新疆油田CO2 辅助蒸汽吞吐技术研究

以新疆油田车510井区沙湾组浅层稠油油藏为研究对象,通过PVT 高压物性室内实验方法分析了CO₂ 辅助蒸汽吞吐开采机理,并针对在开发过程中出现的蒸汽超覆及汽窜现象等问题,对该区块进行了CO₂ 辅助蒸汽吞吐技术的现场应用。结果表明,措施井平均单井增油量为206t;措施井平均含水率降低了23%,目前已累计增油6792t,实现增油收益1564万元。经过CO₂ 辅助蒸汽吞吐措施之后可以明显改变该区块的开发效果,并对同类油藏的开发具有现实指导意义。     

超低渗透稀油油藏热水驱研究

从流体热膨胀性、黏度、润湿性等多个方面开展超低渗透稀油油藏热水驱研究。超低渗透稀油油藏较特低渗透油藏储层岩石更加致密,孔隙度更小,渗透率更低且渗流阻力更大,储层流体在地层中流动表现为非达西流动,并表现为更强非均质性。     

高凝高黏高盐均质油藏聚/表二元复合驱合理黏度比——以大港孔南地区储层条件为例

针对大港油田孔南地区高凝高黏高盐油藏的特点,采用岩心流动实验装置和岩心驱油实验装置,开展了聚合物/表面活性剂二元复合体系驱油效率及其影响因素的研究,分析了聚/表二元复合驱采收率增幅与岩心渗透率之间关系机理。结果表明,对于非均质性较弱储层,随岩心渗透率增加,聚/表二元体系阻力系数和残余阻力系数减小。随聚/表二元体系与原油黏度比(μsp/μo)和岩心渗透率增大,采收率增幅增加,但增幅增加速度减小。随储层平均渗透率增加,岩石吼道尺寸增大,不可及体积减小。因此,储层平均渗透率大小会影响聚/表二元复合体系储层适应性,进而影响聚/表二元复合驱增油效果。从技术和经济角度考虑,目标油藏均质储层聚/表二元复合驱合理黏度比(μsp/μo)范围在0.5~1.0。     

强水窜油藏凝胶/CO2复合吞吐三维物理模拟

针对华北油藏,选取淀粉凝胶在室内开展配方优选及性能评价,随后采用三维水窜模型开展凝胶/CO₂复合吞吐室内物理模拟实验,并提出了通过凝胶/CO₂复合吞吐提高采收率的方法。结果表明,优选的凝胶体系具有良好的注入性能,小剂量凝胶体系即可在水窜通道中形成I级刚性凝胶,其阻力系数仅为4.36,残余阻力系数高达604.70。三维物理模拟实验结果表明,凝胶/CO₂复合吞吐可提高采收率11.36%,降低含水量至4%～18%。在淀粉凝胶封堵强窜通道后,CO₂可有效置换近井地带剩余油,同时边水可动用基质内部剩余油,在CO₂和边水的双重作用下,大幅度提高强水窜油藏采收率。     

延长油田CO2 驱埋存潜力评价方法

目前,油藏已经成为CO₂ 埋存的重要场所,向油藏注入CO₂ 的同时可以提高原油采收率。根据延长油田靖边CO₂ 试验区储层物性特征,利用构造地层埋存、束缚埋存、溶解埋存及矿化埋存等机理,考虑CO₂ 在原油中溶解、CO₂ 在地层水中溶解及自由气的埋存,建立评价CO₂ 埋存量的模型,通过所建立的模型可以评价延长油田 靖边CO₂ 试验区埋存潜力。模型应用结果表明,靖边CO₂ 试验区CO₂ 埋存量可达209.879×104t,储层CO₂ 埋存量大,具有非常好的埋存潜力,为延长油田进行CO₂ 驱提供了重要的指导。     

降低CO2 驱混相压力的发展现状

将CO₂ 注入油层, 不仅封存了CO₂ , 还可以大幅度提高油气田采收率, 达到CO₂ 减排和油藏高效开发的双赢目的, 受到了相关研究者的广泛重视。如何有效地降低CO₂ 与原油之间的混相压力, 是目前CO₂ 驱提高采收率研究的主要热点和难点之一。文中比较了降低CO₂ 驱混相压力的几种方法, 探索新的亲CO₂ 表面活性剂以降低CO₂ 驱最小混相压力。目前, 降低CO₂ 驱混相压力的主要方法有添加共溶剂法, 但成本比较高; 超临界CO₂ 微乳液法可以降低CO₂ 驱混相压力, 但是目前表面活性剂的研究主要集中在降低油/水界面张力的离子型表面活性剂, 关于降低油/CO₂ 界面张力的非离子表面活性剂还鲜有报道; 亲CO₂ 表面活性剂是降低CO₂ 驱混相压力的一种新探索, 但目前已用的表面活性剂与CO₂ 的亲和性差, 使得CO₂ 对极性较强的大分子物质的溶解能力受到限制。因此, 开发新的亲CO₂ 表面活性剂以达到降低CO₂ 驱混相压力的效果显得尤为关键。     

基于压汞实验的致密油储层孔隙分形特征分析——以鄂尔多斯盆地定边油田延长组长 ７油层为例

为准确评价致密油储层参数,为资源量评价及有效开发方式制定提供依据,以鄂尔多斯盆地定边油田延长组长 ７致密油储层为例,利用高压压汞实验和分形原理分析了目的层砂岩的分形特征,探讨了岩石分形特征参数对岩石渗透率的影响。结果表明：砂岩样品的分形维数（Ｄ_ｆ）分布在 ２.７５９～２.９８７,平均２.８９０;毛细管平均迂曲度分维值（D_Ｔ）分布在 １.１９４～１.５５３,平均 １.３９１,Ｄ _ｆ＞Ｄ _Ｔ。Ｄ _ｆ与 Ｄ _Ｔ 与岩样的渗透率间均存在较好的负相关性,致密砂岩的 Ｄ_ｆ和 Ｄ_Ｔ 值要大于中砂岩,表明与中砂岩相比,致密砂岩内部微孔的分布较为杂乱,孔隙间的连通性差,且其毛细管迂曲度较大。因此,致密砂岩中流体渗流所需通过的路径更长,这是造成其渗透率低的重要原因。利用分形模型对砂岩岩样的渗透率进行了预测,预测效果非常好,表明利用分形理论预测致密油储层渗透率是有效的。     

尕斯库勒油田砂西区块E13油藏Ⅰ-6小层非均质性综合研究

通过对物源方向、沉积微相、砂体展布的分析,采用渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差、渗透率均质系数等定量参数,对尕斯库勒油田砂西区块E13油藏I-6小层的非均质性进行了系统的研究.通过研究认为:分流河道主体部位的储层,无论在纵向上还是在横向上,其均质性较强;分流河道的边部、前端以及各分流河道交汇处则非均质性较强;并且,对于具有二元结构的正旋回储层来讲,纵向上存在一定的非均质性.     

氮气泡沫驱发泡剂优选及油层适应性室内实验

氮气泡沫驱是普通稠油开采后期的一种经济可行的接替技术,可以大幅度提高剩余油采收率。氮气泡沫驱取得效果的一个重要前提是选择发泡性能好,泡沫阻力大的发泡剂。采用静态和动态实验对几种初选的发泡剂进行了优选,选出了性能最优的发泡剂;并进行了可视化实验,对氮气泡沫驱油层适应性进行了研究,表明非均质模型泡沫驱效率均低于均质模型,但在残余油状态下,非均质模型泡沫驱增油效果要明显高于均质模型。储层非均质性越严重,水驱残余油状态下,泡沫驱油的增产效果越显著。对于非均质严重的储层,矿场泡沫驱油增产效果更好。     

基于启动压力梯度的致密油藏非线性渗流模型

新疆吉木萨尔致密油储层具有较强的应力敏感性和启动压力梯度,目前的非线性渗流模型不能反映致密储层的渗流特征。因此,在室内岩心驱替物理模拟实验的基础上,建立了考虑启动压力梯度和应力敏感的致密油藏非线性渗流模型,并根据模型绘制出压力梯度利用率图版。结果表明,致密油藏启动压力梯度与渗透率呈对数变化关系;新模型的渗流特征曲线与油藏实际渗流特征曲线误差小于5.00%,能真实反映出油藏实际渗流特征;渗透率越高,压力梯度利用率（N）越高,压力损失越少;压力梯度增大,N呈对数形式增大。为提高致密油藏压力梯度有效利用率,应增大生产压差,同时采取酸化、压裂等措施改善储层渗透率。     

严重非均质油藏开发层系组合界限研究

严重非均质油藏随开发时间延长,层间干扰越来越严重,需要对开发层系进行调整重组.根据油藏动、静态资料,对胡7南沙三中严重非均质油藏储层渗透率、极差分布进行分析,设计长岩芯水驱油实验,利用实验确定不同渗透率岩芯动用规律;在实验基础上利用修正的数值模拟模型进行多层联合水驱动用条件下分层动用规律研究;提出用综合影响因子来反映非均质性对低渗透层动用特征、驱替效果的定量影响程度;找出不同渗透层组合的合理界限,以指导此类严重非均质油藏开发政策的制定.     

尕斯库勒油田砂西区块E_3~1油藏I-6小层非均质性综合研究

通过对物源方向、沉积微相、砂体展布的分析 ,采用渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差、渗透率均质系数等定量参数 ,对尕斯库勒油田砂西区块E13 油藏I 6小层的非均质性进行了系统的研究。通过研究认为 :分流河道主体部位的储层 ,无论在纵向上还是在横向上 ,其均质性较强 ;分流河道的边部、前端以及各分流河道交汇处则非均质性较强 ;并且 ,对于具有二元结构的正旋回储层来讲 ,纵向上存在一定的非均质性     

中高渗倾斜地层与水平地层中CO2地质封存的差异性对比

CO₂地质封存是减少CO₂向大气排放,缓解温室效应的有效手段之一。由于构造和成岩作用,倾斜地层在自然界中普遍存在,研究倾斜地层对CO₂封存量及安全性的影响具有实际意义。依托新疆准噶尔盆地阜康凹陷某CO₂地质封存示范工程,采用数值模拟方法,分析了中高渗CO₂储层地层倾角变化对CO₂地质封存过程的影响。结果表明:CO₂注入将导致近井区域地层压力显著升高; 中高渗倾斜地层与水平地层相比,在地层压力分布、CO₂侧向运移距离、CO₂注入速率和总封存量等方面均存在明显差异。相比于水平地层,由于地层倾角的存在,倾斜地层压力呈不对称分布,CO₂侧向运移距离显著加大。倾斜地层中压力传递和消散过程与水平地层差异显著,受此影响,倾斜地层与水平地层CO₂的总注入量差值随时间呈非单调性变化。在注入初期,倾斜地层CO₂的总注入量小于水平地层,随着注入时间延长,倾斜地层CO₂的总注入量逐渐接近并超过水平地层; 注入20年后,相较于水平地层,倾斜地层倾角越大越有助于增加CO₂的总注入量,这一研究结果与前人基于低渗倾斜地层的研究结论正好相反。地层倾角的存在会促进CO₂向浅部运移,倾角越大,CO₂向浅部含水层和大气泄露的风险越大。因此,在CO₂地质封存场地选址中,应充分考虑倾斜地层对封存效率及安全性的影响。     

综合指数法在神木气田储层非均质性应用

神木气田是典型的致密气藏,储层受成岩期后期作用被致密化,渗透率值普遍较低,用传统的非均质性研究方法来表征有所局限.为定量探讨研究区域储层的非均质性程度,本文采用了综合指数法来进行表征.综合指数法选取的非均质性参数有:渗透率、孔隙度、含气饱和度、泥质含量、含砂量、夹层密度、孔喉半径等.考虑到该区域储层较为致密,故针对开发效果选取了上述前四个参数作为主要参考指标.通过借鉴前人的两种计算各参数权重值的方法来相互印证.结果显示:两种权重计算方法均显示各小层非均质性很强,且太1段最强,符合对该区域太1段地质背景的认识,也反映出沉积背景对储层非均质性起到了控制作用.     

利用储层随机模拟提高油藏数值模拟的效果

概述了储层随机模拟技术的国内外发展现状，重点探讨了随机模拟技术和油藏数值模拟结合进而提高油藏数值模拟效果的若干应用，其中包括于泥岩空间展布的研究，以单井压力测试数据为条件的储层非均质性研究，刻画渗透率分布的各向异性和合理的计算有效渗透率，利用储层多阶段随机建模研究水出时间，通过研究认为，把随机模拟技术作为油藏数值模拟的前期手术，对研究和掌握非均质油藏的注水开发行为有重要意义。     

基于多指标的致密油藏CO_2吞吐影响因素及筛选方法

基于层次分析法,建立了CO_2吞吐多指标综合评价函数。在此基础上采用正交实验设计和数值模拟方法,分析并指出致密油藏多级压裂水平井CO_2吞吐效果的主控因素为原油饱和度、天然裂缝密度、原油黏度、油藏厚度等;采用Box-Behnken实验设计和数值模拟技术相结合的方法,建立了致密油藏CO_2吞吐多指标综合评价函数计算的代理模型。根据油井基础参数,利用该代理模型可快速对油井CO_2吞吐效果进行预测并排序。     

裂缝性特低渗油藏渗吸效果影响因素实验研究

注水开发已成为裂缝性特低渗油藏开发的必由之路,但由于储层微裂缝发育,非均质严重,油水井暴性水淹,导致水驱采收率较低。渗吸采油是该类油藏重要的采油方式,利用室内实验,系统研究了注入水矿化度、岩芯渗透率、含油饱和度、表面活性剂、原油黏度和温度等因素对特低渗油藏渗吸效果的影响。结果表明,在裂缝性特低渗油藏的开发过程中,当周围环境注入水矿化度小于岩芯内地层水矿化度或加入表面活性剂均可显著提高渗吸程度;渗透率越高,原油黏度越小,含油饱和度越大,毛细管渗吸作用越强,最终渗吸采出程度越大;温度的升高可提高初期渗吸速率,但最终渗吸采出程度基本相同,温度不是影响裂缝性特低渗油藏渗吸效果的直接因素。     

砂砾岩油藏储层非均质性及对剩余油分布影响——以柴达木盆地昆北油田切12区为例

以柴达木盆地切12区冲积扇砂砾岩油藏为例,针对制约油藏开发的关键地质因素——储层非均质性,运用地质、测井及生产动态等资料,深入剖析砂砾岩储层非均质特征及其对剩余油分布的影响,认为沉积组构差异控制形成的储层孔隙结构差异是储层微观非均质性的主因,冲积扇沉积构型单元时空分布是储层宏观非均质性的主控因素.研究结果表明:厚层砂砾岩发育2类储层孔隙结构、2类渗透率韵律类型、1种夹层类型、2类夹层分布样式、2种有效砂体结构、4类有效砂体连通模式,扇中复合水道平面非均质性最强,渗透率变异系数大于0.7,扇根"泛连通体"平面非均质性中等,渗透率变异系数介于0.3～0.5.储层非均质性主要通过沉积构型单元的渗流屏障分布样式、渗透率韵律性、储层孔隙结构等方面影响剩余油的分布,导致不同构型单元剩余油分布规律不同.在扇中复合水道及水道萎缩期单元内,受注入水沿高渗层大孔道非均匀突进的影响,形成绕流、孤岛状等微观剩余油,且富集于复合韵律层的上部;在扇根"泛连通体"单元内,受注采连通性差和储层低渗透性的影响,剩余油片状富集.     

砂砾岩油藏储层非均质性及对剩余油分布影响——以柴达木盆地昆北油田切12区为例

以柴达木盆地切12区冲积扇砂砾岩油藏为例,针对制约油藏开发的关键地质因素——储层非均质性,运用地质、测井及生产动态等资料,深入剖析砂砾岩储层非均质特征及其对剩余油分布的影响,认为沉积组构差异控制形成的储层孔隙结构差异是储层微观非均质性的主因,冲积扇沉积构型单元时空分布是储层宏观非均质性的主控因素.研究结果表明:厚层砂砾岩发育2类储层孔隙结构、2类渗透率韵律类型、1种夹层类型、2类夹层分布样式、2种有效砂体结构、4类有效砂体连通模式,扇中复合水道平面非均质性最强,渗透率变异系数大于0.7,扇根“泛连通体”平面非均质性中等,渗透率变异系数介于0.3~0.5.储层非均质性主要通过沉积构型单元的渗流屏障分布样式、渗透率韵律性、储层孔隙结构等方面影响剩余油的分布,导致不同构型单元剩余油分布规律不同.在扇中复合水道及水道萎缩期单元内,受注入水沿高渗层大孔道非均匀突进的影响,形成绕流、孤岛状等微观剩余油,且富集于复合韵律层的上部;在扇根“泛连通体”单元内,受注采连通性差和储层低渗透性的影响,剩余油片状富集.     

济阳坳陷特殊岩性油藏描述技术研究

特殊岩性油藏是济阳坳陷重要的油藏类型之一，主要包括古潜山油藏、火成岩油藏及湖相碳酸盐岩油藏。其特点是储层非均质性极强、连通关系复杂，造成油藏的开发难度极大。对特殊岩性油藏的油藏描述技术进行攻关研究，提高该类复杂油藏的油藏描述精度。为三维非均质地质模型的建立及油藏的高效开发奠定了较好的基础。