塔中深层稠油在不同氧含量下的动力学特征研究

原油在减氧空气中发生氧化反应的过程复杂,准确分析油藏条件下原油氧化反应动力学特征十分重要。为实现对油藏条件下原油氧化反应的准确分析,需进行定性与定量综合研究。采用差示扫描量热法(DSC)、热重法(TG)等定性与定量测试方法,综合研究塔中深层稠油油藏在不同氧含量下的氧化机理、氧化放热、失重和动力学特征。DSC实验结果表明,氧含量的提升对原油的氧化热效应促进明显,原油的氧化放热量与峰值热流量随着氧含量的升高而大幅增加。TG实验表明,随着氧含量的升高,原油的低温氧化区间不断缩短,低温氧化阶段的质量消耗减少。低温氧化区间的温度范围随静态氧化时减氧空气中氧含量的升高(氧化程度的加深)而逐渐变窄。基于TG实验数据,使用微分法Friedman和微分法OFW求取的原油低温氧化阶段活化能接近,且活化能均随转化率的升高而增加,塔中深层稠油在氧含量为5%的减氧空气中低温氧化阶段平均活化能为81.04 kJ/mol。

中高含水期油藏剩余油潜力定量化评价新方法及其应用

针对目前中高含水期剩余油定量化表征存在的问题,基于三维精细数值模拟模型,提出了利用优势生产潜力定量化表征中高含水期剩余油分布潜力的方法。该方法计算简单,且考虑了油藏储量丰度、油藏压力、地层渗透性、距边界距离和油气水关系位置对产能的影响。实例计算表明,相对于剩余油储量丰度法和剩余油优势潜力丰度法,使用该方法能够较为准确地找到剩余油优势潜力部位,制定较好的剩余油调整挖潜方案。

高温高盐水中月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱在砂岩表面吸附规律研究

月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱表面活性剂在高盐含量水中具有较好的起泡性能,但在砂岩表面的吸附量尚不明确。本文利用Shim-pack VP-ODS 4.6 mm×250 mm色谱柱、紫外检测器,优化了流动相组成、流速、柱温等色谱条件,建立了高盐水中月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱的高效液相色谱检测方法。吸附性评价表明:温度为110℃、NaCl质量浓度为25×10^(4) mg/L的水中,质量分数小于1%的月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱在80~100目石英砂表面吸附量小于2 mg/g;在温度为110℃、水中NaCl质量浓度为(20~25)×10^(4) mg/L条件下,质量分数为0.4%月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱在80~100目石英砂表面吸附量随溶液中NaCl含量的增加而增加;在110℃、水中NaCl质量浓度为22.5×10^(4) mg/L、CaCl_(2)质量浓度为(0~3)×10^(4) mg/L条件下,质量分数为0.4%的月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱在80~100目石英砂表面吸附量随溶液中CaCl 2含量的增加而降低。研究结果对高温高盐水中甜菜碱表面活性剂的选择与应用有指导作用。

古油藏低矿化度水驱微观剩余油动用机理实验研究

低矿化度水驱因成本较低,在低油价环境下成为近年来中外学者研究的热点,但针对低矿化度水驱的微观剩余油动用机理,目前仍存在一定争议。为此,以塔中4古油藏岩心为研究对象,借助CT扫描技术和D-T_2二维谱技术进行定量表征,将剩余油分为连片状、网络状、孤岛状和油膜状4种类型,研究低矿化度水驱对4种剩余油类型的动用情况,并通过能谱实验进行验证。结果表明:在地层水驱阶段,连片状剩余油逐渐减少,而网络状、孤岛状和油膜状剩余油增多;转注低矿化度水后,连片状剩余油所占比例进一步减小,网络状和孤岛状剩余油所占比例继续增大,但油膜状剩余油所占比例减小,说明低矿化度水促使原油从岩石表面解吸,对油膜状剩余油进行了有效动用,是采收率提高的主要原因。

底水油藏水平井水淹动态和水淹模式研究

不同水平井的水淹动态特征存在显著差异 ,而油藏类型、储层物性、流体性质、水平段长度、水平段位置和开发方式等因素都会对水平井水淹动态产生重要影响。以塔里木油田TZ40 2CⅢ油组水平井为例 ,根据其生产动态和历史拟合数值模拟 ,分析了水平井水淹动态特征差异及其影响因素 ,提出了塔里木油田底水油藏水平井的 3种水淹模式 ,即线状见水整体水淹模式、点状见水整体水淹模式和点状见水局部水淹模式。可为水平井新井设计、完井方式选择、后期措施工艺选井等提供参考依据。

确定底水油藏水平井无水期合理产能的简单方法

塔里木油田底水油藏水平井生产的最大优势在于无水采油期,水平井一旦见水后含水上升快。由于缺乏必要的稳油控水配套技术,因此水平井无水期合理的产能将直接影响水平井开发效果。根据水平井油藏工程理论,推导并建立了综合评价水平井无水期合理产能的2个目标函数,提出了底水油藏水平井无水期合理产能的计算模型,并以塔中4油田水平井为例进行了分析验证,结果表明该方法简单实用。

深部调驱技术在轮南油田的应用

深部调驱具有改善油藏在平面和剖面上的矛盾,提高水驱效果的作用。根据耐温抗盐调剖调驱剂的性能评价,在轮南油田2井区TⅠ油组东部开展了4井组的区块矿场试验。室内实验结果表明,微球和颗粒具有较好的耐温抗盐性能,耐温聚合物具有较好的封堵性能。矿场试验结果表明,随着注水井注水压力升高,视吸水指数可下降12.5%.截至2014年2月,试验区累计增油2.22×104t,含水率下降3.2%,效果显著。深部调驱技术在试验区的成功应用,对深部调驱技术在整个TⅠ组油藏以及高温高矿化度油藏的开发具有重要意义。

裸眼完井下的大位移井裂缝起裂研究

随着大位移井数量的增加 ,大位移井压裂逐渐成为油气藏的一种重要增产技术手段。大位移井水力压裂裂缝起裂与直井、普通定向井有显著差别 ,其起裂模式不仅与井眼轨迹 (井斜角、方位角等 )有关 ,而且还与地应力方位密切相关。以往的斜井裂缝起裂模式已经不能满足大位移井压裂设计的需要。考虑作业条件、压裂液渗滤效应和孔隙压力的影响 ,建立了大位移井井筒周围应力场分布模型 ,提出了裂缝起裂压力和起裂方位预测模型 ,并分析了不同构造应力范围对大位移井压裂裂缝起裂的影响。计算结果表明 ,建立的模型完全适用于大位移井压裂设计的需要。

底水油藏水平井临界产量及其不确定性分析

水平井临界产量是延缓底水脊进、延长无水采油期、确定合理工作制度和提高水平井开发效果的重 要参考依据。对底水油藏水平井临界产量预测方法进行了系统总结,对影响临界产量的因素进行敏感性评价,对 筛选出适用于底水油藏水平井临界产量的预测方法提出了相应的建议和思路。

低效油井合理间歇抽油制度设计方法研究

针对目前油田生产中大量存在的低压、低渗、低产油井 ,间歇抽油生产方式是提高油井经济效益的一种有效方法。文中根据盈亏平衡分析和环空体积平衡原理 ,从技术经济上确定单井经济界限 ,建立低效油井间歇抽油数学模型 ,确定间歇抽油井的合理工作制度 ,从而为实现间歇抽油井的优化开采和生产提供理论依据。

海上油田机采井经济免修期计算新方法

针对埕岛油田机采井生产和作业中存在的一些问题 ,首次引入了经济免修期评价指标。根据油井产量递减理论和单井经济极限产量理论 ,建立了机采井的经济免修期评价模型 ,并提出了机采井的经济免修期评价计算方法。计算结果表明 ,该方法简单、有效 ,为提高油井的开发经济效益提供了可靠的理论依据 。

埕岛油田机采井经济免修期计算新方法

针对埕岛油田机采井生产和作业中存在的一些问题,首次引入经济免修期评价指标。根据油井产量递减理论和单井经济极限产量理论,建立了机采井经济免修期评价模型,提出了机采井的经济免修期评价计算方法。计算结果表明,该方法简单、有效,为提高油井的开发经济效益提供了可靠的理论依据,对海上油田机采井的生产管理,具有实际指导意义。

隔夹层对巨厚砂岩油藏注气开发的影响——以塔里木盆地东河1油田石炭系油藏为例

塔里木盆地东河1油田石炭系油藏为巨厚砂岩储层,层内发育的隔夹层对注气开采有重要影响,其对注气的封隔能力决定了注气提高采收率是采用分层动用还是整体动用的开发策略。通过隔夹层岩心物性测试和气体突破压力测试实验,再结合数值模拟计算,研究了注气时隔夹层的封隔能力。实验结果表明:隔夹层渗透率以小于0.01 mD为主,其渗流能力低;干岩心突破压力较低,但一旦被水或油饱和,突破压力大幅度增大,其封隔能力也大幅度增强,岩心的封隔能力则主要受渗透率和隔夹层内流体饱和度的影响。数值计算表明:对渗透率为0.008 mD、厚度为0.2 m的隔夹层,当隔夹层连续时,注气过程中通过隔夹层窜流到临近小层的气窜量不到总注气量的5%,这说明连续隔夹层对注气具有很强的封隔能力;当隔夹层不连续时,隔夹层的展布范围则对其封隔能力有着重要的影响。

水平井堵水的背景、现状及发展趋势

从中国石油水平井生产简况、应用的油藏类型、完井方式、出水类型及产水危害等几个方面介绍 了水平井堵水的背景,从水平井底水脊进机理、堵水剂、堵水工艺的研究以及油藏动态研究、水平井产 出剖面测试、新型化学剂、物理模拟实验等方面论述了水平井堵水的现状及存在的问题,指出水平井堵 水技术研究重点是选择性堵水剂和选择性注入工艺。

塔里木油田典型油气藏水平井开发效果评价

塔里木油田地处边疆和沙漠,地面条件恶劣,97%以上的油气藏埋藏深,一般在3 200-6 100 m,按效益最大化原则采用＂稀井高产＂开发,水平井因其明显的增产和提高采收率优势得到广泛应用。目前已建立了不同类型油气藏的水平井开采模式,在巨厚砂岩块状底水油藏、低幅度层状边水油藏、大面积超深低丰度薄层油藏、碳酸盐岩潜山油气藏、凝析气藏等不同油气藏类型中,应用水平井采油、水平井注水、循环注气等方式开发,在新油田产能建设、老油田综合调整中取得显著效益。至2007年12月,塔里木油田已完钻水平井超过260口,占总井数比例近30%,年产油量占全油田的61%,水平井平均单井日产油量是直井的1.73倍,实现了塔里木油田整体高效开发。

耐温耐盐聚合物微球性能评价

为获得悬浮性好、耐温耐盐性能优良的调剖堵水用聚合物微球,以丙烯酰胺为聚合单体、偶氮二异丁腈为引发剂、二乙烯基苯为交联剂、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠为乳化剂合成了具有三层结构的纳米/微米聚合物微球DCA,评价了微球的耐温性、悬浮性、膨胀性及调剖堵水效果。结果表明,DCA微球粒径为0.1数30μm,外壳有纳米孔隙,微球耐温高达300℃,可在115℃放置90 d。DCA在模拟地层水中静置28 h的沉降速度为0.005 m L/min,悬浮性较好。DCA微球膨胀率随着温度的升高而升高,在115℃浸泡24 h的最大膨胀率为13.83%;对三层非均质岩心调剖堵水后含水率降低5%,采收率增幅为7%。矿场试验结果表明,经微球段塞调剖后产液量和综合含水率降低、日增油效果明显。DCA微球适用于高温高盐油藏的深部调剖堵水。

塔里木油田改善注气开发效果的关键问题

针对塔里木油田的油藏地质特征及开发现状,面对部分油藏已进入高含水、高采出程度阶段的形势,为了控制产量递减速度、实现原油稳产增产,提出了注气提高油田采收率的技术思路。分析了目前注气驱油技术及应用中可能遇到的问题,从改善注气开发效果的角度出发,探讨了气体类型及试验区选区、驱替类型及注入方式、气窜控制、注气配套技术、利用储气库理念开发油藏等问题。建议选择烃气作为塔里木油田的注气气源、选择条件适中的轻质油油藏进行试验,获得技术突破后,再逐步向低渗透油藏推广。根据具体区块具体分析原则,分别开展垂向驱、水平驱(面积驱)试验和气窜控制技术研究,在气水交替注入方面应进行注入能力分析及室内效果评价;在注气试验实施过程中,开展注气、采气平面和垂向监测工作,掌握注气过程中的气体运移规律。从注气技术的经济性方面考虑,建议引入储气库理念开发油藏,把注气采油作为临时储气阶段,待采油完成后,再将天然气产出到输气管网。

微泡沫体系直径影响因素及微观稳定性

针对普通泡沫稳定性差问题,通过玻璃珠填制的填砂管制备一种稳定性好、均匀度高且直径细小的微泡沫体系,用显微镜对微泡沫的微观形态进行观察,研究不同影响因素对微泡沫直径的影响,分析黄原胶稳定的微泡沫与普通微泡沫稳定性的差异。结果表明：气、液同时注入玻璃珠填制的填砂管时,可形成直径为10~100μm、变异因数小于10%的微泡沫体系。可通过改变溶液黏度、起泡剂质量浓度、两相流速、温度和回压等影响因素调节微泡沫的直径大小。随着溶液黏度、两相流速、回压的增大,微泡沫平均气泡直径减小,均匀性变好;温度升高导致微泡沫直径增大,均匀性变差。当起泡剂质量浓度高于5g/L时,起泡剂质量浓度增加对微泡沫直径影响不明显。由于溶液中的黄原胶增加液膜黏度和厚度,减缓微泡沫液膜排液过程,促使黄原胶稳定的微泡沫具有优越的稳定性,并在160g/L矿化度、90℃温度、6 MPa回压条件下,其稳定时间长达2h,而普通微泡沫的稳定时间少于20min。

微泡沫体系的制备及在调剖、驱油中的应用进展

为了推动微泡沫提高石油采收率技术的发展,综述了微泡沫体系的结构、性能及封堵原理,对高速搅拌法、微流法等制备微泡沫的方法进行了总结,概述了微泡沫体系在调剖和驱油方面的研究进展,最后指出了微泡沫体系存在的问题和发展趋势。

微泡沫在高温高盐油藏中的驱油作用

针对普通泡沫在高温高盐油藏中稳定性弱、驱油效果差的问题,采用将气体和起泡剂溶液(5000 mg/L甜菜碱表面活性剂SL1+5000 mg/L黄原胶XG)同时注入填砂管泡沫发生器的方法制备了一种稳定性强、尺寸细微的微泡沫体系,即黄原胶稳定的微泡沫。通过微观可视化模型对比了普通微泡沫(5000 mg/L SL1)与黄原胶稳定的微泡沫在原油存在条件的下稳定性差异,分析了驱油机理,借助填砂管模型对比了两种微泡沫的驱油性能。微观实验结果表明:气泡液膜中吸附的黄原胶增加了微泡沫液膜厚度,有效抑制了气泡聚并和液膜排液,使黄原胶稳定的微泡沫具有更强的稳定性和耐油能力。微泡沫越稳定,微观波及体积越高、采油效率越高。微泡沫主要的驱油机理为直接驱替机理、乳化机理、同向液膜流动机理、逆向液膜流动机理。物模实验结果表明,在160 g/L矿化度、90℃条件下,黄原胶稳定的微泡沫驱的采收率可在水驱基础上提高22.9%,比普通微泡沫驱高15.2%。