裂缝性低渗透砂砾岩油藏开发效果影响因素研究_以盐家油田盐22块油藏为例
裂缝性低渗透油藏等效连续介质模型
裂缝性低渗透油藏等效连续介质模型本文以平行板理论为基础，利用渗透率张量理论和渗流力学的相关理论，建立了裂缝性低渗透油藏的等效连续介质模型，将裂缝性低渗透储层模拟为具有对称渗透率张量的各向异性等效连续介质。
在此基础上研究了天然裂缝参数对储层渗透率的影响。
1 裂缝性低渗透油藏的等效渗透率张量假设裂缝性低渗透储层由许多裂缝发育的裂缝区域和不存在裂缝的基质区域构成，首先利用平行板理论和渗流力学的相关理论，建立裂缝发育区域的渗透率张量模型，然后建立了由裂缝区域（由裂缝与基质组成）和基质区域（纯基质）构成的裂缝储层的理论模型。
示意图如图所示。
1.1 裂缝发育区域的渗透率张量假设：在裂缝发育区域，裂缝均匀分布，裂缝间相互平行，方向一致，且都为垂直裂缝，裂缝在平面上和纵向上完全贯通。
裂缝发育区长度为l，宽度为b，高度为h，裂缝渗透率为Kf，裂缝开度为bf，缝间基质宽度为bm，裂缝的线密度为DL；考虑储层基质的各向异性，基质x方向渗透率为Kmx，基质y方向渗透率为Kmy，基质z方向渗透率为Kmz。
在简化模型中，直角坐标的x轴与裂缝水平方向平行，y轴与裂缝垂直，z轴与裂缝纵向1/ 6平行，基质渗透率三个主方向与坐标轴x，y，z一致。
1.1.1 沿裂缝水平方向的等效渗透率沿裂缝水平方向的总流量Q 为基质与裂缝流量之和，即（２）根据（1）（2）两式，可得沿裂缝水平方向的等效渗透率为（３）1.1.2垂直裂缝方向的等效渗透率垂直裂缝方向总的压降等于裂缝压降与基质压降的和，即（４）（５）经化简可得（６）1.1.3纵向上的等效渗透率同理可推得储层纵向上的渗透率Kzg(7)1.1.4 裂缝渗透率由平行板理论可推导出单条裂缝的渗透率公式为：(8)1.2 裂缝储层的渗透率张量在求得裂缝发育区域的渗透率张量后，再利用等值渗流阻力法，可求得由裂缝发育区域和纯基质所构成的裂缝储层的渗透率2/ 6张量。
假设沿x方向（裂缝发育方向）共有m组裂缝，每组裂缝中的裂缝长度相等都为lfxi,裂缝组间的基质区域长度为lmxi,沿x方向研究区域长为lx，认为沿x方向的研究区域为裂缝发育区域与基质区域所构成。
低渗油藏水井压裂改造优化研究优秀毕业论文 可复制黏贴
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坦堕盈 学生签名：
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２００６年ｊ－鞲）１日
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中国石油大学（华东）工程硕士擘位论文
第１章 前言
辩１章前言
１．１目的和意义
随着胜攀蚝浊匿各个送坎开发进入中最翅，纺蛙较好的浊藏储量礴鼹程 度已经很嵩，大部分帮楚予离岔承采酝除段，涵田开发潜力越来越小。为 了弥补产量递减，低渗区块的有效开发越来越迫切。目前低渗油藏酱遍存 在永驱控镑《裰度低、动用稳度低的国题，赢接导致区块产量低、标迩采收 率低，成为开发“双低单蠢”。其中～个很主要的骤阂是，低渗送块注水 困难，往往存在高压注水不进、水井注水最低的情况，使地层能量难以得 列有效避毒｝究，对应溜势笼法注承见效，严重影晾了潴藏产量款稳定“’。
目前制约低渗透储层开发的关键问题是已掌握的开发技术难以便此 淡油田得到经济高效地开发，表现为投入开发的大部分低渗油田采油速度 低、采故率低，随着含承鳃左秀，采淫凝教窝采滚攒数下降等。虽然对低 渗透油田的开发采取了～黪与之适应的配套工艺技术，也取得了～定成 绩，但是，由于对影响开发效果的一些关键因素认识不清，且缺乏祭统综 会疆究，霾瑟鼯致兹类渡藏豹歼发吴骞一定戆鼹｜陵淫秘塞嚣毪，弱辩蠹予 低渗透油层天然裂缝的存在，其开发特征不同于常规油藏，因此研究低渗 透油藏的开发技术至关重要””。
砂岩油田高效注水策略及实施
砂岩油田高效注水策略及实施发布时间：2021-09-06T11:23:55.653Z 来源：《科学与技术》2021年4月11期作者：王起云[导读] 砂岩油田低渗区块由于油层敏感性强和注入水质等工艺不配套等王起云中石化胜利油田分公司清河采油厂摘要：砂岩油田低渗区块由于油层敏感性强和注入水质等工艺不配套等多因素的影响，注水井欠注和超压注水的问题一直影响着地层能量的补充和产量的稳定，本文介绍了胜利油田砂岩油藏地质特点及开采特征，以及胜利油田酸化增注技术现状，重点介绍了高效注水策略缓速酸酸化增注技术、氟硼酸酸化增注技术的原理及应用实践。
关键词：砂岩油田；注水；酸化增注1胜利油田砂岩油藏特性及开采特点胜利油田具有丰富的低渗透油藏资源，广泛分布于济阳坳陷各断陷湖盆的陡坡带、缓坡带及洼陷区，其储量在新增探明储量中所占的比例逐渐增大，截至目前胜利油田已探明低渗透油藏储量6.63亿吨，占胜利油田总探明储量的14.4%，已成为胜利油田的重要增储阵地，同时常规开发难度也越来越大。
砂岩油田低渗区块由于油层敏感性强和注入水质等工艺不配套等多因素的影响，注水井欠注和超压注水的问题一直影响着地层能量的补充和产量的稳定。
1胜利油田砂岩油藏特性1.1胜利油田砂岩油藏地质特点胜利油田低渗透油藏与国内同类油藏对比具有以下特点：（1）储层沉积类型多样胜利低渗透油藏储层沉积类型具多样化特点，有缓坡带的滩坝砂、洼陷区的浊积体，也有陡坡带碎屑流沉积的水下扇等。
（2）油藏埋藏较深，储量丰度较低与国内其它低渗透油藏对比，胜利油田低渗透油藏的埋藏深度相对较深，主要以中深层为主。
根据统计，全国低渗透油藏中埋深大于3000m的占总储量的15.5％，而胜利油区则占54.3％。
同时，胜利油田低渗透油藏储量丰度普遍较低，有近一半的储量为特低－低丰度储量，50万吨每平方公里以下的特低丰度储量占了22.3％。
（3）储层孔喉细小，油水两相共渗区窄。
低渗透油藏孔隙以中孔和小孔为主，吼道以管状和片状的细喉道为主，喉道的中值半径一般小于1.5μm2。
盐家油田永921块沙四上砂砾岩储层特征研究
关键 词 ： 砂砾岩 ； 储层特征 ； 主控 因素 ； 沙四上 亚段 ； 盐 家油田 中图分类号 ： Ｔ Ｅ １ ２ ２ ． ２ 文献标识码 ： Ａ 文章编号 ： １ ０ ０ ６— ６ ５ ３ ５ （ ２ ０ １ ４ ） ０ １ — ０ ０ ３ １ — ０ ４
收稿 日期 ： ２ ０ １ ３ ０ ７ １ ９ ； 改 回日期 ： ２ ０ １ ３ １ ０ ２ ０ 基金项 目： 国家 自然科学基金“ 陆相湖盆斜坡带顺坡流与沿坡流相互作用机理及沉积构型响应” （ ４ １ ０ ７ ２ ０ ８ ４ ） 作者简介 ： 王艳 红（ １ ９ ７ ３ 一） ， 女， 高级工程师 ， １ ９ ９ ７年毕业于中国石油大学（ 华东 ） 石油与天然气专业 ， ２ ０ １ ２年毕业于中国地质大学（ 北京 ） 矿产普查 与勘探 专业 ， 获博士学位 ， 现从 事油气 地质研究工作 。
此， 开 展盐 家油 田砂 砾 岩储 层 特征 、 分 布及 影 响 因
砂砾 岩储 层储 集 空 间类 型 比较复 杂 。根 据
铸体薄片鉴定和扫描电镜等资料 ， 结合其成 因机理 和形态特征 ， 研究区沙四上亚段砂砾岩储集空间类
型主要 为孔 隙型 ， 裂 缝 型少 见 ， 其 中孔 隙可 以划 分 为原生 孔 隙和次 生孔 隙两 大类 卜 Ｊ 。原 生孑 Ｌ 隙在 区 内主要 以粒 间孔 隙为 主 （ 图１ ） ； 次 生孔 隙是 研 究 区内的主要孔 隙类 型 ， 包括粒 间溶孔 、 粒 内溶 孔 （ 图１ ） 、 铸模孔 及 胶结 物溶 孔 。 毛管压 力实 验数 据统 计分 析 ， 永９ ２ １块沙 四段 砂 砾岩 储 层 渗 透 率 分 布 差 异 性 较 大 ， 变 异 系数 为 ０ ． ８ ７， 喉道分 选程 度差 ； 喉 道大 小 比较分 散 ； 砂 砾 岩 储 层 最 大孔 喉半 径 为 １ ． ４ ５～１ ６ ． ７ ０ ｍ， 孔 喉半 径
《2024年华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》范文
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》篇一一、引言华北地区作为我国重要的石油资源区之一，其特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律一直是石油勘探与开发研究的热点。
这些油藏因其特殊的储层条件，如低孔隙度、低渗透率等特点，使得其开发难度相对较大。
因此，对华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律进行深入研究，对于提高该地区石油开采效率、优化开发策略具有重要意义。
本文旨在通过实验研究的方法，深入探讨华北特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律。
二、华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征1. 岩性特征华北地区特低渗透砂砾岩油藏的岩性主要以砂岩、砾岩为主，其中砂岩占比较大。
砂岩的粒度分布范围较广，从极细砂到粗砂均有分布。
砾岩则以次圆状或圆状砾石为主，分选较差，胶结类型多样。
2. 物性特征特低渗透砂砾岩油藏的储层物性特征主要表现为低孔隙度、低渗透率。
孔隙度一般在5%~15%之间，渗透率则多小于1×10-3μm2。
这种低孔、低渗的储层条件使得油藏的开采难度较大。
3. 含油性特征含油性是评价储层质量的重要指标之一。
华北地区特低渗透砂砾岩油藏的含油性以轻质油为主，部分地区存在重质油。
含油饱和度较高，但因低孔、低渗的储层条件，使得原油的流动性较差。
三、渗流规律实验研究为了深入了解华北特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律，我们通过实验研究的方法进行了系统性的探讨。
实验主要采用岩心驱替实验和微观渗流实验两种方法。
1. 岩心驱替实验岩心驱替实验是一种常用的渗流实验方法。
我们选取了华北地区具有代表性的特低渗透砂砾岩岩心，进行了一系列的驱替实验。
通过改变驱替压力、流体性质等因素，观察并记录了流体在岩心中的渗流过程及渗流规律。
实验结果表明，特低渗透砂砾岩油藏在较低的驱替压力下，渗流速度较慢，但随着驱替压力的增大，渗流速度逐渐增大。
此外，流体的粘度、润湿性等因素也会影响渗流过程及渗流规律。
2. 微观渗流实验为了更深入地了解特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律，我们进行了微观渗流实验。
辽河东部凹陷小22块粗面岩油藏
辽河东部凹陷小22块粗面岩油藏注水开发初步认识摘要：火山岩注水开发存在水窜水淹，见水不见效的风险。
针对辽河油田小22块裂缝性油藏裂缝分布特征。
油田开发生产特征，压降规律及水锥规律，在注水开发适应性、可行性、必要性研究基础上，在局部进行注水试验。
试验表明：火山岩注水见效与否的关键取决于储层裂缝特征、油井含水高低、注水时机、注水方式及注采比。
初步认为目前油田注水是有效的，应继续扩大注木规模，坚持注水开发。
关键词：粗面岩；裂缝；注水开发；注水方式；辽河油田小22块粗面岩油藏位于辽河东部凹陷黄沙坨构造带，它是以粗面岩为目的层的油田，目前累产油已达百万吨以上。
产气达两亿多立方米，这是一个具重要研究意义的特殊油藏。
它集超深井和特殊岩性于一体。
储层特征极为少见，属于受岩性及构造双重因素控制的块状裂缝性边底水油藏，探明含油面积9.3km3，地质储量1640×104t，油藏埋深2800~3100m。
由爆发相、喷溢相和溢流相组成。
目前小22块井网密度8.38口/km3，油井总数59口，开井43口。
日产油228t；水井总数16口t开井7口}采油速度0.8%，采出程度11.5%，累注采比0.17，累积亏空222x104m3。
小22块作为火山岩注水试验区块，注17个月来个别油井见到了不同程度的受效迹象，为进一步扩大注水规模奠定了基础。
1天然能量开发特点小22块油藏以2%以上的采油速度连续高效开发5年，充分暴露了裂缝性油藏开发中的共性，即初期高产，压降快，底水锥进速度快，递减大，油田开发没有稳产期等特点。
1.1天然能量不足．地层压力下降快水油体积比为5:1，边底水能量不充足。
原始地层压力31.5MPa，但平面上压力分布不均，中南部裂缝发育区压力高，构造边部及北部物性差的地区压力只有16~23MPa。
开发后地层压降速度很快，转前注前已降至18.1MPa，平均年压降3.1MPa，能量补充势在必行。
1.2受储层裂缝发育程度控制油井产能差异大油井产量高低主要受裂缝发育程度控制，主产井集中在油藏中部沿长轴方向呈条带状展布，且连片分布。
低渗透油藏大规模长缝压裂技术研究与应用
—
６ ． ９
井距、 造长缝 ； 以提高其单井控制储量 、 采油速度、 采 收率并减少钻井井数与投资为 目的。 截止 １ ２月 ３ １日， 完钻 井 ２ ６口（４油 １ １ ２水 ）正 ， 在钻井 ２口（ 油 １ ， １ 水）投产 ２ ０口， 其中采取仿水平
胜利油 田低渗透油藏具有埋藏深、 储层温度高
的特 点 ， 如桩 西油 田桩 ８７块 埋深 超过 ３ ０ｍ， 度 ３ ５０ 温 接 近 １ ０ 渤南 油 田Ｓ 储 层 埋深超 过 ３ ０ ｍ、 度 ５ ℃； ３ ３０ 温 达 １０Ｃ以上 ； 层 自然 产能 低或 无 自然产 能 ， 须 ３￣ 储 必
丰度低， 无法实现经济有效的开发， 为此提 出了大井 距 、 排距 的 布井 理 念 ， 油 、 井 的井 距增 大 ， 、 小 将 水 油 水井 的排 距减 小 ， 现 由油 、 井之 间 点对点 驱替 向 实 水 水井排、 油井排之间的驱替 ， 提高动用程 度和采收
率。
经压裂改造才能达到经济有效开采的 目的 。但由于 储 层受埋藏深度、 压实作用强 等因素影 响， 孔喉细 小 ， 现 为低渗 透 、 表 特低 渗透 特征 。 采用 常规 压裂 ， 裂 缝 有效 支 撑缝 长较 短 ， 压后初 期产 量较 高 ， 压裂 有 但 效期短 ， 产量下降快 。 对于低渗透 、 特低渗透而言 ， 随 着渗 透率 的 降低 ， 增加 裂缝 长度 ， 对提 高单 井增产 倍 数更 为有 利 ， 因此 为 了延长 压裂 有效期 ， 现压后 稳 实 产， 要求 在 一 定 井 网井 距 的条 件 下 ， 可 能造 长 缝 ， 尽 从而 增大 泄油 面积 ， 加油 井产 能 。 增 ２ 渗 透理 论 研究 低渗透油藏开发早期 ， 没有认识到非达西渗流 特征， 井距的确定沿用中高渗透油藏常用的前苏联 确定井距方法 。 该方法考虑经济因素较多 ， 确定的井
胜利油田东辛地区盐22区块钻井技术实践与认识
重， 不适合使用 Ｐ Ｃ钻头 ， Ｄ 应该选用牙齿较短的镶齿保
径 钻头 （ Ｌ ５ ７ 。３０ｍ 以后 几乎 全部 为 白色 的 如 ＨＪ３Ｇ） ２０
ห้องสมุดไป่ตู้
１９７ ３．ｍｍ的油层 套 管 封 固 地 层 。施 工周 期 较 长 、 深 井 较 深 的井 井 身 结 构 为 ： 开 ４４ ５ 一 ４． ｍｍ 钻 头 钻 进 大 约 １０ 下 ３ ９７ ５ｍ， ３．ｍｍ的表 层套 管 ， 固平 原 组 地层 ； 开 封 二
Ｐ Ｃ钻头钻进 ， Ｄ 只能用 牙轮 钻 头钻 进 ， 以机 械钻 速很 所 低， 钻井 周 期 长 。盐 ２ 一斜 ５井 、 ２ — ４ 沙 四段 ２ 盐 ２ ３井
该 区块油层埋 藏 深 ， 发 难 度 大 ； ￣ ４０ 地表 附 开 Ｏ ０ｍ 近地 层疏松 成岩性 较 差 ， 不稳 定 ， 极 很容 易 坍 塌 ；０ ４０ ２０ｍ 主要是 泥 岩 、 岩 地 层 变 化 快 但 地 层 倾 角 较 小 ８０ 砂 不 易发 生 井 斜 相 对 稳 定 。 ２０ ～ ３ ０ｍ 地 层倾 角 大 ， ８０ ２ ０
摘
要： ２ 盐 ２区块位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡 带 东段 ， 是胜利油 田近年 开始开发 的深层油藏。
上部 地层松 软 ， 沙河街 组地层 容 易 出现掉 块 ， 四段 上 部存 在 大倾 角地层 极 易发 生 井斜 ， 沙 下部 为 大段 高纯度的砂砾 岩体 ， 有极 高的研 磨 性 。上 部 地层 采 用 ＨＡＴ１７ ＤＣ的钻 头组合 ， 具 ２ ＋Ｐ 下部 地层 采 用
岩性主要 为砾岩 。
１ ２ 地 层情况 ．
２３ 地层 研磨 性强 。 ． 机械钻 速低 ， 井周期 长 钻 该 地 区除大倾 角 地层井 段需 轻压 吊打 ， 械钻速慢 机
《2024年华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》范文
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》篇一一、引言随着中国油气资源的持续开发与利用，华北地区特低渗透砂砾岩油藏的勘探与开发已成为当前石油工业的重要研究方向。
该类油藏因其独特的储层特征和渗流规律，对提高采收率和优化开发策略具有重要价值。
本文旨在通过实验研究，深入探讨华北特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律，为该类油藏的合理开发提供理论依据。
二、储层特征研究1. 岩性特征华北特低渗透砂砾岩油藏的岩性主要由砂岩、砾岩和粉砂岩等组成，其中砂砾岩占比较大。
这些岩石颗粒间多以细小黏土矿物充填，使得岩石结构较为复杂。
通过实验分析发现，该类岩石具有较低的孔隙度和渗透率，这对其渗流特性和开发策略有着显著影响。
2. 物性特征特低渗透砂砾岩油藏的物性特征主要表现在其低孔隙度、低渗透率、高粘土矿物含量等方面。
这些特征使得该类油藏的储层具有较高的非均质性和复杂性。
在开发过程中，需要充分考虑这些物性特征对采收率和开发效果的影响。
3. 含油性特征华北特低渗透砂砾岩油藏的含油性特征主要表现为含油饱和度低、油层厚度薄等特点。
此外，该类油藏多伴随微裂缝和微孔隙等次生结构，这对其渗流规律有着重要影响。
三、渗流规律实验研究为了更深入地了解华北特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律，我们进行了系列实验研究。
实验主要采用物理模拟和数值模拟相结合的方法，对储层的渗流特性进行全面分析。
1. 物理模拟实验物理模拟实验主要通过建立物理模型，模拟储层在实际地质条件下的渗流过程。
实验发现，华北特低渗透砂砾岩油藏在渗流过程中表现出明显的非线性特征，即随着压力的增大，渗流速度并非线性增加，而是逐渐趋于稳定。
这表明该类油藏在开发过程中需要采取合适的开采方式和工艺参数，以充分利用储量并提高采收率。
2. 数值模拟研究数值模拟是研究特低渗透砂砾岩油藏渗流规律的重要手段。
通过建立数学模型，对储层的渗流过程进行定量分析。
研究发现，该类油藏在渗流过程中受到多种因素的影响，如岩石性质、流体性质、温度和压力等。
裂缝角度对碳酸盐岩应力敏感性影响研究
我国碳酸盐岩储层油气资源十分丰富，研究碳酸盐岩储层的渗透率应力敏感性对于高效开发碳酸盐岩储层油气资源具有十分重要的意义。
前人对不同区块、不同层位、不同类型的碳酸盐岩储层应力敏感性的研究[1~7]，在应力敏感机理[3]、渗透率应力敏感评价方法[2-6]、不同岩样尺度以及人造不同充填程度裂缝的应力敏感方面[7]，取得了许多成果，但对不同裂缝角度对碳酸盐岩岩样渗透率应力敏感性的影响的研究还比较少见。
以顺南地区致密碳酸盐岩为例研究不同裂缝角度对岩石渗透率应力敏感性的影响，可为该区碳酸盐储层保护和油气产能评价提供支撑。
1 储层特征顺南地区奥陶系鹰山组岩性为灰色厚层泥晶和亮晶砂屑灰岩、藻凝块泥微晶灰岩、层纹状泥晶灰岩、灰质白云岩和白云岩，含三叶虫、牙形类、藻类化石。
柯坪露头剖面显示鹰山组内无明显不整合界面，与一间房组为连续沉积。
该区钻遇鹰山组的单井包括SN1、SN2、SN3、SN4、SN401及SN4-1井。
鹰山组渗透率分布比较均衡，平均1.69mD，为典型的低渗-特低渗型储层；孔隙度主要分布在0.5%~1.5%，平均0.94%；裂缝发育岩样以低角度缝为主，缝宽主要集中在0.1～0.5mm。
2 岩样与实验方法2.1 实验岩样实验研究选择两组共10块岩样进行应力敏感性实验。
第一组为天然裂缝明显发育岩样；第二组为天然裂缝不发育岩样，用劈裂法进行人工造缝，并对裂缝角度进行测量。
2.2 实验过程实验采用致密岩心高温高压孔渗仪进行渗透率的测量。
通过定内压变围压的方式来获取不同的净压力。
根据密度测井数据和实测地层压力计算，鹰山组岩石承受的原始差压为73.44 ~ 77.43MPa。
因此，实验中设定初始差压为2MPa，实验的围压设定为10MPa、20MPa、30MPa、40MPa、50MPa、60MPa、70MPa、80MPa。
实验步骤：①将选取的第二组岩心进行人工造缝，并测量造缝后裂缝的实际角度；②将选取的两组岩心按照设定的初始差压及围压，采取逐步增大围压的方式增大净压力，并测量不同净压力点的渗透率，此过程记为一次加压过程；③逆向以逐步减小围压的方式减小净压力，并测量不同净压力点的渗透率，此过程记为一次降压过程；④重复步骤②、③，并将这两个过程分别记为二次加压过程、二次降压过程。