特低渗透油藏大型压裂技术研究与应用

通过对特地渗透油藏开发技术调研和反复论证,认为"定向、定量地造长缝"的大型压裂技术是实现特低渗油藏效益开发的关键。针对富112块沙三下段特低渗透砂岩地层,应用stimplan整体压裂优化模拟软件开展了压裂工艺技术优化研究。实践证明,大型压裂技术不仅解决了富112块沙三下段油藏的开发难题,而且对实现特低渗透油藏效益开发具有重要的参考价值。     

仿水平井开发技术在特低渗透油藏的应用

樊142块沙三下位于正理庄油田的东北部,含油面积8．73平方米,地质储量353万吨,渗透率1．5＊10—3μm2,属典型的高压特低渗透砂油藏。2010—2011年该块首次以仿水平井开发技术的新思路、新模式指导142块特低渗透砂岩油藏开发实践,通过核心技术探索研究与集成,应用水平井压裂完井工艺开发油藏取得了较好的阶段效果,为特低渗透油藏开动用提供了新的思路及宝贵的经验。     

特低渗透油藏压裂水平井见水特征研究

压裂水平井是开发特低渗透油藏的有力工具,但随着开采的深入以及注入水的突进,见水问题已成为困扰其发挥最大效能的重大阻碍。为了研究特低渗透油藏压裂水平井的见水特征,本文在现场找水试验的基础上,分析了压裂水平井见水的原因以及导致含水急剧上升的关键因素,提出了降低含水的具体办法。通过建立数学模型,研究了不同油藏参数、开采参数对生产效果的影响,为特低渗透油藏压裂水平井合理工作制度的确定提供了理论基础。     

克拉玛依油田特低渗透下乌尔禾组储层渗流机理研究

新疆克拉玛依油田下乌尔禾组储层是一个低孔、特低渗透、微裂缝发育的厚层状砾岩油藏,根据储层物性特征和渗流能力评价,反映了储层低孔低渗的特征。通过对比新疆克拉玛依、大庆、长庆同等渗透率级别岩心对比,表明新疆克拉玛依油田下乌尔禾组特低渗储层岩心喉道分布曲线的峰值最低,大级别喉道含量最高,大喉道的存在为有效渗流能力提供了良好的通道,同时又受到小吼道的限制作用;可动流体饱和度分布较宽,相对较大;启动压力梯度和储层渗透率大小关系密切,储层渗透率越低,启动压力梯度越大,说明了其开发难度大的原因。依据这三个参数对低渗透储层进行分类和评价,新疆克拉玛依油田下乌尔禾组储层特低渗储层以三类储层为主,部分二类下限储层,表明有一定的开发潜力,但开发难度较大。     

特低渗透油藏间歇式生产油井产能预测分析

特低渗透油藏产能低,开发难度大已成为共识。为了对特低渗透油藏油井产能和油藏产量进行准确的预测,本文在达西公式的基础上,考虑到特低渗透油藏的渗流受到启动压力梯度的影响,推导出了具有启动压力梯度的间歇式生产的油井产能的预测模型,得出油井间歇式生产过程中采油量与时间存在指数递减关系;还推导得出油井关井时间段井底压力变化的数学模型,分析出其井底压力变化与采油时间段的采油速度有关,并给出了进行计算机迭代运算的求解方法和计算步骤。     

特低渗透油田提高水井测试效率的工艺方法和工具研究

特低渗透油田简单来说，就是指一些储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油田。对于特低渗透油田来说，提高其水井测试效率、改善其水井测试工艺显得尤为重要。因此，本文集中探讨了如何提高特低渗透油田的水井测试效率，希望能够给实际的油气开采工作提供一些技术支持。     

樊144块特低渗透油藏注水开发设计研究

樊144块油藏是典型的特低渗透油藏,油藏平均渗透率3.72毫达西。目前采用天然能量开发。以矿场数据为基础,采用油藏工程方法分析了产量递减特征,预测了油藏弹性采收率。采用与本区域其他油藏注水效果对比的方法,提出应该对该区块进行注水开发。在设计注采井网和注采参数的基础上,采用数值模拟方法预测了水驱开发效果,可以比弹性开发提高采收率10.9%,效果明显。     

姬塬油田X区块长82油藏降压增注技术适应性评价

姬塬油田X区块长82油藏是典型的特低渗透油藏,平均空气渗透率为1.73×10~(-3)μm~2。研究区2009年投入注水开发以来,区块平均注水压力就超过18MPa,且部分注水井长期达不到配注要求。文章在研究该区储层欠注机理的基础上,通过现场试验分析了研究区实施的多项降压增注措施效果。     

特低渗透储层非线性渗流规律研究

室内试验研究表明,流体在低渗透多孔介质中渗流时表现出非线性特征。文章从非线性渗流的基本特征入手,评价了特低渗透储层的启动压力梯度,得出了储层流体可动油的变化规律,为下步开发调整提供了理论指导。     

裂缝监测技术在低渗油藏樊142块的应用

正理庄油田樊142块沙三下属高压、特低渗透砂岩透镜体原生油藏,储层物性差,渗透率仅为1.5×10-3μm2。本文以樊142沙三下区块为例,应用井下裂缝监测技术,通过水力压裂地层破裂弄清了裂缝发育方位、长度、高度、产状等数据,为该块优化压裂设计、开发井网部署、开发方案顺利实施提供了可靠的依据。     

浅谈脉冲注气改善CO2驱油开发效果在特低渗透油田中的应用

为提高在注水开发条件下难以有效动用的特低渗透油层储量的有效动用率,XXXX油田开辟了注气试验区。几年来矿场试验结果表明, CO2驱油能够使特低渗透、裂缝不发育的油层建立起有效驱动体系,改善开发效果。但CO2本身存在流度低、易窜等特征,试验区受储层非均质性、人工裂缝等影响,CO2突破后气油比大幅度上升,出现出气不出油的局面。为进一步改善开发效果,考虑实施脉冲注气现场试验,依据室内研究结果,优化了注入方案并进行了现场注入,取得了较好的效果。     

吴起油田寨子河区长8储层特征研究

本文采用铸体薄片、X衍射分析、扫描电镜、铸体图像分析、压汞分析和电测曲线等多种技术手段,通过对该区长8储层地层沉积特征、油藏特征、储层宏观特性和微观特性等方面的研究,确定本区为中深层、特低孔特低渗、弹性—溶解气驱动的岩性油藏,为今后该区长8油层储层评价和油田开发方案的制定提供了依据。     

双低油藏女20断块高效开发模式

多年来制约高压低渗油藏女20断块开发水平的因素在于井距偏大,难注难采,欠注矛盾突出,文章运用油藏精细描述方法,通过缩小井距、储层压裂改造、攻欠增注等手段的研究与实践,大大地提高了油藏的开发水平。     

长庆第三采油厂特低渗油田建设项目管理模式研究

在新形势下开发建设特低渗透油田,对于维护国家能源安全,保障国民经济发展,保证企业可持续发展具有重要意义.本文通过对长庆第三采油厂特低渗透油田建设项目管理现在的开发现状和开发能力进行分析,找出存在的不足;比较了国外先进的项目管路模式和国内传统的项目管理模式,最终构建出适合第三采油厂特低渗透油田建设项目管理模式.     

特低渗透油藏注气数值模拟研究

特低渗透油藏因其储层物性差、非均质性严重,在开发过程中存在注水困难的问题。为了研究油藏注气可行性,利用数值模拟软件,在拟合室内实验的基础上展开了5种模拟方案,即不补充能量衰竭、注水驱、注气驱(CO2、N2及干气驱)。研究结果表明:油藏弹性能较低,依靠弹性能采出程度只有4.1%;同时控制流线和等压线是稳定变化的,水驱前缘均匀推进,导致了注水模拟结果偏高;在注气补充能量中,3种纯气驱的采出程度比纯水驱的采出程度高,其中在模拟结束时,注CO2驱采出程度最高,为49.31%。     

高压低渗油藏改善开发效果研究与实践

女20断块为典型的多层非均质高压低渗透油藏,因储层物性差,油藏一直停留在低速低效开发状态。2006年对构造进行了精细解释,对储层进行了定量研究,找出了制约油藏开发的因素,并实施了井网加密扩边、储层改造和降压增注等治理措施,治理后日产油由87t/d升至197t/d为改善同类油藏的开发效果提供了方向。     

矩形井网在复杂断块的应用

大港油田南部断层极其发育,在断裂带发育多种类型圈闭;同时储层低孔、低渗,非均质强;流体高粘高凝因此不宜采用规则的井网开发。根据油藏构造特征以及储层发育特点,应用矩形井网开发可以最大限度的控制油藏储量。     

分层压裂工艺在薄互层油藏的研究和应用

胜利油田薄互层特低渗透油藏占胜利油田探明低渗透储量的1/3,薄互层低渗透油藏层间矛盾突出,层多、跨距大、物性差异大.为缓解层间矛盾,必须加强低渗层压裂改造.针对薄互层特点,应实施分层压裂改造工艺.一方面改进了机械卡封分层压裂工具,并对分层压裂工艺进行优化,利用最小的投入产出比挖掘各层潜能.但并非所有井都适应分层压裂,对于各目的层应力差、隔层岩性、隔层厚度等都有一定要求,通过开展薄隔层储层特征及岩石力学特征分析、隔层应力差对裂缝参数影响等研究,形成了薄互层分层压裂工艺选井选层标准.     

二氧化碳驱现场试验效果分析

贝14兴安岭油层属低孔特低渗透油藏，2004年12月投入开发，前期进行弹性开采，产量递减较快；2006年5月实现注水开发，但是由于地层渗透率低，水敏性强，很难实现有效注入,开发效果不理想。2011年9月CO2试验区一期投运，注气区油井逐步见到注气效果。本文结合CO2驱提高低渗油藏采收率机理及现场试验情况，对贝14兴安岭区块注CO2矿场实验取得的开发效果做了进一步分析研究，为下步扩大试验规模提供参考依据。     

低渗油田注水开发技术浅析

目前,我国已探明的石油储量大部分存在于低渗透油藏中,而低渗透油藏的开发是石油行业研究的一项难点与重点。尽量降低渗透油藏的开发成本,降低资金投入量,才能在低渗透油藏的开发中获得预期的开发效果与经济收益。对于长庆油田,因为储层中富含水资源,所以注水开发低渗油田在理论上是行得通的,然而在注水开发过程中由于各个区块储层敏感性不同、主要驱动能力不同以及采取的增产措施不同,在油田开发方案设计和开发过程中采用的注水方式也有所不同,本文就不同的油田状况给出相应的注水开发方式并针对开发过程中的问题提出注水调整方法。