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相似文献
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1.
为明确致密砂岩储层的吞吐渗吸采油机理,优选最佳吞吐渗吸介质,建立了可准确模拟致密储层动态高温高压吞吐渗吸采油过程的物理模拟实验方法和装置,并选取松辽盆地北部致密砂岩储层天然岩心,开展了孔渗物性、油水黏度比、润湿性、渗吸体面比、渗吸介质及生产压差等因素对致密储层吞吐渗吸开发效果的影响实验研究。结果表明:松辽盆地北部致密砂岩储层吞吐渗吸采出程度随着孔渗物性的增加而增大,随着油水黏度比和渗吸体面比的增大而减小;相同物性级别的亲水岩心渗吸驱油效果好于亲油岩心;裂缝的存在可增加渗吸开发效果;在渗吸置换作用的范围内,提高生产压差对增加渗吸驱油效果的作用不显著,但可提高返排效率。研究认为,活性水的渗吸驱油效果好于低矿化度清水,低矿化度清水好于模拟地层水,胍胶压裂液滤液对储层有一定的伤害,其吞吐渗吸驱油效果较差,建议缩短压裂液在地层中的滞留时间。研究成果可为松辽盆地北部致密砂岩油藏吞吐渗吸开发技术的高效应用提供借鉴和指导。  相似文献   

2.
为提高致密油藏压裂后油井开发效果,基于河南油田ZD区块,通过压裂裂缝变导流物理实验确定基质及裂缝的渗透率-应力敏感性关系,应用数值模拟方法,确定致密油藏不同储层CO2吞吐参数最优值。结果表明:在注入和闷井阶段,CO2波及范围越来越大,波及范围内原油黏度明显降低,生产阶段CO2随原油产出,动用范围较大;换油率随CO2注入量或闷井时间的增加均呈现先上升后降低趋势,与CO2注入速率呈正相关性,与吞吐周期呈负相关性;储层物性越好,最佳CO2注入量及注入速度越低,最佳闷井时间越短,吞吐周期越多。在四类储层的ZA4121井开展CO2吞吐试验,累计增油量为303.4 t,取得较好开发效果,换油率为0.16 t/t。研究成果可为致密油藏压裂后CO2吞吐相关研究与应用提供参考。  相似文献   

3.
致密油衰竭式开发引起地层能量快速下降,产量递减加快。以致密油体积压裂开发效果和生产特征为基础,结合基础理论研究,创造性地提出致密油注水吞吐开发思路。致密油注水吞吐开发技术具有补充地层能量、重力分异油水置换和渗吸排油的增油机理,可有效补充地层能量和提高单井产量。对注入介质、周期注入量、注入速度、注入压力和闷井时间进行了优化研究,确定了适合致密油油藏注水吞吐施工参数。现场试验验证了注水吞吐的有效性,取得了一定的增产效果。  相似文献   

4.
致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳吞吐物理模拟   总被引:5,自引:1,他引:5  
通过建立大模型多点升温和测量方法与CO2吞吐回压控制及测量实验方法,研发了大型露头致密岩样分段压裂水平井注CO2吞吐物理模拟实验系统;通过建立饱和含气模拟油的物理模拟实验方法和大模型抽真空饱和水的物理模拟实验方法,创建了分段压裂水平井注CO2吞吐物理模拟实验方法。在此基础上,针对中国致密油藏储层特性,进行了致密油藏分段压裂水平井注CO2吞吐方式的探索研究。研究结果表明:分段压裂水平井注CO2吞吐物理模拟实验方法能够较好地描述注入CO2在致密油藏分段压裂水平井吞吐的渗流动态,CO2吞吐开发方式能够有效地提高致密油藏的动用程度。在模拟的区块中,CO2吞吐后的最终采出程度要比弹性驱的采出程度高12.5%,该研究成果将对致密油藏的有效开发提供一定技术支持。  相似文献   

5.
鄂尔多斯盆地红河油田地层压力系数低,天然能量开发递减较快、采收率低,难以实现有效开发。而长8储层裂缝较发育,注水补充能量开发存在油井水窜严重、见效低等问题。为了解决补充能量的问题,进行红河油田长8储层注CO2提高采收率的可行性实验研究,室内开展了PVT实验、最小混相压力实验和裂缝岩心CO2驱油实验,并评价了CO2吞吐的开发效果。实验结果表明:红河油田原油注入CO2后体积增大,具有较强的膨胀能力。而且随着混合体系压力逐渐增大,原油与CO2能产生明显的相互扩散传质作用。长细管混相仪法测得红河油田原油与CO2的混相压力为17.34 MPa,低于红河油田原始地层压力,注CO2驱油能达到混相条件。通过多轮次CO2吞吐实验,在弹性开发采收率4.04%的基础上可提高采收率3.14%。综合室内可行性评价实验结果看,红河油田长8储层注CO2补充能量开发具有可行性。  相似文献   

6.
为探索致密油藏采收率提高方法,解决该类油藏能量补充困难问题,以延长油田南部地区长8储层为研究对象,开展长岩心室内吞吐实验,结合核磁共振测试,分析了注水吞吐作用机理及主控因素。结果表明:相同开发条件下,回采速度越低采出程度越高,憋压时间和压力存在最佳值,吞吐周期建议开展3次;渗吸作用是注水吞吐的主要机理,致密岩心自发渗吸驱油效率平均为15.61%。以王平X井为例,初期日产油为14.6t/d,衰竭开采12个月日产油降为3.9t/d,注水1630m3,闷井15d后开井,日产油为13.3t/d。注水吞吐技术在致密油藏能量补充、提高单井产量方面效果显著。该项研究为类似油藏注水吞吐开发提供了借鉴。  相似文献   

7.
针对南堡凹陷高5断块V油组常规水力压裂开发效果不佳的问题,通过开展PVT和岩心混相吞吐实验,明确CO2混相压裂吞吐提高采收率作用机理,并利用矿场试验进一步验证技术有效性。研究结果表明:在目前地层压力(33.00 MPa)下,CO2与原油可实现混相,且注入摩尔分数为60%的CO2后原油体积膨胀41.01%,黏度降低33.08%,密度增加7.28%,表明CO2对原油具有较好的增溶、膨胀、降黏作用;CO2混相压裂吞吐采出程度可达到60%以上。试验井CO2混相压裂吞吐后稳定生产26个月,累计增油2 200 t,原油重质组分得到了有效动用。该研究为低渗及致密油藏效益开发提供了有效技术途径。  相似文献   

8.
中国致密油藏多采用水平井体积压裂衰竭式开发,水平井产量递减快,一次采收率不足10%。因此,有效补充地层能量是致密油藏体积压裂水平井稳产的关键。注水吞吐是致密油藏水平井的一种有效注水补充能量方法,近年来针对该方法进行了大量的研究和实践。在介绍注水吞吐工艺的基础上,从渗吸采油微观机理以及压力对渗吸排油影响两个方面对注水吞吐机理的研究进展进行了概述,并系统总结了储层性质和工艺参数对注水吞吐采油效果的影响。为了提高注水吞吐的开发效果,目前主要形成了化学处理剂辅助注水吞吐技术、大排量注水强化注水吞吐技术和水平井同井缝间异步注采技术3种改善注水吞吐开发效果的技术。进一步通过总结注水吞吐油藏数值模拟和工艺参数优化的研究成果,分析矿场实践经验,提出了中国致密油藏注水吞吐技术未来发展趋势。  相似文献   

9.
克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为低孔低渗稠油油藏,储集层物性差,注水开发产量递减快,地层能量保持程度低,后油井全面关停。近年来重新压裂复产,初期效果显著,但产量递减率高。为解决油井低产低效的问题,开展CO2表面活性剂复合吞吐技术研究,并进行提产试验。在增油机理实验的基础上,应用多组分油藏数值模拟技术,对CO2表面活性剂复合注入方式及参数进行优化;建立了增产油量随不同吞吐周期注入量、注气速度、焖井时间、开采强度等参数变化的响应关系,确定了复合吞吐的最佳注入参数。矿场实施后,单井自喷达240 d,增产原油630 t,补充地层能量、改善流动性的效果显著,可供同类油藏开发参考。  相似文献   

10.
石磊 《油田化学》2022,39(2):343-348
针对注CO2提高原油采收率过程中易产生沥青质沉积的现象,以致密砂岩天然岩心和储层原油为研究对象,利用CO2吞吐以及核磁共振等实验手段,开展了致密砂岩油藏CO2吞吐过程中沥青质沉积对储层的伤害特征研究。实验结果表明:原油的沥青质含量越高,CO2吞吐过程中沥青质的沉积率越大;随着实验压力的升高,沥青质沉积率先增大后减小,当压力为25 MPa时,沥青质沉积率最大;CO2吞吐过程中沥青质沉积对储层渗透率的伤害程度较大,而对孔隙度的伤害程度则相对较小;沥青质主要沉积在大孔隙中,且油样中沥青质的含量越高,对岩心大孔隙的堵塞程度就越大;沥青质沉积可以使岩心进口端面的润湿性由亲水性向亲油性转变;沥青质沉积会影响CO2吞吐实验的采收率,沥青质含量越高,采收率越小。在致密砂岩油藏注CO2吞吐过程中,应采取相应的抑制沥青质沉积措施,以提高CO2吞吐措施的效果。  相似文献   

11.
郭建春  马莅  卢聪 《石油学报》2022,43(12):1788-1797
针对致密储层"注不进、采不出"的难题,提出"压—注—采"一体化作业的压裂驱油技术。梳理中国国内油田低渗致密储层压裂驱油技术发展的4个阶段:基质渗吸-油水置换采油、裂缝—基质动态渗吸采油、缝网压裂-蓄能增渗采油以及压裂驱油-焖井渗吸采油。明确压裂驱油6个方面技术特征:①细分切割体积压裂,提高缝控程度;②近破裂压力注水,形成大量微裂缝,扩大波及体积;③高压力持续注水,增加孔喉尺寸,改善渗流通道;④前置大液量注入,补充地层能量;⑤焖井渗吸置换,提高驱油效果;⑥添加压驱化学剂,增强洗油效率。综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施,深度剖析当前中国致密储层改造面临的地质-工程问题,提出压裂驱油未来4个方面技术攻关方向:①加强地质—工程一体化研究,优化油藏工程注采井网布局;②深化水平井立体改造技术,提高致密储层动用水平;③开展压驱技术作用机理研究,助力压驱工艺参数优化;④完善低成本高效率压驱配套技术,助推致密储层开发降本增效。  相似文献   

12.
低渗透油藏注CO2开发过程中沥青质沉淀和CO2-地层水-岩石相互作用引起的储层堵塞加剧了非均质多层砂岩储层中驱替特征的复杂性,影响CO2和CO2-水交替驱(CO2-WAG)驱油过程中流体在储层中的渗流和最终的原油采收率。研究中的CO2和CO2-WAG驱油实验是在混相条件下(70℃、18 MPa)模拟的具有相似物性的多层储层系统中进行的,从油气产量、剩余油分布和渗透率损害3方面评价了两种驱替方式。实验结果表明,CO2驱后整个系统的采收率较低,产油主要来自高渗透层,剩余油分布在中、低渗透层。CO2-WAG驱过程中CO2突破时间较晚,整个系统的原油采收率显著改善。此外,CO2驱后高渗透层的渗透率下降了16.1%,95.1%的下降幅度是由沥青质沉淀引起。在CO2-WAG驱后,各层的渗透率下降幅度分别为29.4%、16.8%和6.9%,沥青质沉淀仍是主要因素,且引起的储层堵塞更严重,但高渗透层中CO2-地层水-岩石相互作用引起的渗透率下降不容忽视,占20.7%的因素。因此,对于具有强非均质性的多层储层,CO2-WAG具有更好的驱油效果,但是对沥青质沉淀的预防和控制措施是必要的。  相似文献   

13.
致密油藏开发过程中一般采用水平井多段体积压裂方法进行开采,近井基质被缝网充分切割,极大的增加了基质与裂缝的接触面积,压裂液或水通过缝网与基质发生逆向渗吸,因此无论压裂过程还是注水吞吐开发过程都不能忽视逆向渗吸作用的影响,另外由于致密储层流动规律不同于普通油藏,这导致致密油藏的逆向渗吸与常规油藏的逆向渗吸作用存在许多不同,为了准确模拟裂缝性致密储层中的渗吸作用,首先采用耗散粒子动力学的方法验证了致密储层微纳米喉道中渗吸过程中边界层的存在并得到渗吸过程中边界层厚度的变化规律,然后利用孔隙网络模型计算考虑边界层的关键渗流参数,主要包括渗透率、毛管力曲线及相渗曲线;并将计算获得的关键渗流参数应用到表征致密储层复杂缝网的数值模拟模型中,模拟结果显示边界层对渗吸作用具有抑制作用,当考虑边界层后储层的渗吸能力大幅度减弱,致密储层的渗吸采收率可能仅为不考率渗吸时的3/8而已,因此应当重视致密储层中边界层的存在,否则可能会高估储层的流动能力。  相似文献   

14.
延长石油集团非常规天然气勘探开发进展   总被引:16,自引:11,他引:5  
王香增 《石油学报》2016,37(1):137-144
延长石油集团通过强化地质认识,明确了鄂尔多斯盆地陕北斜坡具备形成非常规天然气的地质条件,而致密砂岩气和页岩气是当前最为现实的勘探开发领域。在地质勘探理念上,确定鄂尔多斯盆地的南部物源对古生界砂体的发育具有重要贡献,而频繁的水进水退作用是促进优质储层发育的最主要因素;建立了"成熟烃源灶迁移控藏"的成藏模式,以此预测致密砂岩气藏的空间展布;重视陆相页岩砂质纹层的气体赋存能力,找到游离气赋存空间;以地化、储层、测井、地震等多种学科相结合实现了页岩气储层甜点的地震预测。同时,形成了陆相页岩气水平井钻完井技术、致密砂岩气藏储层保护钻井液体系、VES-CO2泡沫压裂技术、液态CO2/滑溜水混合压裂技术等开发技术,保证了致密砂岩气和页岩气的规模化开采。以勘探开发一体化模式为指导,探明中生界页岩气地质储量677×108m3,古生界致密砂岩气地质储量3000×108m3,目前的天然气生产能力已达到6×108 m3/a,基本打破南油北气的开发局面。  相似文献   

15.
岩石的脆性与致密油气储集层压裂改造效果密切相关,但致密岩石的脆性对裂缝扩展规律的影响仍不明确。基于真三轴压裂模拟实验系统,对鄂尔多斯盆地东部3种不同脆性致密砂岩开展了压裂模拟实验,分析了脆性、压裂液类型和层理对裂缝扩展规律的影响。研究表明,山1段致密砂岩脆性最强,长7段致密砂岩次之,盒8段致密砂岩脆性最弱;在层理不发育的条件下,相比于中等脆性的盒8段致密砂岩,强脆性的山1段致密砂岩采用滑溜水压裂形成的单条裂缝扩展更充分,液态CO2压裂形成的分支裂缝数量更多;在层理发育的条件下,长7段致密砂岩采用滑溜水压裂和液态CO2压裂形成的裂缝的形态均较复杂;相比于滑溜水压裂,液态CO2压裂形成的裂缝宽度更小;液态CO2压裂更适用于脆性较强、层理发育的长7段致密砂岩储集层压裂改造。  相似文献   

16.
针对玛湖地区致密油藏衰竭式开发后期采油速度快速递减的问题,提出利用超临界CO2驱替开发致密油藏的研究思路,通过开展超临界CO2萃取致密油实验、最小混相压力实验及长岩心驱替实验,探究了超临界CO2驱替提高致密油采收率的作用机理、开发特征及影响因素,优选了注气速度、CO2转注时机等重要操作参数。实验结果表明:CO2萃取轻质组分能力随萃取次数的增加而减弱;注气速度对最终采收率影响较大,最优注气速度为0.10 cm3/min;原油与超临界CO2最小混相压力为34.18 MPa;当前油藏压力条件为最佳CO2转注时机。该研究成果对致密油藏高效开发具有一定指导意义。  相似文献   

17.
针对鄂尔多斯盆地致密油藏采油速度快速递减、油藏压力无法保持的问题,探索采用超临界CO2吞吐开发方式开展超临界CO2吞吐长岩心实验研究,探讨了超临界CO2吞吐方式提高致密油采收率的作用机理、开发特征、影响因素等,探究了注气速度、注气相态、N2辅助保压、衰竭压力等重要操作参数对提高致密油采收率的影响.研究表明:超临界CO2...  相似文献   

18.
超临界CO2压裂技术现状与展望   总被引:5,自引:3,他引:2  
以水基压裂液开发非常规油气过程中所面临的问题为背景,总结了超临界CO2压裂技术的独特优势、技术特点、工艺流程及其作业机制。全面分析了超临界CO2压裂技术的起源、超临界CO2压裂岩石起裂机制、缝内携砂规律、井筒流动与控制、压裂设备及现场试验等研究发展现状,得到了当前阻碍该技术工业化应用的关键问题,并给出了相应对策。针对超临界CO2压裂岩石起裂机制的研究多为现象性描述,未来应重视理论分析与模拟实验相结合,给出定量评价方法;超临界CO2缝内携砂能力的研究除了加强增黏剂方向的攻关力度外,研发纳米纤维实现物理增黏、开发新型低密度支撑剂、提高施工设备技术参数等也是有益的工作。未来超临界CO2压裂技术将逐渐由直井单层压裂向水平井多级压裂发展并与连续油管拖动压裂相结合,逐渐满足页岩气、煤层气、致密砂岩气等非常规油气的规模化开发需求。  相似文献   

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