中低温孔隙地热田回灌试验研究

以天津武清地热田为例,探讨在孔隙介质地热田开展回灌的技术可行性,武清地热田主要开采层为第3系馆陶组砂岩,热付层温度76－86℃,1998年总开采量达到1.18Mm^3。经过数学模型预测该热储水位降深将在近期内趋于稳定。在无回灌条件下,如果以最大开采量持续开采,将导致5年内水位下降到105m。如果增加3眼回灌井,闰下降幅度将减缓15m。此外,计算了在回灌过程中各种不同情况下冷锋面的运移速度,并进一步探讨了示踪剂试验的可行性。     

浅议孔隙型热储的回灌能力

河北平原的地热资源多数储存在第三系孔隙型热储层中,是目前我国地热资源开发的主要热储层之一。由于河北省对该热储层的开采规模扩大、开发利用水平偏低、资源浪费较严重,致使多个地热田的地热水位下降速率惊人。目前,有的地热田已面临资源枯竭的危险。因此,对孔隙型热储层实施地热尾水的回灌已势在必行。本文以第三系孔隙型热储层的回灌试验数据为基础,对孔隙型热储层的回灌能力及回灌的可行性进行初步的研究。     

天津市举办“全国地热回灌系统工艺设计与操作培训班”

随着我国地热资源开发速度的不断提高,有些地热田热储层的水位逐年下降,产生明显的开发效应,引起国内外地热同行的高度重视。地热水回灌能有效维持或恢复地热田的热储压力,对保持地热田的产热能力、稳定开采条件、预防因地热水开采而引起的地面沉降具有十分重要的意义。     

河南省嵩县饭坡地热田资源赋存特征研究

为查明饭坡地热田的资源储量并预测开发利用潜力,研究人员以出露温泉为中心,系统开展了大量综合研究工作。采用相关系数法计算出单井水位降深10 m时的地热资源可开采量为2.75×105m3/a;运用泰斯公式预测开采量为2.75×105m3/a条件下,持续开采1、5、10、20、30 a的水位降深分别为10.35、11.16、11.51、11.86、12.06 m,充分说明饭坡地热田地热流体补给条件较好、储量可靠;通过水化学手段评价该处地热流体为氟水、硅水复合型理疗温热矿水,综合利用前景广阔。     

供热规划区热储模型研究

地热尾水回灌作为一种处理手段和维持热储压力的一种方法，已在很多地热田有过实践，它对于开采第三系以上的热储层，控制地面沉降和环境保护有着重要的意义。本文针对低焓热储地热田研究了回灌的影响、回灌率、热储渗透率的分布，针对对井回灌开采供热系统做了理论分析，研究了回灌对维持热储压力的水平范围和冷峰面的作用，对井的合理井间距等，将对井模拟研究应用于天津地热田。     

孔隙型地热采灌开发方案的数值模拟研究

建立以天津市滨海新区塘沽地区馆陶组孔隙性地热热储为研究区域的概念模型和数学模型,利用TOUGH2软件对533km~2区域内的20眼地热井的开采历史数据进行了数值模拟,计算结果与监测数据吻合较好。在此基础上,对单井开采模式下馆陶组热储层未来5年内温度场和压力场的变化趋势进行了预测;并针对下降趋势制定了回灌方案,分析不同回灌量对热储层温度场和压力场的影响程度。结果表明:单井开采模式下,未来5年内研究区水位年平均下降3.4m;当回灌率分别为60%和100%时,研究区年均水位相应下降1.3m和0.2m,有效缓解了单采模式下研究区内的水位下降速率。     

冰岛Laugaland地热田热储回灌中水化学动态特征

水化学动态观测是地热田动态监测工作中一个重要组成部分。在热储回灌过程中,通过地热田水化学动态观测,能够及时发现和预见不利问题的发生。冰岛Laugaland地热田的示踪试验分析结果表明,开采井与回灌井之间水力联系密切。根据开采井的水化学动态资料,可以发现开采井中呈现明显的回灌水与“亲水”的混合迹象。基于水化学浓度质量平衡的计算结果表明,开采井中回灌水的平均回采率约为88.5%。     

基于人工调蓄的石川河河谷疏干含水层恢复效果分析

石川河河谷阶地区地下水资源长期大量超采,致使一定区域的含水层被疏干,利用疏干的含水层储水空间进行水资源的人工调蓄对恢复区域地下水位意义重大。对此,设计并模拟了在维持开采、压缩开采和增加开采的基础上进行人工回灌等调蓄方案,对石川河河谷区阶地区进行水资源人工调蓄,并分析了各方案下的地下水位恢复情况。结果表明,地下水调蓄可显著改善该区域地下水的失衡状况,增加回灌量与减少开采量相结合的调蓄方案,使地下水环境的恢复效果明显。在压缩开采量的基础上,可采取分季节人工回灌4.6×107 m3/a的方案;在增加开采量的基础上,可采取分季节人工回灌5.4×107 m3/a的方案。研究成果可为区域地下水资源恢复工作提供决策依据。     

太原市亲贤地垒区地下热水成因及地热资源评价

为了科学合理开发利用地热资源,在分析太原市亲贤地垒区地热田形成背景的基础上建立了地热田地质模型,分析了热水补给来源和运移机制,并对地热资源进行了评价。结果表明,太原市亲贤地热田地热水来源于大气降水补给,属滞流型无氚老水;亲贤地垒区热田具备了良好的盖层、热储、热源和水循环通道等地质条件,热水是经深循环(受深部热源加热)而形成的;热水开采量不能超过3 600m3/d,热水储存资源量为9.76×108 m3,可实现开采的地热能折合标准煤约1 500×104t。     

福州地热田人工回灌模式的探讨

采用人工回灌方法是保持地灌模式对福州地热田进行回灌试验探讨。热田长久不竭，长期利用的必要技术手段，本文总结了福州地热田人工回灌的特点，通过运用在地热热储中心深循环的回并对影响回灌的各种因素进行分析与     

萨北过渡带和三次加密注水井增注技术的研究应用

大庆油田第三采油厂生产的石油磺酸盐阴离子型表明活性剂LD,具有表面活性强,原料来源广,质量稳定,高温不挥发、低温不结晶,常温下溶解性好,稀释配制方便等特点。为了明确LD型表面活性剂的适应性,首先在室内开展了相关实验,对表面活性剂的各项性能指标进行评价。确定了合理的注入参数,并通过现场实施4口井,取得了良好效果。实施LD型表面活性剂增注后,4口注水井累计增注21417m3,周围20口无措施采油井累计增油3663t,LD型表面活性剂对因原油物性影响的注水井有一定的增注能力,并能较好改善薄差油层和表外储层的吸水动用状况,对解决萨北过渡带和三次加密注水井注入压力高、注入困难的问题具有一定的指导意义。由室内实验及现场实施效果表明,当表面活性剂的注入有效浓度为0.2%,注入半径为20～30m之间时,增注降压效果明显。     

The Tanggu geothermal reservoir (Tianjin,China)

The Tanggu geothermal system is an extensive, highly permeable, horizontal sandstone reservoir, situated within the North China Sedimentary Basin. Twenty-three successful production wells, yielding water with an average temperature of about 70°C, have been drilled into this reservoir since 1987, distributed over an area of some 330 km². The hot water is mostly used for space heating. In 1995 the annual production exceeded 5 million tons. Hot water extraction has caused the water level to drop to a depth of 80 m in the production wells, and it continues to decline at a rate of 3–4m per year. This has raised the question as to whether the reservoir may be overexploited. The main objective of a reservoir evaluation carried out in 1996 was to estimate the long-term production potential of the Tanggu reservoir. Two simple models were developed for this purpose. The potential is determined by specifying a maximum allowable pump setting depth of 150m. On this basis the potential of the Tanggu reservoir is estimated to be about 10 million tons per year, for the next ten years. A comprehensive reservoir management program must be implemented in Tanggu. The first priority of such a program should be to improve the energy efficiency of space heating in the district, which should result in about 50% reduction in hot water consumption. Another management option is reinjection, which would counteract the water level draw-down.     

地热井在不同注水和出水条件下热采效率优化研究

基于地热开采概念模型,采用3DEC程序计算分析不同注水和出水的三口地热井对岩体温度场、地热井温度场,及地热井出口水温影响的规律。结果表明：1）中部为注水井或生产井,边缘为生产井或注水井,模型达到稳态时生产井出口水温最低,且几乎相同;2）由于邻近两口生产井抽取水流过程中通过之间的岩体发生热量叠加效应,使其出口水温大幅提升,此时生产井出口水温最高, 同时模型达到稳态所需的时间最长;3）当两口邻近注水井,生产井水流速增大1倍时,其水流传热量增多致其出口水温有所提升,同时模型达到稳态所需的时间最短;4）根据生产井出口水温由高到低,模型优化顺序为两口邻近生产井>两口邻近注水井>两口间隔生产井=两口间隔注水井。     

Numerical studies on power generation from co-produced geothermal resources in oil fields and change in reservoir temperature

The effects of injection rate and the temperature of injected (or re-injected) water on reservoir temperature during power generation by utilizing hot fluids co-produced from oil and gas field were studied using a numerical simulation approach. The chosen target reservoir was LB oil reservoir from Huabei oil field. The reservoir temperature was about 120 °C. It has been found that there was significant temperature decline if the water injection rate was greater than a specific value and the temperature of injected water was less than a specific value. Also studied were the effect of water injection rate on oil production and water cut in LB oil reservoir. The results demonstrated that the oil production increased with the water injection rate, which is reasonable and would be helpful to conduct the power generation project in LB oil reservoir from the economic point of view.     

泌238断块提高水驱开发效果对策研究及应用

针对下二门油田泌238断块地层非均质性强、大孔道发育、平面上注水方向性强、纵向上注入水沿高渗透层段窜流严重、常规注水开发效果差的开发状况,介绍了不稳定注水和多轮次调驱技术原理、施用条件、施用方案制定,并进行了现场应用。应用结果表明：①经过7个月的不稳定注水,非中心区油层动用程度提高,日产能力由18t／d上升至45t／d。综合含水率下降5．9个百分点,自然递减由11．3％下降到0,压力保持水平上升到68．1％;②对试验区3口注水井实施了3轮次调驱,窜流大孔道得到有效封堵,累积增油4996．4t,综合含水率下降4．5个百分点。     

复合强凝胶调剖体系在百色油田百49块裂缝油藏的应用

百49油藏为低渗透裂缝性油藏,平均孔隙度为15.5%,平均空气渗透率为16.3×10-3μm2。该区块曾历经多次大规模压裂改造,但由于调剖有效期短,调堵剂耐压强度低,抗冲刷能力差,导致效果不明显。至2008年底,水驱效率下降,产量大幅度下降。综合考虑膨胀倍数、强度和韧性,筛选出A作为封堵有机填充剂,B作为裂缝封堵剂,并根据实验结果和现场取样分析,最终选用配方为0.5%强凝胶。2008年、2009年百49块共进行了两个井组4井次的调剖施工,水井从过去被动周期小剂量注水转变为可连续稳定注水,累计有效温和注水18077.9m3。其中百水1井组注水压力平均提高8.2MPa,吸水指数平均下降0.81m3/(d.MPa)。证实复合强凝胶体系适合低渗裂缝性油藏,能够有效封堵窜流通道,达到了深部调剖的目的,具有较好的增油降水效果,区块累计增产原油152.7t。     

高升油田雷64断块块状砂砾岩底水油藏高效开发技术

雷64断块为一巨厚块状砂砾岩底水油藏,采用底部注水、中下部采油方式。该区块油层具有储层均质性较好,强亲水、中等—弱敏感性,储量丰度高,水驱油效率高,润湿性好,油水黏度比低等特征,适合注水开发。区块一直保持低含水条件下的高速开采,低含水采油期累计采油68.5×104t。开发初期月产油量不断上升,注水开发后,由于累计注采比一直小于1以及采油速度高,底部注水开发方式不能有效补充上部油层的地层能量,产油量不断递减。从注水开发效果看,水驱储量控制程度及动用程度高,分别达到99%和78.6%;＂注水与产能建设同步＂开发方式有效补充了地层能量,含水上升合理。由于单一底部注水难以有效保持地层能量,因此进行了气顶驱试验,有效补充了上部地层能量,缓解了下层系注入和产出之间的矛盾,有利于区块的长期稳定高效开发。     

双水平井SAGD循环预热工艺研究与应用

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是开发超稠油的一项前沿技术,具有驱油效率高、采收率高的特点。该技术应用分为启动阶段和生产阶段。SAGD启动阶段应用的技术主要有蒸汽吞吐预热启动和循环预热启动。相对于蒸汽吞吐预热启动,注蒸汽循环预热启动加热均匀,启动平稳,有利于蒸汽腔的均匀扩散,蒸汽腔发育体积大,转入SAGD生产以后,生产效果好,采收率高。但配套循环预热管柱结构复杂、预热参数优化困难、循环预热机理仍需进一步研究,尤其在工艺配套上,尚无满足循环预热试验要求的同注同采工艺技术,且国内尚无成功实施循环预热的先例可资借鉴。对循环预热工艺机理、注采参数设计、管柱结构进行研究,完成了为循环预热工艺配套的井下双管柱结构、无接箍长冲程抽油泵、注采一体双管井口等多项关键技术设备,现场应用表明,完全满足循环预热工艺要求。同时,得到合理的循环预热注汽量、注汽速度、注汽压力、采注比等预热参数,为下步SAGD试验的规模实施奠定了基础。     

低渗透油田生物酶降压增注技术

生物酶能将岩石表面的润湿性转变为亲水性,使原油从岩石颗粒表面脱落,降低残余油饱和度,可有效改善低渗透油田注水压力高、油井受效差的问题,提高驱油效率。通过洗油能力评价、界面张力测定、表面吸附性评价、腐蚀性检测、生物酶降压能力等室内模拟实验对生物酶性能进行评价,结果表明:生物酶浓度在2.0%时,界面张力较低,注入压力平均降幅为51.4%,并且对N80钢质不具腐蚀性,综合考虑多方面因素,最终决定注入生物酶体积倍数选为0.006PV。现场试验选取了A油田试验区块的6口水井极其连通的24口油井作为试验井组,累计注入生物酶原液270t,酶溶液总注入量为11422m3。试验一年以后,水井注水压力下降,视吸水指数上升,层间吸水状况得到改善;连通油井产量略有回升,综合含水保持稳定,地层压力恢复速度明显提高,并且增加了新的采出油位,累计增油3519t,阶段采收率提高了0.38%,为解决外围三类储层注水开发无法建立有效驱替体系的问题进行了有益的探索。     

涠洲油田低渗储层长岩心驱替实验研究

中海油在南海西部海域的涠西南凹陷发现低渗透油气田。目前,该油田开发面临的主要问题包括:特低渗(渗透率小于10×10-3μm2)油藏储量所占比例大,如何提高低渗透储层产能,如何有效动用储量,以及注水开发可能存在注入能力低等。由于地层原油黏度低,油质较轻,注气开发是提高低渗透油藏采收率的有效手段;此外,该油田开发过程中将产生大量伴生气,有足够的气源。因此,采用油田伴生气回注是值得探索的提高采收率的方法。为此,有必要通过长岩心驱替实验,对低渗透油气田的注入方式进行评价优选,为编制海上低渗透油田开发方案提供依据。选取涠洲某油田流沙港组低渗透储层,通过室内长岩心驱替实验研究,综合评价了衰竭、水驱、气驱、气/水交替驱替时的驱油效率和渗流特征,从而为注水、注气驱提高采收率开发方式的选择提供实验数据支持和参考。实验结果表明:衰竭式开采方式效果最差,注水比注气效果要好,注液化气前置段塞+外输气驱的方式,能够达到最好的驱替效果。