渤海油田多轮次层内生成CO2调驱效果优化

为解决渤海油田多轮次层内生成CO_2调驱后增油效果逐渐变差的问题,通过岩心驱替实验分析了其原因,并对比了不同封堵体系对调驱效果的改善作用。研究表明:1轮次层内生成CO_2调驱可使原油采出程度在水驱基础上提高25.61百分点,2轮次调驱采出程度在1轮次基础上仅提高0.38百分点,3轮次调驱已无增油效果;在3轮次调驱前注入0.2 PV的聚合物,增油效果提高不明显,而注入同样体积的凝胶体系,采出程度比只进行3轮次层内生成CO_2调驱提高10.19百分点,表明凝胶体系能够有效封堵高渗层,使后续层内生成CO_2调驱溶液转向低渗层,从而显著改善多轮次层内生成CO_2调驱效果。研究结果为在渤海油田强非均质性储层开展多轮次层内生成CO_2调驱提供了参考依据。     

层内生成二氧化碳驱油技术在绥中36-1油田的尝试

层内生成二氧化碳驱油技术具有封堵高渗透层、热解堵、驱替等多重作用,在油气田开发过程中有效运用此技术可起到控水稳油作用。该技术施工工艺简单,适合于海上油气田在狭小作业空间下进行。在渤海绥中36-1油田尝试运用了此技术。经渤海绥中36-1油田H5井组的现场作业,取得较好的增油控水效果,实施后3个月增产幅度近10%。     

渤海油田层内生气技术研究与应用

渤海油田长期注水后注水井压力升高,水驱效果变差,层内生气技术兼具解堵、调剖和驱油效果,对渤海油田高效开发具有很好的应用前景。室内实验通过滴定后排水法和Waring Blender法对层内生气体系进行了优选,得到了体系的配方为:生气剂GA+释气剂SA+表面活性剂S-TC。体系物理模拟实验结果表明,注释气剂阶段压力降低,含水率下降,产油量增加,体系注入后整体采出程度提高了27.4%。2016年现场应用显示,注水井注入压力可降低0.8 MPa左右,井组日产油增幅达到37.5 m~3,有效期长达170 d,井组累计净增油量7 955 m~3,累计增注量87 000 m~3。     

吉林油田CO2驱地面工程工艺技术

CO2驱油是CO2减排的重要途径,是油田提高采收率的重要手段。吉林油田通过大情字井油田的CO2驱油先导试验和扩大试验,完成了从气源到产出气循环注入的全流程工艺及现场试验。形成了先导试验的小站液相注入、扩大试验的集中液相注入、工业化推广的超临界注入3种模式,目前,正在进行工业化推广应用。介绍了CO2驱现场试验及效果,论述了CO2驱地面工程的关键技术,并对CO2驱现场试验的经验进行了总结,对我国CO2埋存、同类油气田的开发建设具有指导和借鉴作用。     

渤海油田分级组合深部调剖技术

为了提高海上油田的开发效果,基于调剖决策的压力指数计算、调剖体系优选室内试验及调剖参数设计,进行了分级组合深部调剖技术研究.室内试验表明,采取先低强度(终冻强度0.05 MPa)后高强度(终冻强度0.07 MPa)连续相的顺序注入,比采取先高强度后低强度连续相的顺序注入时的采收率提高3.1百分点;采取先大粒径(初始粒径0.5~3.0 μm)分散相、后小粒径(初始粒径50~500 nm)分散相的顺序注入,比采取先小粒径分散相、后大粒径分散相的顺序注入时的采收率提高4.1百分点.膨胀后分散相颗粒与地层孔喉的最佳直径比为1时封堵率最高,且要求初始颗粒粒径小于1/7倍孔喉直径,膨胀后的最小粒径大于1/3倍孔喉直径.结合渤海油田的现场实例对该技术的应用效果进行分析,预测进行分级组合深部调剖后,含水率下降5.0%,2个井组增油3.4×104 m3以上.研究结果表明,在应用区块整体调剖决策参数确定目标调剖井的基础上,根据地层物性优选出合适的调剖体系,并对调剖体系进行优化组合设计,可以达到最佳的调剖效果.      

渤海海域CO2成因与分布主控因素

通过对渤海海域高含CO2油气藏地质与地球化学特征的系统分析,深入研究了CO2成因及分布主控因素。渤海海域环渤中地区油气藏中CO2主要为幔源无机成因,辽东湾地区油气藏中CO2含量小于1%,为有机成因。新构造运动期强烈活动深大断裂空间展布和新生代岩浆活动控制了幔源无机CO2的分布,沿活动深大断裂走向方向活动较弱部位有利于幔源无机CO2聚集成藏。     

层内自生CO2提高采收率技术在海上油田的研究及应用

针对海上某油田储层非均质性强、注水强度大,注水突进严重导致储量动用程度低,而常规调剖措施无法有效开展的问题,通过物模驱替实验考察了层内自生CO_2提高采收率技术在该油田的可行性,并对注入量、注入方式、注入速度和稳定剂用量等参数进行优化研究。实验结果表明,层内自生CO_2技术提高采收率的效果显著,储层渗透率在(200～10 000)×10~(-3)μm~2范围内,采收率可在常规水驱基础上提升28.70%～32.29%,原油黏度在10～500 mPa·s范围内,对层内自生CO_2驱油效果基本无影响。技术的最优工艺参数为:注入量1.0 PV,8段塞注入,生气剂和释气剂注入速度比为1∶1,稳定剂用量为0.10 PV。现场试验表明,层内生成CO_2提高采收率技术对渤海油田稳油控水起到了显著效果,措施后井组日产油量最高增加100 m~3,含水率下降12%,有效期内净增油3826 m~3。     

CO2提高低渗油田采收率研究现状

目前,低渗透油田已经成为油气开发建设的主战场,但由于低渗透油藏普遍存在储层物性差、渗透率低、非均质性强等特点,使得水驱效果差。而CO2驱由于具有较高的驱油能力,良好的注入性,以及能够实现温室气体的地下埋存,逐步成为当前提高低渗、特低渗油藏原油采收率的研究重点之一。     

苏北油田CO2驱油同心双管分层注气技术

为了解决苏北油田CO₂驱油常规笼统注气工艺在实际应用中存在的吸气剖面不均匀、高渗层气窜严重和低渗层动用程度低等问题,在分析常规分层注气工艺特点的基础上,通过设计双级锚定式管柱、优选防腐蚀材质和质量流量计、改进分注器等井下工具,形成了CO₂驱油同心双管分层注气技术。根据现场实际情况,研究解决了管柱失稳、封隔器失效等问题,实现了准确分层注气。该技术在草舍油田C1井进行了现场试验,利用地面装置调节分层注入量,各项指标均满足分层配注要求,取得了良好的现场应用效果。试验结果表明,该技术具有操作简单、可靠性高和调配精度高等优点,可有效实现精细注气,为苏北油田CO₂驱油有效开发提供了新的技术手段。     

渤海油田区块整体调驱技术研究及应用

渤海K油田X砂体为3注4采井网,非均质性强,平面渗透率差异大,综合含水率90.8%,含水率上升速度快,注水开发效果逐年变差,因此,有必要开展区块整体稳油控水措施。针对三井同时作业和海上作业空间受限问题,采用了集成式在线调驱注入工艺缩减设备占地面积,开展了“初低黏缓凝凝胶”和“水基微球”的在线调驱体系研究与评价,并介绍了整体调驱设计方法。实验结果表明,在线调驱体系均具备良好的注入性、封堵性和提采能力。矿场应用表明,X砂体区块整体调驱见效良好,作业期间已累计增油9 599 m³,作业后区块整体仍保持良好受效态势,综合含水率下降8.0个百分点,日净增油50.42 m³,井组已持续见效长达11个月降水,增油效果明显。区块整体调驱技术及设计方法可为海上类似区块开展稳油控水措施提供借鉴。     

二氧化碳蓄能压裂技术在吉林油田的应用

吉林油田黑帝庙油层压力不足,原油黏度高,凝固点高,常温下不易流动。针对这一问题开展了CO2蓄能压裂的研究与应用,并在黑+79-31-45井现场应用成功。该技术采用纯液态CO2代替常规水基冻胶压裂液进行造缝和携砂,与常规水力压裂相比在施工设备、地面管线、施工参数等多方面都存在很大差异。     

二氧化碳蓄能压裂技术在吉林油田的应用

吉林油田黑帝庙油层压力不足,原油黏度高,凝固点高,常温下不易流动。针对这一问题开展了CO2蓄能压裂的研究与应用,并在黑+79-31-45井现场应用成功。该技术采用纯液态CO2代替常规水基冻胶压裂液进行造缝和携砂,与常规水力压裂相比在施工设备、地面管线、施工参数等多方面都存在很大差异。     

低渗透油田水平井 CO2复合吞吐技术

为了解决低渗油田水平井因储层非均质性强而发生的注水沿裂缝、高渗条带窜流以及含水高的问题,开展CO_2复合吞吐试验技术研究。首先考察了适合酸性条件下的表面活性剂YQY-1体系的发泡性能和稳泡性能,在获得最佳气液比的基础上开展了水驱-CO_2吞吐-CO_2泡沫复合吞吐动态评价实验,并进行了现场实验。研究结果表明,YQY-1发泡体系在高温高压下具有较好的起泡性能和稳泡性能,在气液比1∶1(交替注入)下,CO_2复合吞吐对比单一CO_2吞吐注入压力上升1.9 MPa,采收率提高11.6%,说明CO_2泡沫复合体系在油藏条件下能够对裂缝、高渗条带起到封堵作用,扩大注气波及体积,启动低渗部位剩余油。现场试验结果表明,CO_2复合吞吐增油控水作用明显。     

长庆油气田CO2泡沫压裂工艺研究与现场试验

介绍了长庆油田低渗透砂岩油气藏CO2泡沫压裂的室内研究与现场试验情况,阐述了长庆油气田CO2泡沫压裂的施工工艺、施工参数、液体体系及试验效果.并通过对比,分析了该项新工艺在长庆油气田的适用性.     

CO2驱油与埋存研究进展

详细介绍了CO2驱油与埋存研究的现状。目前CO2驱油在国外已取得较好的经济效益,在国内正在进行矿场先导试验。而CO2埋存在国内外均处于探索阶段。CO2驱油与埋存研究中存在的问题主要包括提高采收率方面的扩大波及体积等关键问题、CO2埋存介质和方法的选择、CO2驱油对地层的伤害、CO2驱油与埋存的气源问题、CO2驱油与埋存产业协调和整体规划5大方面。指出了该项研究的发展趋势。     

自清洁射孔技术在渤海油田的应用

渤海油田部分区块沙河街组常压储层,因注采不平衡,地层压力出现不同程度的降低,储层压力亏空较为严重,直接影响了射孔时负压放喷对孔道的清洁效果。为更好实现射孔孔道的清洁,提高孔眼流动效率,研究了一种可实现在孔道形成后极短时间内产生高压气流冲刷孔道,清洁射孔压实带,有效反排射孔孔道岩石碎屑和射流残体,使孔道保持高度清洁的自清洁射孔技术。该技术已在渤海油田沙河街组储层完成2口井的现场应用。应用表明,自清洁射孔技术有效提高了负压射孔放喷效果,为渤海油田沙河街组压力亏空储层达到理想的放喷效果,提高油井产量提供了经验和技术储备。     

渤海 S油田窜流通道封堵技术

针对渤海S油田长期注水开发形成水窜通道,导致区块含水上升速度快的问题,采用示踪剂方法识别油水井间高渗条带,分析计算了高渗条带渗透率及孔喉大小,通过对凝胶类调剖体系强度和微球粒径分级、微球类调剖体系粒径与岩心孔喉直径的匹配性和注入段塞及施工工艺组合方式的研究,获得了适合该油田高渗条带封堵及深部调剖的分级组合深部调剖技术。该技术的主要内容包括:以凝胶(先注弱凝胶,后注强凝胶)加微球为组合调剖剂,以凝胶井口调剖加微球在线调剖的组合工艺方式。研究结果表明,S油田目标井区高渗条带渗透率为8.8μm~2,平均孔喉约为20μm;适合分级组合深部调剖技术的两种强度凝胶体系配方为0.3%聚合物+0.2%交联剂(弱凝胶)、0.4%聚合物+0.3%交联剂(强凝胶);微球膨胀后的粒径与孔喉直径比为1~1.5时,微球调剖体系兼具良好的封堵性能和运移性能;应用凝胶封堵近井地带高渗条带、微球进行深部调剖的段塞组合方式,在相同成本下的调剖效果最好;采用井口调剖+在线调剖相结合的工艺方式,可使海上油田深部调剖设备占用平台空间降低70%以上。分级组合深部调剖技术在渤海S油田矿场试验中取得了显著效果,井组综合含水最高下降8.4%,井组净增油18288 m~3,适合于海上砂岩油田深部调剖作业。     

渤海油田弃置技术研究进展

统计分析渤海油田油气生产设施弃置需求,其未来设施弃置需求将呈逐年上升趋势,介绍设施弃置的方式和弃置工作的主要内容,阐述油气井、上部组块、导管架、海管和海缆在弃置过程中使用的方法、技术及影响,总结海上油气田弃置中应遵循的方案编制、海洋恢复以及清洗废液、弃井污染问题等处理的原则,可为具体的工程实践提供指导和借鉴。     

花岗岩酸化技术在渤海油田的应用

介绍了一套适合渤海油田海上作业的花岗岩酸化工艺，并对曹妃甸1-6-1井和渤中27-4-2井的施工工艺、酸化原理、酸液配制等进行了详细说明。通过两口井酸化前后原油产能对比分析，证明花岗岩酸化工艺是提高产能的有效方法。