致密油藏液测应力敏感特征及微观作用机理

以鄂尔多斯盆地长7致密油藏岩心(K<0.1 m D)为研究对象,采用煤油和氮气作为实验流体,开展了应力敏感实验,结合铸体薄片、扫描电镜和恒速压汞实验结果,分析了致密油藏应力敏感特征的微观作用机理。从实验结果发现,致密油藏孔喉越细微,铁方解石胶结和石英加大作用越强烈,对孔喉的支撑作用越明显,因此液测应力敏感渗透率损失程度随着岩心渗透率的降低先增大后减小,但是恢复程度一直减小,最终出现完全不恢复的现象。同时,由于边界层的作用导致液体的临界孔喉半径远大于气体,而临界孔喉的影响导致液测应力敏感的渗透率损失程度和恢复程度与气测的差异随着渗透率的降低而增大。本文实验结果可为致密油藏产能预测及开发策略制定提供依据。     

白豹油田长8油藏成岩储集相

以沉积相为基础,利用各类分析化验资料,对白豹油田长8油藏岩石学特征、储集特征和成岩作用开展深入研究.结果表明,研究区储层岩石成分成熟度偏低,结构成熟度中等,储集空间以粒间孔、长石溶孔为主,表现为细孔、微孔和细喉、微喉特征.依据本文提出的评价方法对研究区4种主要的成岩作用进行定量评价,表明储层成岩作用以中等-强压实、中等-强胶结、中等-强交代、中等溶蚀为主.综合以上研究,将白豹油田长8油藏划分为强溶蚀弱胶结混合孔隙成岩储集相、中等压实中等溶蚀复合孔隙成岩储集相、强压实中等胶结残余孔隙成岩储集相、强压实强胶结微孔隙成岩储集相4种类型,其中,强溶蚀弱胶结混合孔隙成岩储集相油气储渗能力最强,强压实强胶结微孔隙成岩储集相油气储渗能力最差.     

稠油流变特性的基础实验研究

针对稠油的流动特征,运用流变仪对稠油进行实验研究,结合常温常压下建立的物理评价模型,二者加以比较互为验证,从动态和静态2种角度测量了不同粘度稠油的流变特性;分析了稠油塑性粘度、屈服应力、启动压力梯度等参数对稠油流变性的影响规律.研究表明,无水稠油的流变模式呈宾汉流体特征,稠油具有启动压力梯度,无水稠油的流动特征与孔喉大小、粘度因素关系密切.通过此实验模型模拟稠油在地下岩层孔喉的流动状态,验证了稠油在地下的流变特性,对开采稠油油藏具有很好的参考价值.     

超稠油油藏水平井蒸汽驱可行性分析

在国内外蒸汽驱调研的基础上,以国内某油田区块单个井组为例,采用数值试验方法进行水平井蒸汽驱注采参数优化研究,随后对整个区块进行水平井蒸汽驱方案预测。研究表明：最优注采参数为,水平生产井布在距油层底部1/4油层厚度处,垂直注汽井射孔位置为在距油层底部20%～25%油层厚度处,每口水平生产井的注汽井数为4口,水平井水平段长度应取300 m,井排距为140 m;整个区块内,采用水平井蒸汽驱技术最终可提高采收率12%以上,该结果可为实际区块实行水平井蒸汽驱开采方案实施提供技术支持,为其他同类型油藏的开采提供借鉴。     

夹层对底水油藏开发及剩余油分布影响研究

砂岩底水油藏在中国储量丰富,底水油藏开发面临的核心问题是底水锥进,而夹层对抑制底水锥进具有明显效果.由于夹层成因的复杂性,目前夹层研究尚没有统一模式.针对这一问题,提出从夹层分布面积、夹层厚度、夹层渗透率、夹层泥质含量等参数,将夹层归纳为无夹层、渗滤型夹层、小范围不渗透夹层和大范围不渗透夹层4种模式.无夹层模式底水锥进速度快,大范围不渗透夹层模式底水完全被抑制,这两种夹层模式下的油气开发效果较差;渗滤型夹层底水被转化为次生边水和次生底水,小范围不渗透夹层底水转化为次生边水,这两种夹层模式开发效果较好.无夹层模式远离井筒周围分布大量剩余油,可以通过完善井网来提高动用程度;渗滤型夹层开发效果好,剩余油分布很少;小范围不渗透夹层底部形成"屋檐油",顶部形成"屋顶油",这种剩余油可作为后期挖潜的一个方向;大范围不渗透夹层上下邻层均可存在大量的剩余油,是油田开发后期挖潜的重点对象.     

物联网技术在海洋钻完井中的应用

物联网技术在恶劣环境和高风险的海洋钻完井行业极具优势。海洋油田在智能化建设过程中,通过构建海洋钻完井物联网核心架构,部署边缘物联采集神经末梢、完善工业化互联网建设,初步构建了基于物联网的海洋油田钻完井技术。在物联网技术的加持下,海洋钻完井技术在跨学科领域得到了快速进步,实现了井下、井筒信息数字化互联互通,形成地层信息与井轨迹信息数字化融合,实现油井全生命周期安全数字化,物资追踪技术保证了区域物资高效共享,也为人员安全提供了保证。物联网技术在海洋钻完井专业的应用是传统石油行业的大胆创新和突破,已取得了初步成果,应用前景广阔。     

数字技术赋能海上油田开发

数字技术赋能油田是未来石油行业发展的大趋势。渤海油田通过建立现场级物联网、应用人工智能与大数据、创建三维数字化工作平台,初步实现以数字技术赋能海上油田开发模式。打通边缘物联神经末梢,实现物联网全面感知、可靠传递,形成数据驱动的油藏、注采、安全、设备设施智能管理闭环,实现在役海上生产设施智能运维,极大地提高了海陆的连通性和运营效率,以数字技术助力渤海油田高质量发展。在阐述海洋智能油田建设基础上,对智能孪生、云边协同等未来可降低网络和IT资源消耗的智能油田建设技术进行了展望。应用数字技术赋能油田开发是海上智能油田建设的成功尝试,已取得了初步成果,未来推广空间广阔。     

低渗透气藏提高采收率方法研究现状及发展趋势

通过调研,总结了优化布井方式和压裂技术、高低压分输技术、完善采气工艺、钻特殊井、地震振动法、电渗法六种提高低渗透气藏采收率的方法。在此基础上,指出了每种方法目前存在的问题及解决方法。阐述了低渗透气藏提高采收率方法的发展趋势和方向,对该类气藏开发及提高采收率具有重要意义。     

低渗储层物性压力敏感性研究

在实验研究的基础上，分析了渗透率的压力敏感性特征。随着有效压力(上覆岩石压力与孔隙压力之差)的增加，渗透率呈下降趋势，不同初始渗透率岩心的渗透率随有效压力增加下降的幅度不同，且都存在不可恢复量。对实验取得的数据进行回归分析后得到渗透率随有效压力(净围压)变化的关系式，对低渗透油田开发过程中确定储层的渗透率提供了依据。     

异常高压超深凝析气井生产动态异常分析及对策

我国有丰富的深层天然气资源,深层气藏普遍存在高温和异常高压的特点,在试井、生产及井下作业方面都存在很大难度,且国内可借鉴的经验很少。柯深101井从开始试井投产起出现了一系列异常生产状况。以其为例,对异常高压超深气井的生产状况进行综合分析,认为应力敏感造成的近井地带应力损伤、凝析液造成的渗透率损害以及井筒积液、井内落物是造成生产异常的主要原因。针对以上原因提出了相应对策在进行产能试井及制定生产工作制度时,应综合考虑应力敏感及反凝析因素,压差不能过大;采用重复酸化或酸压措施改善近井地带的地层渗透率;当井筒积液严重后可采用气举方式排液,应用电磁加热技术减轻近井积液对产能的影响;井内掉入落物后应及时打捞,以免造成重大经济损失。