层内自生CO2提高采收率技术现状*

自生CO_2提高采收率技术是通过化学药剂的相互作用,在储层内自发产生CO_2或者泡沫进行调驱的一种新技术,该技术不需要天然CO_2资源、能控制产气量、注入工艺简便、与地层配伍性好,是一种极具潜力的提高采收率技术。在深入调研的基础上,本文综述了近年来自生CO_2产气体系的研究进展以及自生CO_2提高采收率技术的作用机理,为后续进一步深入研究该技术提供参考和借鉴。图2参57     

缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐生产动态及注入介质优选

塔河油田缝洞型油藏在底水驱动或注水替油开采结束后,仍存在阁楼油、绕流油和井间油等多种剩余油类型。为了获得不同缝洞连通情况下注气吞吐生产动态,揭示不同注气吞吐介质对轻质/重质原油采出程度的影响规律,利用依据地质资料设计的室内三维物理模型,模拟底水条件下典型缝洞结构单元的注水替油过程及注气吞吐过程,考察了相同条件下不同原油黏度(1094.5 mPa·s和23.6 mPa·s)与不同气体介质(N_2、CO_2、复合气(N_2∶CO_2=1∶1))对剩余油的启动效果。结果表明,注气吞吐控水增油效果明显,N_2、CO_2通过重力分异作用可置换阁楼油,通过气体膨胀作用携带井间油及绕流油;对于黏度为1094.5 m Pa·s的稠油,注N_2、CO_2、复合气(N_2∶CO_2=1∶1)对模型采出程度的提高幅度分别为19.59%、14.54%、7.55%,而对黏度为23.6 m Pa·s的稀油,注气吞吐采出程度分别提高10.87%、10.12%、7.41%,注气对稠油的吞吐效果优于稀油,且N_2和CO_2吞吐效果优于复合气(N_2∶CO_2=1∶1)。     

低渗透油藏中CO2与原油的相互作用*

为更好地指导CO_2驱在低渗透油藏的应用,研究了CO_2与原油相互作用及其对CO_2吞吐采油效果的影响。首先从溶解和萃取两个方面分析了不同压力下CO_2-原油的相互作用规律;然后利用设计的岩心模型开展了CO_2吞吐采油实验,同时对驱替前后的岩心进行了核磁共振扫描,明确剩余油分布状态;最后结合江苏油田应用实例,提出下一步CO_2采油技术应用方向。结果表明,压力超过萃取开始压力(10.0 MPa)时,萃取率随压力的升高显著增大,40.0 MPa时的萃取率为85.2%。压力小于原油收缩压力(13.0 MPa)时,原油表现为体积膨胀,最大膨胀系数1.25;压力大于13.0 MPa时,在CO_2对原油的强萃取作用下,原油体积明显收缩。吞吐实验结果表明,对于长度为6.0 cm的低渗基质岩心,CO_2可采出48.0%的原油,初期主要增产机理为CO_2在原油中溶解膨胀,后期主要增产机理为CO_2萃取原油中的轻质组分。在实际应用中,需充分考虑油藏条件对CO_2与原油作用的影响,压力低于15 MPa的油藏应优先考虑CO_2吞吐,高于15 MPa的油藏应优先考虑CO_2驱。图8参16     

油田用于CO2起泡的表面活性剂的研究现状

介绍了油田用CO_2泡沫的发展过程,以及对用作起泡剂的表面活性剂的要求。重点介绍了国内外CO_2泡沫用表面活性剂的发展现状,现场用于CO_2泡沫的水溶性表面活性剂的种类,用于CO_2泡沫的溶于CO_2的表面活性剂的研究现状,并总结了CO_2泡沫在现场的应用情况。     

利用CO2-ECBM技术在沁水盆地开采煤层气和埋藏CO2的潜力

利用CO₂-ECBM技术在深部煤层进行CO₂埋藏不仅对减缓全球气候变暖具有重大意义,而且能够促进煤层气增产,是CO₂减排最有效方式之一。沁水盆地为一NNE复向斜构造,其边缘地区由于断裂发育、强水动力条件和煤矿的开采,不利于CO₂埋藏。盆地中心区稳定的构造环境、弱水动力条件及良好的区域性盖层为CO₂埋藏提供了很好的保存条件。依据前人关于CO₂/CH₄等温吸附特性相关实验参数,初步评价了CO₂-ECBM技术在沁水盆地开采煤层气和埋藏CO₂的潜力。结果表明：CO₂-ECBM技术可使沁水盆地煤层气可采量增加1.04×10¹² m³,埋藏CO2量可达47.7×10⁸ t。     

延长油田致密砂岩油藏CO2驱油机理研究

CO_2驱是提高低渗透油田产量、缓解温室效应的有效途径。针对鄂尔多斯盆地油藏压力系数低、原油轻质组分含量高的特点,通过PVT和最小混相压力等测试分析方法,揭示了低压、低孔、低渗油藏CO_2驱提高采收率主要机理。开展了CO_2注入储层与无机、有机物作用后的沉淀研究,表明CO_2在无机盐溶液中不会形成沉淀堵塞孔隙,CO_2与有机质作用后沉积点高于油藏压力,且注入压力越高,CO_2在地层原油中的溶解能力越强,目标区块CO_2注入后不易形成沥青质沉淀。物模驱替实验结果表明,均质岩心的采出程度明显高于非均质岩心,且随着岩心非均质性的增加,水驱采出程度、气驱采出程度及最终采出程度均明显下降。     

致密储层不同二氧化碳注入方式下的沥青质沉积特征及其对渗透率的影响

注CO₂ 引起的原油沥青质沉积对致密储层造成的伤害严重影响其开发效果。为明确不同CO₂ 注入方式下 的沥青质沉积特征及其对储层渗透率的影响,对致密岩心分别进行了CO₂ 驱替和吞吐两种注入方式的实验,通 过核磁共振和扫描电镜等,分析了两种注入方式下的沥青质沉积特征、原油采出程度以及对致密岩心渗透率的影响。结果表明,两种CO₂ 注入方式下的致密岩心均会产生沥青质沉积,且主要以膜状吸附的方式沉积在孔隙表面。受CO₂ 与原油相互作用时间的影响,吞吐方式下的沥青质沉积量大于驱替方式,且吞吐方式下的沉积孔 径范围高于驱替方式。沥青质沉积对致密岩心渗透率的伤害程度与原油的产出方向有关。驱替方式下沥青质 沉积对岩心正向（CO₂ 注入方向）渗透率的伤害程度较大,而吞吐方式下沥青质沉积对岩心逆向渗透率的伤害程 度较大。在围压为10、5MPa时,CO₂ 驱替和吞吐方式下的沥青质沉积对岩心正向渗透率的伤害程度（正向渗透 率平均降幅）分别为7.05%和1.67%,对岩心逆向渗透率的伤害程度（逆向渗透率平均降幅）分别为0.41%和 2.66%。受注采模式和流动机制的影响,CO₂ 吞吐方式下的采出程度低于驱替方式。研究结果对于致密储层CO₂ 驱沥青质沉积不同方向上储层伤害程度的认识及注入方式的优选具有一定的指导意义。     

页岩油储层裂缝对CO2吞吐效果的影响及孔隙动用特征

为了分析页岩水力压裂后产生的裂缝对CO₂吞吐效果的影响,采用低场核磁共振测试技术,开展了不同渗透率级别页岩CO₂吞吐试验,研究了裂缝对不同渗透率储层CO₂吞吐效果的影响。研究发现,裂缝显著提高了CO₂吞吐初期的采油速度和采收率;但随着渗透率升高和吞吐次数增多,裂缝对采收率的影响程度逐渐降低;渗透率对裂缝岩心的吞吐效果影响明显小于无裂缝岩心,表明裂缝能够降低渗透率对CO₂吞吐采收率的影响;随着吞吐次数增多,裂缝提高大孔隙原油采出程度的幅度减小,而提高小孔隙原油采出程度的幅度增大,但大孔隙仍是原油的主要产出部位。研究结果表明,大孔隙原油的产出主要靠体积膨胀和溶解气驱,速度快且产量大;而小孔隙中原油的产出主要靠抽提和传质方式,过程缓慢且产量小。研究结果为评价裂缝性油藏的产油特征、改善生产动态提供了理论依据。      

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。     

空气和 CO2辅助蒸汽吞吐室内实验研究

为了改善常规蒸汽吞吐中后期的开发效果,通过高温高压物性分析仪测定空气和CO_2对普通稠油的溶胀和降黏作用;开展了空气辅助蒸汽吞吐和CO_2辅助蒸汽吞吐室内物理实验,通过对回采水率、采注比、油层平均温度和采出程度等指标分析,评价了不同吞吐方式的开发效果。研究结果表明,空气和CO_2溶于原油后均能使其黏度降低、体积系数增加,但CO_2的降黏溶胀效果更好。蒸汽波及系数和油层平均温度随着吞吐周期的增加而增大,同周期内气体辅助蒸汽吞吐的波及系数和油层平均温度比常规蒸汽吞吐的高。常规蒸汽吞吐中后期注入空气和CO_2,可明显提高周期回采水率、油汽比和采注比。与常规蒸汽吞吐相比,CO_2辅助蒸汽吞吐和空气辅助蒸汽吞吐均能够大幅度提高采出程度,其中CO_2辅助蒸汽吞吐开发效果最好。     

关于天然气水合物钻采工艺技术进展的研究

目前全球正面临着前所未有的能源危机，天然气水合物由于储量大、能量密度高而将成为一种诱人的新型能源。天然气水合物主要存在于冻土带和海洋，在地下处于低温和高压状态，以现有的技术，钻井和开采都存在很大的困难。简要介绍了天然气水合物的性质及储量，阐述了天然气水合物钻井的六个挑战及目前国外天然气水合物的两种钻探方法；同时阐述了以热力法、降压法和化学试剂注入法为主的天然气水合物开采方法，并针对天然气水合物钻采技术现状指出了下一步的研究方向。     

油气田钻井废水处理技术研究新进展

对近年来国内石油天然气工业研究和应用钻井废水处理新技术、新工艺的最新进展进行综述,重点介绍了一些新型处理方法、复合处理工艺及配套处理装置。对今后钻井废水无害,化处理新技术的发展趋势进行了展望。     

油基增黏剂的研制及在榆林气田下古水平井的应用

榆林气田二开φ311.2 mm井眼属于大井眼、长裸眼井段,具有岩性多变、多套地层压力系统共存、水敏性黏土矿物含量高等特点,易出现起钻阻卡、拔活塞等复杂情况,决定使用油基钻井液,但必须解决其黏度控制问题。为此,以油酸为链终止剂,二甲苯为溶剂,以二聚酸和二乙烯三胺为原料,在230℃条件下合成了一种油基钻井液增黏剂,用红外光谱对该产品进行了表征,并对其性能进行了评价。实验结果表明:加入该增黏剂后钻井液在120℃热滚前后的表观黏度、塑性黏度值均比基浆高1倍;且加增黏剂后热滚前后的破乳电压基本保持不变。加有该剂的油基钻井液在靖平10-20、榆39-2H1、榆42-5H3和榆42-5H4井等4口水平井的二开井段进行了试验。通过现场试验发现,应用井段均未发生井壁失稳现象;泥饼光滑致密,有韧性;井径规则,井径扩大率小于5%;润滑性良好,现场滑动无托压现象。所以该体系适合四开下古水平井二开直井段大井眼施工。     

油基增黏剂的研制及在榆林气田下古水平井的应用

榆林气田二开φ311.2 mm井眼属于大井眼、长裸眼井段,具有岩性多变、多套地层压力系统共存、水敏性黏土矿物含量高等特点,易出现起钻阻卡、拔活塞等复杂情况,决定使用油基钻井液,但必须解决其黏度控制问题。为此,以油酸为链终止剂,二甲苯为溶剂,以二聚酸和二乙烯三胺为原料,在230℃条件下合成了一种油基钻井液增黏剂,用红外光谱对该产品进行了表征,并对其性能进行了评价。实验结果表明:加入该增黏剂后钻井液在120℃热滚前后的表观黏度、塑性黏度值均比基浆高1倍;且加增黏剂后热滚前后的破乳电压基本保持不变。加有该剂的油基钻井液在靖平10-20、榆39-2H1、榆42-5H3和榆42-5H4井等4口水平井的二开井段进行了试验。通过现场试验发现,应用井段均未发生井壁失稳现象;泥饼光滑致密,有韧性;井径规则,井径扩大率小于5%;润滑性良好,现场滑动无托压现象。所以该体系适合四开下古水平井二开直井段大井眼施工。     

油基钻井液体系在东海气田的试验应用

东海地区油气层系主要分布在花港组和平湖组,存在砂泥岩互层胶结疏松、裂缝性泥岩以及煤层发育等地层特性,井壁稳定和井眼清洁是导致钻井复杂情况的主要原因。研究气田的大位移井最大井深为6 716 m,最大水平位移达4686 m,垂深最大为4 429 m,井底温度最高在150℃以上,井口返出钻井液温度在115℃以上。大井斜、高水垂比和长水平位移,使井眼清洁难度更大;地层温度高,使设备维护难度大。为满足该气田大位移井安全高效作业要求,建立了一套低黏高切的油包水钻井液体系,并加入了2%封堵剂PF-MOLSF、2%成膜封堵剂PF-MOLPF和2%~3%疏水胶体封堵剂PF-MOHCP。在现场应用中,通过调节提切剂PF-HSV-4加量,该油基钻井液表现出了很好的携岩性,井眼净化效果好;在地层稳定性差的井段增加成膜封堵剂的加量,7口井没有发生漏失,井下事故率为零,个别井段遇阻均划眼通过,划眼时间相比探井减少70%以上,其他作业都安全顺利;钻井液在储层段的高温高压滤失量均在3 mL以内,且滤失的几乎全为油相,对储层液损程度小,避免了水敏等伤害。室内评价和现场应用结果表明,该油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和润滑性,井壁稳定和储层保护效果明显,加上钻井液维护及油基岩屑处理等配套措施的完善,使其在东海的应用获得了成功。      

生物酶在油气田生产中的应用

综述了近年来生物酶在油气田生产中的应用,包括生物酶作为解堵剂解除由稠油或聚合物引起的堵塞问题、生物酶在暂堵型钻井液中的应用、利用生物酶控水及防砂并就地生产酸液等.     

四川欠平衡钻井完井配套技术完善与推广应用

四川在2002年形成全过程欠平衡钻井完井技术后,近几年欠平衡钻井完井技术又取得了新进展。针对欠平衡钻井完井技术存在的问题和不足,对欠平衡钻井完井工艺技术和欠平衡钻井装备进行了进一步的研究完善。运用欠平衡钻井完井配套技术和研制的欠平衡钻井装备,从2003-2005年,在川渝地区共开展了141井次的欠平衡钻井完井推广应用,取得了良好的技术经济效益。     

平湖油气田钻完井项目管理

介绍中国海洋石油总公司第一个实行封闲运转的钻完井项目细——平湖油气田钻完井项目组的项目管理经验,包括钻完井项目的采办管理、作业管理、设备管理和财务管理,并对今后的项目管理提出建议。     

平湖油气田钻完井项目管理

介绍中国海洋石油总公司第一个实行封闭运转的钻完井项目组--平湖油气田钻完井项目组的项目管理经验,包括钻完井项目的采办管理、作业管理、设备管理和财务管理,并对今后的项目管理提出建议.     

油气田企业采油（气）厂价值创造排序方法研究

在油公司体制下,采油（气）厂作为油气田企业的利润模拟分中心,承担着油气生产和成本控制的主体责任。当前评估其价值创造能力的方法是依据产量或利润指标算术排序,忽略了人员结构、地质结构、开采方式等主客观因素的影响。量本利综合打分法以产量为基础,以利润为核心,高度融合投入与产出的匹配关系,“量效并重”进行综合评估,对采油（气）厂的价值创造能力进行排序,在油气田企业工效挂钩政策制定中发挥了积极的作用。通过对CHQ油田12个采油（气）厂2021年度价值创造能力的评估分析,进一步证实了这一方法的实用性。