低渗透油藏有效开发技术研究——以苏德尔特油田为例

苏德尔特油田兴安岭油层属于低渗透油田,层间非均质性强,油井措施效果逐年变化。通过分析苏德尔特油田开发特征,分析了缩小井距技术、提压注水技术、大规模压裂技术和注气技术在苏德尔特油田兴安岭油田开发中的应用效果,结果表明缩小井距技术配合常规压裂建立矩形井网可实现井网最优;提压注水技术是一个缩短"量变"到"质变"时间的有效技术;大规模压裂技术能够有效改善特低渗透油藏储层渗流条件;CO_2注气技术能够改善注入剖面,为低渗透油田开发提供指导。     

注能(以CO_2为例)改性驱替开采CH_4理论与实验研究

在简述煤层气开采技术发展历程基础上,针对煤层气抽放开采率低的问题,提出了注能改性驱替开采煤层气技术,并从有效应力与热力学原理,能量平衡理论等方面进行了可行性分析。通过自主研发系列实验设备,对大尺寸、低渗透煤样进行了不同应力与温度条件下的渗透与驱替置换实验,揭示了注CO_2驱替开采煤层气的机理、规律与特征。研究结果表明:CO_2在煤体表面的吸附势大于CH_4,CO_2吸附引起的煤体表面自由能变化和吸附热均强于CH_4,注能(CO_2)有助于煤层气采收率提高;在一定的约束应力条件下,注入压力升高,CO_2吸附引起的煤体表面自由能变化和吸附热升高,同时作用在煤体上的有效应力降低,煤体的渗透性增强,CO_2驱替置换效果提高,反之,注入压力不变约束应力增大,有效应力增加,煤体渗透率降低,驱替置换效果变差;煤体对超临界态CO_2有很强的吸附性,在较大的有效应力和较低渗透率条件下,依然能保持较高的CO_2/CH_4置换率;提高注入CO_2温度,有助于部分吸附CH_4解吸,但同时煤体对CO_2吸附能力也减弱,导致CO_2/CH_4置换率有所降低。     

海上凝析气田生产管柱优化设计

渤海某凝析气田为近年发现的大气田,具有超深井、超高温、高含硫化氢和二氧化碳等特点,面临着储层埋深深、高温、高腐蚀、注采转换以及投产时间紧等一系列困难。在国内外、海上陆地气井管柱结构的基础上,对油管和井下工具进行了优选,综合分析圈闭压力、回接尾管防腐材质情况、管柱伸缩等确定了生产封隔器下深于回接点以下,并通过油管加扶正器的方法解决生产封隔器以上管柱的螺旋屈曲问题。成功设计了一套适合海上凝析气田的生产管柱,为后期海上凝析气田管柱设计提供借鉴和参考意见。     

煤层气试井设备和试井技术

煤层气注入／压降试井设备包括注入泵系统、关井系统,井下工具串、封隔器加压系统、油管、高精度电子压力计,计算机及分析处理软件等,注入／压降法试井是一种单井压力瞬变测试,试井通常提供的参数是渗透率,储层压力、表皮系统、井筒储集系数,储层压力梯度,地应力梯度,煤层的破裂压力和闭合压力,储层温度,调查半径等。     

注水水质对低渗油藏注采井开发指标的影响

基于水质对低渗透油藏储层渗流物性影响实验的研究,结合渗流力学理论,建立了注水水质与相对渗透率的关系.在此基础上,采用油藏工程的理论和方法,分析了水质对低渗油藏注采井开发指标的影响,包括水质对采油井采液、采油指数和注水井吸水指数等指标的影响.     

水驱低渗油藏井网密度计算的新方法

油藏工程理论及现场实践均表明,注水开发低渗油藏其注水方式和注采井数比对注水波及体积及水驱采收率有较大影响,通过对注水井水驱控制面积、单井控制面积与注采井数比进行了试探性回归分析,再结合谢尔卡乔夫公式,推导出了水驱采收率、驱油效率、井网指数、注采井数比与井网密度的关系式,从而建立了水驱油藏宏观井网密度公式.实例分析表明,该方法简单、实用,具有较高的准确性,不失为一种有效的方法.     

五点法井网CO2-N2驱前置CO2段塞尺寸优化

为了优选五点法井网条件下CO₂-N₂驱前置CO₂段塞的尺寸,类比YS油田的实际情况,用CMG油藏数值模拟软件进行了低渗特低渗油层CO₂-N₂驱数值模拟研究。结果表明,在低渗特低渗油层五点法井网中,CO₂-N₂驱的前置CO₂段塞尺寸均以0.4PV为宜,按照极限日产油量约束条件结束采油生产不仅可以获得较高的采收率,且其吨油气体成本也最低,是最佳的生产方式;衰竭期的原油采收率增幅很小,但注入气回采率较大,且所回采的注入气经处理后仍可继续注入油层提高采收率。     

普光气田连续油管注水泥塞施工难点及对策

普光气田建产后,部分井因盐膏层蠕动导致的套管变形,存在安全隐患,无法正常生产,另一部分井井下出水严重,气层被地层水"淹死",无法复产。这类井需要通过注水泥塞封堵射孔段,进行弃井作业或者是堵水后酸冲复产。针对井筒产层套管内下入的是复杂的采气管柱,进行注水泥塞作业时,无法施工常规油管,只能下入连续油管进行注水泥作业的情况,分析了主要面临的地层水高含硫化氢、地层亏空导致承压能力低、施工泵压高、水泥浆流变性及水泥石抗硫化氢腐蚀要求高等施工难点,通过从施工工艺、水泥浆体系等方面入手,展开了相关应用研究,形成了一套成熟的施工工艺技术。D405-3井和P105-2井的连续油管注水泥塞施工实践表明,地面施工作业成功率100%,且成功完成D405-3井的弃井作业和P105-2井的堵水作业。     

氮气采油技术在南堡2号潜山的应用（增刊）

南堡2号潜山油藏属于典型的孔隙-裂缝型双重介质油藏,天然水驱采出程度较低,剩余潜力大,探索合理的氮气采油技术参数对于提高油藏采收率有着重要的现实意义。在系统总结氮气采油机理的基础上,结合研究区油藏参数,通过对氮气不同注入量、注入速度、焖井时间等关键指标的数值模拟,确定了最佳注入参数。矿场实施证实了研究方法的可靠性,累计实施单井注氮气17井次,井口累增油1.21万t。     

低渗透油藏注CO2驱提高采收率预测方法

CO2驱油技术在低渗透油田中的研究已经越来越深入,无论室内实验还是现场试验证明都是可行的,不论是在高含水油藏还是低渗、特低渗油藏,注CO2能够降黏膨胀,降低界面张力,改善地层渗透率,从而提高原油采收率。该技术能够有效解决低渗油藏注水开发难的问题。国内在该技术领域的研究也越来越多,研究还发现,工程上常利用水驱特征曲线方法预测CO2驱动态指标,但水驱和CO2驱在驱油机理、开发动态特征等方面存在明显差异,导致预测结果不准确。为了增加低渗透油藏注CO2方案可靠性,根据油藏工程基本原理建立气驱采收率计算公式,并利用采出程度、采油速度和递减率的相互关系提出了气驱增产比概念,建立气驱提高采收率增幅图版,形成了低渗透油藏注CO2驱提高采收率指标预测方法。通过该油藏工程方法预测白豹油区吴26-75井区,注CO2驱油20年可提高采收率8.12%。同时,对目标区块进行三维地质建模及数值模拟研究,通过数值模拟软件计算,预测区块CO2注气速度20、30、40 t/d的情况下,20年可累计增油20.56万、22.48万、24.13万m3,可分别提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。该油藏工程方法预测结果和数值模拟方法预测结果误差较小,可用于低渗透油藏CO2驱油产量预测和开发方案优化设计。该方法可以简单快捷计算CO2提高驱采收率指标,对区块下一步的开发及评价具有指导意义。     

低渗油藏渗流特征及开发对策研究:以渤海湾盆地黄骅坳陷M油藏为例

注入压力高、吸水能力下降快是低渗油藏注水开发面临的难题。通过分析深层低渗油藏压敏、水敏、油水黏度比、相渗等因素对渗流特征的影响,获得油藏开发过程中储层物性及流体渗流变化规律;利用油藏工程原理及数值模拟技术,研究了裂缝方位、注入量、渗透率及注水时机对裂缝扩张注水效果的影响,证明裂缝扩展注水技术能够大幅度提高低渗油藏采出程度。研究成果对改善低渗油藏注水开发效果具有重要指导意义。     

低渗油藏渗流特征及开发对策研究（增刊）

注入压力高、吸水能力下降快是低渗油藏注水开发面临的难题。通过分析深层低渗油藏压敏、水敏、油水粘度比、相渗等因素对渗流特征的影响,获得油藏开发过程中储层物性及流体渗流变化规律;利用油藏工程原理及数值模拟技术,研究了裂缝方位、注入量、渗透率及注水时机对裂缝扩张注水效果的影响,证明裂缝扩展注水技术能够大幅度提高低渗油藏采出程度。研究成果对 改善低渗油藏注水开发效果具有重要指导意义。     

浅析盘检41-301井的密闭取芯工艺

为了研究不同注采井距油层水洗状况,微观剩余油分布状况及储层岩性、物性、孔喉结构、流体性质及润湿性变化规律;油藏的油水运动规律,驱替特征及剩余油分布规律,项目组在盘古梁区块部署了检查井盘检41-301。该检查井对开发方案的调整及同类油藏的开发有指导和借鉴作用,可以满足提高采收率研究的需要。     

应用灰色模型的超低渗油藏产能评价

灰色模型是一种有较高预测精度、所需要的原始数据少、并且计算过程简单的方法,这种方法是对现有的数据进行生成、开发、并找出有价值的信息,达到对所研究系统的生产动态、规律等的正确评价和有效监控。超低渗油藏的渗流过程与一般油藏有很大的不同之处,低渗油藏在实际生产时的压差只有大于某一个数值的时候,流体在储层中才能流动,这说明低渗油层具有启动压力,其渗流过程是属于低速非线性渗流。通过对岩芯分析表明,这种现象与储层岩石的物性有关系。收集华庆地区元284井区长6储层基础数据进行初步分析,在全面认识储层的基础上,建立产能评价灰色模型。再应用Matlab和灰色模型相结合对特低渗储层进行产能评价计算,并对计算结果进行分析。     

注CO_2提高煤层气采收率及CO_2封存技术

针对柿庄北区块煤层注CO_2提高甲烷采收率的关键因素及现场工程选区,基于研究区储层特征,结合正交试验设计,开展了影响煤层注CO_2提高甲烷采收率的数值模拟研究,评价了注入效果,指出了CO_2-ECBM工程选区的储层渗透率门限。结果显示:研究区地质构造简单,顶底板封盖性好,煤层气成藏具有埋深大、煤层厚、含气量高、临界解吸压力高以及渗透率中等偏低、储层压力低的"四高两低"的基本特点;影响研究区注CO_2促甲烷增产的关键因素是煤储层渗透率;在较高渗透率煤层注入CO_2,有利于提高采收率;较低渗透率煤层可较好地实现CO_2封存;要实现柿庄北区块煤层注入CO_2显著提高甲烷采收率,储层渗透率应高于0.05×10~(-3)μm~2;兼顾提高采收率和CO_2的有效埋藏,储层渗透率宜为(0.05~0.22)×10~(-3)μm~2。     

我国煤层气井增产技术及问题探讨

增产技术是制约我国煤层气井产能突破的重要瓶颈,对我国水力压裂、多元气体驱替和多分支水平井3种主要增产技术的现状进行分析及问题探讨。研究认为,优选适宜我国特定煤层地质条件的压裂液是提高水力压裂效果的关键,研究不同煤层地质条件下对煤储层伤害小又能最大化煤层气产出率的最佳注入CO_2与N_2成分比是多元气体驱替技术发展的重要基础,多分支水平井技术将是未来我国主要的增产技术手段。     

低渗透裂缝油藏试井模型及应用

阐述了裂缝油藏试井数学模型、曲线特征、试井技术等,在此基础上系统研究了长庆油田陇东特低渗透裂缝油藏不稳定压力试井资料特点,提出了适合于特低渗透裂缝油藏试井模型。应用脉冲试井技术找到了油藏裂缝发育方向,分析了注水井试井资料在多次试井过程中的模型演变,应用现代试井分析方法,对一些试井典型实例进行了剖析,基于该试井模型解释的试井资料,已在油田开发中得到了应用,应用效果表明该模型在陇东特低渗透裂缝油藏是适用可行的。     

葡462区块氮气驱试验提高致密储层采收率研究

大庆葡462区块属于低孔特低渗致密储层,注水难度大,无法建立有效驱替体系,2012年底产油量低,含水高,已全部关井。结合致密储层提高采收率技术及建立有效驱替体系的需求,优选葡462区块,通过对区块油藏地质概况、氮气驱油机理及可行性、地面注采工艺、数值模拟等进行研究,开展了氮气驱油现场试验,本次试验取得了一定效果,截至2020年6月已累计增油715t,为大庆长垣致密储层提高采收率技术上指明了新的方向。     

志丹采油厂双826井区油气储层特征及其影响因素

储层岩石学特征、物性特征及主控因素分析是油藏精细描述的核心内容,深入分析储层特征与主控因素对剩余油分布和开采具有重要意义。本次研究采用薄片分析和物性测试等方法对志丹采油厂双826井区油气储层特征及其影响因素进行探讨,结果表明:研究区储层岩性主要为粉粒—细粒长石砂岩;研究区物性整体呈低—中孔、低渗特征;研究区储层物性影响因素主要为沉积和成岩作用,其中分流河道间砂体成熟度低导致物性较差,而储层成岩作用增强了研究区储层非均质性。本次研究对双826井区储层非均质性和剩余油分布具有一定参考意义。     

碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展

我国碎软低渗煤储层分布广泛,然而由于其煤体松软、破碎、渗透性差,常规的直井/水平井煤储层直接压裂技术应用于碎软低渗煤储层强化及其煤层气地面开发的效果并不理想,碎软低渗煤储层煤层气的高效开发是制约我国煤层气产业大规模发展以及煤矿瓦斯高效治理的重要技术瓶颈。在系统分析我国碎软低渗煤储层特征及煤层气地面开发中存在的问题基础上,以水平井为基础井型,围绕间接压裂、应力释放和先固结后压裂3种不同的技术方向,梳理了目前碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展。归纳评述了以顶板间接压裂、夹矸层间接压裂以及硬煤分层间接压裂为内涵的间接压裂煤层气开发技术,以水力喷射造穴、气体动力造穴、扩孔+水力喷射+流体加卸载诱导失稳造穴、水力割缝为不同应力释放方式的应力释放煤层气开发技术,以及先微生物诱导碳酸钙固结碎软煤储层再进行水力压裂的先固结后压裂煤层气开发技术。间接压裂技术的工程实践探索已有较多积累,在地质条件适宜地区对碎软低渗煤储层强化取得了较好效果,而以应力释放为代表的碎软低渗煤储层强化新技术探索已取得重大进展,并进入工程试验和验证阶段。水平井应力释放技术针对碎软低渗煤储层特性和新的开发原理,其对储层改造潜...