特低渗透油藏合理井距确定新方法

注采井距是影响特低渗透油藏开发效果的关键，目前主要根据渗透率和启动压力梯度大小来确定。阐述了这种方法的局限性，根据物理模拟实验分析了启动压力梯度和应力敏感系数的变化规     

启动压力其实并不存在

低渗透储层存在许多研究误区，启动压力梯度便是其一。低渗透储层孔隙欠发育，渗透率低，产能也较低，压力在其中的传播速度较慢，施以压力梯度之后，产量的响应需要较长时间。实验过程将微弱的流量误认为是0，因而导致了启动压力梯度的实验假象。实测的启动压力梯度数值太高，对油气生产没有任何指导意义。中高渗透储层没有启动压力梯度，低渗透储层也不应该有。固体和流体都不存在启动压力，油气也不可能存在。     

特低渗透油藏 CO2 驱室内实验研究

针对大庆外围油田特低渗透油藏剩余油潜力大、井网加密效益差、水驱采收率低等问题，提出了特低渗透油藏 CO2驱技术。通过细管实验和天然岩芯 CO2 驱油实验，确定了 CO2 与高台子油田原油的最小混相压力，评价了特低渗透砂岩油藏 CO2 驱油效果。实验结果表明，CO2 驱可以应用于高台子油田，并取得较好的驱油效果。当天然岩芯空气渗透率为0.58 mD 时，在水驱基础上，气驱可以进一步提高采收率 8% 以上，特低渗透油藏实施 CO2 驱油技术是可行的。     

裂缝性油藏压裂水平井生产动态模拟研究

研究的低渗裂缝性油藏包括基质、天然裂缝及人工裂缝,根据压裂后流体在各系统的渗流特征,建立了考虑高速非达西、启动压力梯度、毛管压力、重力作用的三重介质三维油水两相渗流数值模型,给出了其数值解法。利用研制的低渗裂缝性油藏压裂水平井生产动态模拟器分析了裂缝及储层参数对生产动态的影响。模拟结果表明,基质中启动压力梯度、人工裂缝中导流能力随时间的递减、高速非达西系数、天然裂缝渗透率、裂缝条数及裂缝长度等对压裂水平井生产动态有很大影响。要准确评价水平井压裂效果,在此类油藏压后生产动态模拟时应该考虑这些因素的影响。     

低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法

低渗碳酸盐岩油藏是中国石油在海外开发的重要油藏类型,该油藏储层微观孔喉结构复杂,与低渗砂岩油藏 有明显的差异,急需进行低渗碳酸盐岩油藏储层评价方面的研究工作。在550 块低渗碳酸盐岩岩芯测试的基础上,提 出了用主流喉道半径、启动压力梯度、可动流体百分数和原油黏度4 个参数作为低渗碳酸盐岩油藏储层评价参数。研 究表明：不同渗透率的低渗碳酸盐岩岩芯,其喉道半径分布差异显著,全直径岩样的气测渗透率和可动流体百分数有 较好的半对数关系;且在相同渗透率条件下,低渗碳酸盐岩岩芯中大部分的喉道半径要比低渗砂岩岩芯小,而可动流 体百分数要大于低渗砂岩油藏的可动流体百分数,这与低渗碳酸盐岩储层特点相一致。在此基础上,提出了低渗碳酸 盐岩油藏四元分综合分类系数,建立了低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法。并将该方法成功地应用于中国石油海 外一典型低渗碳酸盐岩油藏10 个小层的储层综合评价。     

低渗储层非线性相渗规律研究

矿场试验和实验表明低渗油藏流体渗流不再符合Darcy公式而是存在明显的非线性,这种非线性效应对单相、多相流体的流动均产生影响。从非线性渗流的形成机理出发,利用恒速压汞技术确立低渗储层喉道分布密度函数,在此基础上,根据毛管模型与边界层理论,建立了低渗储层非线性相渗模型,并结合大庆油田某区块进行了分析研究。结果表明,在非线性渗流压力梯度范围内,地层中压力梯度的增加,储层绝对渗透率逐渐增加、水相渗透率逐渐降低,油相渗透率逐渐升高,油井含水率上升速度降低。     

迪那2气藏地层压力变化对储层渗透率的影响

针对在岩石应力敏感研究领域认识差异较大的问题，提出了以初始有效覆压下的渗透率为参照，以实际压降路径范围下的渗透率变化比来评价地层压力变化对储层渗透率的影响。采用将储层压力变化对渗透率的影响分为压敏和压力伤害两部分来评价的方法，对迪那2气藏岩芯实验结果和理论分析表明：选用常规条件下测量的渗透率作为压敏评价的参照值，结果被过高估计；把有效覆压变化对渗透率的影响分为压敏与压力伤害可以反映岩芯的弹性和塑性形变对渗透率造成的影响。认为不同开发阶段，选用不同有效覆压变化情况来开展压敏规律研究。研究结果对正确评价气藏应力敏感程度及制定合理产能保护方案具有重要参考意义。     

变形后阿尔奇公式在特低渗储层解释中的应用

阿尔奇公式自提出以来,一直被广泛应用于测井饱和度解释领域,并取得了卓越的成果。针对特低渗透储层孔隙结构复杂、胶结程度高、孔隙曲折程度难以掌握等特点,直接利用阿尔奇公式计算含水饱和度有较大误差。通过调研大量文献以及对现场岩心资料的分析,将渗透率引入阿尔奇公式后对其进行修正,建立了适用于特低渗透储层的阿尔奇公式,同时得到了适合特低渗透储层的胶结指数与导电系数,探讨了特低渗透储层特性对岩电参数以及地层因素的影响。这为阿尔奇公式在测井饱和度解释方面的应用做出了更大范围的推广,使其在特低渗透储层的解释方面更为精准。     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容，而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此，从典型油藏地质模型出发，通过建立油藏数值模拟机理模型，筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标，分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响，研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。     

文留异常高压油藏注天然气驱室内实验研究

文88 区块的储层物性为低孔低渗,平均孔隙度为13.9%,平均渗透率为7.4 mD,储层温度为145 ℃,原始地层压力64.98 MPa,压力系数1.7∼1.8,属异常高温高压油藏,衰竭采收率较低,且注水效果差。为了研究该油藏注气提高采收率可行性,在室内进行了注气膨胀和长岩芯驱替实验,得到了注天然气改善原油物性的效果以及不同注气方案下的驱油效率,研究结果表明：注天然气能明显改善原油的物性,对原油的降黏效果和膨胀效果较明显;两种注气方案中,原始地层条件下注气的驱油效率较好,达到82.97%,目前地层条件下注气在一定程度上提高了驱油效率。     

低渗透油藏考虑压裂的合理注采井距研究

基于点源点汇渗流理论，推导了低渗透油藏考虑压裂措施的注采井间压力梯度分布方程，结合启动压力梯度 与低渗透油藏渗透率关系式提出了合理注采井距计算方法，并结合低渗透油藏实例，进行了注采井间压力梯度影响因 素分析，得到了低渗透油藏合理注采井距理论图版，验证了该方法的可靠性。结果表明：在渗透率、注采压差和压裂裂 缝长度一定的情况下，存在合理的注采井距，且合理井距随渗透率、注采压差和裂缝半长的增加而增大；认为采取压裂 等增产措施，有利于建立起有效的驱替压力系统，能较大幅度地提高合理注采井距。推导出的考虑压裂的注采井间压 力梯度表达式能够较准确地反映真实地层驱替压力系统，研究结果对合理开发低渗透油藏具有一定的实际意义。     

低渗透储层可动剩余油核磁共振分析

针对有代表性密闭取芯岩芯平行样，分别进行油水饱和度和油水高速离心驱替实验核磁共振分析，定量获得 储层目前剩余油饱和度、采出油相对量、可动油饱和度及驱油效率上限等参数，对比各参数建立储层可动剩余油饱和 度核磁共振分析方法。研究表明，建立岩芯饱和油束缚水状态和水驱油的最佳离心力分别为2.250 MPa 和0.220 MPa， 4 个渗透率级别（>50、[10，50）、[1，10）和<1 mD）储层采出油饱和度分别为23.49%、16.81%、8.70% 和9.99%，可动油 饱和度分别为50.34%、43.76%、29.67% 和22.89%，可动剩余油饱和度分别为26.85%、26.95%、20.97% 和12.90%，由 于储层非均质性影响，大于10 mD 储层采出油明显高于10 mD 以下储层，但大于10 mD 储层可动油饱和度较高，故可 动剩余油饱和度也较高，小于1 mD 的储层可动剩余油明显低于其他储层。     

反映动态启动压力梯度的低渗透油藏渗流模型

基于流体边界层理论，建立了一种描述在低渗透油藏流体非线性渗流特征的新模型，获得了动态启动压力梯 度的连续变化函数。应用考虑动态启动压力梯度的非线性渗流模型，建立了一维单相流体流动的数学模型，并应用全 隐式方法对离散方程进行了线性化处理；对比研究了线性渗流模型、拟线性和反映动态启动压力梯度的非线性渗流模 型下地层压力的分布特征及流体非线性渗流系数对动边界扩展的影响。数值结果表明：受动态启动压力梯度的影响 在近井区域地层压力下降幅度更大，在远井区域的地层压力越高，地层压力下降范围更小；非线性系数数值越小，流体 流动的非线性程度越强，动边界的扩展速度越慢。     

凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差探讨

在凝析气藏的开发过程中，随着地层压力的不断下降，地层中会析出凝析油，严重影响气井的产能。但是，在凝析气藏衰竭式开发过程中，凝析油的析出是无法避免的，只能通过调整合理的工作制度来尽可能多地采出凝析油气。因此，基于实验和理论的方法研究凝析油气的渗流特征及毛管数效应对凝析油开采的影响，提出将凝析气藏衰竭式开采分为两个不同的阶段，按不同的开发阶段确定合理的生产压差。研究认为，对于定容封闭的凝析气藏可适当增大生产压差或采取变压差的方式来增加气井的产能以及凝析油的采收率，最后通过实际凝析气井的生产动态验证了以上的观点。     

低渗油藏岩石压敏性及其对渗吸的影响

针对裂缝性低渗透油藏基质中大量原油滞留而采不出来的特点，结合岩芯压敏性实验和渗吸实验，分析了该类油藏周期注水过程中的作用机理。进行了不同渗透率岩芯静态渗吸实验、岩芯的渗透率压力敏感性实验、不同压降条件下的渗吸实验，并将三者实验结果进行了比较分析。研究结果表明，渗吸采收率随着岩芯渗透率的增大而先增大后减小；岩芯渗透率损失主要是发生在有效压力增大的初期阶段；降压幅度和降压速度对渗吸采收率的影响趋势是先减小后增大；周期注水过程中，压力波动幅度较小时，岩芯压敏性起主要作用；当压力波动幅度较大时，压力波动产生的内外压差起主要作用。     

隆昌北须二段致密砂岩储层特征及主控因素

隆昌北须二段储层以中—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，分选中—好，磨圆度中等，多为次圆—次棱角状，以次棱角状为主。颗粒间以点—线接触为主，局部呈线接触、点接触、凹凸接触；以孔隙—接触式、加大—孔隙式胶结为主。粒间孔和长石溶孔是主要的储集空间，渗透率平均为1.2733mD，属特低渗致密储层。沉积相带、矿物成分、砂岩粒度是影响该区储层性质的关键因素。压实作用和胶结作用是孔、渗降低的主要原因，溶蚀作用和构造作用形成裂缝，是储集物性改善的主要因素。     

东营凹陷南坡断块类型及其油气封闭性研究

东营凹陷南部斜坡带沙河街组发育大量顺向及反向断层组成的断块圈闭，处于有利构造背景下的断块圈闭仅部分成藏，因此，断层的地质属性制约了油气封闭的有效性。从断层的各项属性如活动性、断距、砂地比、断面应力、紧闭指数及SGR因子等入手，针对研究区的顺向断块、反向断块及倾向相反的顺反向组合断块等3种主要类型开展封闭性研究。研究表明，高含砂量层系（沙二段）反向断块更易成藏，顺向断块成藏概率较低；中、低含砂量层系（沙四下亚段-孔店组）顺向、反向断块均可成藏，且反向断块更为有利。此外，倾向相反的共轭组合断块研究表明，斜交式比共线式组合断块的封堵性更好，斜交式断块的主控断层及辅助断层满足经验断层封闭参数，该共轭组合断块亦是有利类型。     

特低渗透油藏压裂水平井新型布井方式研究

考虑长庆油田特低渗油藏地貌特征和储层各向异性，提出了一种压裂水平井新型布井方式。从钻井和油藏两个角度论证新型布井的可行性。丛式井技术可确保压裂水平井新型布井的顺利实施。利用油藏数值模拟方法，分别从单井产能、阶段采出程度、含水率、波及面积等方面评价了压裂水平井新型布井在交错、菱形和矩形井网中的开发效果。研究表明，新型布井与常规布井在交错井网中具有相同的开发效果；菱形和矩形井网中，新型布井可以提高阶段采出程度、单井产能和相对波及面积，降低相同采出程度对应的含水率。新型布井在菱形井网（矩形井网）30 a 的相对波及面积和采出程度分别提高6.00%（10.00%）和0.96%（1.60%），含水率95% 的采出程度提高1.05%（1.50%）