三叠系长6油藏二氧化碳驱技术方案优选

针对长庆油田三叠系长6特低渗透油藏物性差、水驱开发采收率低、含水上升快等问题,研究CO2驱在该油藏中的应用。利用油藏数值模拟技术,分别对CO2水气交替驱(CO2-WAG)和CO2连续气驱的注采参数进行了优选,并在此基础上对比了这2种开发方式。得到了最优的技术方案:采用CO2-WAG驱技术,产油速度提高1.5倍,单井平均产油速度为3 m3/d,关井气油比为1×103m3/m3,单井注气速度为1×104m3/d,水气比为1,交替注入6个月。模拟结果表明,20 a预测期内,优选方案的采出程度比水驱增加了9.7%。优化CO2驱方案适合特低渗透油藏的开发。     

二氧化碳驱特低渗油藏的封窜体系性能评价

为了封堵特低渗油藏ＣＯ_２ 驱过程中形成的窜流通道,选用常温常压下为液态的正丁胺作为封窜剂进行实验研究。正丁胺在油藏条件下能与ＣＯ_２ 反应生成固体碳酸盐,且具有较高的强度,能够封堵ＣＯ_２ 窜流通道。动态评价实验表明：加入乙醇保护段塞后,正丁胺的注入压力低于１. ５ ＭＰａ,能满足特低渗油藏的注入要求;在渗透率级差为４.３ 的非均质岩心封窜实验中,注入正丁胺能提高低渗层采收率１８％以上,说明正丁胺具有封堵高渗层启动低渗层的能力。实验结果表明,用正丁胺封堵气窜通道能为提高ＣＯ_２ 驱特低渗油藏的开发效果提供一种新思路。     

CO2驱水气交替注入参数正交试验设计模拟

结合ECLIPSE软件的PVTi和E300模块,建立了榆树林特低渗透油藏三维三相油藏数值模拟模型。在历史拟合基础上,根据正交试验设计原理,考虑水气交替注气量、段塞大小、气水比、注气速度和后续水驱注入速度5个参数,以增油量和换油率为评价指标,进行正交试验设计。通过对试验结果的直观和方差分析,得到注入参数对评价指标影响的主次顺序,优选出水气交替注入参数的最佳组合方案,为现场CO2驱水气交替注入参数的优化提供理论指导和技术支持。     

水驱后特低渗透油藏氮气驱驱油特性分析

特低渗透油藏水驱采收率低,注入压力高,而氮气在特低渗油藏具有良好的注入性。本文在特低渗透岩心水驱后分别进行了常规的注氮气、水驱后水气交替、水驱后脉冲注氮气驱替实验。实验结果表明:特低渗储层微观非均质性导致气体在大孔道易形成窜流,水驱后常规注氮气提高采收率的效果有限。水气交替通过多轮次的注入使油藏中不同相态流体的分散程度提高,在优势流动通道中形成毛管阻力,促使后续注入气体进入局部致密区,可有效提高采收率16.37%;脉冲注气通过周期性注气方式,在局部高渗区和局部低渗区间形成压力扰动与交互渗流,使流体在地层中不断地重新分布,从而启动油层低渗区原油,提高采收率15.94%。此外,脉冲注气的注气压力比较低,与水气交替开采方式比较注入性提高。图6表1参12     

适合高温高矿化度油藏的弱凝胶体系研究

为满足９ ６℃, 地层水矿化度１ ２０ ０ ０～ ２ ００ ０ ０ ｍ ｇ ／ Ｌ , Ｃ ａ ２＋和 Ｍｇ ２＋含量５ ２ ０ｍ ｇ ／ Ｌ的油藏提高采收率的需要, 研制了适合高温高矿化度油藏用的弱凝胶调驱体系。针对高温高矿化度条件下弱凝胶体系稳定性差, 利用疏水缔合聚合物溶液的物理网络结构和通过加入乌洛托品３ ５ ０ｍ ｇ ／ Ｌ, 苯酚２ ５ ０ｍ ｇ ／ Ｌ , 硫脲２ ０ ０ｍ ｇ ／ Ｌ在溶液中形成化学交联结构, 使弱凝胶体系在９ ６ ℃和矿化度为１ ５４ ０ ０ｍ ｇ ／ Ｌ条件下具有良好的稳定性和抗剪切性。研究表明,疏水缔合聚合物溶液浓度为２０ ０ ０ｍ ｇ ／ Ｌ时, 弱凝胶体系经过射孔孔眼模型剪切作用后, 具有良好的抗剪切性能, 在１ ８ ０ｄ后凝胶强度可达到１ ００ ０ ０ｍ Ｐ ａ ·ｓ , 未出现脱水、 破胶的现象, 表现出良好的长期稳定性; 在 １８ ５ ２× １ ０ － ３μ ｍ ２和７ ７ ４× １ ０ － ３ μ ｍ ２ 填砂管组成的并联模型上, 弱凝胶体系优先进入水驱后的高渗岩心而使后续注入液转向进入低渗岩心, 改善了高温高盐非均质油藏开发效果。     

二氧化碳驱地下流体相态特征研究

目前国内注入ＣＯ_２ 提高采收率开发项目由于矿场试验周期短,对开发机理和气驱油特征规律认识还不够深入,尤其对ＣＯ_２ 驱替过程中的流体相态特征研究鲜有报道。通过油藏工程方法和数值模拟方法,利用相平衡计算模型和ＰＶＴｉ 流体分析软件包,分析ＣＯ_２ 含量对地下流体相态的影响。研究表明,对于任何ＣＯ_２-原油体系都存在临界点,在临界点的下方,当低于一定温度时,随着ＣＯ_２ 注入量的增加,一定压力范围内,ＣＯ_２ 与原油体系会出现三相区;同时ＣＯ_２ 含量对ＣＯ_２-原油体系黏度及体积膨胀系数有很大的影响,随着ＣＯ_２ 溶解量的增加,ＣＯ_２-原油体系黏度降低,膨胀系数增加。该研究可对ＣＯ_２ 驱油藏开发起到一定的指导作用。     

基于蒙特卡洛法的边水油藏聚合物驱段塞优化

针对渤海Ａ 油田水驱含水率上升过快的问题,开展了先导试验井组聚合物驱提高采收率研究。应用正交设计方法对聚合物段塞大小和浓度进行设计,运用多元回归方法得到累计增油量和净现值及其影响因素间的函数模型,利用蒙特卡洛方法对函数模型进行分析预测,得到累计增油量的大小与概率（累计增油量为４０􀆰 ２×１０４ｍ３ 时发生概率为９０％,累计增油量为５３􀆰 ２×１０４ｍ３ 时发生概率为１０％）。研究得到影响因素由大到小依次为第２ 段塞体积、浓度和第１ 段塞体积,而后续保护段塞大小及第１ 段塞浓度对累计增油量影响相对较小;在最优段塞区间精细加密后,进一步得到推荐段塞结果：第１ 段塞体积为０􀆰２ 倍注入孔隙体积,浓度为１ ４００ ｍｇ／ Ｌ,第２ 段塞体积为０􀆰 ４ 倍注入孔隙体积,浓度为９００ ｍｇ／ Ｌ,后续水驱体积为０􀆰 ８ 倍注入孔隙体积。研究结果为先导井组的聚驱方案提供依据。     

水驱后油藏CO_2驱提高采收率评价研究

我国注水提高采收率技术已成熟,但注水开发到后期仍有大量的剩余油无法开采出来。详细分析了油藏水驱后的储层变化特征,长期水驱后粘土矿物膨胀、渗透率降低、注入压力过高,无法进一步提高采收率。介绍了CO2驱驱油方式混相驱与非混相驱,对比分析了连续注CO2、重力稳定驱和水气交替注入三种CO2注入方式各自的优缺点及油藏适应性,优选了适合油藏水驱后CO2的最优注入方式为水气交替注入方式。水气交替注入方式不仅具有降低原油粘度、使原油膨胀、降低油水界面张力、改善油层渗透率及抽提和萃取原油中轻质组分等作用,还可以降低黏性指进,防止气体早期突破等作用,能很好的提高水驱油藏采收率。并进行了现场应用的可行性分析,研究表明注CO2提高我国水驱后开发后的油藏具有很好的应用前景。     

水驱后油藏CO2驱提高采收率评价研究

我国注水提高采收率技术已成熟,但注水开发到后期仍有大量的剩余油无法开采出来。详细分析了油藏水驱后的储层变化特征,长期水驱后粘土矿物膨胀、渗透率降低、注入压力过高,无法进一步提高采收率。介绍了CO2驱驱油方式混相驱与非混相驱,对比分析了连续注CO2、重力稳定驱和水气交替注入三种CO2注入方式各自的优缺点及油藏适应性,优选了适合油藏水驱后CO2的最优注入方式为水气交替注入方式。水气交替注入方式不仅具有降低原油粘度、使原油膨胀、降低油水界面张力、改善油层渗透率及抽提和萃取原油中轻质组分等作用,还可以降低黏性指进,防止气体早期突破等作用,能很好的提高水驱油藏采收率。并进行了现场应用的可行性分析,研究表明注CO2提高我国水驱后开发后的油藏具有很好的应用前景。     

煤层气藏ＣＯ２ －ＥＣＢＭ 注入参数优化研究

煤层气藏ＣＯ２ －ＥＣＢＭ 注入参数优化研究针对目前ＣＯ２ －ＥＣＢＭ 技术缺乏有效注入参数优化方法的问题,研究不同ＣＯ２ 相态下的吸附置换能力。运用井筒多相管流的计算方法,以沁端区块为研究对象,进行ＣＯ２ －ＥＣＢＭ 注入时机、注入速度以及注入压力等注入参数的优化研究。研究表明：区块开发中后期地层压力下降后再实施ＣＯ２ －ＥＣＢＭ 措施效果更好;在区块气温变化范围内,最大ＣＯ２ 注入压力为２. ５ＭＰａ,夏季可适当提高,但不得高于３ ＭＰａ;区块最大ＣＯ２ 注入速度为５０ ｔ／ ｄ。优化后的注入参数将对该区块ＣＯ２ －ＥＣＢＭ 的顺利实施具有指导意义。     

鄂尔多斯盆地浅层特低渗透油藏氮气驱实验研究

浅层特低渗透油藏衰竭式开发效果较差,注水开发过程中存在注不进的问题,氮气驱技术为提高特低渗透油藏采收率提供了一种有效手段。结合矿场实际,通过对特低渗透岩心氮气驱开发效果的研究,分析了注入参数对水驱后氮气驱开发效果的影响,对比了单纯氮气驱和氮气与水交替注入时水驱驱替压力的变化,优化了特低渗透岩心氮气驱与水驱段塞比例。人造和天然岩心驱替实验结果表明,水驱后氮气驱可提高浅层特低渗透油藏采收率3%~10%,二次水驱时驱替压力增加,含水率较低时进行氮气驱效果较好;水驱后氮气驱采出程度与气体注入量变化存在阶梯性上升趋势,改变了以往采收率与气驱注入量单调性上升的认识,对于不同油田的注入要求可以选择气体注入量局域性最优值;相对于单纯氮气驱,氮气与水交替注入采收率有所增加,注入压力可明显提高,气水交替注入6轮次时压力最大增加约1.5 MPa,气水段塞优化最佳比例为2∶1。     

特低渗透油藏注CO_2驱油注入方式研究

针对特低渗透油藏水相难以有效注入、水气交替难以有效实施的问题,提出采用周期注气来改善特低渗透油藏注CO2驱油效果。首先通过与其他注入方式的对比,分析周期注气的优缺点,指出其比较适合特低渗透油藏。然后采用数值模拟的方法,研究周期注气改善驱油效果的机理,分析认为周期注气能够有效改善流度比,扩大CO2的波及体积,降低粘性指进的影响。最后将周期注气应用到特低渗透油藏芳48和树101区块的方案编制中,数值模拟结果表明,与连续注气相比,周期注气可以有效提高CO2的换油率,减缓油井气窜,最终提高采收率;并且在现场生产过程中,周期注气可以明显降低油井油气比上升速度,改善油藏开发效果。     

羧甲基辛基酚聚氧乙烯醚羧酸盐的合成

以辛基酚聚氧乙烯醚（ＲＢ－６）、氢氧化钠（ＮａＯＨ） 和氯乙酸钠（ＣＥＡ－Ｎａ） 为原料,通过液相色谱测定反应产物中辛基酚聚氧乙烯醚ＲＢ－６ 的含量,研究了ＲＢＣ－６ 的合成条件。结果表明,ＲＢ－６、ＮａＯＨ 和ＣＥＡ－Ｎａ 物质的量的比为１. ０ ∶ ２. ０ ∶ １􀆰 ２,在７０℃反应６ ｈ,ＲＢ－６ 有较高的转化率。以此条件合成了氧乙烯链节数不同的ＲＢＣ－４、ＲＢＣ－６、ＲＢＣ－７、ＲＢＣ－９ 和ＲＢＣ－１０。评价结果表明,在矿化度为２２×１０４ｍｇ／ Ｌ、钙镁离子含量为１. ２×１０４ｍｇ／ Ｌ 的塔河油田碳酸盐岩油藏地层水中,ＲＢＣ－６、ＲＢＣ－７、ＲＢＣ－９ 和ＲＢＣ－１０ 具有较好的溶解性,其中ＲＢＣ－７ 在０. ０３％～０􀆰 ２０％的质量分数范围内使油水界面张力降至１０－２ｍＮ／ ｍ 数量级,并且具有良好的耐温能力和洗油能力。     

超浅层大位移水平井钻完井技术

为提高渭北油田低孔、低渗、低压油藏的单井储量动用程度,增加油井产能,在渭北油田部署了超浅层大位垂比水平井---ＷＢ２Ｐ３７ 井。在分析施工难点的基础上,对井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、倒装钻具组合、钻井液技术,下尾管固井等关键技术进行了研究,保障了该井钻完井施工的顺利进行。该井完钻井深为１ ６５６ ｍ,完钻垂深为３９２􀆰 ９７ ｍ,水平位移为１ ３８４. ４４ ｍ,位垂比为３. ５２,油层套管一次下入到井底,固井质量良好。该井试验表明：在渭北油田超浅储层,垂深大于３９０ ｍ、水平段长为１ ０００ ｍ 的大位移水平井进行下尾管固井完井的方案是可行的。该技术对国内其他同类油田的开发具有借鉴意义。     

空气泡沫驱采油技术在特低渗透油藏的应用

长庆油田大部分已开发的三叠系延长组油藏属于特低渗透、超低渗透油藏,平均水驱标定采收率21.0%,远低于国内中高渗透水驱油藏标定采收率,如何利用三次采油技术继续提高油田采收率,对于特低渗透油藏的开发具有重要的现实意义。本文立足于空气泡沫驱采油技术在特低渗透油藏适应性和驱油规律的研究,优选了五里湾长6油藏部分井组进行了先导性矿场应用,矿场应用表明了空气泡沫驱采油技术能够有效起到"封堵调剖",改善井组注入剖面,均衡平面渗流场,有效动用剩余油的作用,预计可提高试验井组最终采收率4.2%,应用效果显著。     

CO_2－Prophet──一种应用广泛、效果明显的新型油藏模拟软件

ＣＯ_２－Ｐｒｏｐｈｅｔ──一种应用广泛、效果明显的新型油藏模拟软件ＣＯ２－Ｐｒｏｐｈｅｔ软件是美国Ｔｅｘａｃｏ有限公司在能源部的协助下开发出来的。它可以模拟包括水驱、ＣＯ２驱（各种不同比率的）、水气交替注入和这些驱动方式任意组合的不同注入方案。由于?..     

CO_2－prophet─—种应用广泛、效果明显的新型油藏模拟软件

ＣＯ＿２－ｐｒｏｐｈｅｔ─—种应用广泛、效果明显的新型油藏模拟软件ＣＯ＿２－ｐｒｏｐｈｅｔ软件是美国Ｔｅｘａｃｏ有限公司在能源部的协助下开发出来的。它可以模拟包括水驱、ＣＯ＿２驱（各种不同比率的）、水气交替注入和这些驱动方式任意组合的不同注入方案。由...     

ＦＰＳ－ＬＨ－Ⅳ提高采收率表面活性剂驱在Ｗ５稠油油藏的应用

Ｗ５油田为普通稠油油藏,前期进行过调剖,纵向动用和平面水驱有一定程度的改善,但是开发过程中仍存在平面和纵向矛盾,拟通过调剖结合提高采收率表面活性剂驱进一步改善水驱效果。为此,先对Ｗ５进行了开发效果评价,然后在调研的基础上优选Ｗ５－２井组作为表面活性剂驱井组,并优选出ＦＰＳ－ＬＨ－ＩＶ表面活性剂。通过表面活性剂性能评价可见所选ＦＰＳ－ＬＨ－Ⅳ表面活性剂驱油体系具有配伍性好、低界面张力、乳化降黏好、吸附适中、热稳定性好、较好的注入能力、驱油效率高等特点;并进行了方案优化及现场实施,评价了表面活性 剂驱效果,通过计算可得井组采油速度由０．８６％提高到１．１３％;井组采收率由３７．９％上升到４４．０％,表明ＦＰＳＬＨ－Ⅳ表面活性剂驱可以改善Ｗ５稠油油藏水驱效果。     

低渗油藏水驱后CO_2驱潜力评价及注入参数优化

延长油田乔家洼区块属于典型的低孔、特低渗油藏。针对该区块基质致密和非均质性严重造成注水开发效果差的问题,通过开展CO2室内驱油实验,在水驱基础上分别对连续气驱和气水交替驱驱油潜力进行评价,并对气水交替驱流体注入速度、段塞尺寸及气水比等注入参数进行优化;同时,对区块采用水驱、优化井网后水驱、利用优化的CO2驱注入参数开展气驱和注气5 a后转气水交替驱4种开发方案进行数值模拟产量预测。实验结果表明:CO2驱在目标区块高含水后有着较大驱油潜力,连续气驱和气水交替驱分别在水驱基础上可提高采收率8.43,20.95百分点;最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.727 m L/min,0.10 PV,1∶1。数值模拟结果表明,连续气驱和注气5 a后转气水交替驱,在开发15 a末,在水驱基础上分别可以提高采收率13.81,12.98百分点。     

超稠油水平井蒸汽驱技术参数优化研究

针对胜利油田Ｚ 区块水平井蒸汽吞吐开发采收率低、井间剩余油较多的问题,首选蒸汽驱作为蒸汽吞吐后的接替方式来进一步提高原油采收率。运用数值模拟方法结合现场实际,对Ｚ 区块水平井蒸汽驱井网形式、转驱时机、注汽干度等技术参数进行优选。实施过程中使用了３０ ｔ／ ｈ 超高干度注汽锅炉,出口注汽干度可高达９５％以上,保证了注汽井的注汽强度为１􀆰 ６ｍ３ ／ （ｄ·ｋｍ２·ｍ）左右。先导试验区７ 口水平井蒸汽驱见到明显效果,平均日产油增加了４～８ ｔ／ ｄ。研究成果为稠油油藏水平井蒸汽驱在胜利油田的推广提供了技术依据。