庆城页岩油后期补能注伴生气吞吐注采参数优化

页岩油的开发缓解了中国石油能源供应紧张的局势,是未来重要的接替资源。长7页岩油开发方式以天然能量为主,随着开发的进行存在产量递减快、采收率低等问题;长期天然能量开发地层能量亏空较大,亟须补充地层能量实现二次有效开发。针对以上问题,为探索有效补充能量、提高采收率方式,基于长庆某页岩油区块,开展室内实验对比不同种类气体与原油体系性质差异,并利用油藏数值模拟手段,建立矿场尺度数值模拟模型,优化伴生气吞吐补能技术政策。优化参数为注气量90×10⁴ m³、注入速度3×10⁴ m³/d、焖井时间20 d、吞吐轮次10轮。在整体统一优化的基础上,针对补能效果较差的井进行个性化注气量优化设计,单井注气量增大至150×10⁴ m³,保障所有吞吐井整体能量补充水平一致,进一步提升了注气吞吐增油效果,注气吞吐较衰竭开发累产油量可提高33%。研究探索了页岩油后期有效补能提采方式,研究成果为长庆页岩油实现注伴生气吞吐有效开发提供了理论依据。     

玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

玛湖凹陷地区衰竭式开发直井初产高、递减快,常规注水开发不适应,通过注烃类气转换开发方式,可以大幅提高采收率。利用细管法测定注气试验区最小混相压力为41.71 MPa,玛湖地区目前地层压力条件下普遍可以实现混相驱;根据玛湖地区储层特征及地质力学参数,同时将天然裂缝及人工描述参与模拟,优化裂缝展布形态,建立了三维压裂缝网模型;基于压后缝网模型开展布井方式、注气速度及气驱油藏动用规律研究。结果表明,水力压裂平均缝网长轴173.90 m,最长846.90 m,短轴6.44 m;采油井部署井轨迹距顶2/3厚位置,气体波及范围更大;以维持混相为目标优化注气量,设计前10 a水平井单井日注气5.5×10⁴ m³,后10 a日注气4.0×10⁴ m³,试验区采收率可达22.5%;注入烃类会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替,优先动用该区域原油,造成注气波及范围不均匀;随着烃类气体的注入,沿驱替前沿原油黏度大幅降低,同时,由于注入烃类气体与原油发生混相,通过蒸发气驱作用,注气5 a后采油井SRV范围内剩余原油黏度明显增大。此研究可以有效指导玛湖注烃类气体提高采收率试验现场开发技术政策制定。     

缝洞型油藏氮气扩散系数测定及影响因素

针对塔河缝洞型油藏注氮气提高采收率深层次机理认识有待提高的问题，开展了该类型油藏条件下注氮气扩散系数影响因素的研究，采用压力衰竭法测定了氮气在油相和填充介质中的扩散系数，分析了原油黏度、气体组成、填充类型及流体饱和度对氮气扩散系数的影响。结果表明，氮气在稠油中的溶解度、扩散系数均低于稀油，但压力敏感性高于稀油；氮气中混合二氧化碳促进注入气在原油中的扩散。氮气在垮塌、砂泥和致密等3种常规缝洞油藏填充介质的扩散结果显示，填充介质的致密程度增加，氮气向填充介质内部扩散越困难，且致密介质中氮气的扩散系数达到固体扩散系数的级别（×10^-11 m²/s）；含水饱和度的增加减缓了氮气在填充介质中的扩散。首次测量了氮气在缝洞型油藏高温高压条件（温度>100℃，压力>20 MPa）下原油及填充介质中的扩散系数，并分析了相关影响因素，深化了缝洞型油藏注气提高采收率机理认识，为现场注气应用提供相应的理论指导。     

海上油田氮气泡沫稳油控水注采参数数值模拟

 国内某海上的油田典型块状底水油藏大部分井已经出现底水锥进现象,改善该油田的高含水井开发效果,控制直井底水锥进和水平井底水脊进成为油田稳产的关键。为了有效实施氮气泡沫稳油控水提高采收率技术,以该油田一口井为例,开展氮气泡沫稳油控水注采数值模拟研究,在历史数据拟合的基础上,对氮气泡沫稳油控水注采参数进行了优化设计,为工艺方案实施提供技术支持。氮气泡沫稳油控水最佳注采参数为,注入方式为连续注入、注气量为45×10⁴m³、气液比为1：1、焖井时间3d、焖井后最佳产液量900m³/d。     

英买X1白云岩油藏非均质性定量表征及建模研究

英买X1白云岩油藏目前已经进入特高含水开采阶段，因此，对储层进行非均质性定量表征并寻找剩余油分布规律显得尤为重要。从野外地质露头研究着手，结合单井实钻以及井间特征，明确了英买X1白云岩油藏非均质性主要受沉积旋回和岩性特征控制，优质储层主要发育于细-中晶白云岩，泥晶和泥-粉晶白云岩形成的低渗透条带影响了流体渗流特征，储层发育的6套低渗透格架层主要控制了剩余油分布规律。利用地层真厚度计算方法和薄层反演技术，搭建地层格架，并约束油藏地质模型和数值模型，预计白云岩区剩余油储量133.33×10⁴ t，措施增油量可达22.9×10⁴ t，技术思路对同类型油藏的开发具有重要的参考价值。     

金坛盐穴储气库上限压力提高试验

为了精确获取造腔层段最小主应力以确定盐穴储气库上限压力，确保气腔安全稳定运行且最大限度地发挥盐穴储气库的功能。在金坛储气库进行小型水力压裂地应力测试，测量5个层段的最小主应力，选取注采B井套管鞋处最小主应力22.5 MPa的80%，即18 MPa作为理论上限压力。上限压力的确定需进行数值模拟，研究表明，注采B井在上限压力18 MPa下满足气腔稳定性和密闭性的要求。根据注采站压缩机技术参数和安全考虑，金坛盐穴储气库确定了上限压力提高0.5 MPa的方案，且提压过程中利用实时微地震技术监测腔体及围岩的稳定性。经过现场提压试验，注采B井上限压力达到17.5 MPa，库容从3 481.06×10⁴ m³增加到3 590.39×10⁴ m³，工作气量从2 137.02×10⁴ m³增加到2 246.15×10⁴ m³，增加了5.11%。研究认为：虽然盐穴储气库行业普遍采用最小主应力的80%~85%的经验值作为盐穴储气库上限运行压力，但采取的上限压力需要进行数值模拟。通过理论模拟研究和现场试验，金坛盐穴储气库上限压力可以从当前的17.0 MPa提高到17.5 MPa。     

气顶油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究

针对江苏油田欧北区块的地质条件和开发现状,建立了顶部注氮气重力驱数值模型.从生产井和注入井的控制条件及地质条件出发,分析了影响气顶油藏顶部注氮气重力驱开发效果的各种因素,在此基础上对各种方案的开发指标进行计算对比,并对该区块提高采收率的潜力进行评价,提出了适合同类气顶油藏的开发模式.研究结果表明,气顶油藏顶部注氮气重力驱可以有效地提高采收率,达到降水增油的效果;提高采液速度并不能改善顶部注氮气重力驱的开发效果;注气速度对开发效果以及气顶边缘推进速度有很大的影响,并且存在最佳和临界注气速度.研究区块的最佳注气速度为12500～17500 m3/d,临界注气速度为30000 m3/d.     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

边底水发育低渗透高含水油藏剩余油精准挖潜技术

以靖边DW区延9油藏为例，采用物质平衡法计算剩余油储量，明确了剩余油类型和分布规律，找出了针对不同类型剩余油的精准挖潜技术，并选择典型井组进行了现场实施，结果表明：研究区单井平均剩余地质储量2.45×10⁴ t，剩余油潜力较好；剩余油的成因可分为单一层内剩余油、双层系层间剩余油和复杂多层系层间层内剩余油；根据剩余油类型精准挖潜的重点不同，通过完善注采对应、精准补孔等措施可改变液流方向，达到精准挖掘剩余油的目的。现场试验结果表明，剩余油精准挖潜措施能够显著提高超低渗透油藏水驱开发后的采收率，措施后日产油量平均增幅达到215%，含水率平均降低幅度达到11.5%，达到了良好的降水增油效果，可在同类油藏中进一步推广应用。     

考虑启动压力梯度的断块油藏CO2/N2复合气体吞吐注采参数优化

冀东油田高12断块油藏砂体规模小、渗透率较低、难以建立有效驱替关系,注入压力高,注水困难,水驱开发效果较差,但油藏温度和压力较高,适宜通过注气来提高油藏采收率。低渗油藏普遍存在启动压力梯度,对实际油藏开发造成影响,针对高12断块油藏,建立高12断块注气开发的三维地质模型,在室内启动压力梯度实验的基础上,得到启动压力梯度与渗透率的公式,在数值模拟软件考虑启动压力梯度与渗透率的变化关系。但长期注入CO2导致的管线腐蚀问题日益突出,N2作为良好的增能气体,将二者结合形成复合气体进行吞吐,可缓解对管线的损害。利用数值模拟方法,进行了衰竭阶段单井产量、段塞比、转注时机、注入量、焖井时间、注气阶段采油速度优化。最终得到该区块最优吞吐注采参数：衰竭阶段单井产量为15m3/d;段塞比为7：3;转注时机为衰竭阶段的日产油速度降为4m3/d时;注入量为60 000 m3;焖井时间为15天;注气阶段采油速度为25m3/d,为高12断块油藏提高采收率提供了方法技术借鉴。     

深层稠油减氧空气吞吐注气量确定方法研究

鲁克沁油田减氧空气吞吐注气时一般采用笼统注气，没有相关优化注气量的明确方法，导致增油效果在不同类型单井之间有较大差异。为此，通过物模实验确定优势通道注气量，进行数值模拟并提出优势通道注气系数α、优势通道进气系数β的概念，结合优势通道体积优化注气量。通过模拟不同注气量吞吐时的换油率大小来验证优化结果是否正确，得到对实际现场应用的注气量有理论指导作用的优化计算公式。实验表明，最优注气量为0.20 PV，优势通道注气系数为0.8，表明有80%的气进入到优势通道中，优势通道进气系数为0.348，说明距生产井约1/3的井距范围为受效区域。经过注气量优化公式计算和数模验证，最优注气量为4.5×10⁵ m³是合适充分的。优化方法结合减氧空气吞吐的增油机理与现场实际需求，对减氧空气吞吐注气量的相关设计具有一定的理论意义和现场应用价值。     

川渝地区复杂储层水平井地质导向技术

复杂储层条件下,尤其是在薄层、低孔渗、缝洞型等储层的油气勘探与开采是油田进入油气勘探开发后期的研究热点与难点。实践证明,水平井地质导向技术正是解决上述难题的有效手段之一。针对川渝地区复杂的地质对象,从复杂储层地质特点、地质导向难点入手,梳理了现场地质导向作业中常见的问题,并针对性地总结了技术对策,提出了针对此类储层在实际地质导向中要解决好的技术要点。以重庆气矿川东高陡复杂构造带云安XX井为例,综合运用测井、钻井、地质、地震等资料进行钻前设计、地质建模、实时导向,地质与工程紧密结合,提高了储层钻遇率,最终试油产气55×10⁴ m³/d,为该区域产量最高井,现场应用效果明显。     

平面非均质性对剩余油分布规律的影响研究

为了明确储层平面非均质性对剩余油分布规律的影响,运用人造物理模型制作技术制作了三维物理模型,并用恒速法对不同的三维平面非均质模型进行水驱油试验。实验发现:注入井位于垂直沉积相带的驱油效果优于注入井位于沿沉积相带;注入井位于中低渗层时调整井网增产效果明显;井网垂直沉积相带低注高采总注入PV数比其他方案少,且采出程度最高。测定不同时刻电极的电阻率,利用双狐软件画出不同平面非均质模型剩余油分布情况。测定结果表明,平行沉积相带布井方式,注入井布于高、中渗层时,水驱剩余油主要分布在低渗带处;注入井布于低渗层时,剩余油富集在注入井对角处。垂直沉积相带布井方式,注入井位于低渗时,剩余油分布较均匀,无明显的剩余油富集区,模型全部波及。注入井位于高渗时,剩余油主要分布在低渗相带,是剩余油进一步挖潜的主要目标。     

黔北地区牛蹄塘组富有机质泥岩储层特征

为全面研究黔北地区牛蹄塘组富有机质泥岩储层特征,对该组7口页岩气调查井和4口地质浅钻的岩芯进行了系统采样,并做了矿物学分析、地球化学分析、孔隙度和渗透率测定、含气性分析等实验。结果表明,牛蹄塘组富有机质泥岩主要发育于深水陆棚相带,岩性以含粉砂炭质泥岩、粉砂质炭质泥岩为主,脆性矿物以石英+长石组合为主,方解石、白云石、黄铁矿等自生脆性矿物含量总体较低;黏土矿物含量较低,变化范围较大,成分以伊利石为主。有机碳含量普遍较高,在1.5%~15.7%,有机质成熟度1.74%~3.40%,总体演化程度较高;平均岩石密度2.52 g/cm³,BET比表面积0.33~33.76 m²/g;微观储集空间以粒间（晶间）孔为主,其次为粒内孔,有机质孔发育较差,微裂缝总体不发育,具有低孔低渗低孔超低渗的储层特征;总含气量0.02~2.05 m³/t,现场解析气中N₂、H₂含量异常,CH₄等烃类气体含量较低。     

田间管理措施及土壤侵蚀对农田温室气体通量的影响

针不同田间管理措施及土壤侵蚀对农田温室气体通量的影响, 应用反硝化分解模型(DNDC 模型), 选取中国科学院禹城综合试验站作为研究区域, 结合该区域的气象、土壤和田间管理措施等数据, 模拟在不同施氮量、施肥深度以及土壤侵蚀条件下的CO₂和N₂O气体通量。结果表明: DNDC模型对农田CO₂和N₂O气体通量的模拟效果较好; 施氮量从实际施氮量的0.5 倍升高到1.5 倍的过程中, N₂O排放通量从1.06 mg/(m²·d)线性地增加至2.88 mg/(m²·d), C的净固定量亦从1.38 g/(m²·d)逐渐增加至2.07 g/(m²·d), 但增加趋势逐渐变缓; 在施肥深度从5 cm变化到20 cm的过程中, N₂O排放通量从2.88 mg/(m²·d)降低至0.68 mg/(m²·d); 当施肥深度从0.2 cm升高到20 cm时, C的净固定量从1.79 g/(m²·d)逐渐升高至2.32 g/(m²·d), 但增加趋势逐渐变缓; 在土壤侵蚀的影响下, C的净固定量和N₂O的排放量分别升高11%和4%。研究结果可为国家温室气体通量清单的编制及相关管理政策的制定提供参考依据。     

致密气藏水平井整体压裂井网部署优化

 致密气藏多采用衰竭式开发模式,如何减少井间干扰是井网部署时必须考虑的问题.针对目标研究区域,基于各压裂水平井的等效压力波及椭圆,建立了致密气藏水平井整体压裂井网部署优化模型.从弹性势能的角度,模拟目标区域和波及椭圆之间的运动,将井网部署模型转化为求取弹性势能函数的最小值问题,采用具有较高求解效率的拟物算法实现了该模型的求解.以M 区块为例进行水平井整体压裂方案设计,模拟结果显示:气价较低时,M 区块可采取稀井高产的开发模式;随着气价的增加,M 区块需要打更多井以获得最佳的经济效益.     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采。而采用CO₂吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法。为此,针时复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO₂油藏流体膨胀实验,确定CO₂吞吐的驱替机理,再通过CO₂吞吐长岩心驱替实验确定CO₂吞吐增产原油的程度和时效性。然后建立了针时实际小断块单元油藏单井CO:吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,时CO₂吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析末同注气时机CO₂吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律。从而得出适合于小断块单元油藏CO₂单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO₂吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法。     

致密油藏CO_2驱综合效益评价

致密油藏储量大,开发成本高,实现经济开发至关重要。以C油田致密油藏典型区块为例,采用直井—水平井联合布井方式,通过数值模拟,讨论了5种不同渗透率级别、8种排距下CO2驱的开发效果,结合经济评价指标分析不同油价下CO2驱的经济效益。研究表明,当前油价下,渗透率在0.1×10-3~1×10-3μm2时,建议C油田致密油藏典型区块采用注CO2开发方式;缩小排距,采出程度提高,内部收益率降低,建议根据C油田开发方针和原则选择合适的排距;增加生产年限,累计采出程度提高,经济效益呈现降低趋势,建议C油田根据自身情况需要选择合理的生产年限。     

宁209井区裂缝控藏体积压裂技术研究与应用

为了解决页岩气开发面临的改造体积有限、产量递减快及储量动用程度低等难题,提出裂缝控藏体积压裂工艺技术。该技术通过减小簇间距、增加裂缝条数来加大缝控面积,形成连片控制区域,立体动用储层,大幅度提高一次可采储量。对该技术进行工艺设计优化,通过精细分段优化射孔位置、孔眼节流优化射孔孔数、渗流和应力干扰优化簇间距、气水置换和高强度加砂优选纳米压裂液、有效压力优化支撑剂、实验回归优化暂堵剂用量,优化结果为：6簇射孔,每簇6孔×60°×6孔/ft,簇间距6~8 m,单段段长40~50 m;采用纳米压裂液体系,先纳米滑溜水段塞打磨,后纳米线性胶连续加砂,加砂强度大于3.0 t/m;采用70/140目石英砂+40/70目陶粒（3：7）小粒径组合支撑剂,可适当提升石英砂比例。该技术在长宁地区宁209X-x井进行试验应用,折算1 500 m水平段测试产量26.6×10⁴ m³/d,相比邻井提升103%,增产效果显著,为页岩气井的高效开发提供借鉴。