渤海C油田馆陶组储层堵塞实验评价研究

为了分析明确渤海C油田导管架期间预钻井的12口生产井,在组块安装后投产产量达不到配产目标的原因,针对有机质沉积、原油乳化堵塞、流体配伍性、钻完井液漏失与返排等潜在储层伤害因素,开展了储层堵塞实验评价研究。实验结果表明:1)免破胶无固相钻开液(EZFLOW)漏失量越高渗透率伤害程度越大,同时考虑钻完井液漏失时,天然岩心的渗透率伤害程度为37%,伤害程度中等;2)有机质沉积对储层伤害较为明显,注入0.4 PV原油后渗透率伤害程度达到98%,且随有机质沉积量的增加,储层伤害越大;3)油包水型乳状液(W/O型)驱替对岩心渗透率伤害程度高达75.01%,水包油型乳状液(O/W型)驱替对岩心渗透率伤害程度为25.21%,低含水层受原油乳化堵塞影响较明显。综合分析认为,渤海C油田12口预钻井低产原因为导管架预钻井后待组块安装期间关井静置过程中有机质沉积和原油乳化伤害。同时,渤海C油田12口预钻井目的层馆陶组储层物性因子较小,产液指数较低是导致低产的原因之一。研究结论为后续增产措施以及方案提供了依据。

海上高含水油田用无机复合调驱剂实验研究

针对海上碳酸氢钠水型的高含水油田,以硅酸钠和氯化钙为主剂、聚羧酸分散剂和乳液聚合物为助剂制备了环保型无机复合调驱剂,并研究了聚羧酸分散剂类型和乳液聚合物质量浓度对调驱剂性能的影响规律。实验结果表明,当聚羧酸分散剂的酸醚比为3.7、分子量为23 800时,聚羧酸分散剂和无机颗粒表面的静电斥力和空间位阻作用相互促进,可达到有效分散效果。配合使用低质量浓度乳液聚合物(500 mg/L),形成的无机复合调驱体系可进一步增强体系的黏度和强度,初始黏度从1.1 mPa·s提升至5.4 mPa·s。封堵实验表明,无机复合调驱剂能够大幅度增加流动阻力,封堵率可达82.3%。该无机复合调驱剂可实现在线注入,具有快速分散、深部调驱和价格低廉等特点,在海上及其他作业空间受限的高含水油田中具有良好应用前景。

中国近海陆相典型沉积类型油田水驱高效开发模式探讨

海上油田开发具有早期评价资料少、开发成本高、平台寿命受限的特点,不同沉积类型油田需要选取合理开发模式,实现平台寿命期内经济高效开发。分析了中国近海绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田、渤中25-1S等3个陆相典型沉积类型油田地质油藏认识过程和开发调整实践过程,总结出了"三性"特征,即早期评价阶段地质油藏特征认识的局限性、高成本条件下水驱开发模式优选的特殊性、不同沉积类型水驱开发调整效果的差异性,提出了水驱高效开发效益优先兼顾风险规避的原则和平面矛盾与纵向矛盾优先解决的策略;依据所提原则和策略,提出了3个陆相典型沉积类型油田的水驱高效开发模式,即湖泊三角洲沉积油田一次井网一套层系合采分注模式、曲流河沉积油田二次井网分期分层系开发模式、浅水三角洲沉积油田一套层系滚动开发模式,为海上同类型新油田开发提供借鉴。

海外高温油田聚合物驱高效开发策略研究

针对海外油田的开发受到合同时间及资源国的约束,不能按传统的国内陆地开发模式等到开发几十年后再开展聚合物驱的问题,开展了海外油田聚合物驱高效开发策略的研究,主要包括高温油田聚合物驱油体系热稳定性评价方法、高温油田数值模拟用物化参数的确定方法、高温油田驱替剂筛选方法、海外油田高效开发模式等。研究表明,对于海外高温新油田,应该采用"抽真空至空气中氧含量<1mg/L+充氮气15min"的组合除氧方法,数值模拟所用物化参数应该老化120d,驱油体系的黏度与地层原油黏度的比值达到0.8~1.1,采取"空白水驱+先导试验+逐步扩大实施"的开发模式和策略,以减小注聚风险,取得更好的驱替效果。对于海外高温老油田,高含水期聚合物驱先导试验的结果表明,筛选出适合的耐温抗盐聚合物和调剖体系,采用"调剖+注聚"相结合的方案是可行的。

中国海上气田开发与提高采收率技术

中国海上目前在生产气田共计有30个、气井总数为288口,主要分布在莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地、东海陆架盆地和渤海湾盆地。海上气田的勘探成本、工程建造成本、钻完井和生产操作费用均较高,加之开发调整及生产措施实施难度大,因而陆上气田开发采用的相关方法和技术在海上推广应用便受到诸多限制。为了提高中国海上气田开发的效益,有必要归纳和总结我国海上气田在开发技术与提高天然气采收率技术方面的研究成果与实施经验。按照气藏特点,将中国目前的海上气田分为凝析气藏、低渗透气藏、边底水气藏、高温高压含酸气气藏、深水气藏等5种类型;在此基础上,对其地质特征、开发特点及存在的问题分别进行了探讨;进而结合典型案例对各类气藏的配套开发技术与提高天然气采收率技术及实施经验进行了总结;最后对中国海上天然气开发技术的发展方向及潜力给予了展望。

化学驱产出污水回注技术在渤海石油能源开发中的研究与意义

针对渤海化学驱油田产出水特点,开展产出含聚污水配制聚合物并回注地层的再利用技术研究,研究结果表明:污水中的残留聚合物、悬浮物和乳化油对储层的渗透率具有一定的影响;在污水水质的控制指标为残留聚合物≤600 mg/L、乳化油≤50 mg/L、悬浮物≤25 mg/L时,污水配成的2,000 mg/L聚合物溶液的阻力系数值为5.61,残余阻力系数为2.27,说明聚合物溶液发挥了扩大波体积的作用,对于减轻产出化学驱液处理压力,突破海上油田化学驱的产出液处理技术瓶颈,最大限度减少含油污水的危害性,实现废弃资源的再利用,具有重要意义。

海上砂岩油藏注自生 CO_(2)体系实验及提高采收率机理

针对自生CO_(2)技术增产功能多元化、提高采收率机理认识不清的问题,综合利用理化性能评价、岩心驱替及结构表征实验,通过研究体系配方、界面张力、原油黏度、提高采收率效果及岩心孔喉结构的变化,明确了自生CO_(2)技术的主要增产机理。实验结果表明:自生CO_(2)体系中最佳的生气剂与释气剂物质的量浓度比为1∶2,最佳体系质量分数为21.5%,此时的CO_(2)生气效率接近最大值。自生CO_(2)体系在均质和非均质岩心中均具有良好的驱替效率,注入自生CO_(2)体系提高原油采收率(EOR)的机理主要包括:①体系中的生气剂(碱性)可以降低原油与体系间的界面张力(IFT);②在地层中产生的CO_(2)会使原油膨胀、降低原油黏度;③生气剂与释气剂反应放热可溶解有机物并提高采收率,CO_(2)生成过程和清除堵塞引起的压力波动也有助于改变驱油路径、提高采收率。研究成果为自生CO_(2)的技术优化和矿场实践提供了依据。

渤海C油田预钻井原油乳化对储层伤害实验研究

渤海C油田导管架期间首批12口预钻井在生产过程出现了生产压差高产量低的现象,分析认为原油乳化堵塞是潜在伤害因素。为了明确原油乳化堵塞机理,为产能恢复措施制定提供指导,针对该批低产井开展原油乳化堵塞实验研究。实验结果表明:当含水率为20%时,原油乳状液黏度为最高值10.9 mPa·s,为原油乳化反相点,乳状液类型为油包水(W/O)型;当含水率大于20%时,乳状液黏度降低,类型为水包油(O/W)型;原油高含水时,乳状液类型为O/W型,降低储层渗透率25.21%,对储层伤害相对较小;原油低含水时,乳状液类型为W/O型,降低储层渗透率75.01%,对储层伤害大。随着乳状液质量浓度从1000 mg·L^(-1)增加至4000 mg·L^(-1),岩心渗透率伤害程度最高达到50%。以I01H和I28H井为例,结合实验结果对实际生产动态进行分析,两口井生产初期含水率升高至20%后,生产压差不变,采液指数下降,说明原油发生乳化并堵塞近井地层,与实验结果一致。

海上油田聚合物驱采出液高效处理一体化模式与关键技术

为了解决工作空间受限的海上采油平台对聚合物驱采出液的快速高效处理难题,在系统梳理海上平台采出液处理工艺特点、分析所面临主要难题的基础上,总结提出了以油系统和水系统统筹考虑、彼此兼顾为核心内涵的一体化模式,并从强化油系统、提升水系统、加药分类级、污油单处理、管控趋数智等5个方面进行了具体阐释。为了将一体化模式逐步付诸实施,笔者团队重点围绕高频/高压脉冲交流电场协同破乳、管式低压损动态涡流分离预除油、非离子型清水剂研制与分级复合加药、污油高效破乳剂开发与污油单独处理等开展了系统研究,并在海上油田现场应用测试环节取得了良好效果。采出液高效处理一体化模式、运行管理理念和技术解决方案,不仅能够保障当前海上平台各类油气集输处理流程的正常运行,也为海上主力油田进入高含水和高采出程度的“双高”开发阶段后大规模实施化学驱提供了有力支撑。

层系组合开发对驱油效果影响的实验研究

为了研究海上稠油油田层系组合开发对驱油效果的影响,根据S油田物性资料,构建目标研究井组的实验模型,研究纵向非均质性对开发效果的影响。在数值模拟实验的基础上,采用三维平板物理模型,借助电极检测含油饱和度法和低场核磁共振技术,分别对不同层系组合开发方式对驱油效果的影响进行实验研究。结果表明,在本次实验条件下,当级差大于8时,采出程度随级差增大而降低的幅度趋于平缓,这是由于级差足够大时,笼统注水的层间干扰现象明显,采出程度的大小主要依赖于高渗层的贡献。多层系组合开发时,如果可以采用分注分采的细分层系开发模式,那么整体采收率较笼统注水开发有所提升,本次实验条件下提升6.06个百分点;如果采用笼统注水开发模式,那么在含水突进时采用一定程度的井网调整措施改善油水分布,也可以提高采收率。控制合采和分采的转换节点,提高整个驱替阶段的采收率,对现场有很重要的借鉴意义。

太古界潜山花岗片麻岩储层温度敏感性实验研究

太古界潜山花岗片麻岩储层岩性复杂、矿物类型丰富,且具有埋藏深度大、储层温度高的特点,高温作用对岩石孔隙结构和渗流特征具有显著的影响。选取太古界花岗片麻岩露头岩样,开展了渗透率温度敏感性评价实验和不同温度下的应力敏感性评价实验,探索渗透率对温度和有效应力的响应特征。结果表明:渗透率为0.1~1mD的花岗片麻岩基块岩样,室温为20七、有效应力为20MPa条件下其渗透率是储层温度为170T、有效应力为20MPa条件下的1.66-2.04倍,随着温度升高,渗透率呈指数递减趋势;氮气驱条件下,20t花岗片麻岩储层应力敏感性为中等偏强,100和170T高温环境下应力敏感性为中等偏弱,随着温度增加应力敏感性有减弱趋势。200t以内适中温度有利于提升岩石强度,弱化岩石应力敏感性。

一种适用于水驱开发全过程的新型水驱曲线推导及应用

常规水驱特征曲线可以较好地描述中高含水阶段水驱动态规律,但在特高含水阶段,水驱特征曲线会偏离原来直线关系,进而导致对生产动态的预测分析误差增大。对高、特高含水阶段油水相对渗透率比值的对数与含水饱和度相关性进行了重新拟合,得出了一条能够准确描述相渗曲线形态特征的油水相对渗透率比值表达式。在此基础上推导出了一种适用于水驱开发全过程的新型水驱特征曲线,表达式中所涉及的相关参数在高含水和特高含水阶段呈线性相关,通过这种线性相关性的外推,可以方便实现对生产动态的准确预测。与传统水驱特征曲线相比,传统甲型水驱特征曲线也是本文所提出的新型水驱特征曲线的一个特殊表达形式。最后通过数值模拟对新型注水型曲线的准确性进行了论证,通过胜利油田、大港油田和冀东油田典型区块的生产数据对新型注水型曲线的实用性和先进性进行了验证。研究结果表明,新型注水型曲线与传统曲线相比具有更高的精度和可行性。

有机酚醛凝胶调驱剂性能实验研究

为改善渤海油田油藏非均质性强、优势渗流通道明显、水窜严重的开发现状,利用凝胶调堵剂有效改善流度比,提高注入剂波及体积。对有机酚醛凝胶体系进行了室内实验评价。实验结果表明:在交联剂质量浓度为2 g/L条件下,改变聚合物的浓度(1~3 g/L),能灵活调节体系成胶时间(1~10 d)和成胶强度(2~20 Pa·s);经剪切作用后的凝胶体系较未剪切的体系相比强度下降12%~19%,整体成胶能力受剪切作用影响较小;通过测定凝胶体系的弹性模量对体系强度表征,结果显示其为弱凝胶;室内封堵性测试结果表明,该体系注入性较好,岩心封堵率可达98%。

基于投影寻踪模型的特高含水油藏剩余油可采潜力评价方法

影响特高含水油藏剩余油可采潜力的因素极其复杂,且各因素的影响程度差异明显,常规方法多以剩余油饱和度或剩余油储量丰度等单一指标评价剩余油潜力,难以有效指导特高含水油藏剩余油挖潜。在充分考虑特高含水油藏剩余油可采潜力影响因素的基础上,综合表征储层非均质性、剩余油可采储量规模、水淹状况以及油水分流能力的差异,构建了特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价指标体系,并考虑不同指标对剩余油可采潜力控制程度的差异,将加速遗传算法与投影寻踪模型相结合来确定各评价指标的客观权重,从而构建了剩余油可采潜力指数,形成特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价新方法。以渤海Q油田南区主力产层NmIL砂体为例,开展特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价,结果表明,新方法可综合表征不同区域位置的储层物性、可采储量丰度和油水分流能力对剩余油可采潜力的影响,实现了主力产层NmIL砂体剩余油可采潜力分布的差异化定量评价,优势可采潜力区域刻画明显,将其作为NmIL砂体下一步井网加密调整潜力区域,以精准指导加密水平井的部署,为特高含水油藏剩余油挖潜提供了一种全新的分析方法与思路。

非均质裂缝性油藏CO_(2)驱降低混相压力实验研究

CO_(2)混相驱具有驱油效率高、成本低的优势,J油田属于非均质裂缝性油藏,在该油田开展CO_(2)混相驱存在混相难度大和气窜严重的问题。利用高温高压(HTHP)界面张力仪,筛选该油田最佳的降混剂及其最佳段塞大小。结果表明:该油田的地层压力低于CO_(2)混相压力,无法达到混相,利用自主研制的高温高压界面张力仪筛选出的降混剂JHJ-2能有效降低该油田最小混相压力至9.42 MPa,其最佳使用段塞大小为0.10 PV。

海上油田烃气驱气窜规律及封窜策略研究

针对海上某油田烃气驱阶段开发现状,充分考虑大倾角、断块复杂、非均质等油藏特点,建立了典型井组概念模型,分析气窜程度影响因素及主控因素,并优选气窜调堵技术,以增油量为指标进行技术适应性分析,得到气窜调堵策略图版。结果表明:该油藏烃气驱为非混相驱开发,影响气窜的主控因素为地层倾角、油藏厚度、物源方向,影响气窜程度的主控因素为注气强度、注采井距,影响烃气驱采收率的主控因素为渗透率级差、注气部位。优选动态调配、泡沫法、凝胶法进行调堵技术适应性分析,针对不同气窜类型制定不同的全生命周期封窜策略,针对顺物源和低注高采气窜类型采用动态调配或泡沫法调堵的封窜方法,针对非均质类型气窜采用泡沫+凝胶法调堵的方法封窜,针对断层遮挡类型气窜建议采用泡沫法或泡沫+凝胶法的封窜策略。

长链烷基甜菜碱表面活性剂在驱油用油水界面行为的分子模拟研究

随着化学驱规模化实施,表面活性剂的需求量猛增,而甜菜碱型表面活性剂由于其优异的界面活性、抗盐性能及绿色环保等特点,是适合油田多场景开采的一类高效驱油剂。为从分子尺度探究长链烷基甜菜碱型表面活性剂的界面活性并解释提采机制,利用分子动力学模拟研究了不同疏水链长和亲水基团的甜菜碱型表面活性剂油水界面行为和微观分子构型。通过与实验数据相互验证,为宏观实验现象提供了微观分子层面解释,并归纳了长链烷基甜菜碱型表面活性剂的界面作用机制,为根据分子模拟界面迁移及分布规律进行驱油剂设计提供指导。

旅大特稠油储层新型完井液体系的构建与评价

旅大A油田是一个埋藏浅、油质稠、储量大的典型重质特超稠油油藏,热采开发是其有效的开发方式。稠油油藏在储层物性、流体性质及开采工艺方面与常规油藏存在较大差异,现有常规水基完井液体系无法满足需求。针对该油田稠油热采工艺,充分考虑稠油油藏储层特性、稠油预防乳化增稠和降黏促排的新需求,开展新型完井液体系的构建。通过抑制性、降黏助排性、配伍性及热采高温环境下储层保护效果的评价,建立起适用于稠油的新型有机胺完井液体系。该体系在提升稠油热采井开发储层保护效果的同时,降低完井液综合成本,为渤海油田稠油开发提质增效提供有力保障。

多层砂岩油藏油井层间干扰机理解析及讨论

多层砂岩油藏开发过程中普遍存在层间干扰现象,众多学者从不同角度开展了层间干扰机理、规律及应对策略研究,但层间干扰机理的认识程度多数停留在层间干扰系数宏观规律统计及对矿场应用的经验指导层面,有必要开展深入的定量化解析及讨论。本文首先从矿场油井层间干扰测试资料分析入手,确定了层间干扰研究的突破点,然后采用油藏数值模拟方法模拟了考虑启动压力梯度影响的油井产能测试过程,厘清了油井层间干扰规律,并综合诸多因素分析揭示了多层砂岩油藏层间干扰机理;最后深化了储层纵向非均质性认识,并探讨了油藏非均质性表征研究思路,为提高多层砂岩油藏油井产能预测精度、制定更加精细的开发对策提供理论、技术指导。

基于Web端的三维井筒几何模型及信息可视化方法

为解决当前井筒可视化实现过程复杂、展示内容单一、实用性不强的问题,基于Three.js框架提出了一种适用于实际井眼轨迹与三维可视化井眼轨迹坐标信息的数据处理与映射方法,研究了一种新的基于Web端的三维井筒几何模型及井筒信息可视化方法。结果表明:通过该方法可以更加直观地观察井眼轨迹变化规律,展现反映井径变化的三维井筒。同时,自然伽马值、环空压力等测井录井信息以及地层岩性信息也可以较为方便地沿井筒通过颜色或者井径变化所展现。此外,通过敏感性分析,揭示了可视化效果与井径缩放因子、井眼轨迹缩放因子、井筒信息缩放因子的规律,有效提高模型仿真可视化效果,还提供一种用于展示井筒内部数据变化规律的井筒漫游方法。研究结果为油气钻探过程及钻遇地层的直观呈现提供了新方法。