高含水老油田化学驱综合治理新方法及工程实践路径

针对胜利高含水老油田化学驱在科学、技术、管理、工程四个角度面临的开发矛盾,以渤76块为典型单元,在工程实践中进行具体对策分析,构建了“适、专、快、集”的老油田化学驱综合治理新方法。“适”指在老油田科学开发方式转化上,构建不同油藏类型老油田化学驱最佳介入时机模型,提出了在含水率相对较低的阶段,是适合化学驱的有利时机,高效开发方式需“适”介入。“专”指在老油田开发技术应用上,改变传统聚合物先溶解后注入的开发思路,研制可控相转化聚合物,使聚合物先注入后溶解,解决炮眼剪切降解的难题,提高油水流度控制能力,老油田开发矛盾需“专”治理。“快”指在老油田综合管理模式上,改变传统方式,即矿场提问题、研究院设计方案、化工厂生产驱油剂的“串联”管理模式,提出充分发挥矿场、研究院、生产厂三方优势的“并联”管理模式,形成针对单一油藏的产品工业化工艺包以及产业化落地方案,老油田开发技术实现“快”转化。“集”指在老油田工程应用实践上,打破老油田化学驱地面大规模建站的工程工艺模式,采用集约化撬装配注设备,实现老油田化学驱的集约快速配注,老油田工程工艺实现“集”应用。运用上述方法,在胜利油田渤76块综合含水率上升初期,实施由水驱转为可控相转化聚合物驱,实施后一年即见到明显的降水增油效果,单井日产油水平增加8.6t/d,综合含水率降低3.1%,验证了综合治理模式的可行性,为高含水老油田化学驱高效开发提供了有效路径。

高含水油井关停后剩余油再富集速度研究

高含水断块油藏开发末期构造高部位油井在关井一段时间后,会产生剩余油再富集现象。目前关于剩余油再富集速度的研究中,对剩余油运移过程的影响因素考虑不够全面,影响计算精度。针对该问题,在对运移中剩余油再富集受力分析的基础上建立小油滴状和柱状剩余油再富集速度模型,通过正交试验确立2种剩余油再富集速度的主要敏感因素,并建立了2种剩余油再富集速度及再富集时间图版。研究结果表明:存在驱替压差时,储层渗透率为影响2种剩余油再富集速度的主控因素;当储层渗透率一定,驱替压差的增大和原油黏度的减小有利于2种剩余油再富集速度的增大;同一注采井距位置处的小油滴距离孔隙中滞留柱状剩余油越近,聚集过程中剩余油再富集时间越长,但数值上增加不多。该研究对高含水油藏剩余油再富集潜力区评价具有借鉴意义。

断块油藏高含水井关井后剩余油再动用运移规律微观模拟

基于微观可视化光刻玻璃模型,从微观角度定性、定量研究了断块油藏高含水井关井后剩余油再动用运移规律,并开展了影响因素分析。结果表明:水驱后关井期间剩余油再动用类型主要为滴状、柱状和簇状。关井期间剩余油会沿模型倾斜方向向高部位运移聚集,有利于后续水驱阶段进一步提高驱油效率。地层倾角的增大、原油黏度的减小有利于剩余油再动用;关井时间的增加有利于剩余油向高部位采出端接近聚集;后续水驱阶段注入速度的增大会增加波及面积。

东胜气田致密高含水气藏合采气井效果评价及产出影响因素分析

为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明:①东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;②通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③合采井稳定生产临界携液(携泡)流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为:①东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度(高水气比)区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;②合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③合采气井水气比越高,稳定生产临界携液(携泡)流量越大。

东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素

为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明:(1)合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;(2)储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;(3)对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;(4)合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为:(1)合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;(2)合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。

轮式动态模拟仪在高含水期原油不加热集输中的应用

随着不断深入开发,油田集油管线内产液的流变性逐渐转变为高含水期“水包油”为主的流态,因而管道内的流动条件得以改善。通过前期开展的季节性停掺冷输试验证实,高含水期集输进站温度可以接近凝固点甚至低于凝固点。因此提出利用临界粘壁温度作为采油井不加热集输边界条件,并利用轮式动态模拟分析仪测试单井临界粘壁温度,指导采油井平稳集输,应用后实现措施节气219.6×10^(4)m^(3),节电73.4×10^(4)kWh。

姬塬油田中高含水期剩余油分布规律及有效动用研究

姬塬油田罗*区长4+5、长6油藏经过近15年的规模开发,综合含水61.8%,已进入高含水前期,地质储量采油速度低,地质储量采出程度低,油藏开发矛盾日益突出。主要表现为,整体采液采油指数下降,水驱不均加剧,多个小层见水且来水方向不明,井筒状况变差,控水稳油难度加大。在储层精细研究的基础上,开展宏观、微观裂缝分布规律分析,认为该区块剩余油主要位于长61^(1)、长4+52^(1)、长4+52^(2);并围绕井间剩余型、动用不完善型、驱替突进型、裂缝侧向型等四种剩余油类型提出了针对性的调整方案。通过成果应用预测纯老井年对年自然递减将下降0.8个百分点,为支撑油藏中含水阶段持续稳产提供意见。

高含水油藏CO_(2)人工气顶驱油-封存适宜条件研究

针对水驱油藏开发进入高含水阶段后,剩余油常富集在构造高部位或厚油层顶部,井网控制不到的问题,利用油藏自身特点注CO_(2)形成气顶驱,可有效改善开发效果并实现CO_(2)封存,但什么样的油藏适宜开展气顶驱尚待研究。通过剖析典型高含水油藏CO_(2)气顶驱见效特征,分析气顶驱油过程中油气界面移动规律,结合数值模拟、物理模拟,以提高采收率幅度、换油率、到达极限气油比时间、存气率等为主要评价标准,研究地层倾角、原油密度、黏度、油藏封闭性、渗透率、水动力强弱等相关参数对CO_(2)气顶驱油-封存效果的影响。按照到达极限气油比时提高采收率的幅度大小,评价各参数对驱油--封存效果的影响程度,确定高含水期油藏的CO_(2)气顶驱油-封存筛选条件主要受油藏封闭性、地层倾角、原油黏度、油层渗透率及厚度影响,为拓展CO_(2)驱应用范围提供了依据。

泡沫堵水技术在高含水油田研究应用

目前,海上油田多采用大段防砂和强注强采的开发模式以满足“少井高产”技术需求,但经过长期强注强采,加之储层非均质性强、油水流度比大等因素,导致部分生产井防砂段内层间矛盾突出、层间干扰严重,含水率上升快、产量递减迅速。以渤海油田为例,目前含水率高于80%的井占生产井总量的比例高达39.9%,改善注水开发效果迫在眉睫。现有油井堵控水方法主要分为机械堵水和化学堵水,但机械堵水只能解决层间矛盾,且作业难度大、施工成本高,因此一般以化学堵水手段为主。

东胜气田独贵气区高含水致密砂岩气藏气井合理工作制度

为了有效支撑高含水致密砂岩气藏高效开发,以鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区为研究对象,在研究高含水致密砂岩气井不同水气比条件下产出特征的基础上,分析了应力敏感及生产压差对气井产出的影响,评价了不同配产工作制度下气井的产出效果,提出了气井差异化配产方案及压降速率控制标准。研究结果表明:①研究区气藏储层孔喉组合以微孔细喉为主,具有低孔隙度—特低孔隙度、致密低渗透及强非均质性的特征;②高含水致密砂岩气藏气井开发效果受产水量影响较大,气井水气比越高,产气量递减越大、压降速率越快、弹性产率越低;③随着生产压差不断扩大,造成部分毛细管水和束缚水膜变成可动水,气井产水量增加,弹性产率变低,累计产气量减小,稳产难度增大,开发效果变差。结论认为:①对于衰竭式开发的高含水致密砂岩气藏,控制气井的配产和压降速率是延长气井稳产期、提高天然气采收率的重要手段;②所建立的高含水致密砂岩气藏气井差异化配产方案和气井压降速率控制图版在生产实践中证明符合率达到87.5%,可推广应用于同类型气藏的开发开采,更好地指导气井效益开发。

高含水油田剩余油研究方法、分布特征与发展趋势

为了提高高含水油田剩余油研究与评价效果,基于大量文献调研,梳理了剩余油的概念、影响因素,从剩余油微观分布、宏观分布和饱和度定量分析3个方面总结了剩余油研究方法及其适用条件,概括了水驱油藏、稠油油藏和化学驱油藏的剩余油分布特征,进一步提出了目前剩余油研究的难点和发展趋势。结果表明:剩余油的影响因素主要包括地质构造、沉积微相、储层非均质性和井网密度、井网模式、注采系统的完善程度、生产动态等;剩余油研究方法包括实验分析方法、数值模拟方法和矿场测试方法等,各种方法的研究目的和适用条件不同,测试结果反映不同位置、不同尺度下的剩余油饱和度分布;高含水油田剩余油分布总体呈现高度分散和相对富集的特征,剩余油微观分布呈现连续相和非连续相多种形式;剩余油研究发展趋势包括但不限于以下5方面:超大物理模型的构建、多尺度高分辨率成像系统集成、考虑不同驱替介质及物性时变与非连续相非线性渗流的数值模拟改进方法、多学科多方法矿场测试的综合应用及大数据人工智能的广泛应用。

高含水老油田深度开发面临挑战及发展方向

高含水老油田是我国石油储量和产量的主体,对于保障国家能源安全、支撑国民经济社会高质量发展意义重大。在全面肯定中国高含水老油田重要战略地位的基础上,深入剖析高含水分类油藏开发现状,指出了实现高质量发展所面临的提高采收率、低成本高效开发及全生命周期绿色开发3大方面的挑战,明确了高含水老油田总体发展方向及核心关键技术,一是发展以“大幅度提高采收率”为目标的精准开发技术,二是发展以“智能高效”为目标的采油工程技术,三是发展以“高效、绿色、智能”为目标的地面工程技术。研究成果为中国高含水老油田今后较长时期的高质量发展指明了方向。

高含水原油在不同管材中的低温集输特性研究

目前,我国大部分油田已进入高含水期,采出液的流动特性发生变化,使降低集输温度成为可能。然而,关于管道材质对低温集输特性影响的研究相对较少。因此,利用现场实验装置对钢管与玻璃钢管中高含水原油低温集输特性进行了研究。结果表明,管线降低掺水量之后,井口回压上升,实验管道末点的油温缓慢下降;不同掺水量下井口回压上升过程不同,高掺水量下更容易实现低温集输;当掺水量相同时,玻璃钢管的黏壁温度低于钢管的黏壁温度,玻璃钢管低温集输的最低掺水量低于相同情况下钢管的掺水量。对黏壁温度实验数据进行拟合,得到了不同管材的黏壁温度计算模型,计算结果准确度较高,对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。

渝西地区高含水页岩气藏特征、形成机理及地质意义

渝西地区深层龙马溪组页岩气藏是四川盆地海相页岩气增储上产的主要领域,然而该区域局部页岩气藏高含水给深层页岩气勘探开发带来了挑战。为此,通过基础地质、地球化学、孔隙结构、连通性、断裂活动期、页岩气成藏调整期、高含水页岩的高角度方解石脉体与上下石灰岩地层锶同位素等分析,对高含水页岩气藏形成的关键因素、页岩中水的来源及路径进行了研究,并通过数值模拟明确了高含水页岩气藏的含水饱和度下限及高含水页岩气藏与低含水页岩气藏的平面边界,揭示了高含水页岩气藏的形成机理及地质意义。研究结果表明:①断穿龙马溪组地层且终止于二叠系岩溶储层的断裂是研究区局部页岩气藏高含水的关键因素。②断裂活动期与页岩气成藏调整期匹配,页岩气先散失,下二叠统栖霞组底部地层水再沿断裂进入龙马溪组页岩储层,进而形成局部高含水。③高含水页岩的含水饱和度下限为40%,断裂附近外来水供给充足时,断裂破碎带的5 km外为高含水页岩气藏与低含水页岩气藏的边界;外来水供给不充足时,可根据高含水井位向外推0.78~5.10 km,即为页岩气勘探有利区。结论认为,渝西地区二叠系岩溶储层与切穿龙马溪组且终止于二叠系地层的活动断裂是局部页岩气藏高含水的原因,该研究成果为规避渝西地区深层高含水页岩气藏、确定页岩气有利区边界及评价井井位部署提供了理论指导。

高含水油泥热干化处理设备研究与应用进展

高含水油泥为稳定的多相乳化体系,其脱水干化处理是后续处理处置的瓶颈。本文概述了高含水油泥的来源、组成和特点,总结了油泥热干化处理设备的研究与应用情况,对比了不同热干化设备的优缺点,分析了油泥热干化过程中存在的主要问题及原因并提出了相应的解决方法,指出破乳除油和调质预处理是降低油泥含油率、将大分子有机物小分子化的主要手段,并比较了各种破乳除油和调质预处理方法的优缺点及适应性,展望了今后热干化技术及设备的研究方向和发展趋势。

江苏油田复杂小断块高含水油藏注采井网优化技术

江苏油田复杂小断块油藏经过长期的注水开发后,目前处于中高含水开发期。现阶段储层非均质性对注采井网的影响更加突出,局部存在低效无效注水循环问题,亟需优化调整注采井网。根据非均质油藏剩余油富集类型和影响因素,在原井网基础上,利用油藏数值模拟方法,开展相控条件下的注采井网优化技术政策研究。根据模拟结果,确立了抽稀井网和转注高含水油井两种注采井网优化技术的政策界限,指导陈2断块、韦2断块注采井网优化调整,取得了良好的应用效果,为改善高含水油藏水驱开发效果提供了技术支撑。

泥水盾构高含水率超高黏粒含量废弃泥浆絮凝脱水试验研究

针对江阴第二过江通道工程中泥水盾构产生的高含水率超高黏粒含量废弃泥浆泥水分离困难、处理效率低的问题,采用阴离子型聚丙烯酰胺(APAM)、聚合氯化铝(PAC)和聚合氯化铝铁(PAFC)3种絮凝剂开展泥浆絮凝试验,研究不同絮凝剂的絮凝脱水效果,选取底泥等效含水率、界面沉降速率、上清液浊度、泥浆脱水率以及Zeta电位作为评价指标,分析絮凝剂类型、用量、复配形式等对絮凝效果的影响,并探讨不同絮凝剂的絮凝机制。试验结果表明:1)不同絮凝剂对应的泥浆脱水效果排序为APAM>PAFC+APAM≥PAC+APAM>PAFC≥PAC,上清液浊度去除效果排序为PAFC>PAC>PAFC+APAM>PAC+APAM>APAM;2)有机絮凝剂APAM的最适投加量与其分子量密切相关,且不同分子量APAM的极限脱水率不尽相同,药剂分子量保持在1200万~1400万时,脱水效果最佳;3)PAFC+APAM复配絮凝剂对本依托工程中高含水率超高黏粒含量废弃泥浆调理效果最好,PAFC溶液和APAM溶液的最适投加量分别为33 g·L^(-1)和233 g·L^(-1),对应的PAFC和APAM干物质投加量分别为1.6 g·L^(-1)和0.466 g·L^(-1),在此条件下,泥浆90 min脱水率为29.6%,上清液浊度可降低至62.0 NTU;4)复配絮凝剂的脱水效果主要由有机絮凝剂APAM长链的吸附架桥作用主导,对上清液浊度的去除主要与无机絮凝剂PAC和PAFC的电性中和作用相关。

特低渗透高含水油藏CO_(2)驱油参数优化

为明确生产参数对特低渗透油藏高含水期CO_(2)驱油提高采收率的影响,进行了CO_(2)驱油数值模拟研究。通过CO_(2)连续注气驱参数优化发现:CO_(2)注入速度的提高会提高产油速度,但同时也会导致气窜的加剧和换油率的降低,并存在压裂地层的风险。生产井底流压的提高短期内会限制产油速度,但有利于提升地层压力水平,促进CO_(2)同地层油传质混相进而提高阶段采出程度和换油率。开发时在能够保证注采平衡的条件下,应尽可能提高井底流压。区块含水率的提高会使CO_(2)驱油效果变差,导致CO_(2)驱油阶段采出程度和换油率降低。CO_(2)驱油开发时换油率会随着生产气油比的提高而降低,因此,注CO_(2)开采过程应适时关井停注保证合理的CO_(2)注入量。优化得出CO_(2)注入速度15 000 m^(3)/d、生产井底流压25 MPa、CO_(2)注入时机为区块含水率60%时、关井时机为生产气油比达到1 000 m^(3)/m^(3)时、合理的CO_(2)注入量为9.2万吨。应用优化所得参数进行模拟预测结果表明:注CO_(2)开发9年后,区块原油产量相比水驱阶段增加了21.3万吨,采出程度提高了27.4%,阶段累计换油率0.58,累计埋存率0.67。

同心双锥型高含水油水两相管式旋流分离特性

针对常规切向入口旋流分离器处理高含水采出液效果较差以及分离效率受入口流速影响较大等问题,率先提出中心细锥体和外筒倒锥体的同心双锥型油水两相管式分离构造。综合高含水率、大处理量等因素综合作用,建立油-水两相分离Mixture多相流模型和流场RNG k-ε湍流模型,并采用SIMPLE压力-速度耦合算法对模型进行求解,依据求解结果揭示同心双锥型管式分离腔室内旋流场的动态分布状况,量化分析中心锥角度变化对油水两相管式分离效率的具体影响程度,探究油滴粒径、入口流速等参数对管式旋流分离性能的作用机制。结果表明,随中心锥角度不断增加,同心双锥型管式旋流分离效率呈现先升高再降低的变化趋势,最佳中心锥角度为82°;增大油滴粒径能升高油池聚集性,有利于提升分离性能,当油滴粒径由0.3 mm增至0.6 mm时,分离效率由85.6%提至94.5%;入口流速对分离效率的影响相对较小,当入口流速由5 m·s^(-1)提至11 m·s^(-1),分离效率仅由93.3%升至96.9%,流速相差6 m·s^(-1)时,分离效率仅相差3.5%。

海上高含水油井分段开采的选井方法应用研究

海上边底水油藏一旦见水会迅速进入高含水阶段,而分段开采可以达到抑制高含水和延长油井寿命的目的。因此,可利用分段开采机理模型对含水上升影响因素进行敏感性分析,研究高含水油井分段开采的选井方法依据,并利用数值模拟方法进行验证。结果表明:1)底水油藏水平井含水上升影响因素敏感性大小排序为黏度>高低渗级差>高渗条带比例>最大产液>高渗段渗透率。2)根据生产动态、水平段地质资料及邻井资料将海上底水油藏高含水水平井见水模式分为线性见水全面水淹、点状见水局部水淹和多点见水全面水淹,其中点状见水局部水淹模式可进行分段开采。以典型井A1为例,利用所建选井方法流程判断含水率曲线为线状见水特征,开井含水高,水平段渗透率分段特征明显,Ⅲ-1小层水淹程度较高,A1井跟部水淹严重,且由于第1套夹层遮挡,A1井趾部水淹程度较低,为点状见水模式局部水淹,符合分段开采特征。3)针对点状见水局部水淹水平井,采用分段开采进行稳油控水,利用数值模拟方法模拟预测,分段开采方案开发较不分段方案产油量和采收率得到显著提升,验证了选井方法及分段开采的适用性。提出的选井方法流程可为现场水平井分段开采选井研究提供方法依据。