,建立其主要成藏模式,识别致密油富集高产的主控因素。研究表明:①延长组7段(以下简称长7段)优质烃源岩及上部泥岩盖层广泛展布,长8段水下分流河道有利储层发育,油气由长7段烃源岩向下充注到长8段砂体中,圈源匹配及保存条件有利,形成了致密砂岩油藏;②储集砂体的规模及物性控制着石油储量及含油气丰度,燕山期构造形成的裂缝改善了致密砂岩物性,对应的裂缝发育区是日产油量大于1 t的主要区域;③水平段钻遇断距较小的正断层上升盘开发效果较好,水平段钻遇断距较大的正断层下降盘开发效果较差,有利储集相带、有效裂缝改造和井位配置关系是控制致密油富集高产的主要因素。研究成果对研究区后续井位部署及油藏开发具有指导意义。

周长南部致密油常规井注水开发论证分析与研究

为实现吴起油田的持续、快速、稳定发展,需要制定合理的注水开发政策。对周长南部区域的致密油常规井注水开发进行论证分析,采用油藏数值模拟技术和经验公式等方法确定了合理的注水方式、注水周期、注水量以及注水压力,以最大程度地提高开采效果,降低含水率,进而为致密油藏的高效开发提供了理论支持,从而为延长油田的寿命和提高产能提供科学依据。

富县油田长8致密油藏“甜点”识别及优选

富县油田长8致密油藏扩展新区时存在油层钻遇不稳定及含水率高等问题,究其原因是“甜点”识别及优选研究不足。为了更好的开发富县油田长8致密油藏,更准确的识别和优选油藏“甜点”,总结了前人的致密油“甜点”评价方法,从烃源岩厚度、储层砂体厚度、储层物性和构造4个方面对富县油田长8致密油藏“甜点”的主控因素进行了研究。引入油层综合评价系数F,采用叠置系数法对富县油田长8致密油藏“甜点”进行了识别和优选。取得如下成果:1)富县油田长8致密油藏“甜点”受烃源岩厚度的影响有先增加再减小趋势,90 m时达到峰值;受储层砂体厚度的影响具有逐渐增加趋势;受储层物性影响具有明显增加趋势;明显不受构造控制;2)富县油田长8致密油藏油层综合评价系数F大于64.2时,为Ⅰ类“甜点”区;当F为48.9~64.2时,为Ⅱ类“甜点”区;当F为33.7~48.9时,为Ⅲ类“甜点”区;3)在优选的富县油田长8致密油藏Ⅱ类“甜点”区部署了10口探井,7口获得了工业油流,成功率达到70%,效果显著。该研究成果对同类型的致密油藏“甜点”识别及优选具有良好的推广应用价值。

致密油水平井多簇裂缝扩展数值模拟研究

大庆油田致密油水平井近年来主要采用密切割布缝进行压裂改造,多簇裂缝扩展将产生诱导应力,从而导致各簇裂缝延伸均匀程度不一致。为此,采用有限元软件ABAQUS建立了大庆油田致密油水平井多簇裂缝扩展数值模型,采用扩展有限元(XFEM)模拟方法,研究了2个布缝参数(簇距、段内簇数)、3个压裂施工参数(压裂工艺、施工排量及液体黏度)对裂缝扩展的影响。同时对比分析模拟结果与矿场实际光纤测试的各簇产能贡献结果,发现模拟的各簇裂缝长度与各簇的产油贡献具有很好的一致性,证实了模拟结果的正确性。模拟结果表明:当簇距缩小至5m时,各簇应力干扰明显,不利于裂缝扩展,当簇距达到10m及以上时,平均单簇裂缝半长变化不明显,合理簇距约为10m。平均单簇裂缝半长随段内簇数的增加呈增大趋势,但非均匀延伸程度也随之增大;与桥塞段内多簇同时改造相比,连续油管单簇依次改造模式更有利于裂缝延伸;平均单簇裂缝半长随施工排量的升高呈增大趋势,提高施工排量还能促进裂缝均匀延伸。平均单簇裂缝半长随液体黏度的升高呈增大趋势,可适当提高高黏液体比例。