海上油田伴生气驱油提采与储气库协同建设

针对海上油田富余伴生气燃烧放空问题,提出了海上油田伴生气回收驱油提采与储气库协同建设技术,对油气“增储上产”和完善天然气“产供储销”体系建设具有重要意义。基于海上油田气驱采油与储气库协同建设各阶段的任务特点,将海上油田伴生气驱油提采与储气库协同建设划分为油田开发建设、伴生气驱油生产、伴生气驱油提采与储气库协同建设和储气库运行4个阶段,形成了海上伴生气回收处理、注入油藏驱油提采存气、储气库协同建设的关键技术体系,并在涠洲12-1油田开展试点项目建设。实施效果及研究结果表明：(1)伴生气驱油相比注水驱油开发提高原油采收率21个百分点,预计20年减少碳排放1 500×104t,增加原油产量243×104m3;(2)利用已有海上生产平台及配套设施建成了中国第一座海上油藏型储气库,目前已形成库容为7×108m3,存储伴生气6×108m3,天然气调峰保供能力为140×104m3/d;(3)协同型储气库建设成本低,包括注采井改造、新建储气库外输海管及陆地终端等工程投资约为常规海上枯竭气藏改建储气库的一半。结论认为,该研究方案技术体系实现了节能减排、驱油提采、储气调峰等多重功能,是油气上游业务提质增效...     

智能转向酸化的机理及试验研究

为了解决在常规酸化中高渗透层的指进、酸液的穿透深度小和残余伤害严重等问题,提出了一种新型的智能转向酸化技术,该酸液体系以粘弹性表面活性剂(visco-elastic surfactants简称VES)和盐酸或土酸为主体外加各种添加剂,在酸化过程中主要依赖于粘弹性表面活性剂的特殊性能实现转向、破胶、缓速降滤的功能,同时具...     

水平井分段酸化效果影响因素分析及优化

水平井井段在钻井过程中受到污染,会对油井产能造成影响,而水平井分段酸化技术是解除近井地带污染的一种非常有效的措施。基于实际水平井水平段污染特征和污染带的分布规律,建立了水平段污染带模型、酸液用量模型和酸化后效果预测模型,详细分析了地层矿物的质量分数、酸液浓度以及井段分段段数对酸化效果的影响,并在一定条件下对最佳酸液浓度选取方案以及分段段数进行了优化设计。结果表明:所用酸液浓度需根据地层状况确定;分段酸化可以很好地解除水平井近井地带的污染,但要根据现场的实际情况优选最佳的分段段数。对某口井进行了分段酸化优化设计并进行了施工,酸化后地层有效渗透率达到31.0×10-3μm2,孔隙度为30.9%,增产倍比为2,说明分段酸化方法适用于现场实际。      

底水油藏水平井开发关键影响因素及控制措施研究

本文通过数值模拟技术,研究了底水油藏水平井水淹机理,分析了储层渗透率、夹层位置、水平段的长度、单井产量和油水粘度比等因素对水淹的影响,并预测了采水控锥措施抑制水平井底水脊进的效果,研究结果表明采水控锥技术在理论上是行之有效的。     

同心双管射流泵排采工艺参数设计及应用

要使同心双管射流泵排采技术获得较好的生产效果,还须合理配置射流泵泵芯结构参数、地面泵工作参数和井下管柱尺寸等工艺参数。鉴于此,在射流泵参数计算模型的基础上,综合考虑气井生产条件下管柱内流体流动摩阻、接箍处混合液流体压降损失、受产出气影响的油套环空井底流压及射流泵的特性方程等,建立了更加完整的同心双管射流泵排水采气工艺关键参数设计模型,并结合现场需求设计了3套参数计算方案,编制了设计软件。将计算结果与现场生产参数进行对比,并利用现场数据分析摩阻系数对计算结果的影响。计算分析结果表明,所建计算模型及设计软件可靠,计算结果与现场生产数据一致,但模拟时需根据所选泵芯有针对地选择摩阻系数,以使设计结果更加准确可靠。研究结果对于射流泵排采工艺技术的现场应用具有一定的参考价值。     

多因素影响下水平井射孔参数优化设计

水平井射孔参数的优化对于水平井高效、稳定的生产有着重要的作用.射孔参数主要包括射孔密度、孔眼直径、孔眼深度和射孔相位角.以水平井射孔完井产能预测模型和射孔后套管强度损失计算模型为理论基础,通过数值计算对水平井相关射孔参数进行了敏感性分析,利用正交试验方法在保证套管强度损失在安全生产允许范围内,对现场生产井常规射孔参数进...     

低阶煤层气田排采的问题及对策研究——以苏拉特盆地为例

中国低阶煤煤层气资源丰富,但其开发处于初步阶段,分析国外已成熟开发的低阶煤层气田的开发技术、排采中存在的问题及相应的解决措施,有助于为我国低阶煤层气的高效开发提供借鉴。以澳大利亚苏拉特盆地中部低阶煤层气开发区的1 000多口煤层气井为研究对象,以静态地质资料和动态排采资料为基础,以产水量、产气量为评价指标,结合产气曲线形态将生产特征分为6大类,分析其影响因素、存在的问题,并提出相应的解决措施。结果表明,研究区内高效井约占57%,低效井约占43%,主要受渗透率、临储比、含气饱和度、构造等地质因素及完井方式和排采制度等工程因素的影响;而大段裸眼的完井方式及快速抽排的排采制度造成固体颗粒的大量产出是导致低效井占比较大的主要原因。通过改变完井方式,放缓初期排水降压速率及尝试新的排采工艺等可以有效改善存在的问题。     

出砂关停煤层气井复产潜力评价方法

为最大程度地开采地下煤层气资源,实现投入产出比最优化,开展出砂煤层气关停井复产潜力的研究尤为重要。综合考虑煤层气藏地质及生产特点,采用科学的量化方法对出砂关停井复产潜力进行分析,确定了关停井复产潜力评价的5个二级评价指标(钻遇地质条件、剩余供给能力、出砂情况、关停井历史生产情况及周边井生产情况)及对应的三级评价参数;优选定义了重点评价指数,并利用归一化处理的方法屏蔽了地质和区域差异对参数界限值的影响;采用层次分析法确定了各指标的权重,并最终建立了出砂煤层气关停井复产潜力量化评价模型。将该模型应用于现场出砂关停井的复产潜力评价中,并根据评价排序结果有针对性的采取复产措施,取得了良好复产效果的同时降低了复产成本。     

水平井整体压裂矩形联合井网电模拟试验研究

水平井压裂以往只是作为单井增产的一项措施,没有考虑其对注采井网的影响。鉴于此,对水平井注采井网的整体压裂进行了研究。从压裂技术角度考虑,设计了水平井整体压裂矩形联合井网,应用水电相似原理,通过电模拟试验,研究了水平井整体压裂矩形联合井网的渗流场特征和水平井压裂产能,并对裂缝参数进行了优化设计。结果表明:水平井矩形联合井网注水压力波及范围扩大,产能增加1.5~2.0倍;裂缝数量增加有利于提高注水效率,在水平段长度相同的情况下,每增加1条裂缝,油井就增产0.3~0.5倍;注水水平井的水平段越长,水驱前缘波及范围及水驱控制程度越高。研究结果表明,水平井整体压裂矩形联合井网比普通井网有较大优势。      

压裂助排工艺优化设计研究

如何提高返排率、减少压裂液对地层的伤害,实现人工裂缝高导流能力,已经成为油气藏增产改造技术面临的重要课题。通过分析氮气、CO2的物理化学特性,研究了液氮、CO2的助排机理,建立气体伴注排液模型,编制了气体伴注设计软件,对影响压裂井气体伴注效果的因素进行了研究,并对助排工艺参数进行了优化设计。结果表明,随着井深增加和压力梯度的降低,液氮伴注比和氮气伴注排量略有增大;井深每增加100 m,液氮伴注比增加约0.3%;压力梯度每增加0.01 MPa/m,液氮伴注比降低约0.6%。随着泵注排量的增加,液氮伴注比增大。井底压力的变化幅度与井口注入压力的变化幅度基本相同;井口注入压力每增加5 MPa,井底压力也增加约5 MPa。随注入流量的增加,井筒压力逐渐减小;注入流量每增加0.5 m3/min,井底压力降低约1.75 MPa。对胜利油田某井进行液氮助排参数优化设计,压裂液返排率达到90%,压裂井产量增加了2.7倍,表明所建立的数学模型准确可靠,可以用于指导油田现场施工。