东海低渗气藏特殊渗流机理数值模拟研究

东海低渗气藏气水分布复杂,存在明显的非线性渗流特征及相渗时变效应,常规数值模拟方法对复杂渗流机理的表征存在局限性。针对存在问题,基于渗流机理研究完善运动方程,明确初始流体饱和度分布及渗流参数时变规律,建立考虑流体非线性渗流及时变效应的低渗气藏渗流数学模型;基于参数敏感性分析,明确特殊渗流机理对低渗气藏开发的影响。通过对典型低渗气藏东海H气田进行实际应用,检验方法的先进性。结果表明,气井动用范围及井底流压受非线性渗流影响而减小;时变效应导致气井产水量增大、稳产时间缩短。形成的数值模拟方法提高了低渗气藏的拟合精度,模拟结果符合实际气井生产动态,为后续精细开发提供了依据。

东海H气田低渗气藏产水定量评价及产能影响规律

针对东海低渗气藏可动水饱和度及产水气井的产能影响机制缺乏定量评价方法的问题,基于室内驱替、离心实验及核磁共振实验并进行统计分析,建立东海低渗气藏衰竭开发过程中可动水饱和度定量预测模型;结合气水相渗曲线及渗流理论,实现了可动水饱和度到生产水气比的精细计算;考虑气井产水的影响,修正产能方程,明确水气比对产能的损害机制,并利用产水气井生产动态参数精确计算气相渗透率,建立气水两相流动态产能评价方法。现场应用表明,东海H气田可动水饱和度小于10%,水气比小于0.97 m 3/104 m 3,受可动水影响,气井产能下降30%,气水两相流动态产能评价结果与多时间点的实测产能基本吻合,研究成果在东海低渗气藏取得了较好的应用效果。

轮古深层稠油乳化降黏实验研究

针对轮古深层稠油井含水率不断上升,采用掺稀降黏时掺稀比和稀油用量不断攀升的具体情况,考察了乳化降黏技术对轮古深层稠油的适应性,以期寻找到高效的乳化降黏剂,通过乳化降黏技术来协助或替代当前的掺稀降黏技术,从而节约稀油资源。室内实验对现有的及新研制的20余种乳化剂进行了筛选,并对筛选出的可用于轮古深层稠油井的抗盐耐温型乳化剂进行了降黏实验。实验结果表明:NPS、KS-1、DS三种乳化剂对轮古稠油的降黏效果欠佳,新研制的双子表面活性剂DC848在高矿化度的轮古地层水中,对轮古稠油具有较好的乳化降黏效果,建议进行现场实验。

硫酸钡阻垢剂的制备与性能评价

针对油气田生产过程中产生大量硫酸钡垢严重影响采油作业的现状,以水为溶剂,过硫酸铵为引发剂,马来酸酐(MA)、丙烯酸(AA)和醋酸乙烯((VA)为单体合成了MA/AA/VA三元共聚物阻垢剂,探讨了单体质量配比、引发剂用量、反应温度、反应时间等合成条件对共聚物阻垢效果的影响。

轮古15井区含水稠油流变性实验研究

轮古15井区已进入中高含水期,含水稠油的流变性将对降黏举升工艺产生重大影响。通过室内实验,测定了含水稠油在不同温度及剪切速率条件下的剪切应力及黏度,研究了含水率、温度、剪切速率等因素对稠油流变性的影响。研究结果表明,稠油黏度随含水率增大而明显减小,但在高含水率情况下仍需要降黏才能开采;不同含水稠油的流变特性均可用幂律模型加以描述,因此可以用幂律模型对不同产量的稠油井进行不同含水率情况下的黏度计算及预测。

新型环保型溶剂油及其生产技术研究进展

系统介绍了国内外石油烃类溶剂油原料、产品及产品性质;重点阐述了新型环保型溶剂油及其生产技术,包括新型正构烷烃类、异构烷烃类和环烷烃类溶剂油,特别是窄馏分、低含硫、低芳烃己烷、异己烷和庚烷油等,其生产技术包括脱硫脱臭技术、脱芳技术、脱色技术和窄馏分切割技术。

轻石脑油催化加氢脱芳烃技术研究

实验评价了两种加氢催化剂的活性,并用优选出的催化剂对轻石脑油-催化重整抽余油进行了催化加氢脱芳烃实验。结果表明,QG-4和JSH两种催化剂均具有良好的加氢催化活性,但QG-4反应活性更高,脱芳效果更好,其在反应压力和反应温度分别为7MPa和450℃左右时可达到最佳活性;采用QG-4催化剂,对加氢操作参数进行优化,发现当反应压力为1.37MPa、反应温度为171℃、空速为2.0h-1、氢油体积比为400时,可获得理想的脱芳效果及合理的成本投入,此时QG-4可将芳烃含量9.76×103mg/L降到1mg/L以下,脱芳效果明显。

微生物采油技术的研究进展

生物技术特别是微生物采油(Microbial Enhanced Oil Recovery)技术是继热力驱、化学驱、聚合物驱等传统方法之后,利用微生物的有益活动及代谢产物来提高原油采收率的一项综合性技术。与其他三次采油技术相比,MEOR具有工艺简单、费用低、不损伤油层和无污染等优点,是目前最具发展前景的一项提高原油采收率技术。

轮古稠油降粘方法评价

考察了各种常规井筒降粘技术,如电加热降粘、掺稀油降粘、乳化降粘及降凝降粘剂降粘法,对轮古稠油井区稠油在中高含水期的降粘效果和适用性。结果表明,电加热降粘法不适宜于轮古稠油,乳化降粘法和降凝降粘剂降粘法对轮古稠油的适用性也不理想,掺稀油降粘法是一种适合于轮古中高含水期稠油降粘的技术。

轻石脑油脱芳烃技术试验研究

对轻石脑油-催化重整抽余油进行了萃取脱芳烃和催化加氢脱芳烃试验。结果表明,利用环丁砜、N-甲基吡咯烷酮、二甲亚砜3种萃取剂在剂油比1∶1或更高时,可将抽余油中芳烃含量从1.3%降到0.0029%以下;而利用QG-4加氢催化剂,在温度171℃、压力1.0～1.6MPa、氢油比400、空速1h-1的试验条件下,对抽余油进行催化加氢,可将其芳烃含量降至1mg/L以下,催化加氢脱芳效果明显,优于萃取脱芳技术。

水力喷射泵在特殊油藏开采中的应用

水力喷射泵具有独特的抽油工艺特点,适用于稠油井、高凝油井、超深井、高矿化度以及特殊探井等。在稠油油藏开采中,利用单一水力喷射泵和"有杆泵+喷射泵"组合举升方式顺利将稠油举升到地面。现场生产数据表明,水力喷射泵能够实现深层稠油的顺利举升,组合方式还能使低液面井恢复生产,对低渗油藏具有明显的增产效果。

阴离子双子表面活性剂在油砂上吸附规律研究

利用静态吸附实验法研究了阴离子双子表面活性剂-双烷基乙氧基二硫酸酯钠盐在油砂上的吸附规律。实验结果表明双十二烷基乙氧基二硫酸酯钠盐(GA12-2-12)在油砂上的吸附等温线服从Langmuir等温方程,相同浓度下其吸附量低于常规单链表面活性剂-十二烷基硫酸钠(SDS)。GA12-2-12在油砂上的吸附量随着电解质浓度增大、介质pH值下降、油砂含油量降低而增大。烷基疏水链碳数及间隔基团碳数增加,双烷基乙氧/丁氧基二硫酸酯钠盐在油砂上的吸附量增大。

粘弹性表面活性剂压裂液在低渗油田的应用现状

结合粘弹性表面活性剂压裂液作用机理,介绍了3种典型的粘弹性表面活性剂压裂液体系(无聚合物型、抗温型、双子表面活性剂型),并综述了粘弹性表面活性剂压裂液国内外应用现状,指出研制合成工艺简单且成本较低的阴离子双子表面活性剂,开发疏水缔合聚合物/双子表面活性剂压裂液体系,提高抗温性,采用纳米技术是未来压裂液发展趋势。

窄馏分低芳烃溶剂油生产原料优选研究

通过原油简易蒸馏实验对某炼厂提供的各种石脑油的馏分范围进行了测试,并用气相色谱仪对石脑油化学物质组成进行了详细分析。结果表明,抽余油主要馏程范围在60～100℃,物质组成中C6组分含量高达75%,且主要为异己烷(53%)和己烷(20%),芳烃和硫含量分别为1.3%和1mg/L,可用以生产低芳烃6号抽提溶剂油及窄馏分高纯度异己烷/己烷油,从而提高溶剂油产品的市场竞争力和经济效益,并探讨了窄馏分低芳烃溶剂油生产工艺技术。

水力喷射泵举升稠油掺稀比影响因素研究

水力喷射泵开采稠油油藏时,常掺入稀油进行井筒降黏开采。在优化喷嘴/喉管组合的基础上,通过优化计算软件分析油井井底流压、含水率、油井产量等变化对水力喷射泵开采过程中掺稀比的影响。计算结果表明:井底流压下降,或含水率上升时,掺稀比呈上升趋势;油井产量增加时,掺稀比先增大,后降低,但地面注入压力一直呈增大之势。

CO_2混相驱提高原油采收率的研究现状及发展前景

针对我国低渗透油藏自然产能低、地层能量不足、地层压力下降快等引起采收率低的现状,分析了CO_2混相驱的机理,包括CO_2在原油中溶解度对原油粘度、体积、表面张力的影响,比较了几种气体在原油中的溶解度,以及溶解气量对油-水界面张力的影响,总结了CO_2驱的几种作用方式,主要有一次接触混相驱、多次接触混相驱和轻质油加CO_2混相驱,现场应根据实际情况选择合理的CO_2混相驱作用方式。最后给出了CO_2混相驱的应用实例及效果,展望了CO_2混相驱发展前景。

树脂固砂技术在克拉玛依五一区、二区的应用

主要针对克拉玛依油田五一区、二区油水井出砂严重的问题开展调查研究,通过对五一区、二区近年来的防砂工艺的分析,树脂固砂剂能较好地解决油田开发后期高含水、大量出砂油水井的防砂、固砂难题。在五一区、二区20口油井和3口水井中应用树脂固砂剂固砂,工艺成功率100%,有效率52%,固砂施工后油井减产量和注水井减注量均很小,有8口油井增产,有效期最长的达到500 d,投入产值比为1:2.7。同时对于树脂固砂难以解决的地层坍塌和细粉砂防砂,结合实际情况提出了一些建议。

低渗复合气藏斜井非达西渗流试井分析

应用传统试井解释方法无法综合考虑低渗复合气藏非达西渗流和应力敏感性特征,难以获取真实储层参数。分析低渗气藏非达西渗流和应力敏感性的微观机理,完善渗流运动方程,建立内区常规、外区低渗的复合气藏斜井渗流数学模型;采用有限元方法进行Matlab编程求解渗流数学模型,选取等价压力点研究斜井压力分布;绘制井底压力动态曲线,根据曲线特征划分流动阶段,并进行参数敏感性分析;应用非达西模型进行试井解释,并与常规方法对比,检验模型的先进性。结果表明:非达西渗流使井底拟压力动态曲线后期逐渐发生上翘,非线性增强导致上翘幅度增大;井斜角大于60°后逐渐出现早期垂向径向流和中期线性流;内区半径减小导致内区拟径向流的持续时间缩短;内外区导压系数比影响内外区拟径向流过渡阶段拟压力导数曲线的斜率。考虑低渗复合气藏的渗流特性可提高试井压力曲线的拟合程度,解决储层参数多解性强的问题。该结果为低渗复合气藏的开发及斜井压力动态评估提供指导。

基于微观渗流特征的低渗气藏储层分类研究

海上某凹陷低渗气藏开发目前处于探索实践阶段,其微观孔隙结构、渗流特征尚未进行系统研究。此文通过恒速压汞、核磁共振、岩心驱替等实验手段,系统研究了储层微观孔隙结构特征、可动水饱和度及相应的产水机理、气水渗流规律等,并建立了以"渗透率、孔隙度、主流喉道半径、含气饱和度、可动水饱和度"五特征参数为基础的低渗储层分类图版,为海上低渗气藏有效开发模式实践、选井选层提供了评价基础。

厚层非均质气藏避水方案研究

海上某气田W气藏为一厚度超过100m的边水气藏,储层非均质性强,平面及纵向上物性差异均较大。由于厚层非均质水驱气藏的特殊性,目前有关制定该类气藏开发技术方案中如何避水的经验或方法相对较少。研究主要从开发井井型选择、开发井井位和射孔层段、采气速度等方面进行了优化研究,结果表明实现W厚层非均质气藏有效避水措施主要有:选用直井与大斜度井相结合的井型;保持气藏西侧定向井距内含气边界距离600~1000m,避射气藏底部1/5~1/3层段;控制构造高部位开发井的采气速度在6.5%~7.5%,边部位开发井采气速度在3%~4%。