海上油田多元热流体吞吐气窜调剖实验研究及应用北大核心CSCD

目的多元热流体吞吐技术是海上稠油开发的一种经济、有效的技术,但随着吞吐轮次的增加,暴露出易发生“气窜”的问题,即N_(2)、CO_(2)等非凝析气体容易突破到周边生产井,导致其电泵气锁关井影响生产。方法以渤海NB稠油油田为研究对象,采用可视化实验方法,研究防止气窜的治理策略。结果筛选出适合油田的磺酸基泡沫调堵体系,命名为QGQ-4,优化研究出最佳注入参数为质量分数0.4%、泡沫干度在60%以上、地面预制泡沫注入方式。与单纯多元热流体驱相比,泡沫辅助多元热流体驱可提高油藏波及,有效封堵气窜通道,提高平面波及系数37%。结论研究成果现场应用后,受益井初期高峰日产油增加到措施前的1.5倍,日产油由措施前的50.5 m^(3)增至措施后的高峰日产油75.7 m^(3),取得了较好的增产效果。     

海上特稠油超临界蒸汽驱物模数模一体化研究

针对超临界蒸汽驱开发技术的增产机理和效果预测缺乏定量研究的问题,运用物模数模一体化的方法,在增产机理实验数据的基础上,开展了超临界蒸汽驱增产机理的数值模拟等效表征研究,并分析了驱替过程中原油热裂解和岩石溶蚀作用分别引起的原油组分和储层渗透率变化规律。结果表明：特稠油在超临界蒸汽热裂解作用下黏度下降,约为原始值的26%,沥青质与胶质在一维驱替初期开始热裂解为轻、中质组分,并伴随焦炭沉积于产出端附近;岩石在超临界蒸汽溶蚀作用下渗透率最大增幅为22%,一维驱替过程中注入端附近温度在亚临界区与超临界点范围内,是溶蚀效应发生的主要区域;特稠油油藏超临界蒸汽驱开发较常规蒸汽驱开发可提高驱油效率达15.9个百分点。该研究为海上特稠油油藏超临界蒸汽开发可行性论证及方案设计提供了技术支持。     

南堡35-2南区特稠油油田弱凝胶提高采收率探讨

针对渤海油田南堡35-2油田南区地下原油粘度高(达到800mPa·s),存在单井产能低、采油速度小、过渡带部位的油井含水上升快等问题,对弱凝胶提高开发效果进行了探讨。通过动态分析,认为含水上升的主要原因是原油粘度较大,流度比不利;从水驱油理论出发,利用油藏工程方法,对南区水驱效率较低的原因进行了系统剖析;提出利用弱凝胶驱油来改善水油流度比,提高水驱油体积波及系数,达到提高采收率的目的。矿场试验井组证实,该方法对改善水驱效果、保持地层能量有较好的作用。     

氮气泡沫驱提高采收率机理及影响因素研究进展

氮气泡沫因其独特的流变性和对非均质严重地层的良好封堵性能,受到各大油田的关注,并成功应用。文章综述了氮气泡沫驱提高采收率的机理及影响因素,并对影响因素进行了详细分析,同时指出了目前存在的问题并对油田开发生产提出了相关建议,为氮气泡沫驱技术更好的发展并服务于油田生产。     

海上B油田多元热流体转驱注采参数优化设计

近年来,海上B油田A区利用多元热流体吞吐技术开采稠油取得了较好的效果,但是随着多元热流体吞吐试验的深化和吞吐轮次的增加,地层能量降低,油井气窜,热采有效期缩短周期间产量递减加大等一系列问题也渐渐显现,油田开发效益变差,转驱势在必行。针对B油田A区存在的问题,利用油藏数值模拟方法,研究了转驱的最佳时机,并研究了各注采参数对开发效果的影响,得到了吞吐转多元热流体驱最优注采参数,并确定了转多元热流体驱最优注入方式,注入强度,气水比等系列参数,为油田现场实施转多元热流体驱提供了可靠的理论指导,对海上同类油藏的开发具有一定借鉴意义,同时也进一步丰富了海上稠油热采开发技术体系。     

基于流固耦合的变质岩潜山裂缝型凝析气藏数值模拟研究

BZ气田为渤海最大的变质岩潜山凝析气田,具有储渗类型多样、特高含凝析油、应力敏感性强的特点,目前尚无类似开发实例。通过网格之间流体渗流的等效方式建立砂砾岩、半风化带、潜山内幕三类复杂储层并存的油藏模型,利用应力敏感实验获得BZ气田渗透率残余系数表达式,结合反凝析特征规律开展流体渗流-多孔介质变形动态耦合及评价。研究表明：多渗流系统精细表征及耦合是精细油藏数值模拟基础,流固耦合效应是影响开发效果影响的关键;考虑BZ气田裂缝发育,构造高部位注气易形成气顶驱,扩大波及体积;考虑反凝析特征,保持地层压力高于露点压力能最大限度降低凝析油的损失;按冬季供气需求阶段性循环注气有利于形成压力脉冲,扩大波及体积,提高凝析油采收率。研究成果对类似复杂裂缝性凝析气藏开发具有重要的指导意义。     

文东地区异常高压油藏变形影响因素实验研究

通过文东地区岩石力学、岩石变形及渗流特性等测试,对异常高压油藏岩石变形特征及影响因素进行了系统研究。深入探讨与压力有关的外部条件,如加压平衡时间的确定、加压快慢、重复加压和多次循环加压等对岩石变形和低流速渗流的影响,最后提出此类油藏合理开发的建议。     

曹妃甸2-1油田生屑云岩储层特征及主控因素

曹妃甸2-1油田沙一段下部发育湖相碳酸盐岩储层,利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜等资料,分析沙一段下部储层岩性、物性及储集空间特征。结果表明,沙一段下部储层岩性主要为生屑云岩,粒间孔、粒间溶孔、生腔体腔孔、粒内溶孔是主要的储集空间类型,储层物性为中孔—中低渗。储层的发育和分布主要受沉积环境和古地貌的控制,沉积微相成果和古地貌恢复结果可以为预测有利相带提供依据。     

海上多元热流体吞吐提高采收率机理及油藏适应性研究

多元热流体吞吐热采作为海上稠油热采开发创新技术,已在渤海油田稠油开发中进行了先导性试验,但对其提高采收率机理及油藏适用范围的研究尚不够深入。通过理论分析、物理实验分析和数值模拟等方法,研究了热流体中各个组分的作用机理以及各组分之间的耦合作用,深入剖析了多元热流体提高采收率机理;同时,利用渤海油田稠油油藏的地层原油粘度、渗透率和非均质性等参数,对比研究了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的开发效果及各自的油藏适应条件。研究结果表明:多元热流体提高采收率机理与单纯蒸汽吞吐相比,增加了扩大热波及半径、提高地层能量及减少热损失等作用,但所携带热焓总量略有下降,因此,更适用于原油粘度相对不高、储层非均质性弱、油层较薄、天然能量较小的稠油油藏。     

弱凝胶提高海上稠油油田采收率影响因素分析

渤海湾某稠油油田L、M、N 3个区块地层纵向和平面非均值性严重、油水流度比大,主力注水井各层吸水不均、油井水驱效果差异大?为保持地层能量、改善流度比、调整吸水剖面,先后在3个区块各选1个井组开展弱凝胶调驱矿场试验：以3个井组调驱的不同效果为基础,通过聚合物性质、地质油藏条件以及注入参数等分析,分别对影响弱凝胶效果的聚合物浓度、原油黏度、渗透率级差、边底水影响、调驱时机、注入速度等因素进行了对比。矿场试验表明,弱凝胶调驱可以调节层间吸水、缓解平面矛盾、改变注入水驱替方向,其调驱矿场效果受地层油藏条件、调驱时机、调驱参数的影响。