低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素——以胜利油田王152油藏为例

化学降黏剂驱已在胜利油田深层低渗稠油中开展了初步先导试验,但试验表明井间存在高黏阻滞带,降低了地层渗流能力。因此,借助降黏剂驱岩心流动实验,结合必要的测试分析,剖析低渗稠油降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素。结果表明,大排量高压注入降黏剂会在驱替前缘形成高黏阻滞带,影响驱替压力传导、降低驱油效果。该高黏阻滞带形成核心机制在于:(1)高压注入增加低孔压区域有效应力,地层孔喉受到挤压损害渗流能力;(2)高压快速降黏剂驱时,轻质组分优先流出,重质组分滞留、堆积、压实从而堵塞细小孔隙,形成高黏稠油沉聚的高饱和度油墙;(3)高压注入降黏剂会加剧其指进窜流,驱替前缘易形成W/O乳状液,增大混合流体的黏度。由此,对于低渗稠油油藏降黏驱开发,应采取多轮次温和注入降黏剂的开发模式,渐进式建立注采井间稠油整体驱动,进而有效规避稠油高黏阻滞带的形成,提高降黏剂驱油效果。

柴达木盆地英雄岭地区古近系油气成藏过程及其演化特征

通过构造演化特征研究,结合烃类包裹体分析和典型油气藏精细解剖,阐述了柴达木盆地英雄岭地区古近系下干柴沟组上段油气藏的形成和演化过程。研究结果表明:(1)英雄岭地区古近系下干柴沟组上段形成于半咸化—咸化湖泊—盐湖环境,发育以纹层状灰云岩为储集层、富含有机质、广覆式分布的源储一体型油气藏;(2)研究区下干柴沟组上段共经历3期油气充注,第Ⅰ期烃类包裹体为单一液相油包裹体,反映了早期低熟原油的运移和充注;第Ⅱ期烃类包裹体为单一液相油包裹体,反映了一幕中等成熟原油的运移和充注;第Ⅲ期烃类包裹体为气液两相油包裹体,反映了一幕高成熟原油的充注。(3)研究区油气具有3期成藏的特征:上干柴沟组沉积中晚期,在下干柴沟组上段形成了低饱和度-低熟油藏;上油砂山组沉积期,低熟—成熟油气向盐间储集层和高渗带聚集形成了油气高产区;狮子沟组—七个泉组沉积期,成熟—高熟油通过双层断裂接力输导运移至干柴沟组上段及以上地层运聚形成构造油气藏。

高含水井堵水压裂试验——以合水油田庄XX区长8储层油井为例

针对合水油田庄XX区长8储层油井“微裂缝+高渗带”水淹现状,结合储层地质特点、动态开发特征等因素,开展堵水和原层补孔压裂技术相结合的储层改造试验。庄XX区长8平均油层厚度17.9 m,平均射孔段6.4 m,储层整体打开程度较低,为35.7%,这为“堵水和原层补孔压裂”提供了基础条件。2019—2021年,堵水压裂实践表明,在升压1~2 MPa、酚醛树脂体系、堵剂用量650 m 3条件下,效果较好,原层压裂改造参数为小排量1.6~1.8 m 3/min、低砂比20%、低砂量16~20 m 3,可达到控水增油目的。此方法充分发挥了油藏潜力,为同类油藏高含水井治理提供了借鉴与指导。

低孔渗油气富集区优质储层形成条件及相关问题

低孔低渗 (孔隙度一般小于 1 2 % ,渗透率大多在 1× 1 0 - 3μm2左右 )性质的碎屑岩作为储层的油气藏是我国中西部地区稳定克拉通盆地或者叠合盆地中最主要的油气藏类型。但是 ,通过近几年的勘探实践发现 ,在低孔低渗含油气区中 ,仍有具优质储集层的高产油气藏存在。从优质储层的构造、沉积和成岩等几个方面讨论了这些优质储层的形成条件、阐述了描述和识别优势储层的原则和方法基础。认为储层的原始物质组成和结构是影响其物性特征的最关键因素、先天母质条件是优质储层之本源 。

中国西部盆地挤压逆冲构造带低角度裂缝的成因及意义

低渗透储层裂缝通常以高角度构造裂缝为主,但在中国西部盆地挤压逆冲构造带的低渗透储层中,还发育一类低角度构造裂缝。这类裂缝主要发育在逆冲断层或滑脱层附近的中砂岩和粗砂岩中,裂缝与层理面呈小角度斜交,具有较好的等间距性。部分裂缝被方解石、石英、沥青或碳质充填,部分裂缝具有明显的溶蚀现象,并与高角度构造裂缝呈相互切割关系。地质分析和数值模拟研究表明,这类低角度裂缝的形成主要与构造挤压作用下断层的逆冲作用或层间滑动造成的近水平剪切作用有关,而非卸载成因。这类低角度裂缝的发育范围较大,横向连通性好,水平渗透率高,并且和高角度裂缝相互交织在一起,可以构成良好的裂缝网络系统,有利于油气在低渗透地层中的富集和形成高产油气井。

文留油田低渗透油藏合理注采井距研究

针对文留油田油藏埋藏深、储层物性差、注水困难、油藏长期处于低采油速度、低采出程度开采状态等问题,从低渗透油藏渗流机理和经济效益两方面出发,优化了文留油田的合理注采井距;并在深层低渗透油藏加密调整、实现高效注水开发方面,摸索出了一套行之有效的方法和经验。

低渗透非均质异常高压深层砂岩油藏的高效开发

低渗透储层由于渗流阻力大存在启动压差 ,注水开发难度较大 ;非均质储层由于层间、平面渗流能力差异大导致储量动用程度差异大 ;渤海湾盆地异常高压油藏一般属欠压实型 ,投入开发后地层压力下降导致储层孔渗降低且部分不可逆 ,影响开发效果 ;深层油藏压力温度高 ,对工艺技术要求高。采用密井网逐层上返与细分层系相结合的开发方式 ,利用以整体压裂改造为中心的配套技术 ,实现了文 33块沙三上

特低渗油藏水驱后二氧化碳气水交替驱见效特征

为明确特低渗透油藏水驱后CO2气水交替驱见效特征,通过动静结合的方法,结合物理模拟实验获得的驱替动态数据和高温高压相态系统测定的CO2在油水中的溶解度静态数据,开展水驱后CO2气水交替驱动态特征研究。结果表明,CO2驱过程中适当增加气油比可产出溶解CO2的油气,在油藏条件下为单相油带,该阶段对驱油效果的贡献率为71.98%。建议油藏方案设计时可适当增大第1周期CO2段塞的尺寸,并选择在气窜临界点交替水驱,可有效提高CO2的利用率,并改善驱油效果。该研究结果对气水交替驱注入参数的优选具有一定的指导意义。

苏里格气田西区低阻气层成因分析

苏里格气田西区上古生界二叠系的主要含气目的层为盒8段及山1段,而此区域高阻气层与低阻气层共存,运用电阻率难以区分气层与水层,这给测井评价带来很大难度。因此正确认识低阻气层的成因,对准确识别储层中流体类型十分重要。本次研究从沉积背景、储层岩性、储层物性和钻井工程的角度出发,对低阻气层的成因和特点进行了分析,认为粘土矿物分布,泥浆滤液侵入是造成气层低阻的主要因素,而高不动水饱和度是引起该区气层低阻的最主要原因。另外高地层水矿化度,也是造成该区低阻的成因。通过此次研究,其成果可为该区低阻气层的正确识别和评价提供重要依据。

相对低/高渗区对蒸汽辅助重力泄油传热传质影响的数值模拟研究

为了研究相对低/高渗透区对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)传热传质的影响,针对6种常见的渗透率分布模式,利用油藏数值模拟方法建立SAGD数值模型,并对比分析了蒸汽腔发育和含油饱和度变化特征。结果表明:当平面方向相对低渗区物性一定时,其距离SAGD井对越近,对该侧蒸汽腔和泄油区域侧向扩展的抑制作用就越强,SAGD传热传质非对称性越明显;平面方向相对高渗区的存在对该侧蒸汽腔和泄油区域侧向扩展具有促进作用,且相对高渗区距离SAGD井对越远,促进作用就越小,SAGD传热传质非对称性程度也越弱;从整体上来看,当垂直方向相对低渗区靠近SAGD井对时,它对整个蒸汽腔发育起抑制作用,而当它远离SAGD井对时,反而会加速蒸汽腔侧向和向下发育。

低渗透砂岩油藏单砂体内部相对高渗透段定量识别

通过吉林英东油田岩心数据分析,对低渗透储层单砂体内部高渗透段开展定量研究,建立渗透率级差法和累积渗透率贡献值法来定量求取低渗透储层单砂体内部高渗透段下限值,采用贝叶斯判别分析法建立不同渗透层段的判别函数,进行非取心井高渗透段的定量识别。结果表明:强水动力条件是其沉积成因,后期次生溶蚀孔是微观成因;河口坝微相的高渗透段主要分布在中部,长条状分布,长宽比4∶1,席状砂微相的高渗透段主要发育在单砂体内的中下部,连通性好,分布面积大,长宽比3∶2,水下分流河道的高渗透段分布在下部,顺着河道中心呈豆荚状零散分布,分布面积较小;可以采用泡沫气驱方式封堵高渗透段,扩大波及体积,提高高渗透段的剩余油采收率。

进气前回流对HCCI汽油机着火时刻的影响

为了实现对着火时刻的调控,在负气门重叠角(NVO)策略下,通过进气门早开,形成不同程度的进气前回流,来调控着火时刻.三维仿真结果表明,进气门开启提前,前回流比例逐渐增大,产生两个主要的作用,一个是散热造成缸内平均温度发生改变,另一个是改变新鲜进气和废气的混合历程,使得缸内温度、废气分布发生变化.当前回流质量分数小于20%时,缸内平均温度的降低使着火时刻推迟.当前回流质量分数大于20%时,温度、废气不均匀度的增加使得着火时刻提前;前回流的存在还使得缸内高温区和高废气区的重合度减小,使缸内形成了利于着火的高温及相对低废气区,促进自燃点的出现,使着火时刻提前.

高注低采改善平面非均质油藏开发研究

为了解决高注低采改善平面非均质油藏注水开发理论问题,采用岩心组合模型水驱油实验。研究了4种平面非均质模型方案在不同注采方式下水驱油机理,建立了反映平面非均质油层渗流特征的渗流数学模型,利用积分变换推导出模型的解析解。实验特征和模型计算结果表明:高注低采的开发过程中储层全程泄压效果也远好于低注高采的开发情况。解决了高注低采开发的基本理论问题,为矿场应用提供理论依据。

聚合物驱、调剖后聚合物驱三维模型驱油效果评价

模拟大庆某注聚油藏 ,制作了包含渗透率和厚度不同的 4个小层的三维非均质物理模型 ,尺寸 80× 80× 4.6 (cm) ,中央设注入井 ,四角设采出井 ,驱替中测定每层测量网点上的压力和电阻率 ,由电阻率求出该点含水率和含油率。驱替程序如下 :水驱至含水 93% ,注入 10 0 0mg/L聚合物溶液 0 .5 7PV(模型 1,聚合物驱 )或先注入 0 .0 3PV调剖剂 ,成胶后注入 0 .5 4PV聚合物溶液 (模型 2 ,调剖 +聚合物驱 ) ,最后均水驱至含水 98% ,实验温度45℃。与聚合物驱相比 ,调剖 +聚合物驱中注聚采收率提高 2 .16 % ,最终采收率提高 2 .18% ,含水率下降滞后(最低点由 1.0 7PV移至 1.33PV) ,注聚后采收率上升也滞后。模型第 3层注入井到 3号采出井方向上 (含高渗条带 ) ,调剖 +聚合物驱中前一段压力梯度增幅较大 ,后一段则较小 ,这是强凝度调剖剂封堵了高渗条带的结果。给出了驱替结束时两个模型各层油饱和度分布图。聚合物驱后的油饱和度 ,第 1和第 4层分别为 0 .42和 0 .48,第 3层 1,2 ,4号采出井方向上为 0 .5 4,3号采出井方向上为 0 .42。与聚合物驱相比 ,调剖 +聚合物驱后第 3层各方向上油饱和度分布趋于均匀 ,第 3层采出油量略减少 。

利用频谱积分属性评价碳酸盐岩储层

滨里海盆地东缘中区块北特鲁瓦油田的碳酸盐岩储层单层厚度小,同时具有缝洞储集空间、基质孔隙储集空间的双重介质储层特征,造成储层与非储层的常规地震属性(如振幅属性、波阻抗等)差异小,采用多维属性交会分析方法预测的储集体高产发育带与实际钻探结果误差较大。为此,本文利用频谱积分属性技术评价碳酸盐岩储层,通过加载基础资料(地震数据、层位、井等)、数据重采样、选择检测时窗、确定频率敏感段、提取相关数据等步骤评价碳酸盐岩储层,基于地震波通过流体储层时,出现"低频共振、高频衰减"的动力学特征,利用油气存储空间属性预测碳酸盐岩储层有利高孔、渗带,利用可动油气孔隙度—产能交会图预测碳酸盐岩储层高产带,利用研究成果指导油田滚动勘探,应用效果较好。

低效循环条带的分析判别与治理

由于长期注水开发,萨北油田油藏储层物性发生了较大变化,形成了低效循环条带,大量的注入水沿这一条带低效循环,很难进一步提高油层的波及体积,使得吨油注水量大幅度增加。以"动态普查,静态确认,测试验证"为指导思想总结形成了低效循环条带分析判别方法,运用该方法对典型区块进行了普查治理,针对不同的低效循环条带类型提出相应的治理措施,为减缓水驱开发的产量自然递减率、控制综合含水上升速度、提高水驱采收率提供技术支持,初见成效。

核磁共振录井技术在高显示水层评价中的应用

随着勘探目标逐步转向油藏地质条件相对复杂的地区,油水层解释评价难度不断加大。低孔隙度、低渗透率粉、细砂岩储集层形成的束缚油高显示水层,在勘探领域是最难评价的一类储集层,在吉林探区对高显示水层的认识评价不足严重影响了录井综合解释符合率的提高。在系统分析总结吉林探区高显示水层的类型及其评价方法基础上,结合近几年的录井科研成果,通过引入核磁共振录井评价技术,应用核磁录井谱图形态法,较好地解决了这一技术难题。

TBM地区低孔渗高产气储层预测

本文从TBM地区目的层的地质和地球物理特征分析出发,以三维地震资料为基础,综合利用人工和神经网络波形分类等定性储层预测方法和利用反演及敏感地震属性分析,对TBM地区低孔渗砂岩分布区开展了砂体展布特征分析和天然气高产区预测研究。根据研究结果部署了10口钻井,已完钻的4口井中有3口获得高产气流(其中DK27井日产天然气36.8×104m3)。值得指出的是,目前所用的预测方法还不能预测厚度小于6m的单砂层或砂层组构成的储层。

“三探”技术在顶板高压低渗水形成机理分析中的应用

为弄清掘进巷道顶板高压低渗水的形成机理,以物探、钻探及化探一体化技术为辅助手段,通过物探探测岩层富水性、钻探验证富水区情况及放水试验、化探分析含水层水化学特征,结合固-液-气三相耦合特征对顶板高压低渗水形成机理进行了研究。研究结果表明:顶板岩层岩性为软硬交替的岩层组合形式,利于顶板含水层水的赋存,且上下含水层之间难以越层补给;断层带的影响改变区域应力场的分布,破坏了岩体原渗流场与应力场的平衡状态,导致岩体发生变形,岩体破碎度增加、岩体裂隙变大,使断层带区域具有更好的储水能力及地下水渗透性;由于岩体是由固相、液相、气相三部分交织组成的多相物质,使得顶板高压水压、气压及高差重力协同作用下形成混合压力,通过工程实例对“三探”一体化技术的有效应用,得出的机理可以对煤矿水害进行有效预测。

低阻环带的形成机理初探

在存在油(气)水两相的储层中,当地层水电阻率远小于泥浆滤液电阻率,且含水饱和度比较高时,在冲洗带和原状地层间的这一过渡区域就会形成一个电阻率低于两者的环带。文章分析了低阻环带形成的基本条件,通过理论推导,得出低阻环带的电阻率值受矿化度和含水饱和度双重影响的结论。根据油、水两相相对渗透率的特点,描述了低阻环带的形成过程,给出了形成低阻环带的含水饱和度区间。根据高频等参数感应测井分辨率高及探测深的特点,结合实际应用,总结了在泥浆侵入过渡带不同区域形成低阻环带的电性特征。