中国海油低渗及非常规油气藏储层改造技术进展及展望

中国海上低渗及非常规油气开发存在产能低、投资大、操作费用高、收益较低及单井经济任务重等问题。经过技术攻关,中国海油形成了平台压裂、钻井船压裂和拖轮压裂等海上储层改造作业模式,研发出集海上低渗储层改造液体系、海上控水支撑剂技术、低渗储层压裂管柱设计和海上储层改造监测技术为一体的海上低渗储层改造技术,以及适用于陆上深煤层大规模压裂技术。本文综述了中国海上低渗油气储层改造技术及陆上深煤层大规模压裂技术研究进展,展望了未来储层改造重点发展方向,对推动中国海油低渗及非常规油气开发技术进步有重要指导意义。

中国海上油田高效开发与提高采收率技术现状及展望

近年来,海上原油已经成为国内原油产量增长的主力军,海上油田高效开发对国民经济发展和国家能源安全的重要性日益突显。随着海上油田勘探难度的加大,提高采收率技术对海上油田开发所起作用也日趋重要。海上油田提高采收率技术历经20余年持续攻关,目前已初步形成以海上丛式井网整体加密及综合调整技术、海上化学驱技术、海上稠油热采、低渗油藏气驱为核心的海上油田高效开发技术体系,并分别在绥中、锦州、蓬莱、南堡、旅大、涠洲等油田开展了矿场应用,累计实现增油2200×10^(4)t,阶段提高采收率幅度6个百分点以上。文章系统论述了中国海上油田高效开发与提高采收率技术的进展及现状,全面分析了海上油田提高采收率技术所面临的挑战,并提出相应的对策与发展展望,对于推动海上油田高效开发具有重要参考和借鉴作用。

稠油油藏热水驱开发效果主控因素研究

热水驱能够降低原油黏度,改善水油流度比,降低残余油饱和度,是稠油油田开发的主要方式之一,探索热水驱开发的主控因素对于热水驱方案设计具有重要意义。本文通过调研陆地油田地质油藏参数和开发效果,选取油层有效厚度、净毛比、渗透率、原油黏度、平面变异系数、注热水温度为目标参数,引入变异系数评价影响热水驱采收率的主控因素,研究表明:注热水温度和油层有效厚度是影响热水驱采收率的主控因素,研究结果可以指导热水驱油田选取方案和方案设计。

中国海油中深层油气田完井技术现状及展望

随着中国海洋石油工业的快速发展,海上中深层油气藏已成为油气资源最主要的接替区和增储上产的主战场。完井作为海上中深层油气田开发的关键环节,直接影响到油气井的生产能力和经济寿命,甚至关系到整个油气藏能否得到有效的开发。海上中深层油气藏存在岩性变化大、温度高、压力高等储层特点,导致油气井存在单井产能低、完井作业复杂、工期长、智能化水平不高等难题。总结了中国海油在中深层油气田注采一体化、增产生产一体化、射孔联作、增产改造、智能完井等方面取得的关键技术成果,分析了存在的问题与挑战,并在此基础上对海上中深层油气田完井技术的发展趋势进行了展望,以期为推动海上油田增储上产与高效开发提供借鉴。

海上稠油油田热采开发现状与展望

中国海上稠油资源丰富,渤海油田探明储量一半以上为稠油,如何高效开发是目前面临的难题。总结了中国海上稠油油田资源特征、有效开发方式、海上热采开发特点和技术挑战;系统阐述了现阶段中国海油海上稠油热采开发取得的新理论和关键技术,包括海上大井距高强度热采开发理论、高强度注采及长效防砂技术和适应海上稠油热采的平台高度集成技术等;分析了目前渤海4个典型稠油油田热采开发情况;最后为持续推动海上稠油热采向规模化开发迈进,从进一步提高热采采收率、降低热采开发成本和提高稠油热采储量动用率等方面对海上稠油规模化热采上产进行了展望。本文研究对于未来海上稠油油藏大规模热采开发实践具有重要指导意义。

海上低渗油藏CO_(2)微泡沫驱提高采收率实验与数值模拟研究

海上低渗透油藏层间非均质性较强,注CO_(2)气窜严重,制约了CO_(2)驱油及封存效果。借助室内实验评价了海上低渗透油藏CO_(2)微泡沫驱提高采收率效果,并与CO_(2)连续气驱、水气交替驱进行了对比,同时研究了各驱油方法的碳封存规律,通过数值模拟方法研究了微泡沫驱开发效果。研究结果表明,CO_(2)微泡沫驱的流度控制能力高于水气交替驱,可以显著提高波及体积;在渗透率级差为6.35的并联岩心实验中,采用CO_(2)微泡沫驱可以实现分流率反转,封堵高渗区域,提高低渗区域波及体积,进而提高采收率;提高微泡沫驱气水比可以提高驱油效果,但影响埋存效果,需根据储层及实际需求优化气水比,当气水比为1:1时,微泡沫在水驱的基础上使高渗岩心和低渗岩心的采收率分别提高20.32和24.32个百分点;微泡沫驱具有最优的碳封存能力,碳埋存率高达86.64%。数值模拟结果表明,CO_(2)微泡沫驱能有效控制气窜,降低生产气油比,注微泡沫5年后采收率达到了48%,高于连续气驱12个百分点。本文研究可为海上非均质低渗油田注CO_(2)开发提供指导。

海上油气井出砂监测系统工程化研究及应用

出砂监测能够实时掌握出砂状况,对保障海上油气井安全高效生产具有重大意义。针对出砂监测系统工程化进程中的核心问题,从设备测试、参数标定到现场安装应用等方面构建了出砂监测系统工程化流程,研究了系统关键构件的测试方式,建立了出砂监测定量校准评价模型,通过室内模拟试验建立了监测模型参数设定指示图版,开展了出砂监测系统现场安装及应用的方案设计,并进行了现场长期监测应用。研究结果表明,研发的出砂监测工程装置体积小、安装便易,满足长期监测性能要求,现场6口井的出砂监测结果一致性复合率达100%,为油气井出砂监测系统规模推广应用及产业化提供重要基础。

油藏近井耦合确定的射孔方位与油田开发的关系

为了在油藏数值模拟中实现水平井不同射孔方位的精确模拟,并提高油藏数值模拟在井筒处及近井区域的模拟精度,探究水平井各种射孔方位对油藏开发的影响,利用角点网格、分层非结构化网格以及三维径向网格等3种网格建立了油藏-近井-井筒精细耦合模型,实现了近井的径向渗流和射孔方位的空间分布的精细描述。利用该耦合模型研究了2种不同井径条件下的顶部、中部、底部和全部射孔4种射孔方位对油藏开发的影响。模拟结果表明,顶部射孔的波及范围最大,井底压力最低,累产油量最高,生产效果最佳;中部和全部射孔的生产效果相近,其波及范围和累产油量等在4种射孔方位里为中等,但井底压力较高;底部射孔的波及范围最小,井底压力较低,累产油量最低,生产效果最差。因此,水平井的射孔方位选择优先考虑顶部射孔,但因顶部射孔的井底压力较低,若有可能造成脱气则考虑中部或全部射孔,不建议选择底部射孔。

基于流固耦合传热模型的井下注天然气流量测量仿真研究

注气是一种常见的提高油田采收率、延长油田生产寿命的措施,将气体(天然气、二氧化碳、空气等)通过注入井注入到油层中,以保持或恢复油层压力,使油藏有很强的驱动力,进而提高油藏的开采速度和采收率。综合考虑气源稳定性、成本、运输、腐蚀性及混相压力等因素,天然气或伴生气被认为是最有前景的选择。井下气体流量测量是实现精确定量分层注气的重要技术手段,然而由于天然气组分不固定以及井下高温高压的复杂工况,其流量的精确测量及现场标定面临很大挑战。基于流固耦合传热模型对热式流量计在不同工况下的天然气流量测量进行仿真研究,模拟高温高压下的实验环境,建立气体质量流量与温差之间的输入输出关系,为后续现场实验和测量提供有效指导。

水基四元超分子微球功能评价及深部调剖适应性

为解决海上高含水油藏聚合物微球耐温、耐盐和抗剪切性能差导致应用效果变差的问题,采用分散聚合方法制备了一种水基四元超分子微球,并进行了性能表征及深部调驱能力评价。结果表明,该超分子微球在温度90℃、矿化度7×10^(4)mg/L、剪切速率3 000 s^(-1)条件下具有良好的稳定性,表现出良好的耐温、耐盐和抗剪切性能;在100~3 000 mD的岩心中具有良好的注入性与封堵性;对于高含水非均质岩心可实现采收率增幅达16.68%~20.56%,具有良好的应用潜力。

耐高温水基微球调驱剂性能评价

评价了一种耐高温水基微球调驱剂性能。实验结果表明:不同浓度耐温水基微球调驱剂注入不同渗透率岩心的阻力系数均小于等于5,注入性好;浓度为4 000 mg/L的耐温水基微球调驱剂在岩心中的有效封堵渗透率范围最大,封堵率最高超过90%;该水基微球调驱剂在150℃下有效封堵时间45 d左右,耐温性良好;该耐温水基微球调驱剂可提高渤海油田非均质储层原油采收率15.41%~17.92%。

微球/聚合物复配体系性能评价及机理分析

为探究聚合物和微球之间相互作用规律,利用扫描电镜对微球和“微球+聚合物”复配体系进行了微观结构观测,利用布氏黏度计对微球溶液、聚合物溶液和“微球+聚合物”复配体系增黏性能进行了评价。在此基础上,对比了聚合物溶液与“聚合物、微球段塞注入”方式的封堵性能。实验结果表明:15天后的“微球+聚合物”复配体系具有致密线网状微观结构。在微球质量分数不变时,“微球+聚合物”复配体系黏度增幅随聚合物质量分数增加而增加;在2000×10^(-3)μm^(2)、3000×10^(-3)μm^(2)和5000×10^(-3)μm^(2),渗透率条件下,与单独注入聚合物相比,“微球+聚合物”复配体系段塞注入方式阻力系数更低,可有效控制注入压力;“微球+聚合物”复配体系在具备良好注入性能的同时,封堵率与单独注入聚合物方式接近,分别为98.82%、98.40%和72.50%。

深部煤层气井合理排采制度优化设计研究——以鄂尔多斯盆地东缘神府区块为例

近几年,我国深部煤层气开发取得重大突破,初期产量平均可达万方每天,但产量递减较快,排采制度有待优化。为保障深部煤层气长期稳定生产,提高最终可采储量,亟需开展合理排采制度优化设计研究。本研究以鄂尔多斯盆地东缘神府区块深部煤层气藏为例,根据区块19口井的历史拟合与预测结果,确定了深部煤层气井产能评价指标,分析各参数与产能评价指标之间的相关性,给出产能高、中、低三类井的识别图版;提出多目标排采制度优化设计方法,制定神府区块高、中、低产井的合理排采制度模板,并将三类井排采制度模板应用于新井。研究表明:第二年平均日产气量包含了气井短期和较长一段时间内产能的变化,可作为深部煤层气井产能评价指标。煤储层厚度、煤储层温度、原始煤储层压力、临界解吸压力、Langmuir压力、煤储层渗透率、供给半径、裂缝半长、煤粉伤害临界流速9个参数与第二年平均日产气量呈正相关关系,而孔隙压缩系数、裂缝应力敏感系数和煤粉渗透率伤害率3个参数与第二年平均日产气量呈负相关关系。根据临界解吸压力与渗透率参数交汇图可有效判别高、中、低产井;高、中、低产井分别具有各自的最优排采制度,排采速度不是越快越好,尤其低产井受煤粉影响十分显著,建议缓慢排采。研究成果可为神府区块深部煤层气新井井位优选、排采制度制定提供依据,为深部煤层气长期稳定高效开发奠定基础。

海上特超稠油油藏小井距蒸汽吞吐汽窜堵调工艺

渤海某大规模热采开发的特超稠油油藏在一轮次注热期间井间汽窜率超70%,严重影响油田产能。针对该情况,基于探井、测井认识,先后开展药剂性能评价、单/双管驱替实验及现场堵调应用,对高含水层物性得到了进一步认识,随后开展泡沫调剖、井组同注数值模拟及现场试验,井间汽窜得到有效控制。研究结果表明,局部高含水低渗储层经蒸汽冲刷后平均渗透率或高于探井阶段测量值,对于已汽窜井开展井组同注措施,对于未汽窜井及井组边部井采用强化泡沫调剖,该措施不仅可以有效控制和预防汽窜,同时可均匀动用储层,优势层段吸汽剖面级差降低46.8%。泡沫调剖辅助井组同注的工艺策略实施后单井产能提高12%~33%,对海上特超稠油高效开发具有指导意义。

接枝不同种类氨基酸对聚天冬氨酸阻垢剂阻垢性能的影响

在油田生产过程中结垢问题给油田企业带来巨大损失。常见的处理结垢的方法大致分为物理法、工具法和化学法。采用物理法、工具法处理结垢问题存在费用高、垢物清除效率低等缺陷,化学法因其操作简单、用量少、效果好等优点而被广泛采用。近年来,随着人们对环境保护意识的增强,聚天冬氨酸类阻垢剂被广泛研究。以马来酸酐和碳酸铵为原料合成了聚琥珀亚酰胺(PSI),在此基础上接枝丝氨酸、谷氨酸、酪氨酸并研究其阻垢性能。结果表明:谷氨酸接枝改性聚合物(GUL-PASP)阻垢效率为100%,具有优异的阻垢性能。

重力场作用下的油田滤床反冲洗技术及其发展

针对重力场水力反冲洗技术应用于油田采出水处理领域时反冲洗效率低的瓶颈问题,基于场的视角分析了机械辅助、空气辅助及水化学辅助等手段强化重力场作用下的反冲洗技术以及存在的问题。将超重力技术用于强化重力场水力反冲洗过程,构建旋流场和重力场耦合的超重力反冲洗体系,突破单独重力场反冲洗效率低的技术瓶颈,是未来油田滤床反冲洗技术的发展趋势。

渤海深层探井钻井关键技术现状及展望

近年来海上新发现的含油气构造超过30%来自于深层,深层油气已成为未来油气增长的重要接替领域。中国海油针对作为深层油气主战场的渤海区域进行了技术攻关,形成了地层压力精准预测与监测、裂缝性漏失量化评估、多场耦合井眼稳定性分析、深层硬岩钻井提速、裂缝性储层保护等系列关键技术,实现了渤海区域5 000~5 500 m埋深油气资源的高效勘探与开发,阶段满足了深层油气的钻探需求。依托研究形成的系列关键技术,渤海区域相继成功钻探并发现了BZ19-6大型凝析气田、BZ13-2深层油田、BZ26-6亿吨级隐蔽型潜山油田等系列深层油气田,钻井周期由最初的140 d下降至不到40 d,并创造了5 100 m深井最短31 d建井记录,为渤海深层油气勘探开发奠定了良好的基础。

渤海油田低渗储层开采技术研究进展与展望

海上低渗油田的高效开采已成为海洋油气增储上产的重要方向。从2006年开展低渗储层压裂先导试验开始,渤海油田经过十余年的攻关与实践逐步总结出适应于渤海低渗储层特征的开采策略,并针对常规低渗储层、低渗/特低渗储层和复杂岩性低渗储层特征形成压裂开采技术体系,包括常规低渗储层整体压裂技术、防砂卡精细分层压裂技术,低渗/特低渗储层复杂裂缝改造技术、分层暂堵压裂技术,复杂岩性低渗储层缝控压裂技术、水力喷射压裂及防砂技术、裂缝蚀孔酸压技术。“十四五”期间渤海油田将重点攻关特低渗储层注气开采、大规模低成本压裂和裂缝监测等核心技术,持续推动渤海低渗储量实现规模化高效开采,为中国海上低渗油田开采技术的进一步发展提供参考。

Janus纳米颗粒制备及其驱油性能

采用Pickering乳液法成功合成具有不同亲水、亲油性的Janus纳米颗粒,通过SEM,TEM,FTIR,TG等方法表征了Janus纳米颗粒的结构和性质,以此为基础构筑了Pickering乳液调剖剂体系,并通过单岩心物模实验测试了该体系在较低渗透率条件下的调剖效果。实验结果表明,Pickering乳液型调剖剂体系在90℃,35000 mg/L矿化度条件下具有较好的乳化性能和乳液稳定性,并展现出较好的乳化增黏效果。当岩心渗透率为50×10^(-3)μm^(2)时,后续水驱阶段注入压力可由1.053 MPa增至1.824 MPa,采收率可在一次水驱基础上提高16.71百分点,表明Pickering乳液调剖剂体系具有优良的调剖效果和提高采收率效果。

缓交联高强度凝胶的制备和性能研究

为平衡注入性与封堵性间的矛盾,需选择初始黏度低、成胶时间长、成胶后强度高的凝胶堵剂,鉴于铬冻胶成胶时间调控难度大、酚醛交联剂毒性大等问题,采用聚乙烯亚胺为交联剂、聚酰胺-胺为主剂、硫脲为除氧剂、硅溶胶为增强剂制备凝胶。实验结果表明,该凝胶可在70℃、总矿化度为26205 mg/L的储层条件下使用,成胶时间为4 d,凝胶强度可达到H级,封堵率可达90%以上,对实现深度堵水有一定的指导意义。