非常规油藏多功能滑溜水体系研究与应用

非常规油藏压裂使用的常规滑溜水存在溶解缓慢、携砂性能差、抗盐能力弱及对温度敏感等问题。针对以上问题,笔者自主研发由0.1%~0.6%可变黏减阻剂与0.2%纳米乳液组成的多功能滑溜水体系,该滑溜水体系溶解速度快,90 s基本溶解完成;0.1%的减阻剂滑溜水减阻率可达74.84%;使用中不需要添加交联剂可实现变黏携砂;对一价离子与二价离子均有很高耐受性,可使用返排液配液;在-30~40℃环境中放置后,减阻剂乳液仍可正常使用。滑溜水进入地层破胶后,对页岩、砂岩储层岩心的渗吸驱油率为71.25%~74.16%。经现场应用,压裂成功率100%,施工中砂密度最高为540~550 kg/m^(3),减阻率超过77%,压后两井日产油9.8~14.4 m^(3),证明多功能滑溜水体系具有驱油增效的特点。     

浅谈低渗透油藏渗吸采油技术进展与展望

石油作为国家重要的战略资源,是确保国民经济稳定发展的重要保障。在新时期必须要高度重视低渗透油藏渗吸采油技术的深入研究,因为低渗透油藏的储层物性差,存在着孔喉细小、阻力增大、油层泥沙交互等多种不良影响,如果采用常规的开采技术很容易导致低渗透油藏的开采效率明显降低,本文对低渗透油藏渗吸采油技术进行深入地分析和探究,总结技术的要求和特点,为未来的低渗透油藏开采提供相应的展望。     

裂缝性低渗油藏复合体系协同驱油适应性研究

针对低渗油藏注水开发过程中对储层微裂缝简单调驱后，注入水易沿高渗条带发生绕流造成开发效果严重受限的问题，评价了泡沫体系起泡、稳泡性能和一种改性淀粉凝胶成胶性能，开展了泡沫微观调驱和裂缝性低渗岩心复合体系协同驱油实验，并利用径向流模型模拟油藏实际井网对复合体系协同驱油适应性进行了验证。实验结果表明：起泡剂和稳泡剂最佳质量分数分别为0.5%和0.1%，改性淀粉凝胶体系成胶后具有较高强度和突破压力；注入泡沫体系后水驱，小孔隙微观驱油效果较前期水驱提高14.21%，其在渗透率级差约为30时具有更好的调剖性能；裂缝性低渗油藏水驱过程中，采用改性淀粉凝胶联合泡沫协同驱油效果最佳，其较注入单一改性淀粉凝胶或泡沫体系后水驱采收率可分别提高22.17%和46.07%，且径向流模型验证实验表明该协同驱油方法在裂缝性低渗油藏的适应性较好。     

关键技术成果通过鉴定 中国石油助力石油“稀土”规模效益开发

上证报中国证券网讯12月28日,中国石油《强非均质特超稠油开发关键技术及工业化应用》成果鉴定会在京举行。据悉,鉴定委员会由17位院士、专家组成。鉴定委员会表示,该成果针对超稠油开发动用和特稠油强非均质油藏大幅度提高采收率的世界级难题,通过多学科持续攻关,形成了适合陆相强非均质稠油开发热采理论技术体系,大幅度提高了采收率,降低了生产成本,建成了全球最大的优质环烷基稠油生产基地。     

周矶油田控递减对策研究

周矶油田从1994年投入开发,直至1997年一直处于稳产阶段,1998年之后由于区块主要以天然能量开采,产量进入递减阶段。2004年以来随着周30、周16井区相继投入开发,周矶油田进入二次上产阶段,2011年至今,由于周16,周19注水见效见水,产量再次进入递减阶段。本文从注水开发实践出发,重点分析及总结注水开发过程中取得的经验、教训以及认识,指导下步注采调整方向从而控制周矶油田自然递减。     

特低渗透各向异性油藏井网加密储量动用规律

在特低渗透油藏中,由于高渗透条带的发育,通常使其表现出渗透率各向异性特征,导致注采井间的渗流规律与常规油藏不同,对井网加密形式的适应性也存在差异。基于各向异性油藏的渗流特点及井网调整形式,利用叠加原理,得到注采平面渗流场计算公式;引入线状排驱概念,对各向异性油藏井网加密形式进行适应性分析;用驱动压力梯度表征储量动用程度,提出无因次动用提高程度概念,建立定量表征注采井间储量动用规律的方法。结果表明,将初始正方形反九点井网系统地调整为排状加密井网,形成线状排驱,可有效提升特低渗透各向异性油藏的储量动用程度;初始井网井距大于400 m时,注采井间储量动用提升潜力较大。     

灰色关联与劈分系数相结合开展分层配注研究

注水开发的过程中,因为每个油层的渗透率,连通性等因素各不相同的原因,使得生产井在各层开采时每层的具体情况上也不相同,容易造成层间干扰,影响开发效果。大43区块为低渗透油藏,其注水开发目前采用有效厚度法从宏观上确定配注量。井口注入采出结果显示配注量较高,但厚度上分析则分水注入量不足,呈现矛盾。针对这一问题,本文将研究重心转移到如何合理将区块的配注量劈分到层段配注量这一问题上来。     

超低渗油藏在线分流酸化增注技术研究与应用

酸化是超低渗油藏最有效的增注措施之一，但由于储层物性差、非均质性强等问题，造成目前常规酸化措施普遍具有施工周期长、有效率低、有效作用距离短等不足，且酸化过程中存在指进现象和储层二次伤害。针对这一问题，选取鄂尔多斯盆地环江油田三叠系超低渗油藏为研究对象，提出了在线分流酸化技术，并配套研制了一种多元缓速螯合酸COA-1S和一种新型的水溶性分流剂COA-1P。通过室内评价实验和在线分流酸化模拟实验，发现该技术在缓速性、配伍性、水溶性、螯合能力和暂堵功能等方面均显著优于常规酸化；现场先导性实验结果表明，酸化后剖面吸水均匀程度从28.5%上升至50.9%，视吸水指数增加2倍左右，降压增注效果显著；同时，该技术还具有“不停井、不泄压、不动管柱、不返排”的特点，简化了常规分流酸化工序、降低了安全环保风险，是一种能够很好地适应超低渗油藏特征的酸化增注技术。     

基于多元统计方法的油气成藏关键因素筛选与分析——以江陵凹陷新沟嘴组岩性油藏为例

岩性油藏是江汉盆地江陵凹陷未来油气勘探的重要领域，但其成藏控制因素尚未进行系统研究。基于多元统计方法开展了岩性油藏成藏控制因素筛选分析，提出储层条件是江陵凹陷古近系新沟嘴组岩性油藏成藏的关键因素。江陵凹陷新沟嘴组沉积期处于咸化湖盆沉积环境，硬石膏胶结物含量对新沟嘴组岩性油藏砂岩储层致密化起到主要控制作用。其中，硬石膏胶结物含量达7.5%是储层物性的临界值，当含量小于7.5%时物性好，当含量大于7.5%时储层物性变差明显，测井解释偏干。可利用古水深与硬石膏含量的关系，划分有利储层的分布。