超深海相碳酸盐岩储层气水相对渗透率实验

针对超深海相碳酸盐岩储层水侵特征复杂的特点,选取基质、含溶蚀孔、天然裂缝等不同类型介质岩心开展气水相对渗透率实验研究,搭建了高温高压(150℃,50 MPa)的气水相对渗透率测试实验装置,设计了实验流程及实验方案。当实验围压分别为10,30,50 MPa时,测得不同围压对应的气水两相相对渗透率并绘制曲线,分析气水两相相对渗透率曲线随围压的变化特征。研究结果表明:当围压增大时,气水相对渗透率曲线普遍向下移动,其中,天然裂缝岩心的气水相对渗透率下降幅度更为明显;气水相对渗透率等渗点向含水饱和度小的方向移动,相对渗透率曲线形态发生变化。不同介质的气水相对渗透率曲线两相同流区宽度也存在明显差异,其中,随围压升高,含溶蚀孔岩心的两相同流区宽度变化幅度最小。该实验结果可用于解释深层碳酸盐岩气田水侵特征及气井产水现象,为该类气藏水侵规律的确定提供依据。

晚期注水开发实验研究

目前晚期注水实验研究主要以注水时机评价为主,在注采方式上研究较少,且传统方法开展驱油效率实验过程中,出口端的计量存在气液分离和人为读数产生误差等问题。以国外某油田为研究对象,从晚期注水原油常规相态变化和驱油效率2个方面入手,开展注水时机和不同注采方式对晚期注水效果的影响研究;在常规相态变化研究的基础上,评价注水增压开发对原油相态的影响;在驱油效率实验方法上,利用在线核磁技术实时评价驱替过程中岩心含油饱和度,提高了结果的准确性。研究结果表明:在衰竭开发至饱和压力的34%时,水驱采收率为16.5%;综合考虑采油速度、开发成本等因素,注水时机宜在80%泡点压力附近;对于长期衰竭开发严重脱气的区块,可采取注水增压方式开发,注水增压至80%泡点压力附近水驱效果最好。

普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术

中国石化已在四川盆地成功开发了普光和元坝两大高含硫气田,但进入“十四五”以来气田开发进入稳产中后期,面临水侵及硫沉积日益严重、剩余气分布复杂、部分气井油压接近外输压力等新问题。为实现气田稳产和提高天然气采收率,以普光高含硫碳酸岩盐气田为例(以下简称普光气田),对气田开发调整的关键技术及方法进行了系统研究,梳理了储层精细表征及建模、剩余气精细表征与挖潜、控水、控硫、增压开采等5个方面形成的关键技术。研究结果表明:①揭示了礁滩相碳酸盐岩储层不同储集空间类型的孔-渗特征,形成了“相控+震控”储层精细建模技术,精细表征了储层非均质性空间展布;②建立了普光气田5种类型剩余气分布模式,确定了普光气田储层非均质性控制纯气区剩余气分布,受井网完善程度和高渗条带分布控制,水侵区剩余气分布呈现小零散特征,形成了不同类型剩余气挖潜技术;③提出了普光气田采取“高部位控产、低部位排堵结合”的控水治水对策,实现水侵前缘均匀推进;④明确了储层硫沉积主要发生在近井地带(小于6 m),可导致渗透率最大下降70%~80%(表皮增大6.5~12倍),实验证实了重复酸压治硫效果好于注入溶硫剂;⑤建立了考虑产水及硫沉积的气井多相渗流产能评价方法,确定了气田增压潜力、增压幅度、增压时机及增压方式。结论认为,普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术的实施,确保了气田自“十四五”以来稳产目标的实现,研究成果对我国高含硫气田开发调整具有重要的指导和借鉴意义。

普光高含硫气田开发特征及提高采收率对策

普光气田是我国最大的碳酸盐岩高含硫气田,具有埋深大、储层非均质性强、边底水活跃、高含H2S及CO_(2)等特点。气田自2005年投入开发,目前逐渐步入稳产末期,面临进一步延长稳产期、提高采收率等挑战。为此,文中系统梳理普光气田不同开发阶段的关键开发指标变化规律,建立了普光礁滩相储层剩余气分布模式,提出了气藏提高采收率对策。研究结果表明:1)普光气田开发阶段分为建产阶段、稳产阶段和调整阶段,期间通过持续跟踪研究、及时优化,使得气田稳产期延长3 a,实现了长期高产稳产;2)普光气田水侵经历快速见水、限产波动、均衡见水及缓慢见水等4个阶段,硫沉积呈现从地面流程向井口、再向井筒深部扩展的趋势,受地层压降、水侵、硫沉积及措施等综合影响,气田产能较初期下降40.63%;3)普光气田剩余气类型分为2大类5小类,其中,井网未控制型分为断层遮挡和独立礁体型,井网控制型分为纯气区动用不充分、水侵区致密层遮挡和水封气型;4)提出了普光高含硫气田提高采收率对策,即通过不同类型剩余气针对性挖潜、井筒-储层硫沉积综合治理、全生命周期控水、整体与分区相结合增压开采等,进一步改善气田开发效果,提高采收率,延长稳产期。文中研究结果将为进一步实现气田长期高效开发提供技术支撑。

深层碳酸盐岩强非均质储层双重介质三维地质建模——以普光气田飞仙关组—长兴组储层为例

普光气田碳酸盐岩储层具有地层埋深大、礁滩相发育、基质物性差、天然裂缝广泛发育、储层非均质强等特征,开展此类强非均质储层双重介质的三维地质建模具有很大的挑战。为此,将储层建模对象划分为基质与裂缝2大介质,基于单井解释数据与地震波阻抗数据体,通过井-震结合、逐级相控、多趋势融合概率体约束建立基质模型;按照分尺度、分期次建模思路,通过融合成因-地质-地震,综合构造应力场、距断层远近和裂缝地震敏感属性,采用熵权法联合专家经验评价的方式,多元融合构建裂缝空间展布约束体;在该约束体约束下,以离散裂缝网络建模方法构建裂缝模型。对融合后的基质-裂缝双重介质模型开展气藏数值模拟,各井历史拟合率最高可达90%,拟合误差控制在20%以内,模型拟合精度较高。

低渗透油藏CO_2非混相驱替特征曲线研究

目前普遍沿用水驱特征曲线对气驱特征进行描述,尚未形成标准的气驱特征曲线及数学描述方法。针对低渗透油藏CO_2非混相驱替特征,通过理论推导,建立累积产气量与累积产油量的分段关系式,形成适用于低渗透油藏CO_2非混相驱的气驱特征曲线。结合室内实验和矿场生产数据分析,验证累积产气量与累积产油量呈双对数分段线性关系,表明气驱特征曲线能够较好地描述CO_2非混相驱替特征。通过拟合可确定分段关系式中的常数,能够有效预测CO_2非混相驱油效果。另外,应用气驱特征曲线还能够确定气窜发生的时机,并对CO_2非混相驱调整措施的有效性进行快速判断。腰英台油田低渗透油藏CO_2非混相驱矿场试验结果表明,CO_2注入12个月后,气窜发生。根据气驱特征曲线,实施水气交替注入,气窜段斜率显著下降,气窜受到一定抑制。

泡沫剂/驱油剂辅助蒸汽驱技术室内实验

泡沫剂辅助蒸汽驱过程实验优化参数为:气液比1∶1,浓度0.5%,注入时机为低含水率。利用优化的参数开展了泡沫剂/驱油剂辅助蒸汽驱单双管实验,结果表明:1蒸汽驱后,注入驱油剂或泡沫剂,采收率分别提高25.7%和28.4%,两者可以大幅度提高采收率;2单管蒸汽驱阶段的平均采收率为60.25%,而非均质双管蒸汽驱阶段采收率为33.6%,表明非均质性增加,蒸汽驱采收率下降;3驱油剂/泡沫剂辅助蒸汽驱提高采收率58.9%,大于单独泡沫剂或驱油剂辅助蒸汽驱效果,表明化学剂协同作用可以更好的提高采收率;4实验结束后,填砂管中局部油砂的含油饱和度为零,表明驱油剂或泡沫剂辅助蒸汽驱实验具有很高的洗油效率。

聚合物驱后注高浓度聚合物提高采收率实验研究

针对聚合物驱后含油饱和度低、剩余油更加分散的问题,开展注高浓度聚合物水溶液提高采收率研究。实验结果表明:聚合物质量浓度由1000mg/L增加到2000mg/L,粘度增加96m Pa·s;而聚合物质量浓度由3000mg/L增加到4000mg/L时,粘度增加170m Pa·s,浓度增加与溶液粘度的增加幅度是不成正比的,即粘浓比是逐渐递增的。聚合物浓度越高,溶液粘度越大、粘浓比越大。实验条件下,聚驱后采用高浓度聚合物驱可进一步提高采收率6-9%,相同用药剂量条件下,高浓度小段塞提高采收率幅度好于低浓度大段塞。

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水方式优选及注气提高采收率实验

塔河油田原油采收率偏低,底水能量衰竭,亟需探索扩大水驱波及体积与提高采收率.根据塔河油田四区地质资料和生产动态资料,应用物理模拟相似准则,设计并制作碳酸盐岩缝洞型油藏三维立体储层仿真模型,开展油藏底水能量不足条件下转注水驱注水方式优选及后续注气驱提高采收率技术实验.结果表明:3种注水补充能量方法中,周期注水和脉冲注水提高采收率幅度相近,分别为16.39%和16.48%,均高于恒速注水的14.05%,而周期注水的总注水量小于脉冲注水的总注水量,优选周期注水为更有效的注水补充能量方法;转注水驱后的注氮气驱中,气水交替驱可提高采收率25.92%,优于连续注气驱的23.47%.这为碳酸盐岩油藏高效开发提供技术依据.

氮气泡沫吞吐抑制潜山底水油藏水平井底水锥进实验研究

针对潜山底水油藏渗透率低、裂缝发育和底水锥进及堵剂选择性差等问题,对氮气泡沫控水增油可行性进行评价。在起泡剂优选的基础上,利用依据地质资料设计制作的三维底水模型,模拟底水作用下水平井氮气泡沫吞吐过程,考察氮气泡沫吞吐的控水增油效果及裂缝和注入压力等因素的影响规律。实验结果表明:在无裂缝的低渗透基质模型中,注入优选的氮气泡沫进行吞吐可使含水率降低78.49%,采出程度提高6.85%,氮气泡沫吞吐控水增油效果明显,说明氮气泡沫的注入增加了地层能量,起到了抑制底水锥进的作用;而对于基质-裂缝模型,含水率可降低17%以上,采出程度提高约2%,裂缝的存在直接影响其吞吐增油效果,说明氮气泡沫在此裂缝存在条件下的流度控制能力有限;提高注入压力,可进一步发挥氮气泡沫补充能量的作用,从而保证控水增油效果;采用高强度淀粉凝胶对裂缝进行封堵,可使氮气泡沫吞吐采出程度进一步提高近2%。

中国稠油蒸汽吞吐后提高采收率接替技术前景

针对中国稠油资源特征和蒸汽吞吐开发现状,探索了稠油蒸汽吞吐后接替性技术的研究进展与发展前景。中国稠油普遍埋藏深、黏度大,主要以蒸汽吞吐方式开发。蒸汽吞吐波及半径仅为30~40 m,效益开采为8~12个周期,平均采收率约为20%。蒸汽吞吐转蒸汽驱是国际主流选择,解决了热波及受限问题,但需要克服稠油埋藏深带来的热损失难题。火烧油层作为稠油开发后期的极限接替开发技术,能够解决波及受限、无效热耗等问题,有望成为目前有技术、无经济效益的废弃/半废弃稠油油田的最终提高采收率方法。长远看,由快速热采开发转向低成本持续冷采是稠油开发后期的必然选择。化学复合驱冷采能够大幅度降低成本、扩大波及体积,下一步需要提高低水动力条件下稠油乳化能力。

元坝气田长兴组生物礁层序沉积及其对储层发育的控制

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏目前已全面转向开发,随着开发工作的有序推进,迫切需要精细描述储层结构,总结储层发育的控制因素。为此,基于岩心观察、薄片鉴定结果,结合物性数据、测井曲线等分析成果,重点研究了该区长兴组生物礁的层序地层、沉积相、储层特征以及储层结构。结果表明:①该区长兴组可划分为2个三级层序和6个四级层序,高频层序界面上、下电测曲线突变响应特征明显,电测曲线组合变化特征与高频层序所控制的沉积旋回具有较好的一致性;②长兴组生物礁主要发育在上部三级层序(SQ2)中的台地边缘外侧并呈条带状分布,纵向上由2个明显的成礁旋回构成,在横向上具有"东早西晚"不对称规模发育的分布特征;③生物礁(滩)型储层总体以低孔隙度、中低渗透率溶孔白云岩储层为主,主要发育于2个四级层序中部上部生物礁礁盖部位,具有"层数多、单层薄、不同类型储层呈不等厚互层、非均质性强"和"双层储层结构"的特征。结论认为.高频层序控制了该区生物礁沉积微相的分布,是影响储层发育与空间展布的关键因素。

低渗致密气藏注超临界CO_2驱替机理

为了提高低渗致密气藏采收率,探索研究将CO_2注入气藏中,实验与数模相结合论证超临界CO_2驱替天然气的驱替机理。首先,通过超临界CO_2-天然气相态实验研究CO_2与天然气混合规律。平衡相行为实验定量测定了储层条件CO_2与天然气的物性参数,结果表明CO_2与天然气的物性差异有利于CO_2驱替天然气提高采收率以及封存。超临界CO_2-天然气扩散实验论证了CO_2与天然气混合过程中驱替前沿的混合程度,结果表明CO_2在天然气中的扩散度不高,可形成较窄的互溶混相带,实现CO_2有效驱替。在分析了CO_2与天然气混合特征的基础上,开展致密储层CO_2驱替天然气长岩心驱替实验。实验结果表明,CO_2提高天然气采收率12%,超临界CO_2驱可有效提高致密气采收率。最后,以相态及驱替实验为基础,应用数值模拟方法,建立了长岩心模型,单注单采倾角机理模型及背斜模型,系统证实了超临界CO_2驱替天然气的驱替机理。通过分析认为,CO_2与天然气驱替前沿部分混溶,一方面保持了气藏压力,另一方面超临界CO_2沉降在气藏圈闭下部形成"垫气"提高了天然气采收率。从实验及数值模拟两方面系统论证超临界CO_2的驱替机理,为探索注CO_2提高天然气采收率选区评价奠定了基础。

致密低渗透气藏注CO_2提高采收率潜力评价

CO_2驱替天然气气藏是将CO_2以超临界相态形式驱替天然气,在实现提高天然气气藏采收率的同时也达到将CO_2地质封存的目的。注CO_2提高气藏采收率仍处于探索阶段,目前CO_2驱气提高采收率程度不清楚、适合开展CO_2驱气提高采收率的地质条件不明确、CO_2驱替的合理工作制度也不明确。为此,首先开展长岩心驱替实验,以明确低渗透储层是否能通过注入CO_2提高采收率及提高采收率的程度,实验结果表明,当出口端CO_2含量为10%时,CO_2可提高气藏采收率12%;其次建立超临界CO_2驱替天然气多组分渗流数学模型,通过实验数据验证模型的准确性;然后应用该数学模型,开展超临界CO_2驱替天然气影响因素分析,明确选区条件;最后,以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例,优选出DK13井区作为CO_2驱替天然气评价区,并开展注CO_2提高采收率潜力的评价研究。数值模拟计算结果表明:当DK13井区生产井CO_2含量为10%(防腐成本较低)时,CO_2可提高气藏采收率介于8.0%~9.5%,同时可实现31.1%HCPV的CO_2封存量。结论认为,此举既提高了气藏采收率,又能实现对CO_2的地下有效封存,可实现社会效益与经济效益的双赢。

元坝气田须三段气藏层序沉积与储层特征

四川盆地川东北元坝气田的多口井于上三叠统须家河组三段获得中—高产工业气流,表明该层段具有良好的天然气勘探开发潜力。为进一步做好该气田须三段气藏的开发前期评价工作,综合利用岩心观察、岩心样品薄片及岩心物性分析等资料,结合测井解释与地震储层预测成果,对该气藏的地层层序、沉积相、储层特征等进行了研究,分析了控制储层发育的主要因素。结果表明:(1)元坝地区须三段地层可划分为一个三级层序和五个四级层序,并进一步细分为五个砂组;(2)平行于物源方向的须三段地层厚度变化较大,呈"西北厚、东南薄"展布,前积特征明显,属于进积式辫状河三角洲沉积;(3)须三段气藏储集岩以钙屑砂岩为主,主要储集空间是溶孔—微溶孔,物性表现为特低孔—特低渗且非均质性强;(4)储层发育的最有利岩相为辫状河三角洲平原—前缘(即三角洲平原与三角洲前缘过渡位置)的分流河道钙屑砂岩,该沉积环境在一定程度上控制了该区须三段气藏储层溶蚀成岩作用的发育。

碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气驱后剩余油可视化研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水驱开采后,仍残留有大量阁楼油、绕流油。利用氮气密度小,重力分异作用显著等特点将部分剩余油驱出,充分认识气驱之后剩余油的分布,对优化气驱设计方案具有借鉴意义。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,直观展示缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况,并探讨相关影响因素。实验结果发现:氮气驱能有效地提高缝洞型油藏水驱后剩余油的采收率,但仍有部分残留油,如因气体气窜、底水能量不足而残留溶洞中部的窜流油,因气体洗油效率低而残留在裂缝中的油膜和小油段塞等;同时,注入方式、注入井别和注入速度等人为因素对气驱效果也有影响。研究成果为注气提高水驱后剩余油开采以及气驱后再次提高采收率提供了实验依据,认为采用水气交替等不稳定注气方式、复杂区域注气以及适中的注入速度可提高气驱效果,也认识到了溶洞形状、缝洞分布等客观因素应作为后续深化研究的重点。

断层对地应力场方向的影响机理

断层附近区域地应力方向相对于远离断层区域存在明显变化。前人利用实验及有限元模拟等手段研究了断层对其附近区域地应力方向的影响规律,但是缺少从力学机理角度解释这些规律的研究。研究总结了单一断层附近最大水平主应力方向变化规律,利用孔口问题弹性力学解析解揭示了这种规律的力学机理,并以某单元为例,研究了多断层区域最大主应力方向沿断层走向上的变化。结果表明,断层端部区域最大水平主应力朝着断层走向偏转,应用孔口问题弹性力学求解可以获得理论证明,塔河某单元的地应力计算结果也验证了这种规律。

川西坳陷中段西部雷四段气藏沉积层序及其对储层的控制

为确定川西坳陷中段西部气藏的有利储层发育层段,利用薄片、岩心、测井、地震等资料,研究雷口坡组四段(简称雷四段)沉积层序,分析它对储层发育的控制。结果表明,雷四段可划分为一个完整的三级层序和三个四级层序,其中雷四上亚段对应上部四级层序,进一步划分为四个五级和多个六级高频层序,由向上变浅的高频沉积旋回组成;井间高频层序类型相似,横向一致性对比好,表明形成环境近似。雷四上亚段主要发育潮坪相的潮间带和潮下带亚相沉积,纵向上岩性变化频繁,横向上分布较为稳定;潮间带是储层发育的有利亚相,以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,发育于上、下两个储层段中上部,对应五级和六级高频层序的中上部;高频层序反映的相对海平面变化控制潮间带有利岩相分布,影响后期成岩作用,是储层发育与空间展布的关键。

低渗透油藏二氧化碳驱修正毛管数理论及参数优化

由于注采压差较大,使得低渗透油藏二氧化碳驱注采井间同时存在混相、近混相和非混相3种状态,因此仅通过传统的最小混相压力来评价低渗透油藏二氧化碳驱效果存在较大的局限性。为此,综合考虑二氧化碳驱过程中的扩散作用、溶解膨胀作用、粘度降低作用、界面张力降低作用、气油粘度比与密度比变化及润湿性改善作用等,对传统的毛管数理论进行改进,建立了适用于低渗透油藏二氧化碳驱的修正毛管数理论。运用该理论,结合二氧化碳溶解前、后流体高温高压物性实验和不同条件下的长岩心驱替实验,评价并优化了腰英台油田低渗透油藏二氧化碳驱的注采参数。结果表明,目标油藏二氧化碳驱的临界毛管数为4.5×10^(-7)~6.0×10^(-7),二氧化碳驱的最佳注入速度为0.4 mL/min,最佳平均注入井底流压为28.84~33.43 MPa。自2011年4月起,将优化获得的注入压力和注入速度应用于腰英台油田腰西区块二氧化碳矿场试验,截至2015年3月,累积注气量为16.7×10~4m^3,累积增产原油19 253 t,取得了良好的开发效果和经济效益。

新型压裂液用有机硼交联剂的合成、表征与性能评价

通过实验研究合成了有机硼交联剂ABE-30,并通过核磁氢谱、核磁硼谱与红外光谱等手段对ABE-30进行分析表征,推测出产物具有簇状配位的化学结构。研究了ABE-30交联剂与胍胶溶液的交联性能,并对交联体系的耐温耐剪切性能进行了研究。结果表明,与常规硼酸钠交联剂相比,合成交联剂ABE-30能与低浓度胍胶有效交联,交联体系具有良好的热稳定性与耐剪切性能,具有良好的应用前景。