深层油藏传热模型及油柱高度计算

深层油藏储层埋藏深、厚度大,油井难以钻穿整个油层。针对深层油藏油柱高度的计算问题,考虑在油井投产后从油水界面到井底的垂向传热过程,建立了一个深层油藏传热模型。利用变量代换、分离变量及傅里叶变换等方法对模型进行了求解,获得了油藏油柱高度计算式。只需利用油井投产前和投产一段时间后的井底温度数据,便可计算油柱高度。以塔里木盆地某深层油藏某油井为例,展示了油柱高度的计算与应用。同时,利用该井的基础数据,代入传热模型,模拟计算了油井投产后不同时间下不同油层位置的温度值和温度梯度值,进而绘制了不同生产时间下储层温度分布曲线和不同储层位置处的储层温度动态变化曲线,结果表明油井投产后的储层温度分布呈非线性的动态变化特征。建立的传热模型可为深层油藏油柱高度的计算提供技术支持。

CO_(2)驱油技术在深层油藏中的应用与效果评估

文章探讨了CO_(2)驱油技术在深层油藏中的应用与效果评估。CO_(2)驱油技术是一种环保且高效的增产方法,通过注入CO_(2)气体来提高原油采收率。深层油藏的特殊地质条件对CO_(2)驱油技术的应用提出了挑战,但也提供了巨大的潜力。基于此,分析了CO_(2)驱油技术在深层油藏中的适用性,研究了注入压力、温度、地层渗透性等因素对其效果的影响。结果显示,CO_(2)驱油技术在深层油藏中可以显著提高采收率,减少地下储层的残余油。此外,还讨论了技术的经济可行性和环境影响,并提出了进一步研究和改进的建议。

深层油藏大斜度井深抽技术对策

南堡油田地处滩海,油井位置局限,整体开发以大斜度定向井为主,受油藏形成特性影响,断块发育破碎,横向面积小,纵向含油层系多,低能量区存在大量供液不足的油井,泵的常规下入深度难以满足连续生产的供排需求,导致单井效益过低,同时泵筒充不满加剧了井下杆柱应力的复杂性和偏磨程度。在对抽油机井杆管泵进行综合分析的基础上,提出了深抽工艺的技术对策,并由油藏压力和生产参数预测了深抽放大压差的增产潜力,从多级杆柱加深后应力计算及延长生产周期等配套工艺技术研究入手,通过软件模拟深抽后杆柱应力变化,对深抽后不同深度杆柱进行应力测试与理论计算对比,并对相关配套工艺进行优化设计,确保深抽后杆柱应力的安全性。实现了深抽后油井动液面下降,产能增加,沉没度的增加,并提高了泵筒充满系数,泵挂深度平均加深800 m、最大泵挂深度达到3300 m,生产压差平均放大6 MPa,泵效平均提高10个百分点,单井增油平均提高300 t,同时针对不同油层物性、不同供液能力的油井进行效果分析和经验总结,形成了不同油井深抽的可行性评价方法。

海上中深层油藏层内生气调剖效果评价及分析

渤海中深层储层普遍具有中低渗透率、高温的油藏特点,注水开发过程中存在注入压力较高、纵向吸水剖面严重不均、部分注采井间水窜明显以及传统凝胶类、颗粒类调剖体系适应性差等问题。为了改善水驱开发效果,在渤海中深层油藏K油田开展了层内生气调剖技术应用试验。对已实施井组开展调剖效果评价及其影响因素分析,结果显示,层内生CO_(2)和层内生N2调剖体系均对中深层油藏的渗透率、温度有很好的适应性,也取得较好的解堵降压与降水增油效果,分析认为体系生气反应速度、注入方式及应用轮次等对调剖效果影响较大,并指出下步改善方向,为类似油田调剖技术的开展提供指导和借鉴。

冀东油田深层油藏注氮气井管柱及井口装置设计

冀东油田高5区块具有油藏压力高、注气井斜度大、管柱下入深等特点。根据该区块目前的注气井井身结构、地面设施状况和注气增效要求,设计了笼统注气的管柱结构方案。利用冲蚀模型优选油管尺寸,并按照不同工况条件开展高温高压动态腐蚀模拟实验,探究注氮气井的井筒腐蚀机理,确定各因素对腐蚀速率的影响。最后对管柱的剩余强度和服役寿命进行评价。结果表明,选用Φ73 mm、13Cr油管作为笼统注气管柱能够应对注氮气产生的冲蚀、氧腐蚀等影响,并有着良好的服役寿命。配备地面安全阀等安全装置,可以大大降低高压注气井存在的安全风险。该设计方案能够满足冀东油田深层氮气驱的生产需要,具有广泛的应用前景。

中国东部深层油藏隔层裂缝及其地质意义

中国东部深层油藏隔层由于其破裂压力小 ,受地静压力、构造应力的作用而形成裂缝 ,降低了其封闭性 ,从而影响油田注水开发的效果 .以冀东油田高尚堡Es3 2 + 3 油藏为例 ,综合地质、地震、测井和生产动态资料 ,应用一系列先进技术 ,对我国东部深层油藏隔层裂缝的基本特征、分布规律进行了深入的研究 ,分析了隔层裂缝的形成原因及其对注水开发的影响 ,并提出了解决措施 .

深层油藏开发经济评价

结合深层油藏地质、开发特点 ,介绍了深层油藏开发经济评价的工作程序、内容、要求 ,指出了开展深层油藏经济评价要做好基础工作的研究、准确测算投资。

辽河滩海油田深层油藏大斜度定向井抽油杆受力有限元分析

应用有限元法对辽河滩海油田大斜度定向井抽油杆柱受力进行了三维计算。计算结果与实测值吻合良好。同时分析了下冲程抽油杆所产生的螺旋弯曲变形。找出了大斜度井中抽油杆断裂和脱扣的原因,并提出了预防措施。

深层油藏储量经济可靠性评价模型研究

为了实现我国石油工业的可持续发展,深层油气藏便成为油气资源勘探开发的重点,对油田深层油藏储量的经济可靠性进行评价,是油田进行储量升级与投资开发决策的关键步骤之一。针对我国西部某盆地深层油藏的特殊情况,建立了深层油藏内部收益率与圈闭面积、圈闭井深和单井日产量之间的数学模型;运用SPSS 17.0统计软件对随机测试得到的数据进行处理,得到了在原油价格一定的情况下,内部收益率与单井日产量、圈闭面积、井深之间的线性回归计算模型。从研究结果可知,深层油藏内部收益率与圈闭面积、单井日产量成正相关性,与井深成负相关性。在原油价格一定的情况下,如果给出圈闭面积、单井日产量和井深,就可以根据模型求内部收益率,从而为油田管理者进行储量升级提供科学的决策依据。

高温高压深层油藏流体驱替微观可视化模拟实验系统设计

根据实际深层油藏高温高压条件,设计了一套高温高压流体驱替微观可视化实验系统。根据岩石内部孔喉特征,制作相匹配的可视化微纳米尺度孔喉模型,通过温压协调控制系统及驱替反应系统,实现了高温高压条件下流体在微纳米通道中的流动,结合微观图像采集系统观察多孔介质内微观流体运移特征。该系统为油田储层开发过程中的油气水饱和度分布的定量描述和不同驱油方式的筛选提供了重要实验依据。该套实验设计克服了常规实验无法进行高温高压驱替的缺点,且具有可重复性、准确性,有利于激发学生创新意识和自主设计实验的积极性,培养学生解决实际工程问题的能力。

基于应力敏感的中深层油藏产能研究

为深入了解应力敏感对中深层油藏单井产能的影响,通过室内实验研究有效覆压对渗透率和油水相渗曲线的影响,根据实验结果建立储层应力敏感定量表征式及应力敏感影响下的单相产能方程;根据油水两相渗流理论,进一步建立考虑应力敏感对油水相渗曲线影响的产能方程。实验与理论研究表明,应力敏感对渗透率、油水相渗曲线影响较大,进而导致油井产能降低。为应对应力敏感对中深层油藏开发的负面影响,提出单井酸化压裂,逐步恢复油田注采比以及超前注水等策略提升油田开发水平。研究结果可有效指导KLA油田开发策略、相关措施及恢复油田地层压力方案的制定,并对后续类似中深层油藏的开发有重要指导意义。

新沟嘴组深层油藏压裂优化技术研究与应用

江陵凹陷新沟嘴组深井埋深3300~4200m,历史累计共施工10口井14井次,总体反应施工压力高,加砂窗口小,难以完成大规模加砂量,小压测试反应深井天然裂缝发育,采用双翼缝压裂试油效果差,单井累产低;特殊储层特征影响深井改造方式与之匹配性,通过对储层裂缝形态研究,开展老井压裂降压优化,结合适用于深井高温储层的低伤害压裂液体系研究,形成新沟嘴组深层直井复杂缝压裂工艺技术系列,现场增油效果明显,为实现2311万吨储量升级动用提供技术支撑。

转向压裂工艺在莫北三工河组深层油藏的应用

莫北井区三工河组油藏具有储层埋藏深在4000m以上、岩性致密、物性差等特点,储层破裂梯度高在0.022MPa/m,压裂施工压力普遍较高70MPa以上,施工难度大加砂规模难以提高,导致老井改造手段单一.随着油田的多年开发,部分油井产量递减快的矛盾日益突出,传统的压裂工艺已不能满足该类油藏开发的需求.通过对转向压裂机理研究分析,确定转向工艺选井选层原则,优选出合适的转向剂和压裂施工参数.现场应用3口井并辅助微地震监测手段,实现压裂缝内转向,在裂缝末端形成多个分支缝,取得良好的试油增产效果.

胜利油田海上中深层油藏投入开发

胜利埕岛油田埕北812井区主力含油层系为埋藏较深的东营组，埋深普遍在3000m左右，已探明储量近900×10^6t。但是，东营组储层横向变化大、厚度差异大，局部构造复杂、断层发育，完钻井数少，横向精细预测砂体边界难度极大，因此，虽然有很大的探明储量，但迟迟未能建产。

深层稠油油藏降黏泡沫驱驱油特征及机理研究

降黏泡沫驱结合了降黏剂乳化降黏和泡沫选择性封堵的优势,可进一步提高开发后期深层稠油油藏的采收率。通过室内实验,根据降黏泡沫剂的降黏效果、起泡性能、泡沫稳定性,优选出合适的降黏泡沫剂浓度;通过单岩心驱替实验对比不同驱替方式下降黏泡沫驱驱油特征以及开采效果,通过并联岩心实验研究不同渗透率级差下降黏泡沫的分流能力,明确降黏泡沫驱提高采收率机理。结果表明:降黏泡沫驱过程中,降黏剂可以促进稠油乳化降黏,泡沫可以有效封堵大孔喉,同时抑制氮气窜流。二者结合有效提高波及系数和洗油效率,提高驱替压差,降低含水率。降黏泡沫驱可以在降黏泡沫剂驱的基础上进一步提高13%的采收率。非均质条件下,降黏泡沫驱可以有效降低高渗透岩心窜流,迫使流体转向进入低渗透岩心发挥乳化降黏作用,扩大波及范围的同时提高了洗油效率。降黏泡沫驱技术能显著提高深层低渗透稠油油藏的采收率,其优化了油流分布,增强乳化与减少稠油黏度,为深层稠油高效开发提供了有效策略。

英雄滩油田深层稠油油藏降粘剂驱探索与研究

针对英雄滩油田大35-斜20块地层能量弱、油稠、低渗、敏感等因素影响,常规注水开发效果不佳;表现为注水压力高、储量动用不均衡,水驱效率低,油井易敏感高含水等问题,LPA降粘剂比实验室筛选的降粘剂A6B3具有一定的水相增粘与降低流度比的功能,进行构建LPA降粘剂体系,评价了降粘剂性能,通过并联填砂管岩心驱替实验与微观可视化驱油实验,研究了LPA降粘剂驱与普通降粘剂提高采收率的能力。实验结果表示:在实验温度70℃条件下,油水比为3∶7,LPA体系与大35-斜20块原油形成了较为稳定的乳状液,且降粘率最高达到98.2%。LPA降粘剂的采收率增值为6.67%,高于普通降粘剂的2.18%。在现场试验中,试验井组累油600余吨,投入产出比为1∶1.52,为该区块的稠油油藏降粘驱提供较好的经验。

深层离散裂缝油藏多尺度流固耦合数值模拟方法

深层离散裂缝油藏介质类型多、尺度变化大,存在离散介质与连续介质,且高压下介质易变形,对压力敏感,现有的油藏数值模拟方法虽然考虑了离散介质,但没有考虑裂缝变形的影响,方法不再适用,为此创建了深层离散裂缝油藏多尺度流固耦合数值模拟方法。首先,提出了基质、微裂缝、中小尺度裂缝和离散裂缝的分尺度模拟方法,建立了多尺度离散裂缝网络流固耦合模型。其次,创建了不同尺度离散裂缝流固耦合数学模型,针对不同尺度裂缝中流体流动和应力敏感特点分别考虑压力敏感或流固耦合:微裂缝存在应力敏感,与基质一起采用压力敏感方法来处理,建立压缩系数计算方法;中小尺度裂缝随油田开发容易闭合,提出采用裂缝开启闭合计算方法,建立裂缝开启闭合的计算模型;离散裂缝控制着流体流动方向和规模,同时裂缝容易填充,需要采用流固耦合处理,建立流固全耦合数学模型。再次,建立了有限体积和有限元数值模型,流动问题采用有限体积法进行离散,应力问题采用有限元法进行离散,并通过收敛性相对较好的全隐式数值求解方法进行求解。最后,通过理论模型与实际油藏模型进行方法验证:采用二维固结模型数值计算结果能够较好吻合理论解,验证了方法的正确性;采用实际油藏模型计算,由于考虑了压力敏感和流固耦合问题,吻合性较好,说明本方法计算准确性更高。因此,针对深层离散裂缝油藏高压、高应力和介质尺度差异大的特点提出了一种新的多尺度流固耦合数值模拟方法,方法新颖且实用性强,为该类油藏高效开发提供了技术支撑。

南缘深层高温高压井出砂临界压差预测研究

深层超高压水平井出砂预测困难且针对性研究较少,难以制定合理有效的控砂和防砂措施,油田产量和经济效益受到较大的影响。综合考虑井筒内流体流动、高温差下井壁岩石的应力变化、流体渗流效应、地应力在井壁上的复杂分布、地层压力衰竭及水侵因素对出砂的影响,建立了适用于南缘深层高温高压井出砂临界压差的预测模型。分析表明,高生产压差是深井出砂的主导因素;高产造成的井筒与地层的温差会在井壁产生应力,影响井壁稳定性;生产后期地层孔隙压力下降会增大井筒周向应力,地层水侵会降低岩石强度,两者均会增大出砂风险;采用南缘实例井进行出砂压差验证后结果较吻合,研究成果可为类似深层高温高压井出砂临界压差预测和合理生产压差制定提供理论指导。

胜利油田稠油油藏开发技术进展

针对胜利油田不同类型稠油油藏的地质特点及开发矛盾,形成了一套较为完善的稠油油藏开发技术系列,并取得了显著的开发效果。从各项技术的理论基础和矿场应用2个方面,总结了不同类型稠油油藏开发技术进展。对于高轮次吞吐后的稠油油藏,基于非达西渗流理论,形成了井网加密技术;对于敏感性稠油油藏,形成了近热远防理论,降低了水敏对开发的不利影响;对于特超稠油油藏,通过HDCS技术的协同降黏、膨胀增能作用,解决了“注不进、采不出”的开发难题;对于低效水驱稠油油藏,通过转蒸汽驱,达到加密角井流线、水井流线逆向的目的,从而提高该类油藏的采收率;对于深层稠油油藏,以气热协同保热强热、热剂协同接替助驱、气剂协同均衡热前缘的协同增效作用机理认识为基础,形成了多元热复合驱油理论,实现了深层稠油的有效动用;对于薄层稠油油藏,通过热+水平井复合开发模式,提高了油藏的吸汽能力和动用范围;对于浅薄层超稠油油藏,通过HDNS技术增能降黏扩波及,实现了该类油藏的高效开发。胜利油田稠油油藏开发技术系列的应用,为胜利油田稠油效益开发、绿色开发提供了技术支撑。

英买2缝洞型油藏注水及注气提高采收率研究

针对英买2缝洞型油藏大量剩余油未被采出问题,基于典型储层结构组合特征制备了可视化物理模型,开展了注水和注气等不同开发方式的提高采收率物理模拟实验研究。通过对比不同阶段的含水率和采收率,定量分析了不同开发方式对英买2缝洞型油藏剩余油的动用效果;利用制备的裂缝孔洞模型和断溶体模型,研究底水驱后注水、注气和气水交替开发方式的可行性,并明确了进一步提高英买2缝洞型油藏采收率的合理注采方式——低注高采注水驱油方式、高注低采注气驱油方式以及气水交替注入方式,其中,气水交替可较大幅提高原油采收率。研究结果可为英买2缝洞型油藏进一步提高采收率提供支撑。