特低渗透油藏

摘要： 长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%~10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m^(3)/min,注入量为300~600 m^(3),可在裂缝深部40~80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。

摘要： 针对鄂尔多斯盆地特低渗透油藏注水井注水压力高、注水量达不到配注要求、注水开发效果较差等问题,在储层特征分析基础上,通过室内实验优选出了具有良好界面活性、润湿性能的双子表面活性剂SG-12、氟碳表面活性剂FT-Z,结合防膨剂FP-101,建立了一种复合表面活性剂降压增注(JYZZ)体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:特低渗透岩心注入JYZZ体系后,油水等渗点明显右移,两相渗流区域明显变宽,残余油饱和度降低,水相相对渗透率明显升高;水驱压力稳定后,注入6PV的JYZZ体系,可使岩心注入压力降低35%以上,并能使采收率提高5%以上。现场试验表明,6口注水井采用JYZZ体系后注水压力显著下降,注水量显著提升,平均有效期超过300 d,降压增注效果明显。研究成果对特低渗透油藏降压增注具有指导意义。

摘要： 为研究可控自聚集胶体颗粒(CSA胶粒)对特低渗透非均质油藏窜流通道的封堵能力及其注入量变化对油藏开发效果的影响,利用人造均质柱状岩心和非均质板状岩心开展调堵-水驱渗流实验和调堵-天然能量开采模拟实验。依靠自主研发的边底水油藏天然能量开采模拟实验装置,实现了室内实验对目标油藏实际开发动态特征的相似性模拟,明确了CSA胶粒注入量对控水、增油、保压、提高采收率和启动基质剩余油的影响。实验结果表明,平均粒径为0.5μm的CSA胶粒针对目标油藏条件兼具较好的注入性和较高的封堵强度;增加CSA胶粒注入量有助于控制油藏水窜、提高低渗透基质波及效率、提高采油速度和降低油藏压力衰减速率,对延长油井稳产期、提高油藏采收率效果明显,但当CSA胶粒注入量超过某一临界值时,继续增加其注入量并不会明显改善油藏开发效果。对于目标油藏,其适宜的注入量为0.3倍窜流通道孔隙体积倍数,此时油藏采收率可达到32.43%。由此可知,特低渗透非均质油藏调堵工艺需要选用适宜的调堵剂和适度的注入量。

摘要： 为了研究特低渗储层油水渗流关系及其影响因素,以冀东油田特低渗透油藏为研究对象,通过非稳态法获得了不同渗透率岩心在不同驱替压力梯度下的相对渗透率曲线及驱油效率。研究表明:随岩心渗透率升高,束缚水饱和度和残余油饱和度降低,等渗点处和残余油状态下的水相相对渗透率降低,油相相对渗透率曲线随含水饱和度增加而下降的趋势放缓,油水之间干扰作用降低,两相同流区拓宽,驱油效率大幅度升高;随压力梯度升高,束缚水饱和度和残余油饱和度降低,等渗点处和残余油状态下的水相相对渗透率升高,油相相对渗透率曲线上升且随含水饱和度增加而下降的趋势变缓,等渗点含水饱和度右移,油水两相渗流能力增强,两相同流区拓宽,驱油效率升高。

摘要： 为了探究不同注入介质对特低渗透油藏采收率的影响,以衰竭开采实验作对比,开展了不同单一介质(N_(2)、伴生气、地层水)、水气交替等一系列室内实验研究。结果表明,水气交替注入比单一介质驱油采收率要高,衰竭后进行水驱加伴生气驱开采效果最好,驱油效率可高达75.06%。

摘要： 为了精确计算特低渗透油藏定向井产能,针对特低渗透油藏定向井采用拟启动压力梯度动用半径模型不能准确计算产能的问题,开展了室内驱替实验,得到非线性渗流模型,再推导得到定向井达西、拟启动压力梯度、非线性启动压力梯度动用半径模型产能公式,计算定向井达西、拟启动压力梯度、非线性启动压力梯度动用半径模型产能并与真实油井产能进行对比及动用半径敏感性分析的研究工作。结果表明:在相同生产压差下,达西模型、拟启动压力梯度模型、非线性启动压力梯度动用半径模型产能与实际产能平均误差分别为22.99%、12.91%和3.87%,采用非线性启动压力梯度动用半径模型计算产能较为精确;生产压差和流度与动用半径成正比关系。以上成果认识,对特低渗透油藏定向井产能计算具有一定指导意义。

摘要： H油田A201区块X油藏储层平均渗透率为1.44 mD,属于典型特低渗透油藏。在开发过程中,由于研究区储层渗流阻力过大,地层能量消耗较快,并且得不到及时补充,导致采油井和注水井之间难以建立有效驱替压力系统。为保证油藏流体的有效流动,渗流场任意位置的驱替压力梯度必须大于油藏的启动压力梯度。本文结合经济效益评价,建立了有效驱替压力系统判别式,并利用势的叠加和镜像反映原理建立了H油田特低渗透油藏菱形反九点井网的有效驱替压力系统模型。基于计算结果,绘制了渗流单元内压力与压力梯度的分布图和井底压力与产液量、注采比和水力裂缝半长等影响因素的关系曲线,结果表明:在地层微裂缝闭合的前提下,适当提高注采比,有利于建立有效驱替压力系统,研究区油藏最优注采比为3;随着水力裂缝长度的增加,地层流体渗流阻力减小,但地层中最小驱替压力梯度也会降低,研究区油藏水力裂缝半长为75~95 m时,能建立起有效驱替压力系统。

摘要： 以大庆油田贝14区块和树101区块为研究对象,应用油藏数值模拟方法,优化了CO2混相驱和非混相驱水气交替的注采参数。采用经济评价的方法,以经济利润为目标,对CO2水气交替过程中的水气比、注气速度、水气交替时间和水气交替时机4个参数进行了优化研究。结果表明,对于CO2混相驱,气油比达到50 m^3/t时开始水气交替,水气比4:1,注气速度25 m^3/d,交替周期注3个月水注1个月气为最优组合方案;对于CO2非混相驱,气油比达到250 m^3/t时开始水气交替,水气比1:1,注气速度20 m^3/d,交替周期注1个月水注1个月气为最优组合方案。

摘要： 传统技术极限井距计算方法未考虑特低渗透油藏压敏效应对注采井间驱替压力及启动压力梯度的影响,导致计算结果与矿场实际情况存在较大差距。针对这一实际问题,该研究通过建立考虑压敏效应油水井附近驱替压力公式及变启动压力梯度计算公式,基于传统技术极限井距计算公式,推导了考虑压敏效应的技术极限井距计算公式,并对模型进行参数分析。结果表明,渗透率越大,注入压力越大,地层压力保持水平越高,采油井井底流压越小,压敏效应影响越小,启动压力梯度越小,技术极限井距越小。与传统方法计算结果相比,所建模型计算技术极限井距需要进一步缩小,平均缩小10 m以上;Y-4-W1井组根据文中计算结果优化设计压裂规模后,实现了有效驱替。该研究成果可为特低渗透油藏有效开发提供理论基础。

摘要： 为了解决特低渗透滩坝砂油藏CO2驱纵向驱替不均衡的问题,利用油藏数值模拟方法分析了储层渗透率、地层原油黏度、含油饱和度和油层厚度等因素对层系组合的影响,并利用正交试验方法确定各因素的影响程度从大至小依次为:原油黏度、含油饱和度、储层渗透率、油层厚度.通过公式推导和油藏数值模拟方法,建立了考虑含油饱和度、原油黏度和储层渗透率等3个主控因素以及启动压力梯度和压裂影响的综合有效流度作为层系组合的表征指标.基于油藏数值模拟技术,确定了不同注采压差下的综合有效流度的界限值,随着注采压差的增大,界限值逐渐减小.依据各油层的综合有效流度值,采用K-means聚类方法实现层系组合自动划分.将研究成果应用到胜利油区正理庄油田高89区沙四段,结果显示将层系划分为3套时的采出程度提高了2.25％.

摘要： 特低渗透油藏具有渗透率低、孔隙细小、储层非均质性强、高压欠注等特点,常规的调驱措施如:聚合物类调驱剂、体膨颗粒、注气等难以适应.针对这一难题,本文研发了一种兼具储层调控和高效洗油双重作用的碳纳米颗粒调驱体系.实验中通过两步改性法在碳纳米颗粒表面接枝活性基团,优化了主要合成条件,考察了碳纳米颗粒调驱体系的分散稳定性和油水界面张力降低能力.实验结果表明:制备的碳纳米颗粒调驱体系为水相分散体系,室温下分散稳定性可达90天以上,能够降低油水界面张力达10-2mN/m.通过岩心流动试验评价了碳纳米颗粒体系的调驱潜力,结果表明碳纳米颗粒溶液能够有效注入地层,并可形成封堵,通过颗粒储层调控和高效洗油双重作用,能够显著提高采收率达10％以上.该研究成果从纳米尺度“小”思想,解决了特低渗透油藏开发的“大”难题,改性后的碳纳米颗粒水基自分散、表面自带润滑且无毒无污染,属于一种环境友好型调驱新材料,为我国特低渗透油藏开发注入新的活力.

摘要： 综合利用岩心、水驱油实验、相渗、测井等资料,通过对3个不同开发状况井组内在不同井距和排距下部署的11口密闭取心井精细解剖,建立水洗判别标准,分析水洗状况,表征特低渗透油藏中、高含水阶段剩余油的控制因素和分布规律.研究表明,动态裂缝和似块状厚砂体内部非均质性是剩余油分布的主控因素.水驱过程中动态裂缝和基质综合作用,可分为基质近活塞驱、基质驱、基质-裂缝驱、裂缝驱四种驱替类型.动态裂缝的产生导致平面上剩余油分布在裂缝两侧,呈连续或不连续条带分布,纵向上使剖面动用程度大大降低.裂缝占主导作用的L76-60井组内2口密闭取心井剖面动用程度仅为9.6％,基质-裂缝驱的W16-15井组内8口密闭取心井剖面动用程度平均为50.7％,未产生动态裂缝的L88-40井组呈基质近活塞驱.

摘要： 相比中高渗透油藏,长庆特低渗透油藏具有渗透率低、裂缝发育、非均质性强等特征,其水驱采收率偏低,常规注采调控难以进一步挖潜剩余油.针对这些特点和开发中的主要矛盾,开展了长庆特低渗透油藏化学驱适应性研究.基于检查井资料和水驱模拟实验结果的综合分析,明确了长庆特低渗透油藏水驱后提高驱油效率的主要潜力是微观非均质残余油,由于储层物性和主要残余油类型的差异,适应于特低渗透油藏的驱油剂必然与中高渗透油藏存在差异.根据矿场试验和室内实验结果的综合分析,常规聚合物驱和活性剂驱因其注人性、提高波及效率能力和吸附损失等问题,在长庆特低渗透油藏中的适应性受限.分别以强乳化适度低张力的AES、强乳化超低界面张力的BA和弱乳化能力超低界面张力的TS-1在特低渗透岩心中进行驱油模拟实验.实验结果表明,在低渗透、特低渗透岩心中,具有强乳化能力的驱油剂提高驱油效率幅度明显高于弱乳化超低界面张力驱油剂.研究成果证实了强乳化能力、适度低界面张力的化学驱技术思路在长庆特低渗透油藏中的适应性.

摘要： 空气泡沫驱油技术是提高采收率的有效方法之一,但是注入气中的氧气与伴生气混合存在爆炸风险.在对特低渗透油藏试验区氧气爆炸极限计算分析的基础上,开展了原油低温氧化反应前后原油及产出气组分变化规律、氧化动力学参数、原油低温氧化程度和氧化速率研究.确定了空气泡沫驱及减氧空气泡沫驱过程中氧气含量小于临界爆炸极限值及氧气完全消耗掉时的推进距离.为空气泡沫驱试验决策及确保现场试验安全顺利开展具有重要意义.

摘要： 姬塬油田作为国土资源部确定的首批国家级示范基地,地面建设在成熟工艺模式基础上,结合油藏特性、开发特点,以中型站场橇装化、井站管线智能化为突破口,对地面系统设计模式进行探索,力求集输工艺优化、布站方式简化、资源综合利用程度提高,以适应油田持续稳产和降本增效的需要,达到特低渗透油藏效益开发目的,进而为国内同类油气藏的地面工程建设起到示范引领作用.

摘要： 本文主要通过研究动态监测技术在特低渗透油藏的应用,来展示监测技术对油田动态分析所起到的指导精细注水和动态开发的具体作用.(2)塞21油藏注水开发30年,油藏开发矛盾突出,本文主要应用油水井试井、注入剖面测试、井间示踪剂、陀螺测井等动态监测资料,对开发过程中注采井网调整、注采剖面调整、措施增产等技术政策的制定提供有利依据.(3)通过资料分析,认识到油田开发动态监测是油田勘探开发过程中认识油藏水驱规律,确定储层物性参数变化等不可或缺的重要手段.其对同类油藏开发提供了指导意义和可靠的经验.(4)本文的创新点在于将多种动态监测技术综合应用,验证各类监测技术对于油田开发动态分析的指导作用.

摘要： 纵向波及系数是影响油藏采收率的重要因素,为了更高效地提高油藏采收率,以W油田为例,通过统计大量的实际生产资料,定量表征了主控因素渗透率变异系数、渗透率级差、射开程度以及砂体连通程度与纵向波及系数的关系.同时,基于俞启泰等学者相关研究成果,利用多元回归方法,引入上述4个主控因素,重新修正了纵向波及系数计算公式,并且利用检查井资料验证了公式预测结果的合理性.新方法综合考虑了储层特征、油藏非均质性、砂体连通性等影响因素,进一步提高了低渗透油藏波及系数定量评价精度.研究成果为现场生产提供了一种快速评估开发效果、明确主控影响因素的方法,高效指导油田实施调整措施,从而提高油藏采出程度.该评价方法已在W油田多个油区进行了推广.

摘要： 特低渗W区块C6油藏历经21年开发,目前已进入中含水开发阶段,随采出程度的增加,平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况变差,平面水驱波及半径已达油井,水驱油效率下降,剩余油分布日趋复杂,一次井网改善水驱、控水稳油技术瓶颈日益突出.空气泡沫驱技术具有“封堵调剖、提高驱油效率、提高油层能量”的特性,因此在借鉴东部油田成功案例基础上,根据特低渗透储层特征结合室内实验评价,通过对15注63采井组现场先导试验到扩大试验为期七年的矿场试验效果表明,空气泡沫驱技术在改善水驱、扩大水驱波及体积,提高采收率效果明显,预测采收率提高5.0％以上,且现场试验安全顺利进行,具有较好的技术适应性.

摘要： 特低渗W区块C6油藏历经21年开发,目前已进入中含水开发阶段,随采出程度的增加,平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况变差,平面水驱波及半径已达油井,水驱油效率下降,剩余油分布日趋复杂,一次井网改善水驱、控水稳油技术瓶颈日益突出.空气泡沫驱技术具有“封堵调剖、提高驱油效率、提高油层能量”的特性,因此在借鉴东部油田成功案例基础上,根据特低渗透储层特征结合室内实验评价,通过对15注63采井组现场先导试验到扩大试验为期七年的矿场试验效果表明,空气泡沫驱技术在改善水驱、扩大水驱波及体积,提高采收率效果明显,预测采收率提高5.0％以上,且现场试验安全顺利进行,具有较好的技术适应性.

摘要： 特低渗W区块C6油藏历经21年开发,目前已进入中含水开发阶段,随采出程度的增加,平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况变差,平面水驱波及半径已达油井,水驱油效率下降,剩余油分布日趋复杂,一次井网改善水驱、控水稳油技术瓶颈日益突出.空气泡沫驱技术具有“封堵调剖、提高驱油效率、提高油层能量”的特性,因此在借鉴东部油田成功案例基础上,根据特低渗透储层特征结合室内实验评价,通过对15注63采井组现场先导试验到扩大试验为期七年的矿场试验效果表明,空气泡沫驱技术在改善水驱、扩大水驱波及体积,提高采收率效果明显,预测采收率提高5.0％以上,且现场试验安全顺利进行,具有较好的技术适应性.

摘要： 本发明涉及采油技术领域，尤其涉及一种用于低/特低渗透油藏微破裂压力下注水驱油的方法。针对低/特低渗透油藏的特点，采用智能化软件在线实时动态监测并自动控制注水压力、注水量及温度，使地层形成大量的微裂缝，微破裂压力下注水，使地层充满微裂缝，若部分微裂缝与天然裂缝串联形成高渗通道时，立即注入堵剂进行封堵，最终的结果是地层充满微裂缝，注入水能轻易注入，同时又不会沿着高渗通道突进，最大限度的提高注入水的波及系数，提高采收率。

摘要： 本发明涉及一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，包括步骤：1)选取物理模型岩心；2)物理模型岩心防腐蚀处理；3)物理模型岩心加环压和抽真空；4)测量物理模型岩心孔隙体积，计算物理模型岩心孔隙度；5)加热物理模型岩心至目标地层温度，水测渗透率；6)模拟饱和油过程，记录饱和模拟油体积，计算原始含油饱和度；7)模拟CO2驱替，记录驱替压力、出口端液体和气体体积，计算CO2驱采收率；8)更换相同渗透率的物理模型岩心，重复步骤1)～7)，得到不同驱替压力及回压条件下CO2驱采收率；9)绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，关系曲线上采收率拐点对应的回压为低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力。

摘要： 本发明涉及一种低、特低渗透油藏CO

摘要： 本发明涉及裂缝性特低渗透油藏开发技术领域，尤其涉及一种裂缝性特低渗透油藏地层参数预测方法，首先建立时域化学示踪物理模型；其次建立时域化学示踪数学模型；再次建立时域示踪神经网络模型；最后根据时域化学示踪物理模型、时域化学示踪数学模型和时域示踪神经网络模型，利用BP神经网络技术求解时域化学示踪数学模型，根据求解结果预测裂缝性低渗透油藏的裂缝条带个数N、裂缝条带平均渗透率K、注入水波及体积V、注入水分配系数f和水驱推进速度v。本发明的预测方法能够利用注采井组历次示踪监测解释结果来预测未来井间地层参数，实现裂缝性特低渗油藏参数在时间上的推移，反馈参数的变化趋势和规律。

摘要： 本发明公开了一种特低渗透油藏或致密油藏的采油方法，其特征在于，其包括以下步骤：在水平井套管完井后，采用水平井分段压裂技术对储层进行分段压裂以形成N条与水平井连通的人工裂缝，其中第M条人工裂缝与第M+1条人工裂缝相邻，其中N为大于等于3的整数，M＝1，2，3，4……N-1；第M条人工裂缝较第M+1条人工裂缝靠近水平井的井口；采用具有与油管相连接的封隔器的管柱将相邻的第1条人工裂缝与第2条人工裂缝之间的水平井的水平段坐封，通过套管向第1条人工裂缝中注水，通过油管进行采油，并且在采油完成后解封；将相邻的第M条人工裂缝与第M+1条人工裂缝之间的水平井进行坐封并且通过套管向第M条人工裂缝中进行注水后，通过油管进行采油。本方法能够通过一个水平井实现同井注水、同井采油。

摘要： 本发明涉及采油技术领域，尤其涉及一种用于低/特低渗透油藏微破裂压力下注水驱油的方法。针对低/特低渗透油藏的特点，采用智能化软件在线实时动态监测并自动控制注水压力、注水量及温度，使地层形成大量的微裂缝，微破裂压力下注水，使地层充满微裂缝，若部分微裂缝与天然裂缝串联形成高渗通道时，立即注入堵剂进行封堵，最终的结果是地层充满微裂缝，注入水能轻易注入，同时又不会沿着高渗通道突进，最大限度的提高注入水的波及系数，提高采收率。

摘要： 本发明公开了一种特低渗透油藏低矿化度水驱结果预测方法，包括以下步骤：建立低矿化度水驱机理模型；对提高采收率影响因素进行分析；以含水率为指标，选取目标区块实际井组进行模型验证。本发明低矿化度水驱明显能降低含水率以及相关影响因素的有效性。

摘要： 本发明涉及一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，包括步骤：1)选取物理模型岩心；2)物理模型岩心防腐蚀处理；3)物理模型岩心加环压和抽真空；4)测量物理模型岩心孔隙体积，计算物理模型岩心孔隙度；5)加热物理模型岩心至目标地层温度，水测渗透率；6)模拟饱和油过程，记录饱和模拟油体积，计算原始含油饱和度；7)模拟CO2驱替，记录驱替压力、出口端液体和气体体积，计算CO2驱采收率；8)更换相同渗透率的物理模型岩心，重复步骤1)～7)，得到不同驱替压力及回压条件下CO2驱采收率；9)绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，关系曲线上采收率拐点对应的回压为低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力。

摘要： 本发明涉及一种低、特低渗透油藏CO

摘要： 本发明涉及低渗透油藏开发工程领域，特别是涉及一种特低渗透油藏CO2驱技术极限井距的确定方法。所述方法包括：建立特低渗透油藏CO2驱数值模拟组分模型；利用所述建立的数值模拟组分模型计算n天后所述注采井间各网格点的压力、原油粘度的值；计算各网格点的启动压力梯度，绘制注采井间驱动压力曲线；计算各网格点的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；确定驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，直至两曲线相切，确定此时所述注采井距为技术极限井距。本发明根据驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系的关系，准确计算得到特低渗油藏CO2驱的技术极限井距，为极限井距的获得提供了新的方法和研究思路。