特低渗透油藏入井流体顺序接触储层损害评价

特低渗透油气资源在剩余油气资源中的地位越来越凸显。由于低孔低渗的特点,特低渗透油层在钻井、完井、采油、增产改造、EOR 等全过程均会发生储层损害。以镇泾油田长8 组为研究对象,对钻井完井液、压井液和压裂液顺序接触储层对储层的损害进行了方法探讨和实验评价。结果表明,钻井完井液对储层的损害最严重,压裂液次之,压井液最轻。分析表明,流体敏感性损害和漏失损害是钻完井液损害储层的主要因素。压裂液乳化、残渣、液相圈闭、浸泡时间损害,天然裂缝与水力裂缝堵塞,压裂液的冷却效应是压裂液损害的主要因素。最终提出了加入封堵剂改善钻完井液性能,从压裂工艺、压裂液体系出发改善压裂液的解决方式,实现全过程储层保护是特低渗油藏开发的关键。     

辽河油区砂岩油藏注水开发界限研究

摘要：辽河砂岩油藏以断块油田为基本特征,地质条件复杂,水驱开发难度大,部分油藏经历多次注水调整仍难有效动用。为此,从开发实际出发,以室内分析测试资料和开发认识为基础,分析油藏注水开发的主控因素及其影响程度,研究各单因素指标的分布规律,并从不同角度优选关键性指标,在分类评价的基础上建立辽河砂岩油藏注水开发界限标准评价体系,进而结合具体油藏的实际数据,采用灰色系统理论综合分析方法重新评价油藏的注水开发潜力,为选择合理开发方式提供依据     

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。     

断背斜油藏油水界面的差异分布及成因探讨

利用取芯资料及密井网测井资料，在等时地层格架的基础上，精细描述了胜坨油田胜利村断背斜油藏沙二段81 层储层特征及油水分布规律，利用非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的力学平衡关系，探讨了断背斜油藏中油水界面差异分布的成因机理。研究表明，断背斜油藏同一沉积单元中，各含油断块在油柱高度和油水界面深度方面存在较大差异，同一含油断块内部的油水界面与构造线并不完全平行。储层物性更差、构造更平缓、原油密度更大的断块和区域具有更高的油柱高度，从而导致了油水界面的差异分布。在实际油藏中，油柱高度存在的断块间差异和断块内差异是非均质储层油水界面分布的普遍特点，但具体油水分布状态要受储层非均质性、构造趋势、原油性质等因素的叠加影响。     

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。     

缝洞型碳酸盐岩孤立溶洞注水替油实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有多重介质特征,储集体在空间分布上具有不连续性,油水关系复杂,流体渗流机理与砂岩油藏有本质的区别,造成油田开采难度大。注水替油是在油藏依靠自身能量无法达到自喷,并且在机抽都无法举升原油至地面的情况下,通过井口注入地层水,使得油藏能量提升,重新具有自喷能量的一种技术。针对缝洞型碳酸盐岩油气藏的注水替油开发技术还处于探索阶段,尚无普遍适用的成熟技术可以直接应用。从大量的开发实践看,对油田的动态预测和分析,应当在将油藏进一步细分为缝洞单元的基础上进行。为了研究缝洞型油藏流体流动机理及注水替油开采机理,找到一个适合缝洞型油藏合理开发的方法,针对孤立溶洞实际特征,建立物理模型,实验研究其生产动态特征,结合现场注水替油生产,从无因次产量、无因次井底流压、含水率变化曲线得出注采动态变化规律。     

注水开发对原油性质的影响规律研究

砂岩油藏长期注水开发,注入水对储层孔隙中的原油物性有较大影响,主要表现为：随着注水开发时间的延长,原油密度、黏度、含蜡量、凝固点逐渐增大;原油黏度的变化表现出一定的阶段性,含水率在20%以下,原油黏度上升幅度较大,含水率为20%~85%时,原油黏度上升幅度比较平稳,含水率90%以上时,原油黏度上升幅度又变大;不同地区、不同层位原油性质变化特征具有明显差异;水洗前后原油性质参数之间的关系也发生变化,水洗后相同密度原油所对应的黏度明显增加,相同密度、黏度的原油所对应的凝固点明显升高。原油性质变化机理研究表明：油藏温度变化、原油轻质组分分离、脱气和注水水质是引起原油性质变化的主要原因。     

特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价法

特低渗油田在开发中后期,注水效果的评价对开发调整极其重要,地层存水率和水驱指数与特低渗透油田的注水效果究竟有什么样的关系？以安塞油田H区块为例,通过对地层存水率和水驱指数两项指标的曲线绘制及研究分析,评价了安塞油田H区块的注水开发效果,并利用室内实验以及油田动态资料进行验证。研究认为在特低渗透油田注水开发过程中,实际存水率、水驱指数曲线落在标准曲线之间,油田注水开发效果理想;落在标准曲线之上或之下,注水量偏大或偏小,注水开发效果不理想。存水率、水驱指数对特低渗油田的注水开发效果起到了客观准确的评价作用。     

低渗油藏CO2驱中注采方式优化设计

低渗油藏储层致密,衰竭与注水效果差,由于CO2具有易流动、降黏、体积膨胀的特点,在解决低渗透油藏开发方面表现出独特的优势。讨论了低渗油藏CO2驱中的注采方式,分析了目前常用的连续注气、水气交替和生产井控制等注采方式的优缺点,提出应综合考虑原油采收率、CO2埋存量、经济效益及其在低渗油藏中的适用性。并针对以上方法的不足提出了另外3种改进注采方式,通过油藏工程研究、典型模型和实例油藏的数值模拟进行测试分析,表明改进的依据生产井气油比和平均静压两种指标实施开关井控制的CO2驱注采方法能够满足低渗油藏注气能力需要,且具有开发周期短、油藏采收率高、CO2埋存潜力大等特点,油田实施简易,能够取得较好经济、社     

分段启动压力对宝浪油田驱动压差的影响

摘要：渗透率低于 10 mD 的特低渗储层与平均渗透率大于 20 mD 的低渗储层开发技术政策界限和开发方案制定等有很大的差别，渗透率越低，其启动压力成倍增加，这就影响了开发技术和方案的制定。应用分段启动压力梯度进行分段计算并进行对比，计算结果表明：用同一启动压力梯度计算的结果不符合实际情况，而应用分段启动压力梯度计算的结果更能很好地反映特低渗储层的实际情况；井距对较高渗透率的驱动压力计算影响并不大，但对于特低渗储层的驱动压力计算则影响很大。     

特低渗透砂岩油藏初期含水变化机理实验研究

针对低含油饱和度砂岩油藏开发初期含水现象，以室内物理模拟实验为手段，通过水驱过程中含水饱和度和含水率的变化，研究了特低渗透砂岩油藏的水驱油特征。研究结果表明，特低渗透砂岩油藏的初期含水率是由油藏原始含水饱和度决定的。在低含油饱和度条件下，油藏初始含水率存在一个不为0的稳定波动阶段，并且可以根据室内相对渗透率实验得到的一维含水率曲线和油藏原始含水饱和度来预测油井初期含水率。     

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。     

低渗透厚油层周期注水适应性研究

宝浪油田位于宝浪苏木构造带的焉耆盆地博湖坳陷北部的凹陷中部,是厚油层的低孔、低渗油田,并且发育局部裂缝,为了保持地层能量.并且进一步提高采收率,该油田实行了注水开发.注水开发结果解决了目前存在注水井压力逐年升高,注入量达不到配注要求的问题,并且利用裂缝性油藏的基质渗吸驱油理论缓解了目前的注采矛盾.     

复杂小断块油藏水平井井网开发效果研究

针对复杂小断块油藏地质构造、流体性质、油水系统等特点，通过分析研究水平井与直井夹角、渗透率、有效厚度、水平井段长度、油水粘度比、直井完井井段等因素与注采井距的关系，研究不同条件下直井注水、水平井采油和直井采油、水平井注水2种组合井网的开发规律，找到合理的井网组合形式。研究证明，油藏的采出程度随着渗透率的增加、水平井段的增长、油水粘度比的减小而不断提高，有效厚度对采出程度影响不大。采用直井注水、水平井采油的组合井网可以更充分地发挥直井和水平井的双重优势，极大地提高复杂小断块油藏的采收率。     

稠油油藏水平井侧向重力水驱技术研究

针对常规水驱开发稠油油藏效果较差的问题，提出了顶部注水水平井侧向重力水驱技术。在水平井注水室内评价实验基础上，分别从纵向和平面上分析了稠油油藏水平井侧向重力水驱的驱油机理，认为侧向重力水驱技术能够充分利用注入水和底水能量，提高油藏纵向动用程度，同时加大油藏的水驱波及系数和局部驱油效率。以某底水稠油油藏为概念模型，对水平井侧向重力水驱注采井网和生产层位进行了优化研究，得到最优的注采井网形式、注采井距和水平段走向，获得不同底水体积大小和韵律特征下生产井无因次避射高度优化图版和无因次射孔井段长度优化图版。为指导同类油藏实施水平井侧向重力水驱井网设计和纵向射孔层段设计提供了标准和依据。     

W2断块低-特低渗油藏细分层调整研究

W2断块属于低-特低渗、多油层、复杂断块油藏，开发过程中，储量水驱动用程度逐渐降低，层间干扰和储量纵向动用不均衡现象日益突出。通过对打开油层层数、厚度、渗透率极差、原油性质对储量动用状况的影响研究，提出了细分层调整合理的油层层数、厚度、渗透率极差和原油性质界限，以及细分层系需要的含油面积、储量规模界限。通过对细分层系调整后W2断块合理压力保持水平、合理采油速度、合理注采井距的研究，提出了W2断块细分层调整后合理的开发政策界限。按照细分层调整方案和开发政策界限研究成果，在W2断块成功地实施了细分层系调整，采收率增加了5.8%，可采储量增加了33.64×10⁴t。     

高浅南区边水断块油藏类型及剩余油特征

复杂小断块油藏的剩余油在开发后期极为复杂，不仅受多个因素的控制，同时，某一种因素单独控制的剩余油非常分散且数量有限。针对高浅南区小断块油藏边水发育的特点，考虑剩余油的主控因素、断块油藏的形状、天然能量的充足程度以及能量供体等将边水断块油藏划分为3 类：开启型边水断块油藏、半封闭型边水断块油藏以及封闭型边水断块油藏。并研究了每种油藏类型的剩余油分布特征和挖潜潜力。发现：开启型边水断块油藏采出程度最高、剩余油少而分散；封闭型边水断块油藏采出程度最低、剩余油多而连片；半封闭型边水断块油藏介于两者之间。在以上研究的基础上，根据每种油藏类型的特点提出了下一步挖潜的技术对策。     

义65井区高温低渗油藏储层伤害机理分析

义65井区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层,油藏为轻质油－稀油油藏,原油具有低密度、低黏度和高凝固点等特点,地层水总矿化度较高,一般为1100～19900mg/L,水型为NaHCO₃型。研究了义65井区高温低渗储层伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。义65井区地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素。     

塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策研究

缝洞型油藏储层类型多样，非均质性严重，油气水关系复杂，给这类油藏的开发带来了很大困难。应用数值模拟方法对缝洞型油藏的开发规律进行了研究，分析了不同类型油藏井型、水体能量、开采速度、开发方式对开发效果的影响，结果表明：无底水存在的单缝洞模式适合采用直井开发，而有水体的单缝洞情形更适合用水平井进行开发。结合塔里木盆地碳酸盐岩油藏注水的成功实例确立了注水吞吐等主要的开发技术对策，为此类油气藏的开发提供了理论依据。