CO2驱油技术在大庆油田的应用

本文对ＣＯ２驱油机理、注采工艺技术等进行了论述，并对ＣＯ２驱在大庆油田的应用效果进行了评价。     

应用CO2驱油需解决防垢问题

本文依据大庆油田小井距开发试验区注 CO_2水出现的结垢问题,讨论了二氧化碳驱油引起的结垢原因以及防垢措施。     

大庆油田CO2驱油室内实验研究

大庆油田应用CO_2非混相驱三次采油的室内实验结果表明,可提高采收率10％左右。在油田进行CO_2驱的可行性研究中,指出室内必须研究的内容以及研究这些内容的手段和方法。     

江苏泰兴CO2气源用于驱油的可行性分析

本文就江苏黄桥地区总储量为一千亿ｍ＾３气源的综合利用途径进行了初步探讨。特别针对该地区靠近苏北油田、射阳油田的特点,借鉴国内外试验,应用经验,对ＣＯ２驱油在江苏地区的应用进行可行性分析。     

大庆油田萨南东部过渡带注CO2驱油先导性矿场试验研究

１９８８年大庆油田在萨南东部过渡带开辟了注ＣＯ２试验区，１９９０年至１９９５年底先后对葡Ｉ２油层和萨Ⅱ１０－１４油层进行了非混相ＣＯ２驱油先导性矿场试验，两次试验均采用先进行前期水驱，尔后进行水，气交替注水方式，ＣＯ２气体注入总量各为０．２ＰＶ左右，矿场试验用的ＣＯ２是大庆炼油厂的副产品，纯度为９６％，这两次矿场试验结果表明，降低了水油比和水驱剩余油饱和度，采收率提高６．０％ＯＯＩＰ，每增采１ｔｄ     

自生CO2驱油技术体系及驱油效果研究

针对常规CO2驱存在气源、输送、腐蚀等问题,对自生CO2驱油技术进行了研究。给出了自生CO2驱油机理,在考虑反应速度、经济因素的基础上,筛选出自生CO2体系,对优选出的体系进行原油膨胀、降黏效果评价实验,并利用微观模型和物理模型研究了其驱油机理和效果。实验表明,自生CO2驱油技术在低温时应选用双液法体系,高温选用单液法体系;在一定温度压力条件下,该技术能够使模拟原油膨胀10%~32.5%,油越稠效果越好;可使原油黏度降低38.1%~57.2%;在水驱后能够提高填砂模型采收率6.4~15.5个百分点,双液法效果好于单液法。室内实验和先导性试验表明,自生CO2驱油具有良好的效果,是一种极具潜力的技术。     

非均质油藏CO2驱与CO2泡沫驱的流动度比较和分析

对于非均匀介质，泡沫具有选择性流动度降低特性，因此相对于ＣＯ２驱，ＣＯ２泡沫驱可以保持较均匀的驱替前缘，延缓ＣＯ２突破，提高驱油效率，是一种更为有效的提高采收率方法。     

CO2驱油提高采收率技术

针对目前世界上大部分油田采用注水开发面临着需要进一步提高采收率和水资源缺乏的问题,国外近年来大力开展了二氧化碳驱油提高采收率（EOR）技术的研发和应用。这项技术不仅能满足油田开发的需求,还可以解决二氧化碳的封存问题,保护大气环境。该技术不仅适用于常规油藏，尤其对低渗、特低渗透油藏，可以明显提高原油采收率。     

应用生产数据进行气井重复压裂选井的方法

低渗透气藏气井压裂完井生产一段时间后，裂缝导流能力逐渐下降，往往需要重新进行压裂。现场一般把通过不稳定试井计算的表皮系数作为重复压裂选井参考指标。但目前由于天然气供不应求，为保证产量，气田很难进行大规模的关井压力恢复测试，无法得到气井的表皮系数，而且有些井做不稳定试井的时间较早，表皮系数已经发生变化，因此无法根据表皮系数的大小选井，导致重复压裂的效果不佳。而气井长期的生产历史数据包含了气藏动态的重要信息，文章利用定容气藏的物质平衡方程和产量递减曲线联合分析生产数据的方法，对达到拟稳态流动的气井通过拟合变流量和井底压力的生产数据，达到不关井测试计算表皮系数的目的。通过现场实例验证，根据此方法计算的表皮系数与重复压裂井施工的效果有明显的相关性。该方法简单实用，不但为下一步重复压裂选井提供了量化的参考指标，而且节约了大量的测试时间，具有明显的经济效益和推广价值。     

英买力气田群部分井出砂原因分析

英买力凝析气田群地理位置位于新疆维吾尔自治区新和县与温宿县境内，构造位置处于库车前陆盆地前缘隆起带西端。该气田群包括英买7-19、羊塔1、玉东2、羊塔5等8个油气田，油气藏类型复杂，除羊塔5为挥发性油藏外，其余均为凝析气藏。根据组合模量法计算，该气田群内所有区块均不应出砂，然而测试及生产中却发现部分井存在出砂的情况。为此，对该气田群部分井出砂原因进行了分析，结果认为：英买力气田储层物性好，孔隙度大，岩石胶结不致密，老井地层在完井液长期浸泡后会对近井地层的岩石胶结物造成一定程度的破坏，从而造成地层出砂，但这种出砂与岩石骨架出砂有着本质的区别，只是发生在近井地层的小范围之内，不会造成大面积出砂，更不会引起地层垮塌堵塞井筒或影响产能。通过现场放大生产压差试验，证实了上述结论的可靠性。     

含水气井油管流压梯度计算

在油管段的位能、动能和摩阻等三项能耗中，由于液相的出现，使得流压梯度计算中的动能项不能忽略不计。据此讨论了两个问题：如何应用气水两相流体力学中较为成熟的研究成果来计算含水气井油管井流的密度；如何建立包含动能项的含水气井油管流压梯度积分公式。提出了解决问题的思路，直接给出用于这两种气井计算井流密度、井流质量流量和井流雷诺数的公式，同时，为了强调动能项不可忽略，从算例入手，列出３种含水井流分别用忽略和考虑动能项的公式进行计算，其结果表明应考虑动能项的影响，这势必引起采气同行的思考。该方法和结果也适用于含水湿气井和含水凝析气井。     

用神经网络建立自喷井井底流压预测模型

了解油井生产时的井底流压大小是现场生产测试和分析中的一项重要工作。自喷井的井底流压值与产油量，含水，气油比，流体性质等参数呈复杂的非线性关系。神经网络具有表达任意非线性映射的能力，可以将其应用于建立自喷井井底流压预测模型。用一定数量的实测井底流压及相应的有关参数、根据ＢＰ神经网络实习算法对网络进行训练。     

合采井产量贡献估算

合采井单层产量贡献是油藏动态分析和油藏数值模拟的基础。目前可用试油、生产测井、地质分析以及油藏地球化学等四种方法进行单层贡献的计算。试油是一种最直接的方法．但成本较高、耗时较长。生产测井是一种定量化程度较高，成本也较高的常用方法。而地质分析基于对油藏的精细了解，是一种耗时较短，成本较低的定性到半定量的方法，广为应用。油藏地球化学方法是一种新兴基于油藏流体的差异，通过对色谱指纹的辨别和对比，进行合采井单层产出贡献的计算方法，该方法成本低、耗时短，但受油藏条件的限制较多。     

应用等值渗流阻力法建立面积井网水平井产能方程

水平井的广泛应用使水平井的问题日益受到重视.实际上在海上油气田开发中,总是尽可能多地采用水平井开采.考虑面积井网条件下水平井和直井联合开采的情形,假定中心一口直井作为注入井,而周围部署若干口水平井作为采油井.文中利用等值渗流阻力法导出多口水平井开发单元的产能方程,为水平井开发部署和产能预测提供了简捷有效的方法.     

气井产量递减规律分析方法对比分析

详细介绍了预测气井产量递减的3种常用方法（Arps递减曲线法、Fetkovich递减曲线法和Blasingame递减曲线法）,并对其应用范围、优缺点进行对比,能更科学有效地利用现有方法进行产量递减分析。通过对G8井、G10井的生产数据进行递减分析,获得了两口气井的递减参数,应用效果表明,对于低渗气井或不便长时间关井的气井来说,应用Fetkovich递减曲线法和Blasingame递减曲线法进行地层参数预测更为可行。图4表2参8     

大庆油田近期开发的单液法化学堵水技术

本文介绍了大庆油田近期研制的八种单液法化学堵水剂及其应用技术，其中水玻璃和ＡＰ４高聚物两种堵水技术已通过局级鉴定，介绍较详。这些堵剂具有用量少、封堵半径小、强度高、成本低、工艺简便、必要时可解堵等特点。     

积液停产气井排液复产的新方法

气藏地层出水、作业压井,都可能造成气井的井筒积液停产,而长时间的积液浸泡往往会对气层造成极大的污染和伤害,因此,快速 有效地排液复产,是保持气井产能,高效开发气田的关键,文章在筒要对比分析液氮、气举、化排和机油等各种常规排液复产工艺优缺点的基础上,提出了一种操作方便,复产快捷,长期有效的排液复产新方法－井间互联井筒激动排液复产工艺,该工艺通过一次性改造站内和井口流程,实现集气站内各井高压进站管线的永久互联。当气井发生积液停产时,切换站内井间互联流程,利用气藏内部高压气井的井口高压,将停产井井筒积液的一部分暂时压回地层,降低井筒液柱高度和回压,并通过开井 激动,提高气井的生产压差和自喷带液能力,使气井快速扰除井筒积液并恢复生产,经文２３气田近３０井次的试验和应用,发挥了巨大的作用,使气井的排液复产周期由３－８d缩短到现在的３－５h,有效地降低了气井复产成本,保持了措施效果和气井产能。     

PRODUCTION CALCULATION AND OPTIMIZATION OF COMBINED WELL PATTERN BY FRACTURED HORIZONTAL WELL AND VERTICAL WELLS

低、特低渗透油藏储层物性差,流体流动存在启动压力梯度,流体从地层流到压裂井内渗流规律复杂.以等值渗流阻力法及叠加原理为基础,采用流场划分原则,划分渗流区域,建立了考虑压裂水平井多条横向裂缝相互干扰的压裂水平井—垂直井组合井网产量预测模型.模型考虑了流体从基质流向裂缝,从裂缝流向水平井筒的多场耦合流动,既体现了储层物性复杂的问题,又考虑了水平井压裂多条横向裂缝、裂缝参数不同和裂缝间存在相互干扰的影响,能够很好地应用于低、特低渗透油藏压裂水平井的产量预测,指导低渗透、特低渗透油田压裂水平井开发实践.模拟结果表明:裂缝条数越多,裂缝干扰越强,水平井压裂存在一个最优裂缝条数;压裂裂缝沿水平井筒等间距排布靠近两端,且两端长中间短的方式开发效果最好;压裂水平井—直井组合矩形七点井网,水平井压裂裂缝与水平井筒最优夹角为60°.