长庆油田CO_(2)驱注采工艺现状及技术攻关方向

CO_(2)驱因具有原油体积膨胀、降黏、降低界面张力以及萃取置换等作用及良好的油藏适用性,目前已成为国内外油田三次采油主要技术之一。从2017年长庆油田在姬塬黄3区块开展了CO_(2)驱先导试验,针对注采过程中混相、流度控制、井筒防腐等关键技术问题,开展了注采井管柱完整性、防腐防垢、气窜治理、高气液比举升等技术研究与关键材料设备研发应用,初步形成了适合长庆低渗透油藏CO_(2)驱注采工艺配套技术。文章全面总结了长庆CO_(2)驱注采工艺技术研究现状,分析了CO_(2)驱工业化应用面临的技术挑战,提出CO_(2)驱注采工艺技术下一步研究攻关方向。

长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术

长庆油田超低渗透油藏部分水平井初次改造程度低,前期先导试验攻关形成了水平井双封单卡体积压裂技术,然而双封单卡工艺存在起下钻次数多、放喷时间长、管外窜等问题,严重制约现场施工效率。通过压前补能、凝胶降漏、下入Ø114.3 mm套管、热固树脂环空封固等技术重造新井筒,评价储层增产潜力,优化新老裂缝布缝与裂缝参数,配套研发小直径可溶桥塞,形成了水平井套中套井筒再造重复压裂技术。在CP50-15井进行了现场试验,成功下入1500 mØ114.3 mm套管并进行了环空封固,固井质量良好,采用桥射联作压裂工艺完成了26段压裂,施工效率达到了3段/d,投产后控制放喷生产,日产油由1.9 t升至15.4 t。该技术对提高超低渗透油藏采收率提供了新思路。

转向压裂工艺在长庆油田的适应性分析

长庆油田超低渗透油藏所占比例较高,常规压裂增产幅度有限,为探索提高单井产量的新途径,进行了裂缝转向研究及试验。通过综合分析及现场试验,分析了水力压裂裂缝转向的应力变化条件和诱导储层地应力发生变化的因素,认为诱导储层地应力发生变化的主要因素为采油井生产、注水井注水及水力造缝等。结合长庆油田老井重复压裂、新井储层压裂改造的实际需要,分析了转向压裂工艺对长庆油田老井、新井储层改造的适应性。结果表明:老井由于多年的注水井注水、采油井采油使得地应力发生了较大的变化,在一定条件下能够满足裂缝转向对储层地应力变化的要求;对于新井,储层地应力变化较小,裂缝转向难度大。

长庆油田低渗透油藏聚合物微球深部调驱工艺参数优化

为了提高聚合物微球深部调驱技术在长庆油田低渗透非均质性油藏的应用效果,在先导试验的基础上,在室内开展了不同粒径聚合物微球微观测试和模拟岩心流动试验,优选了低、中、高含水阶段的微球粒径,模拟优化了不同含水阶段聚合物微球深部调驱注入工艺参数及段塞组合。该技术在安塞、西峰、靖安、姬塬等油田43口井进行了现场应用,油井产量自然递减率平均降低3.0百分点以上,含水上升率平均降低2.2百分点,累计增油16 000t以上,累计降水21 400m^3。室内试验和现场应用结果表明,聚合物微球深部调驱技术对长庆油田低渗透油藏具有较好的适应性,解决了长庆油田低渗透油藏开发中存在的油井多向性见水、含水上升快和单井产能低等问题。

低渗透底水油藏剩余油分布规律及挖潜措施研究——以长庆油田Y19井区为例

长庆油田Y19井区是典型的低渗透底水油藏,目前该区块含水急剧上升,产量递减快,亟需增油提效。为此开展了该油藏剩余油分布规律和富集区挖潜措施研究。研究表明:Y19井区低渗透油藏剩余油富集原因是注采不平衡、井网不完善、储层非均质性和底水锥进,剩余油富集的主控因素是底水锥进和储层非均质性。对于由底水锥进导致剩余油富集的井,采取聚合物微球调驱及封堵底水的措施增产效果最好,可增加产量2.03倍。堵水的效果好于聚合物微球调驱的效果。对于由储层非均质性导致剩余油富集的井,在低含水阶段进行小规模压裂,可动用注采井之间低渗储层的原油;在中高含水阶段进行转向压裂,避免水线过快推进导致生产井过早见水;在高含水阶段采取侧钻,可动用注采井侧向的剩余油,最佳的裂缝转向角度为45~90°。

长庆油田带压作业分层注水工艺管柱

针对常规分层注水管柱带压作业下钻不能有效封堵油管,起钻前常规油管堵塞器因不能通过封隔器、配水器等小孔径工具封堵油管导致的投送不到位等问题,设计了带压作业分层注水工艺管柱,并研发出配套工具。该管柱既解决了带压下钻油管封堵问题,又能为再次带压作业封堵油管提供便利条件,解决了过封隔器、配水器等小孔径工具(准46 mm)封堵常规油管(准62 mm)的问题,实现了全程带压作业。现场应用表明,带压作业分层注水工艺管柱提高了施工效率,节约了施工费用,具有良好的推广前景。

长庆油田渗氮套管的耐腐蚀性能研究

针对长庆油田油井套管腐蚀问题 ,采用并评价了真空渗氮工艺。该工艺处理套管表面形成氮化层 ,在不降低原有机械性能的前提下提高了表面耐磨、抗蚀能力。经室内、现场试验发现 ,渗氮管在长庆油井腐蚀情况下的耐腐蚀性能优良。此外 ,还就渗氮层在不同弯曲、拉应力条件下的微观表面变化对使用性能的影响进行了研究 ,确定了渗氮套管下井条件。并于 2 0 0 3年首次在 2口井得以应用。

长庆油田宽带压裂储层产能模型及渗流规律研究

长庆油田超低渗透油藏具有储层致密、物性差和非均质性强等特征,采用宽带压裂技术提高了开发效果,实现了增油降水的目的,但目前仍缺乏理论产能模型,存在对水驱机理认识不清的问题。为了准确评价长庆油田宽带压裂改造的增产作用,进一步揭示油水渗流规律,基于油水两相流体的流动形态,将注水井的渗流物理场划分为主裂缝内线性流、宽带区椭圆流和基质区圆形径向流等3个区域;根据等值渗流阻力法,建立了菱形反九点井网宽带压裂非达西渗流的产能模型;以实际井组为例,采用数值计算方法,计算分析了宽带区的带宽及等效渗透率对井网产能的影响,探究了日产液量的变化规律。研究结果表明,宽带压裂技术可显著提高井网的日产油量、采出程度和日产液量,可扩大侧向波及体积,改善水驱的均匀性,提高井网的产能。该研究成果为油田现场优化宽带压裂技术应用提供了理论支持。

陇东油田典型场站VOCs扩散模拟研究

对陇东油田某联合站通过现场调研测试和数值模拟,结合高斯烟羽扩散模型,重点分析了场站内的油气扩散机理。结果表明,要注意VOCs在储罐后方背风侧的叠加,易引发油气聚集;同时,由于重力和涡流的作用,VOCs扩散呈现整体向下趋势,上风向的建筑和防火堤对VOCs扩散进行阻碍,而在罐间、三相分离区和防火堤之间VOCs浓度达到爆炸极限范围,容易引起火灾爆炸。通过VOCs扩散模拟研究得出该站点需要加强密闭管理,原油储罐逸散的VOCs存在安全风险,需要采用油气集成回收系统进行收集处理。

聚异丙烯膦酸在长庆油田解堵过程中的研究与应用

针对长庆油田低渗、非均质严重、矿物中绿泥石含量高、酸化效果差的特点,研制了缓速性能好的IPPA酸、酸液添加剂来解决长庆油田酸化效果差的问题。结果表明,IPPA酸液体系具备增强酸液的缓速及抑制二次沉淀功能,提高了酸化效果。现场实施缓速深部酸化8口井,成功率为90%,取得了较好的效果。

长庆油田致密油老井体积压裂裂缝延伸机理研究

体积压裂是致密油藏开发的重要手段之一,是随致密油气藏开发成长起来的一项新技术。文中为了提高已开发致密油藏的开发效果,将体积压裂理念引入已开发的老油田。针对长庆油田A3区块长7致密油藏,重点开展了应力模型计算、物理模拟实验、压力测试分析和井下微地震监测等研究,明确了老井体积压裂裂缝的延伸机理,确立了老井暂堵混合水压裂体积压裂技术,现场试验取得了较好的效果,为类似油井重复改造提供了新的技术手段。

长庆油田多层分采工艺技术探讨

目前国内外油田多层系叠合油藏开发主要采用射开多层完井生产,由于层间压力、流体配伍性差异因素影响,笼统合采油井层间存在一定程度层间干扰矛盾,部分产层产能受到抑制,影响了多层系开发效果,为此国内外油田先后提出不同分层采油工艺技术,旨在有效克服层间干扰,但目前分采工艺主要是基于两层分采,无法满足叠合油藏多层分采技术要求,为此,创新提出"桥式分采器(或遥控分采控制器)+液压式封隔器"多层分采工艺技术,进一步完善了分层采油工艺技术系列,为叠合油藏高效多层开发提供了技术储备。

长庆油田CCER项目开发探索与思考

随着“双碳”政策的逐步落地以及全国碳交易市场的不断完善,自愿减排市场获得广泛关注,我国国家核证自愿减排量(CCER)有望在再次重启。长庆油田将新能源定为三大主营业务之一,大力推进节能降耗,加快实施清洁能源替代,稳步推进林业碳汇及战略储备新兴业务。通过结合新能源项目建设进展,探索了长庆油田CCER项目开发的方向和可行性,梳理出CCER开发路径,对项目开发流程中的关键环节包括项目识别、项目设计、项目实施监测报告等进行了分析,为今后长庆油田开展自愿减排项目提供了借鉴。

长庆油田原油泄漏水体应急抢险措施研究

在调研长庆油田应急储备库和国内外溢油处理方法及设备的基础上,针对长庆油田流域水系特点,提出根据河道特点及抢险的地质地貌,应用化学处理法和生物修复技术同机械收油法相结合的措施,优选适合长庆油田浅滩水体的高效收油拦油设备和拦截方式。同时应加强人员技术培训与实战演习,将应急设备效用最大化、事故影响最小化。

长庆油田三层分采工艺技术探索与实践

为有效解决长庆油田多层系开发过程中笼统合采油井层间干扰矛盾,在油井两层分采技术原理基础上,提出了"产层单向过流(进入油管)、油管内层间产液桥式多级过流、封隔器层间封隔、普通抽油泵举升"三层分采技术思路,研发了桥式分采器关键装置,设计了"桥式分采器+Y211封隔器+Y111封隔器+普通管式抽油泵"三层分采工艺技术管柱结构。该三层分采技术在长庆油田成功开展了两口井三层分采试验,效果明显,为长庆油田多层分采提供了新的技术手段。

长庆油田注水井带压作业技术研究与应用

从注水井带压作业技术原理入手，开展了带压作业技术研究，结合长庆油田注水井完井管柱，提出了不同井况下应用带压作业工艺的技术对策。2008年进行了18口井现场试验，与常规作业相比，该技术可以缩短施工周期、提高注水效果、节约注水成本。最后对注水井带压作业技术项目研究提出了建议。

长庆油田华庆长6水平井压裂裂缝优化设计研究

长庆油田华庆长6油藏为典型的超低渗透油藏，水平井注水开发技术可提高开发效果，如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。在对油藏特征分析的基础上，结合注采井网对水平井压裂裂缝长度、改造段数、布缝方式及施工参数进行了优化研究，提出了适合华庆长6超低渗透油藏水平井的改造参数。24口水平井矿场实践表明，该参数组合具有较好的适应性，水平井产量达10．3t／d，为直井的5倍，对类似油藏水平井压裂参数优化具有借鉴意义。

长庆油田采出水压裂液的研究与应用

长庆油田面临大量地层采出水处理压力和水力压裂施工用水紧张形成的巨大反差和矛盾。以利用长庆油田采出水配制压裂液为目标,在分析油田不同区块、不同层位采出水水质的基础上,通过分子设计合成了耐盐疏水缔合聚合物;通过优选表面活性剂,配套形成了采出水压裂液体系,并根据SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》对该体系进行评价。实验结果表明,该体系携砂能力较高,耐盐50 g/L,耐悬浮物40 mg/L,耐油100 mg/L,具有良好的耐温抗剪切性能,能够满足油田采出水的配液要求。现场试验表明,利用采出水配制的疏水缔合聚合物压裂液性能稳定,措施效果明显,为油田降本增效、绿色开发提供了可靠的技术保障。

几种分层采油工艺技术在长庆油田的适应性分析

在对国内外分层采油工艺技术综合性分析评价基础上,确立了适应长庆油田一套井网多层系开采的分层采油工艺技术,即分采泵分层采油工艺技术,该技术2010年在现场开展了16口井的评价试验,先后有11口井显示出一定的分采效果,为下步长庆油田配套分层采油工艺研究和应用推广奠定了基础。

超低渗—致密油藏水平井开发注采参数优化实践——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

注水补充能量水平井开发过程存在拟溶解气驱和水驱两种驱替机理,3个不同的渗流阶段。基于此认识,结合水平井开发试验跟踪评价结果,确定了注水井、采油井合理工作制度和注采参数确定原则:1采用注水井与水平井大规模体积压裂相结合的超前注水能量补充模式;2建立了不同储集层定向井超前注水和注水强度计算理论图版;3超前注水时机应在水平井完井之后;4水平井合理初期产量根据存地液量与排距、超前注水量、水线推进速度等参数确定;5注水未见效前合理生产流压略大于饱和压力,注水见效后合理生产流压不低于饱和压力的2/3,同时结合动态及时调整。基于研究成果,2013年HQ油田投产80口水平井,见水井比例由8.8%降到3.0%,水平井平均单井产量年递减控制在15%之内,取得了较好的实施效果。