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针对低渗油藏开发过程中常规压裂增产效果有限、重复压裂后效果不理想的情况,进行了二氧化碳段塞辅助压裂技术的研究试验和应用工作。在压裂前注入液态二氧化碳,通过吸附-9溶解气作用,起到增产原油和压裂后助排的目的。通过室内试验研究和数值模拟,确定了以桩74块为代表的低渗油藏原油与二氧化碳的最小混相压力为26MPa,并优选了最佳焖井时间7~9d,经优化压裂施工最佳支撑裂缝半长应在80m左右,最优铺砂浓度为5.0~7.0kg/m^3。现场应用5口井,当年平均单井增油2278.8t,而周期采用常规压裂技术的施工井,平均单井增油仅812.2t,取得了较好的试验效果和绎济效希。 相似文献
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渤南油田义34块特低渗透油藏二氧化碳混相驱实验 总被引:1,自引:2,他引:1
郭龙 《油气地质与采收率》2011,18(1)
特低渗透油藏物性差,注水开发见效难,为了探索合理的开发方式,采用渤南油田义34块特低渗透油藏地层原油,进行了二氧化碳(CO2)混相驱实验研究.通过细管实验确定了CO2驱的最小混相压力,采用长岩心物理模型对完全水驱、完全水驱后持续CO2混相驱及初始持续CO2混相驱3种方式的驱替效果进行了实验研究.结果表明,该油藏最小混相压力为30.76 MPa,在目前地层温度和压力下,3种驱替方式下的最终采收率分别为42.15%,75.0%和69.21%.研究表明,CO2混相驱油可以获得比水驱更高的原油采收率,应尽早在渤南油田义34块油藏开展CO2混相驱矿场试验. 相似文献
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二氧化碳无水蓄能压裂技术在形成地层高导流裂缝的同时,通过与原油相互作用表现出了一系列有别于常规压裂的增产特性,包括降黏、体积膨胀和混相等。因此其优化设计过程也不同于常规压裂优化设计。首先利用地层原油取样进行室内二氧化碳与原油相互作用实验,获取最小混相压力;利用液态二氧化碳压裂时裂缝长度与储层物性参数关系模板,确定裂缝参数;以最小混相压力为条件,以裂缝参数和井底注入压力为基础,利用三维油藏数值模拟方法预测二氧化碳波及范围、混相带范围,最后确定最优的二氧化碳用液量。利用FracProPT拟三维压裂裂缝模拟软件,结合沿程摩阻损失,以保证井口和井下管柱结构安全稳定为设计前提,从水马力效率和经济效益角度优化施工排量;建立压后地层温度压力计算模型,模拟关井后混相带面积,确定最优关井时间为混相带面积最大时即压后井底压力大于最小混相压力的时间。吉林油田二氧化碳无水蓄能压裂技术已成功应用于致密油井,二氧化碳无水蓄能压裂后产油量均较压前有显著提高,6口井压后平均日产油是同区块常规重复压裂的2.7倍。研究结果表明,该二氧化碳无水蓄能压裂参数优化设计方法是合理可行的。 相似文献
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“十一五”期间,胜利油田探区试油井共524口,共探明石油地质储量53646×10^4t,其中低渗油藏占了一半以上。对低渗油藏,酸化压裂是重要的增产措施,这对压裂返排工艺提出了要求,包括:酸化压裂后要及时返排出压裂液,减少地层污染;随着压裂规模不断扩大、压裂深度不断加深、排液强度逐步增大, 相似文献
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随着越来越多的海上特低渗储量被发现,如何对其有效开发,亟需开展相关的研究及实践。渤海BZ油田沙三段5井区是典型的特低渗薄互层油藏,在方案研究的基础上实施了两口水平井多级压裂实践,投产后采用油藏工程、数值模拟等手段对压裂效果、生产规律进行了研究。结果表明:多级压裂对特低渗油藏产能有明显的改善作用,施工中要根据储层物性特征优选最优压裂井型,并尽量增加裂缝高度,且在生产过程中应尽早注水补充地层能量,降低裂缝导流能力下降速率,使得多级压裂井产能最大化。研究成果与矿场实践基本保持一致,对海上其他特低渗油藏的开发具有一定的借鉴意义。 相似文献