高温高盐底水油藏氮气泡沫压锥实验研究

底水锥进是制约底水油藏有效开发的关键。结合泡沫体系性质分析与物理模拟实验,研究了氮气泡沫在高温高盐底水油藏中压锥增油的潜力。泡沫体系性质分析结果表明,椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱(CHSB)抗温耐盐且对轻质原油敏感,其形成的泡沫可实现对底水水窜通道的选择性封堵。物理模拟实验结果表明,在水锥顶部注入氮气泡沫,能够有效地压锥控水,扩大底水波及效率,并驱替顶部油层剩余油。但因泡沫在水锥内静置时会不断破裂,焖井时间不易过长。同时,开井后控液生产,可减弱底水对泡沫的冲刷,提高氮气泡沫压锥的増油降水效果。与关井压锥、氮气泡沫+氮气复合压锥相比,氮气泡沫压锥可分别提高采收率16.45%和8%左右。     

氮气+凝胶二元控堵底水技术及现场应用

底水水平井开发的关键技术是控制底水侵入、保证地层压力和有效提高采收率,最大限度的延长油井的无水采油或低含水采油期和保持底水均匀驱替,以提高底水油层开发效果。氮气+凝胶二元控堵底水技术,在底水油藏油水界面附近形成凝胶隔板和高压气腔,增加水流阻力,降低动液面,可以有效压水消锥,提高水平井的采收率。现场的实际应用验证了其技术的有效性和可靠性,该项技术可以广泛应用到底水油藏控水稳油的开发实践中去。     

特低渗透油藏CO_2驱油室内实验与矿场应用

延长石油特低渗透油藏储量丰富,注水开发中存在易水敏、注水困难等问题。CO_2驱能有效补充地层能量,改善地层原油性质,进而提高油藏采收率。利用CO_2-地层原油接触实验、岩心渗流和驱替室内实验,描述CO_2-地层原油两相渗流特征,分析CO_2驱油机理和驱油特征,并在靖边特低渗油藏进行了矿场实验。研究表明,特低渗储层CO_2-原油油气两相共渗范围大,CO_2具有降低原油黏度,使原油体积膨胀等作用,非混相驱和混相驱均可较好地开发特低渗透油藏,其中生产井见气前与低气液比阶段是油藏主要生产期。CO_2驱矿场试验表明,特低渗透油藏注气能力是注水能力的2倍,注气能快速有效补充地层能量,增加油田产量,目前试验区生产整体呈日产液、日产油上升态势。     

低渗透油藏中水驱前缘参数特征

在低渗透油藏中,水油两相渗流有其特有的规律：束缚水饱和度和残余油饱和度大,共渗区小,水相相对渗透率低。由于油水相渗曲线和油水粘度比对水驱产生较大影响,本文就低渗透油藏的油、水相渗曲线和油、水粘度比对水驱前缘参数的影响的影响进行了分析。前缘参数表征水驱效果的一般原则是：前缘含水饱和度大,含水率导数小的时侯,驱替效果好,无水采出程度高,经计算分析,得出结论：水相相对渗透率越大,驱替效率越差,无水采出程     

基于疏水颗粒堵剂特性的化学隔板控水模拟表征方法研究

化学隔板控水技术是底水油藏生产井水锥突破问题的有效治理手段，为解决化学隔板控水等效模拟方法缺乏控水体系特性理论支撑、措施评价效果不能有效指导现场施工的问题，以一种新型疏水亲油颗粒堵剂体系为研究对象，通过实验方法研究该体系的控水特性，颗粒吸附聚集形成选择性封堵水相渗流通道的控水隔板，堵剂对岩心水相封堵率可达80%以上。类比商业化油藏数值模拟软件聚合物驱油模块模拟方法，以堵剂体系控水特性为基础，建立了考虑体系吸附及对储层选择性封堵的化学隔板控水模拟表征方法，从隔板形态、油井产水剖面、水流线、水体波及体积等角度开展了化学隔板稳油控水原因分析，并将该方法应用于某底水油田，研究表明该方法对化学隔板控水现场施工参数优化具有一定指导意义。     

CO_2驱油技术适应性分析及在不同类型油藏的应用——以华东油气分公司为例

通过大量文献调研,总结了国内外CO_2驱油的适应条件,包括流体物性、油藏特征和开发参数,其中地层压力主要决定油藏能否达到混相。对华东油气区草舍泰州组、草舍阜三段、台兴、张家垛、金南、兴北6个区块进行CO_2驱适应性评价,根据评价结果,草舍区块泰州组底块砂岩油藏选用CO_2驱油,草舍区块阜三段深层低渗油藏选用大井距同步注气、台兴区块高含水油藏选用转气驱、张家垛区块大倾角油藏衰竭开采后选用CO_2驱、金南区块特低渗油藏选用分段压裂水平井异步吞吐、兴北区块稠油底水油藏选用水平井"HDC"等技术,均取得了一定的驱油效果,表明不同类型的油藏在不同开发阶段需要使用不同的驱替方式才能达到最佳开发效果。     

缝洞型碳酸盐岩油藏CO2注入方式及部位优化

缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集渗流空间,连通方式复杂,非均质性强。CO_2吞吐及CO_2驱替可通过补充地层能量及溶解降粘作用来改善油田开发效果,是一种有效的开发方式。根据现场地质资料,设计并制作室内三维仿真物理模型以模拟典型缝洞油藏单元,通过室内实验模拟CO_2吞吐及CO_2驱替过程,分析生产动态,考察高、低部位井CO_2吞吐的增产效果,并对比高、低部位井CO_2吞吐与驱替对采出程度的影响,在此基础上分析缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油机理。实验结果表明:利用底水与次生气顶间的相互作用及井位优势,高部位井CO_2吞吐比低部位井CO_2吞吐采收率高16.09%;利用吞吐与驱替过程中不同的气体控制范围,高、低部位井CO_2吞吐采收率比CO_2驱替采收率分别高8.07%和5.01%,CO_2吞吐效果优于CO_2驱替效果。     

水平井开采底水油藏氮气泡沫压水脊技术研究

采用油藏数值模拟方法,建立理论数值模拟模型,分别模拟计算了在底水油藏水平井中实施氮气泡沫压水脊过程中,不同注入时刻、注入量、焖井时间和焖井后日排液量对控水增油效果的影响。研究结果表明,（1）在利用水平井开采底水油藏的过程中,实施氮气泡沫压水脊措施,可以延缓底水脊进,起到控水增油的作用;（2）其最佳注入时刻在油井含水率为70％时刻;（3）注入量越大增油效果越好,但存在最佳值;进行一定的焖井时间才可以发挥其最佳控水增油效果;（4）氮气泡沫具有剪切稀释的特性,焖井后日排液量越大,其控水增油效果越差。     

低渗油藏CO_2/原油及N_2/原油间油气相渗实验

CO_2驱以其良好的注入性和驱油效果成为低渗透油藏有效提高采收率方法。油气相渗曲线是研究CO_2驱油效果的关键参数。通过非稳态油气相渗实验及JBN方法,分别进行了CO_2/原油、N_2/原油的油气相对渗透率实验,并从气测渗透率、黏度、界面张力等分析了2种气体相渗曲线的差异。研究结果表明:CO_2驱过程中的油气相渗曲线的两相共渗区要明显宽于N_2驱,且残余油饱和度小于N_2驱;随着含气饱和度的升高和含油饱和度的降低,CO_2与N_2的油相相渗比值急剧增大,气相相渗比值缓慢上升;相比于N_2,CO_2气测渗透率较大、黏度和油气界面张力较低,低渗透油藏中CO_2的渗流能力强于N_2。     

可动凝胶的封堵性能及其对渗流规律的影响

可动凝胶在油田稳油控水中具有重要应用,可动凝胶的封堵行为及其对油水渗流规律的影响对于油田的高效开发具有重要意义。为此,用常规岩心驱替流程进行了可动凝胶对岩心的封堵性能实验及可动凝胶对油、水单相渗流的影响实验。实验结果表明:对于渗透率低于2200×10-3 μm2的岩心,可动凝胶的有效封堵能力在90%以上;油水在可动凝胶封堵的岩心中单相渗流呈现非线性渗流特征,油相启动压力低于水相启动压力,油相渗流能力大于水相渗流能力;油水在可动凝胶封堵的岩心中两相渗流特征也发生变化,两相区范围变?,油水渗流能力变差,油相相对渗透率恢复明显高于水相,说明可动凝胶对水相的封堵远大于对油相的封堵,可以稳定油相,控制水相。     

一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确预测底水油藏油井的见水时间,并采取相应的措施,可以延长油井的无水采油期,提高油井的累计产油量和采出程度。文中基于流体在多孔介质中的渗流规律,对底水油藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究。通过数学推导,得到了底水油藏油井水锥突破时间的计算公式,该公式考虑了油水流度比,原始束缚水饱和度,残余油饱和度等影响因素,并与其他底水油藏见水时间的公式进行了对比。实例分析表明,新的底水油藏油井见水时间公式的预测值较准确,并且与李传亮公式的结果较为接近,为预测底水油藏油井的见水时间提供了借鉴和指导。     

高含水期注水井周围含水饱和度评价方法及应用

目前通过油藏数值模拟的方法计算油层的含油饱和度分布存在工作量大、计算周期长等缺点,不利于快速评价油层的剩余油饱和度分布。为此,提出了一种简单、方便的计算方法快速评价注水开发油田油层的剩余油饱和度分布,即通过计算注水井周围的含水饱和度平面分布,折算出含油饱和度。利用该方法计算双河油田Ⅷ油组1-1层上部剩余油饱和度,与数值模拟结果相对比,两者基本吻合。     

使用含水影响增量判断油田含水上升的新方法

在分析油田产液量构成和含水变化的基础上,运用系统工程基本原理,提出一个新概念即油田含水影响增量,并推导出计算方法。实例计算分析表明,该方法能定量计算出单元的产液量和产水量对油田含水变化的影响,为系统评价含水变化、合理控制含水上升提供依据。     

调压注水泵在高压欠注井增压注水中的应用

调压注水泵是在增压注水泵基础上发展起来的一种新技术装备,它可以把配水间来水压力重新分配,同时产生一个高压和一个低压,分别为高压欠注井和低压注水井注水,既减少低压注水井注水闸门节流造成的能量损失,又达到为高压欠注井增压注水之目的。介绍了调压注水泵的结构、工作原理及主要技术参数。东辛采油厂采用3台TYB—Ⅰ调压注水泵调配高压欠注井4口,低压注水井3口,累计运行5587h,连续运行达2025h,运行平稳,故障少,完全满足生产需要。     

边水油藏水平井见水规律及控水措施研究

边水油藏水平井开采时,水平井见水是一个比较复杂的问题．它不仅受到井身轨迹如：水平段长度,避水距离等的影响,还与油藏的自身备件如：油水黏度比,各向异性有关。采用无因次水平段长度、无因次避水距离综合分析水平井的井身轨迹及油藏的自身条件对边水油藏水平井见水时间的影响,并给出各个影响因素与水平井见水时间的数学关系式。同时,通过正交试验的方法确定了见水时间影响因素的主次顺序。用注聚合物的方式控制边水突进,提高采收率的效果比较明显。本研究对边水油藏水平井的应用、合理井身轨迹的确定,以及水平井的控水增油有一定的指导意义。     

测定天然气水蒸气含量／水露点的方法与仪器

水蒸气含量／水露点是天然气一 重要的气质指标,随着天然气国际贸易量与日俱增,其测定方法和仪器的标准化已在全球范围内引起普遍重视。文章从方法原理、仪器选择、操作评价、取样与安装、仪器的校准、检验与维修要求等方面,介绍了可应用于在线测定的电容、电导式、压电式、光学式和红外式等５类测定仪器的特点及测定范围。建议我国应组织力量,在与国际接轨的基础上,加快此类仪器标准化的进程。     

底水锥进油藏油水同采技术研究

在底水油藏生产中后期,油井不可避免出现见水现象,如不采取合理有效的控水措施,将造成产量迅速递减,采收率下降,开发效果变差.对红南油藏开发现状及生产动态的分析,提出了综合治理方案,并提出了油井油水同采技术,见到了一定的效果.该研究为含水油田的综合治理拓展了思路.     

一种ZC型堵水注水管柱支撑扶正器

为了延长丢手堵水和斜井注水等管柱的工作寿命,研究了一种ZC型堵水注水管柱支撑扶正器。该工具由坐卡、支撑扶正、锁紧、解卡等部分组成,油管内憋压推动活塞和锥体上行,锥开强力蛇行弓簧片,依靠强力蛇行弓簧片与套管之间的摩擦力扶正和支撑井下管柱;上提管柱解卡,操作简单方便,既不会伤害套管,也不会卡死在套管内,安全可靠。现场应用100多井次,成功率100%,有效地延长了丢手堵水管柱和斜井注水管柱的工作寿命,取得显著经济效益。