扶余油层注水开发过程中地应力场变化特征研究

大安北地区扶余油层复杂致密油藏特征及成因分析李松泽;胡望水;陈佩佩;谭欣雨【摘要】结合油田实际地质情况,在沉积储层特征、油气分布规律研究的基础上,总结大安北地区扶余油层油藏特征;并对其成因进行了探讨.研究结果表明,大安北地区扶余油层为典型的低-特低孔、超低渗致密储层,储层非均质化严重.导致其油藏特征复杂的根本原因为:①源下多期成藏,各期原油在黏度、密度、组分上均有差异;②砂体在空间上的复杂叠置、接触关系造成的侧向差异输导;③断裂活动期的纵向输导体系造成圈闭类型、规模、油气充注丰度及分布上的差异.基于此,提出“源内倒灌—纵向断裂输导—构造有利部位聚集”的成藏模式,并指出以密集断裂带作为油气优势运移通道的断层组合两侧构造高点或砂体尖灭部位是油气聚集成藏的有利部位,可做为下一步油藏预测与开发的重点目标区.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)001【总页数】7页(P23-29)【关键词】油藏特征;成藏模式;致密储层;非均质性;扶余油层;大安北地区【作者】李松泽;胡望水;陈佩佩;谭欣雨【作者单位】长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉430100;长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉430100;长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉430100;中原油田采油五厂,濮阳457001【正文语种】中文【中图分类】TE122.2大安-红岗地区主要经历了三个勘探开发阶段，一是构造油藏勘探开发阶段，20世纪50年代中后期，区域普查发现红岗和大安构造。

1962年在大安构造钻探大4、平1井，扶余、杨大城子油层油气显示级别较低加之储层不甚发育，致使大安地区的勘探暂告一段落。

二是岩性—构造油藏勘探开发阶段，进入20世纪90年代，加大了对大安-红岗阶地的勘探力度，在大安地区完成了二维高分辨率地震1 811.75 km，三维地震162.3 km2，并开展了构造精细解释，于1994年探明大安油田扶余、杨大城子油层石油探明地质储量6 283×104t；同年投入局部开发。

压裂水平井地应力场数值模拟研究近年来，压裂水平井越来越成为石油天然气勘探和开发中的关键技术。

压裂水平井使得石油和天然气勘探更加高效、节约成本。

同时，在压力裂开采中，地应力场是影响裂缝扩展和产量的重要因素，因此对其进行数值模拟研究有助于更好地理解其影响、提高开采效率。

1. 压裂水平井的基本原理在传统的油气开采中，常采用垂直钻井技术，即通过竖井向油层中钻探、注水、抽油的方式来完成开采。

而压裂水平井是一种在水平井眼中注入压裂液后，通过压力差让油气流出的技术。

具体来说，压裂水平井首先在目标油气层中打一个（或多个）方向水平井眼，然后在水平井眼中装置管柱和固定器，在装置好的管柱中注入高压液体压力对油气层进行压裂。

最后，通过油管等设备将石油和天然气输送出来。

2. 压裂水平井地应力场的影响在进行压裂水平井开采时，地应力场是影响裂缝扩展和产量的重要因素。

通常情况下，油气层中的垂直应力是最大的，水平应力较小，这种差异会导致压裂过程中裂缝的扩展方向沿着最小的水平应力方向。

但是，如果地应力场不均匀或强度异常，则会导致裂缝偏离预期方向，或者裂缝形态不规则，进而影响油气开采效率。

因此，对压裂水平井地应力场进行数值模拟研究，对于准确预估石油天然气开采效率至关重要。

3. 压裂水平井地应力场模拟方法目前对于地应力场的模拟方法主要有两种：一种是基于解析解的方法，另一种是基于数值模拟的方法。

基于解析解的方法优势在于计算过程简便，结果易于理解。

但是，基于解析解的方法不适合复杂地质条件下的模拟。

而基于数值模拟的方法可以捕捉更加真实的地质情况，具有更加复杂的结构，但是要求计算机设备的高性能和专业软件的支持。

当前，针对压裂水平井地应力场的数值模拟方法主要有两种：一种是有限元法，另一种是边界元法。

有限元法是将地质结构划分成许多小块，然后通过对每个小块进行运算，来确定整个地质结构的地应力场。

而边界元法则是假定岩石是无限大的，然后通过对岩石表面（边界）的运动进行模拟，来确定地应力场。

扶余捞油井提质提效管理技术研究扶余油田属于中高渗透油藏，目前处于双高开发阶段。

对于低产、低效井来说采用传统机械采油工艺技术进行开发生产，很难实现经济有效开发。

近年针对低效井转变生产方式，采取提捞式采油开发生产初步见到较好效果。

该项目针对目前提捞式采油配套工艺技术方面存在的不适应性，通过项目研究完善配套技术，设计了滑块式捞油抽子，开展捞油井液面测试技术及单井计量技术研究，确定合理的捞油工作制度，真正地实现提高捞油井的开发效益。

标签：提捞采油；管理技术；提高效益1 研究开展的基础现状扶余油田属于中高渗透油藏，目前处于双高开发阶段。

对于低产、低效井采用传统机械采油工艺技术进行开发生产，很难实现经济有效开发。

为提高这类油藏的动用程度和开发效益，近年针对低效井转变生产方式，所以开展捞油井提质提效管理技术研究是非常必要的。

2 油井提捞式采油配套工艺技术研究2.1 结构及原理将筒式抽子改进为滑块式捞油抽子，后者主要由悬挂器、上接头、中心管、活动滑块等组成。

①上行程：到预定井段后上提抽子，活动滑块在液柱的重力作用下下移至泄压滑块上端，使活动滑块和固定滑块合拢，与套管形成一个密封体，将原油提出井口。

②下行程：在钢丝绳、捞油抽子和配重自身重力作用下，抽子下行时与套管壁形成摩擦，活动滑块会自动上移至抽子上接头的下端，使抽子活动滑块与固定滑块之间错位，形成环形空间，便于原油更多地进入抽子上部。

2.2 实现捞油周期精细刻画和单井产量计算扶余捞油面临捞油周期制定不精确，单井产能认识不清两方面困境；为打破困境制定以液面测试为主导，精细刻画周期、单井产液，配合井口取样化验含水的研究路线从而认识单井产能。

首先，对测得的动液面深度进行数字化处理。

在未经转化前实际信号是连續的模拟信号，经过转化，信号变为离散的数字信号，利用计算机的处理，对声波法测试动液面的信号采集中，要求微音器的采样频率大于200Hz。

其次是解决捞油现场取样问题。

在冬季油井取样的过程中，井口取样阀与油管短丝连接处经常会出现冰冻现象，以往的做法是在现场动火或用开水浇淋取样。

扶余油田东区水驱转注蒸汽开发可行性研究及矿场实践谷武;董晓玲;姜雪松;庄淑兰;李艳华【摘要】扶余油田东区属于普通稠油油藏,注水开发30 a,已进入高含水开发阶段,存在采油速度低、采出程度低、无效水循环严重等问题.通过物理模拟和数值模拟研究,确定东区水驱后可转为注蒸汽方式开发,进而优选合理的井网方式和蒸汽注入参数.2007～2008年,通过现场试验,注蒸汽方式开发获得较好的效果,为改善开发效果、提高采收率提供了技术支持.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2010(017)001【总页数】3页(P88-89,93)【关键词】注水开发;数值模拟;蒸汽吞吐;蒸汽驱;现场试验;扶余油田东区【作者】谷武;董晓玲;姜雪松;庄淑兰;李艳华【作者单位】中油吉林油田分公司,吉林,松原,138000;中油吉林油田分公司,吉林,松原,138000;中油吉林油田分公司,吉林,松原,138000;中油吉林油田分公司,吉林,松原,138000;中油吉林油田分公司,吉林,松原,138000【正文语种】中文【中图分类】TE345扶余油田东区原油属于普通稠油[1],油层温度下脱气原油黏度为 100～500 mPa·s,初期采用注水方式开发。

由于水油流度比相对较大,虽经多次注水调整,但效果均不理想,表现为产油量低、含水上升较快等特点。

目前综合含水达到88%,采油速度为0.4%,采出程度仅为 14%,开发效果较差[2]。

通过注水开发采收率预测[3],水驱采收率仅为 20%～25%,注水开发潜力小,因此转换开发方式是改善开发效果、提高采收率的根本途径。

扶余油田东区原油在地下具有流动性。

原油粘温曲线分析结果表明,原油粘度对温度敏感,温度每升高10℃,原油粘度下降 50%左右。

因此,该区采用注蒸汽方式开发可行[4]。

驱油效率实验结果表明,蒸汽驱能够提高驱油效率,与常温水驱相比,热水驱驱油效率提高 40%左右,蒸汽驱提高 60%左右。