在泥页岩中寻找裂缝油,气藏的一些看法

在泥页岩中寻找裂缝油、气藏的一些看法王德新，江裕彬，吕从容（东营市石油大学　２５７０６２）（青海石油管理局敦煌市７３６２００）（东营市石油大学２５７０６２）虽然很早人们就发现泥页岩裂缝中储存有油和气，但对泥页岩裂缝油、气藏勘探、开发成套技术的研究是比...     

龙606块低渗透油藏注水开发水质控制指标研究

低渗透油藏储层渗透率低,连通性较差,在开发过程中储层容易受到伤害,合理的注水开发及对储层保护尤为重要。以辽河油田龙606块低渗透砂岩体为例,对低渗透油藏的储层特征、储层敏感性、储层渗流规律及水驱油效率开展了系统性评价,提出了注水用水质指标为:矿化度不小于3 000 mg/L,粒径中值不大于2.0μm,悬浮物质量浓度不大于4.0 mg/L,含油量不大于5.0 mg/L。     

Box-Behnken试验设计法研究底水油藏水平井含水率变化规律

C油田为典型的底水油藏,采用水平井开发。通过利用C油田底水油藏相关的地质、流体数据建立数值模型,在所建模型的基础上,应用数值模拟计算的累积产油、产水和产液量回归俞启泰水驱特征曲线,以反映水平井见水特征的参数b。运用Box-Behnken试验设计法,研究不同影响参数对C油田水平井含水上升规律影响因素显著程度。通过非线性回归方法结合数模结果,得到影响水平井含水上升规律的b值预测公式,可预测老井可采储量以及新井的含水率变化规律。     

渤海油田稠油热采注入介质优选研究

渤海稠油资源丰富,但稠油黏度范围跨度大。研究表明,稠油热采开发注入介质的选择与原油黏度密切相关,针对稠油不同黏度范围优选其适合的注入介质成为研究难点。笔者通过室内实验、数值模拟和理论分析等手段,开展蒸汽、蒸汽复合气体、多元热流体三种注入介质的开发效果评价及增效机理研究,对渤海不同类型稠油油田的注入介质进行优选,形成渤海油田稠油开发注入介质筛选技术。在渤海M油田,利用该研究成果进行注入介质优选并应用后,单井热采高峰日产油相比邻井冷采产能提高三倍。该成果明确了海上不同稠油黏度范围适合的注入介质,为渤海稠油资源的有效开发提供指导。     

“油气人工运移”技术探索与实践

南海西部存在较多的规模小、分布分散、储层复杂的低品位边际油气藏,受海上投资成本制约,采用常规开发模式难以经济有效开发。"油气人工运移开发技术"应用压差原理将低品位边际储量通过人工运移通道运移至已开发储层,利用现有生产设施可实现间接经济有效的开发。在W-1油田成功投产前,解决了独立油藏合并、井筒油藏耦合、运移量预测与测量三大技术问题,预测人工运移井累积运移气量0.51×10~8m~3,累增油3.63×10~4m~3,提高采收率7.5%,有效盘活了低品位边际油气藏储量。     

低渗透油藏多井间隔注采工作制度设计方法

针对注入水沿水平井压裂缝窜进,见水后产量下降、开发效果变差等问题,提出了低渗透油藏直井多井间隔注水、多级压裂水平井分段间隔采油开发方式,提出了间隔注水、分段间隔采油工作制度设计方法,以实际区块为例,设计了注采参数,并预测了10年生产指标,提出了具体实施方法。     

油田注水开发系统能耗整体优化方法

为了解决注水开发系统能耗整体优化的问题,应用能量守恒定律及流体能量表征方法,建立了油藏系统能耗表征方法,阐述了表征方法分项物理意义。在此基础上,以阶段时间内吨油能耗最低为目标函数,以注水、油藏和举升3个系统能耗表征方法及油藏开发方案为约束条件,以注水系统单井采油量和注水量为决策变量,建立油田注水开发系统能耗整体优化模型。应用整体优化方法,借助数值模拟手段获取油藏相关参数,对某一注一采实际井组方案进行优化,得到最佳注采方案以及地层压力保持水平,验证了该方法的合理性。     

注水阻力分析及功能型减阻增注剂的性能评价

为了提高低渗透油藏注水井的降压增注效率,本文研究了岩石表面润湿性、界面张力等因素对低渗透油藏注水阻力的影响规律,并在此基础上研究了一种多功能型减阻增注剂CNG,评价了CNG溶液改变油水界面张力、改变岩石表面电性和润湿性和改变岩心降压增注效果的能力。研究结果表明:CNG既能降低油水界面张力至10~(-3)mN/m数量级、消除岩心毛管阻力;又能吸附在岩石表面消除岩石表面负电荷、改善岩石表面润湿性至弱水湿。CNG即适用于含有残余油的岩心降压增注,又适用于强水湿油藏的减阻增注,还适用于即有残余油又强水湿油藏的降压减阻增注。对于胜利油田某区块天然岩心,CNG用于不洗油的原始岩心时,渗透率提高48.49%,驱替压差降低31.25%;CNG用于没有残余油、呈现水润湿状态的岩心时,渗透率提高36.32%,驱替压差降低27.66%。图10表1参10     

聚合物溶液在高盐中低渗透油藏中的适应性——以吐哈雁木西油田为例

吐哈雁木西油田为高盐中低渗透油藏,目前已经进入特高含水率开发阶段。为提高该油田的采收率,以油田储层地质特征和流体性质为模拟对象,开展了聚合物溶液油藏适应性研究。结果表明,聚合物相对分子质量和浓度对聚合物溶液与岩心的配伍性均有影响。当聚合物质量浓度为300数900 mg/L、相对分子质量为800×10~4数2000×10~4时,聚合物溶液对应的渗透率极限范围为20×10~(-3)数70×10~(-3)μm~2。在聚合物相对分子质量一定时,随聚合物浓度增加,渗透率极限增加,聚合物分子线团尺寸Dh呈指数型增加;在聚合物浓度一定时,随聚合物相对分子质量增加,渗透率极限和Dh增大。由渗透率极限岩心孔隙半径中值与Dh间的关系可以得到对应的配伍区和堵塞区。对于雁630区块,油层累积厚度比达到60%时对应的储层渗透率为60.5×10~(-3)μm~2,采用相对分子质量1700×10~4和900 mg/L聚合物溶液可以满足进入规定储层厚度的要求。若采用相对分子质量较低的聚合物,则聚合物浓度需相应提高。图9表2参22