层内自生气复合吞吐技术在李堡油田的应用

李堡油田属高凝油藏,地层能量不足,油井单井产量低,常规酸压措施有效期短。为增加地层能量,提高单井产量,开展了自生CO2复合吞吐技术在李堡油田的应用研究。室内采用长填砂模型,利用李堡区块的高凝油饱和岩心,考察了含油饱和度、注入速度、注入量、闷井时间、岩心渗透等因素对层内自生气复合吞吐技术提高采收率的影响。结果表明:自生气体系的注入速度越小,注入量越大,含油饱和度越高,闷井时间越长,吞吐效果越好。自生气复合吞吐技术现场应用后单井増油效果显著,措施有效期超过6个月,对高凝油藏低能低产井有很好的提高采收率作用。     

超临界CO2/H2O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验研究

针对页岩储层压裂后一次衰竭开发原油采收率低的问题,基于页岩储层的低孔、超低渗透特征,提出了超临界CO2/H2O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验方法。通过自主设计的室内岩心实验评价超临界CO2/H2O混合流体吞吐页岩油的效果,并对实验过程中注入介质、焖井时间、注入压力、吞吐轮次对提高采收率的影响规律进行研究,同时通过核磁共振技术明确超临界CO2/H2O混合流体对不同孔隙类型中原油的动用程度。结果表明：超临界CO2/H2O混合流体吞吐可以有效提高页岩油采收率;对于物性较差的页岩岩心,焖井时间对提高采收率有较大影响;注入压力与超临界CO2/H2O混合流体的扩散速度和渗流能力密切相关,混相条件下提高采收率效果显著;增加吞吐轮次大孔隙中的原油动用效果较好,但无法通过增加吞吐轮次动用更多微小孔隙中的原油。     

稠油油藏CO_2吞吐参数优选室内实验

L油田属普通稠油油藏,由于油水粘度差异,油藏非均质性强等因素影响,水驱开发效果差。而CO2吞吐技术主要是通过原油降粘和体积膨胀来达到提高采收率的目的。为提高L油田开发效果,通过室内物理模拟实验,分析了CO2吞吐技术在L油田应用的可行性,对影响CO2吞吐效果的影响因素进行总结分析。实验结果表明,CO2注入量、循环周期、注入速度及关井时间等是影响CO2吞吐作业提高采收率的主要影响因素。在选用合理的注入工艺参数条件下,利用CO2吞吐技术可以有效改善L油田开发效果。     

致密油体积压裂水平井CO_2吞吐实践与认识

针对致密油体积压裂水平井弹性开发采收率低的问题,运用室内实验和数值模拟方法,以增油量和换油率为评价依据,结合水平井数据,优化了吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数。应用CO_2吞吐优化参数,选取YP1-7井进行现场试验,该井累计注入二氧化碳9 900 t,初期日增油17.4 t,增油效果明显。研究表明:致密油水平井体积压裂储层改造体积大、裂缝复杂,吞吐过程中不能实现混相;增膨、降黏是扶余致密油藏CO_2吞吐增产的主要作用因素。该技术在扶余致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效手段。     

异常高压致密油藏CO2吞吐参数优化及微观孔隙动用特征——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

为改善吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏在衰竭开发中产量递减快、采收率低的现象,提高储层动用程度,选取3种不同孔隙类型岩心,开展一系列CO2吞吐岩心实验,在明确生产压力、吞吐次数和闷井时间对吞吐效果影响的基础上,引入核磁共振分析技术,定量评价了不同孔隙结构岩心中不同孔径孔隙的原油动用程度.研究表明:目标储层3类孔隙结构岩心的吞吐采收率随生产压力、吞吐次数和闷井时间的变化规律基本相似,最佳生产压力为21 MPa,最佳吞吐次数控制在5次以内,最佳闷井时间为12 h;吞吐过程中岩心孔隙结构差异会形成不同类型的动用特征,储层物性较好的岩心,大孔隙的原油采出程度始终高于小孔隙,是总采收率的主要"贡献者",而储层物性差的岩心在吞吐初期大孔隙的原油采出程度高于小孔隙,但在后续吞吐中小孔隙的原油采出程度迅速增加,在累计吞吐采收率中占比达到53％以上.研究成果为吉木萨尔凹陷异常高压致密油藏顺利开展CO2吞吐提供了重要依据.     

CO2单井吞吐技术的增油机理及应用

CO2单井吞吐工艺是一种提高油气采收率的有效方法,其主要技术原理为:在地层温度条件下CO2能快速溶于原油中,从而改变原油的物性,大幅度降低原油粘度,增加溶解气驱的能量,进而达到油井增产的目的。介绍了CO2单井吞吐工艺增油机理、选井条件和部分油井实施本工艺的实际效果。现场应用实践证明,该技术具有明显的增油效果,具有很好的推广应用价值。     

低渗透窄薄砂体油藏CO_2吞吐采油研究与应用

CO2吞吐提高原油采收率的机理主要有:①降低原油粘度;②使原油体积膨胀;③降低界面张力;④酸化、解堵及改善油水粘度比。在室内对CO2吞吐进行了研究,得出CO2注入量越大,增产油量越高,高峰产油期越早。介绍了CO2吞吐时的选井条件、注入参数设计及注入工艺,对矿场实施情况及效果进行了分析。实践证明,利用CO2吞吐采油是能提高低渗透窄薄砂体的原油采收率,增加原油产量,降低含水,是一种有效的增产措施。     

缝洞型碳酸盐岩油藏CO2注入方式及部位优化

缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集渗流空间,连通方式复杂,非均质性强。CO_2吞吐及CO_2驱替可通过补充地层能量及溶解降粘作用来改善油田开发效果,是一种有效的开发方式。根据现场地质资料,设计并制作室内三维仿真物理模型以模拟典型缝洞油藏单元,通过室内实验模拟CO_2吞吐及CO_2驱替过程,分析生产动态,考察高、低部位井CO_2吞吐的增产效果,并对比高、低部位井CO_2吞吐与驱替对采出程度的影响,在此基础上分析缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油机理。实验结果表明:利用底水与次生气顶间的相互作用及井位优势,高部位井CO_2吞吐比低部位井CO_2吞吐采收率高16.09%;利用吞吐与驱替过程中不同的气体控制范围,高、低部位井CO_2吞吐采收率比CO_2驱替采收率分别高8.07%和5.01%,CO_2吞吐效果优于CO_2驱替效果。     

基于特低渗油藏注CO2吞吐参数敏感性分析

针对我国西部地区X特低渗油田，采用CO₂吞吐技术提高原油采收率，对CO₂吞吐技术的相关参数进行敏感性研究，便于了解油田剩余油分布，及时调整开发方案，降低油田开发风险，高效、绿色开发油田。利用CMG软件定性和定量分析注入时长、日注气量、注入时机以及焖井时长这4个参数对提高采收率效果的影响。结果表明：各参数对提高油田采收率的影响程度不同，由大到小依次为注入时长、日注气量、注入时机、焖井时长。注入时长为CO₂吞吐技术提高采收率的主要影响因素，占比63%；焖井时长影响最小，占比0.11%。     

大庆油区芳48断块CO2吞吐室内实验

针对大庆油区芳48断块渗透率低、天然能量不足、注水困难、产量递减速度较快的情况,进行了CO2吞吐室内实验.通过对CO2吞吐的采收率、换油率、生产气油比等指标进行评价,探索了该油藏进行CO2吞吐开采的可行性.结果表明,CO2吞吐对于开采该油藏具有非常好的效果,但其效果与注入压力、吞吐周期有关.第1轮吞吐的采收率、换油率最高,采收率均超过8.05%,平均为12.42%,换油率超过5.33L/m3,平均为14.53L/m3.随着吞吐周期的增加,各周期的采收率、换油率下降,生产气油比增加,采收率的贡献主要在前2个周期.芳48断块CO2吞吐前3个周期当注入压力分别为3,2和4MPa时采收率、换油率最大.     

层内生成CO2气体吞吐提高原油采收率室内实验研究

CO2驱被认为是提高采收率最有效的方法之一,制约其应用的主要因素就是气源问题,以及腐蚀、安全和环境影响等。在室内进行了层内生气体系单液法的研究,优选出适应性强、经济可行的复配生气体系,并通过高压测试、驱油实验对其效果进行了评价。实验结果表明优化后的体系具有生气量大、无腐蚀、溶解性能好、反应受温度控制的特点,该体系适合在温度大于70℃的油藏中使用,其采收率可提高4％左右。     

底水驱稠油油藏水平井多轮次CO2吞吐配套技术及参数评价——以苏北油田HZ区块为例

针对苏北油田底水驱稠油油藏水平井生产进入特高含水期后,易发生水锥并处于低产低效开发状态的难题,CO_2吞吐是提高低产低效稠油水平井产量的有效措施。为此,选取HZ区块水平井开展了CO_2吞吐试验,进行了CO_2吞吐的合理参数和配套工艺技术研究,并对影响CO_2吞吐效果的因素进行了分析。研究结果表明,影响水平井多轮次CO_2吞吐效果的主要因素包括水平井的选择、注入CO_2量、注气强度、注入速度、注入压力、闷井时间和采油强度等参数,添加CO_2缓蚀剂、不动管柱注入CO_2、使用抽油泵采油是与之相配套的工艺技术。     

不同地层压力下凝析气井无阻流量的确定方法——以hd1断块流二Ⅳ油组为例

凝析气藏开发过程中凝析油析出导致无阻流量计算难，同时采取多井次的产能测试求取无阻流量，导致生产成本高。不同地层压力下凝析气井无阻流量的求取方法研究显得尤其重要，通过将凝析油体积换算为当量气体体积，根据当量气体体积，利用指数式和二项式公式对工区已有气井进行无阻流量计算，各井无阻流量和地层压力回归呈较好的指数关系，新井可根据回归公式计算无阻流量。并根据研究工区的实际情况，将现场产能测试结果与计算预测值对比分析，两者结果相近，证明该方法可以用于凝析气井无阻流量计算，并对其他气藏开展类似工作具有一定的借鉴意义。     

渤海锦州20-2凝析气田开发实践

锦州20-2凝析气田为异常高压凝析气藏,气田构造上分为三个高点,各自为独立的油气水系统。由于凝析油含量中等,确定气田采用衰竭开发方式进行开发。油田采取分期投产、产能接替和钻调整井等措施保持气田平稳供气。由于气田局部具边底油,气田投产后陆续有气井出黑油或出水,气井的合理管理显得尤为重要。通过无阻流量等方法对高产气井进行合理产量分析,维持高产气井的稳产。对出黑油未出水气井适当放大压差,维持气井稳定生产;而出水气井则根据井筒积液情况及时调整产气量,保证气井连续生产。同时在边底油丰度高的区域设计两口水平井开发油环原油,有效提高了原油和天然气产量,改善气田开发效果。     

自生热压裂生热剂用量优化方法

对于高凝、稠油油井的压裂,为避免注入流体对储层造成冷伤害,可采用自生热压裂液进行施工。自生热压裂液是在常规水基压裂液的基础上,添加一定量的亚硝酸钠、氯化铵和盐酸,当它们混合发生化学反应时,会释放出大量的热量。根据热平衡方程,建立自生热压裂过程中井筒温度场的数学模型,并编制出计算施工期间井底压裂液温度变化的软件,针对1口实际施工井,采用正交设计方法研究分析了影响生热剂用量的各种因素,提出了生热剂用量的优化确定方法。     

渤海湾盆地A油田水平井网下热采气窜主控因素

渤海湾盆地A油田是中国第一个海上稠油热采的先导试验区,采用水平井多元热流体吞吐开发,随着热采井吞吐轮次的增加,各井间气窜现象突出,严重影响了油田生产。通过以热采区水平井为研究对象,从内在和外在两个方面进行气窜主控因素研究。结果表明,由构造低部位往高部位易发生气窜,同一构造幅度的井间气窜可能性小;水平段相对位置顺着废弃河道和侧积夹层的方向易发生气窜;在后续注热过程中,存气量大的区域容易气窜;地层压力下降快,导致在注入条件相同的情况下气液比相对增加,加大气体的波及半径,发生气窜可能性大。结合矿场实际,提出多井面积吞吐治理气窜,有效地抑制了新一轮吞吐过程中的气窜,改善了油田开发效果。     

轮古油气田旋转清蜡柱塞连续气举新工艺

随着轮古油气田地层能量逐渐衰竭,部分自喷井逐步发生井筒积液,特别是部分原油超高含蜡油井生产过程中,蜡质大量析出堵塞井筒,加快油井停喷。为了解决上述问题,通过室内研究与现场试验,进行柱塞结构改良和举升工艺设计,研发出一套“柱塞内部中空带拉杆结构+柱塞外部旋转带螺纹刮刀结构”的一体化柱塞气举新工艺。该工艺解决了处于临界停喷状态下的原油超高含蜡油井举升困难的问题,实现了井筒高效清蜡和油气井连续生产的目的,现场应用4井次,累计增油7 810t,累计增气290.5×10⁴m³。旋转清蜡柱塞连续气举新工艺现场应用效果明显,已在油田进行推广,实现临界停喷高凝油井高效连续生产。     

就地生成CO2吞吐开采高凝油室内实验研究

以曹台潜山高凝油为实验介质,利用就地生成CO2技术,通过室内实验研究了CO2吞吐对于高凝油开采的有效程度.实验结果表明:CO2吞吐可以有效地提高高凝油的驱油效率.CO2溶解在高凝油中,可以降低高凝油的粘度、凝固点,改善高凝油的流动特性,在地层中形成溶解气驱,增加地层能量,同时可以降低注水压力,改善吸水剖面.就地生成CO2可以解决包括油气区天然CO2气源的短缺问题,大量CO2气体的运输、储存问题,大量注气带来的环境问题以及CO2注气利用率低和工艺成本费用高的问题等.该研究可以为高凝油藏提高采收率试验提供参考.     

水平井技术在秦皇岛32-6油田西区底水油藏中的开发实践

随着油田开发技术的进步,水平井开采技术日趋完善,在底水油藏应用中取得了明显效果。秦皇岛32-6油田西区是典型的底水油藏,该区主体于2002年采用定向井投入开发,投产后基本没有无水采油期,底水锥进、突破很快,经过6年多的开发已进入高含水期,至2008年初,含水83.7%,采出程度5.05%,开发效果较差。基于水平井开发底水油藏试验研究,总结出影响该区水平井开发效果两个主要因素:水平段距离油水界面高度和水平井区隔夹层分布状况。在此基础之上,通过开展隔夹层及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在实施中应用了随钻跟踪及先进的完井技术。该区6口水平调整井投产后初期产能约是定向井的3倍,全油田预计最终采收率提高0.36%,取得了良好的效益。