超低渗透油藏注水采油技术探析

传统易采油藏的逐渐枯竭使得开发者转向更具挑战性的油藏类型,其中包括超低渗透油藏。超低渗透油藏是一类具有渗透率低、孔隙结构复杂和高残余油饱和度的挑战性油藏。为克服超低渗透油藏开发的困难,注水采油技术被广泛应用。本文通过分析超低渗透油藏的特点,概述注水采油技术的原理和目标。同时,探讨超低渗透油藏注水采油的关键要点,包括储层特征分析、注水剂选择和设计、注水压力控制、注水井网优化以及监测与评价等方面。

超低渗透油藏水平井重复压裂新老缝合理配比研究

超低渗透油藏初次压裂投产后,由于地层能量亏空严重、裂缝失效等原因,油井产量递减迅速,无法满足生产需求,需要进行重复压裂,重复压裂设计的关键是确定合理的布缝位置和重复压裂的新缝数量。基于长庆油田元284井区储层地质特征,结合初次压裂生产情况,建立了水平井重复压裂裂缝延伸数值模拟模型;对比了不同新老缝配比条件下重复压裂储层改造体积与最终开采效果,明确了重复压裂前注水补能提高重复压裂改造效果的机理;通过分析经济收益,获得了合理的新老缝配比关系。模拟结果表明:重复压裂新缝为2条、缝间距为20 m时,更有利于形成复杂缝网,提高采收率;随着2条老缝间重复压裂新缝数量增加,更有利于裂缝间相互沟通形成复杂缝网,提高储层改造效果;老缝间重复压裂的新缝数量较多时,由于裂缝之间的相互干扰,会导致开发生产前期产量增幅递减,但随着不断生产,由于储层改造更为充分,对后期稳产较为有利。研究结果为超低渗透油藏水平井重复压裂方案设计提供了理论依据。

超低渗透油藏暂堵压裂技术优化研究

胡A超低渗透油藏储层物性差、非均质性强,随着开发年限延长及大规模井网加密,含水率快速上升,常规工艺适应性变差。通过转变储层改造理念,综合考虑地质与开发特征,开展了暂堵剂类型、加入时机、配套压裂参数及压裂液体系等优化研究,形成了具有胡A油藏特色的暂堵压裂技术体系,该工艺提高了重复压裂的针对性和有效性,增加了储层有效改造体积。现场应用17口油井,单井日增油达到常规压裂的3倍,油井平均含水率较措施前大幅下降24.5%,控水增油效果显著,为超低渗透油藏储层改造提供了理论依据和现场指导建议。

超低渗透油藏分段多簇压裂水平井产能影响因素与渗流规律——以鄂尔多斯盆地长8超低渗透油藏为例

水平井分段多簇压裂是开发超低渗透油藏的有效手段之一。以鄂尔多斯盆地长8超低渗透油藏黄平34-22分段多簇压裂水平井井组为研究对象,对裂缝参数与分段射孔参数进行了优化。利用网格加密技术,建立了分段多簇压裂水平井井组数值机理模型,研究了储层应力敏感、裂缝半长、裂缝导流能力、改造区和非改造区渗透率以及采油速度对分段多簇压裂水平井产能的影响。研究结果表明:弹性开发时上述参数对产能的影响比注水开发时更加显著;储层应力敏感对产能不利,裂缝半长和导流能力的增大对产能有利,但综合考虑收益与施工成本及难度,与采油速度一样,它们均存在最优值;进一步提高改造区的渗透率对产能的提升有限,而提高非改造区的渗透率可以大幅提高产能;封闭油藏分段多簇压裂水平井的渗流可分为井筒储集影响阶段、初始拟径向流动阶段、裂缝线性流阶段、系统椭圆流阶段和边界影响流阶段。

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果。文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平井段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂。该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性。同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184 t,含水率较低且保持稳定。

超低渗透油藏注水方式研究

从超前注水的机理入手,结合数值模拟与实际动态,对比了不同注水时机下油水井间的压力剖面,优选了超低渗透油藏的注水时机,并在最优注水时机下,分析了不同注水方式对地层压力波及范围的影响; 基于超低渗透油藏具有启动压差大、应力敏感性强、孔喉细小等特性,分析了不同超前注水方式下油井和水井压力升幅和压力波及范围,在岩石不破裂的情况下,进行不同超前注水方式的筛选与组合,反阶梯温和注水能够得到最优的开发效果。以长庆油田BMZ区块为例,进行了不同注水方式的开发效果分析,当采用反阶梯温和注水时,预测平均单井产油量在前20个月都明显高于非超前注水。

鄂尔多斯盆地中生界特低—超低渗透油藏递减规律

密切结合油田开发实际,综合运用动态分析、典型曲线拟合以及公式法等,对鄂尔多斯盆地南部长6特低—超低渗透油藏的自然开采特征及递减规律进行了分析.结果表明:特低—超低渗透油藏开发阶段可大致划分为滚动建产、快速递减、减速递减、缓慢衰减等四个阶段.滚动建产阶段持续时间很短,油藏投产后2个月内即可实现最大产能;随后开发进入一个漫长的递减历程.递减初期为快速递减阶段,亦称指数递减阶段,历时约5个月,月均综合递减率5.8%;之后为减速递减阶段,亦称双曲递减阶段,历时约7个月,月均综合递减率3.7%;再后为缓慢衰减阶段,亦称调和递减阶段,历时70个月以上,月均综合递减率0.92%,折合年递减率为11%.缓慢衰减阶段几乎贯穿了特低—超低渗透油藏开发阶段的始终,成为其开发历程中最主要的开发阶段,其递减率大致代表了特低—超低渗透油藏的综合递减率.滚动建产和快速递减阶段该油藏以溶解气驱动为主,减速递减阶段以弹性—溶解气混合驱动为主,缓慢衰减阶段以弹性驱动为主.

超低渗透油藏注CO_2开发方式优选及室内实验研究

为了探索提高超低渗透油藏开发效果的有效CO2注入方式,通过长岩心注气物理模拟实验开展了不同CO2注入方式实验研究。研究结果表明:对于裂缝不发育油藏,油藏地层压力能够满足CO2混相驱,直接注CO2开发方式最好,驱油效率比水驱提高48.97%;非混相驱情况下,水驱后注气开发方式最好,驱油效率比水驱提高35.41%,且水驱后注气可以起到控水作用以及减少气体指进的影响。对于裂缝发育油藏,不管混相驱还是非混相驱,气水交替周期注入方式最好,驱油效率比水驱可分别提高20.39%、14.34%,两种驱替方式下最佳气水比和气段塞大小不同,混相驱情况下,气段塞大小0.05 HCPV、气水体积比1∶1最优,非混相情况下,气段塞大小0.1 HCPV、气水体积比1∶2最优。

超低渗透油藏水平井参数正交试验设计与分析

超低渗透油藏水平井产能影响因素之间相互关联与干扰,传统的单一因素分析难以定量描述水平井参数对其产能影响的主次顺序和显著程度。针对该问题,引入正交试验设计方法,就压裂裂缝参数及水平井参数对产量的影响进行了直观分析,包括裂缝条数、裂缝半长、裂缝导流能力和水平井长度等影响参数。根据所得到的主次关系结果,优选了适合于超低渗透油藏水平井开发的压裂裂缝参数和水平井长度的最佳组合方案。结果对于超低渗透油藏水平井开发井网布置方案的优化设计具有一定指导意义。

超低渗透油藏非线性渗流数值模拟

指出流体在超低渗透油藏中渗流偏离达西定律,符合非线性渗流规律,结合矿场实际和室内岩芯数据建立了大45区块地质模型,采用非线性渗流数值模拟软件进行数值模拟.结果显示,该软件对实际区块同样具有很好的稳定性,区块开发过程中压力梯度大部分位于非线性弯曲段,非线性渗流区域占主导地位,进一步验证了采用非线性数值模拟软件的可行性.相比传统评价方法,该研究增加了压力梯度场参数,对评估超低渗储层的有效动用有意义.

长庆沿河湾区块长6超低渗透油藏合理开发技术

为了合理开发超低渗透油田,提高采收率,迫切需要适合超低渗透油田开发技术.以长庆油田沿河湾区块这一典型的超低渗透油藏为例,应用了Eclipse数值模拟软件,利用数值模拟的方法对不稳定注水以及气水交替注入等不同的开发技术进了研究.模拟结果表明:气水交替注入效果最佳,连续注水次之,周期注水效果最差;对于气水交替注入技术,气水交替周期6个月的开发效果要好于交替周期3个月,先注气后注水要好于先注水后注气的开发效果.

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏渗吸特征及其影响因素——以渭北油田三叠系延长组三段储层为例

鄂尔多斯盆地渭北油田属于超低渗透油藏,具有孔隙细小、孔喉结构复杂的特点。在前期的注水开发中存在明显的渗吸现象,对油田开发效果有一定的提高,但渗吸作用特征以及通过渗吸作用提高采收率的幅度认识不清。选取渭北油田三叠系延长组三段(长3)储层样品,通过物性测试、铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和各类渗吸等实验,分析了研究区储层物性和孔喉结构特征,进行了不同介质类型以及不同含油饱和度下的渗吸实验。结果表明研究区储层溶蚀孔、粒间孔以及晶间孔三类孔隙比较发育,不同孔隙类型为主储层对应的孔喉结构特征差异较大,溶蚀孔、晶间孔为主的储层其孔喉结构逐渐变差。直接渗吸实验表明,裂缝型储层渗吸驱油效率均高于基质型储层,平均渗吸驱油效率分别为34.8%和23.2%;残余油下渗吸作用可以提高储层驱油效率,但幅度有限(5.3%~6.7%)。储层物性、介质类型、孔喉结构、渗吸时机等是影响渗吸驱油效率的主要因素,当储层物性越高、孔喉结构越好、含油饱和度相对较低时,储层渗吸作用相对较弱,渗吸驱油效率相对较低。

动态渗吸对超低渗透油藏开发的影响及应用

针对超低渗透油藏渗透率低、孔喉结构复杂、非均质性强、常规注水难以建立有效驱替、裂缝-基质间渗吸作用强等问题,运用室内渗吸实验和相似理论,在分析超低渗透油藏动态渗吸驱油机理的基础上,得到动态渗吸特征及主要影响因素,并将实验室数据应用到油田现场。实验结果表明:影响超低渗透油藏动态渗吸的主要因素包括润湿性、注入速度、裂缝密度、吞吐周期等。其中,润湿性是渗吸的主要影响因素,岩石亲水性越强,渗透率越高,裂缝越多,动态渗吸效果越好;适合超低渗透油藏开发的注水速度为0.1 mL/min;合理吞吐周期为2~3个,优化闷井时间为30 d左右。矿场试验表明,鄂尔多斯盆地A油田5口水平井进行体积压裂并利用动态渗吸采油后,平均含水下降20个百分点,5口水平井累计增油2145 t,效果显著。研究成果对超低渗透油田生产方案的制订有指导意义。

超低渗透油藏超前注水开井时机研究

针对安塞油田超低渗油藏物性差、难以经济有效开发的现状,对其超前注水区油井开井时机进行了研究,在地质和渗流特征分析的基础上,从理论计算和矿场验证两个方面入手,具体提出并量化了以现场压力测试数据、累积注水量等为依据的两个主要参数,对超低渗油藏的后期开发将起到重要指导作用。

长庆超低渗透油藏华庆油田硫酸钡锶垢的防治

针对华庆油田结垢的实际，分析了其结垢机理和注入水与地层水配伍性，按行业标准筛选出防垢剂CDS-1，在浓度为70mg／L时对硫酸钡锶垢的防垢率达到93．76％。从2009年6月11日起．在该区块按70mg／L的浓度在注水站连续投加，注水压力下降并趋于平稳，注水量上升并趋于早稳，可为类似油田开发提供参考。

鄂尔多斯盆地延长组超低渗透油藏形成过程分析——以古峰庄—麻黄山地区为例

鄂尔多斯盆地古峰庄—麻黄山地区长6、长8超低渗透油藏具有典型性和代表性。通过流体包裹体均一温度与沉积埋藏史—热史综合分析表明,古峰庄—麻黄山地区长6、长8油藏为一期成藏,成藏时间为早白垩世。成藏过程中,长7油源成藏早期向长8单向充注,成藏中期向长6、长8双向充注,成藏后期则向长6单向充注。成藏过程的这种动态变化主要由源储距离及其垂向组合关系、油源岩生烃高峰、储层边致密边成藏等成藏要素联合作用控制。

超低渗透油藏老井宽带体积压裂缝网参数优化

超低渗透油藏具有储层致密、天然裂缝发育等特征,难以建立有效的注采驱替系统,为提高单井产量,通常采用常规重复压裂,但常规重复压裂仅能增加裂缝长度,提高裂缝导流能力,而不能有效增加裂缝带宽,扩大裂缝侧向波及范围。提出了宽带体积压裂技术理念,即通过在原人工裂缝侧向开启次生裂缝或沟通天然裂缝,增加裂缝带宽,对宽带体积压裂裂缝的合理带宽进行了优化,建立了合理裂缝带宽计算方法,在此基础上采用正交试验方法对主、次裂缝的导流能力,裂缝半长等其他缝网参数进行了优化设计。结果表明:以超低渗透油藏某一井组为例,重复压裂合理裂缝带宽范围为13~46 m,其中G127-160井缝网参数最优方案为主裂缝导流能力0.15μm^2·cm,裂缝半长140 m,裂缝带宽50 m,次裂缝导流能力0.04μm^2·cm,在此方案下模拟的重复压裂可控制含水上升速度,显著提高措施累计产油量。该研究为挖潜超低渗透油藏老井裂缝侧向剩余油提供了技术思路。

超低渗透油藏合理开发技术政策的认识与实践

近年来，随着储量品位的逐年降低，超低渗透油藏的开发成为油田开发的重点。以鄂尔多斯盆地靖安油田大路沟二区油藏为例，通过开展“小井距矩形井网、小水量超前注水、前置酸加砂压裂、合理生产参数”等开发技术政策的探讨，研究提高超低渗透储层开发效果的配套技术，并取得了一些阶段性成果与认识。现场实践表明研究区的合理开发技术政策为：采用小井距矩形部署井网，井排走向与最大主应力方向一致，井排距500m×120m；坚持“小水量、长周期”超前注水政策，超前注水量2600—3000m^3，超前注水天数为140d，压力保持水平达到110％～120％时投产；油井改造推广应用前置酸加砂压裂工艺，针对个别厚油层采用多级加砂压裂工艺技术；采油井流压控制在3．5～4．5MPa，生产压差控制在7．5MPa左右。为鄂尔多斯盆地超低渗透储层的高效开发提供借鉴。

选用产能因子构建超低渗透油藏产量关系

复杂的渗流机理和敏感的改造工程,使鄂尔多斯盆地陇东地区超低渗透油藏的试油和稳产产量之间的关系紊乱。针对这一问题,基于达西定律和裘皮公式,分别探讨探井/评价井、开发井在试油和稳产阶段产量、产能之间的关系。由于超低渗透油藏中流体的渗流规律表现为非达西渗流,线性渗流定律在应用的过程中存在一定的限制。因此,不仅超低渗透油井在试油和稳产阶段的产量之间无明显关系,而且试油和稳产阶段的比采油指数之间线性相关程度也不够高。通过构造产能因子,并对其进行改进,探井/评价井、开发井的试油和稳产真产能因子(PF2)之间的线性相关系数分别为0.893 7和0.817 7。基于PF2,利用试油产量预测稳产产量,并与实际稳产产量进行对比,探井/评价井和开发井稳产产量预测的平均相对误差分别为8.27%和13.36%。