含天然裂缝的页岩油储层裂缝扩展规律研究

位于渤海湾盆地冀中坳陷南部的束鹿凹陷页岩油砾岩段是本区优质储层段,普遍裂缝发育,储层品质更好,如何实现水力裂缝与天然裂缝的充分沟通,实现缝控储量最大化,是实现页岩油高效开发的核心问题。基于地质工程一体化软件Frsmart,建立束鹿凹陷页岩油天然裂缝模型,模拟分析不同天然裂缝参数及簇间距、排量等完井工程参数对储层改造效果的影响,最终确定适合于束鹿凹陷页岩油砾岩段的压裂改造参数。模拟结果表明:①天然裂缝密度和方位角对于提高页岩油裂缝复杂程度具有重要影响,天然密度越大,裂缝复杂程度越高,累计产油量越高,而天然裂缝方位角能够控制裂缝扩展方向;②结合数值模拟结果,确定施工排量10 m^(3)/min和簇间距10 m时,裂缝形态更加复杂,簇间储量动用程度更高。研究结果可为束鹿凹陷页岩油密切割体积压裂技术提供理论参考。

低渗透油藏微乳液驱启动压力梯度研究

利用微流量计量仪,通过"压差-流量"法,精确测定了低渗透油藏水驱和微乳液驱的启动压力梯度,深入分析了低渗透油藏非线性渗流特征,重点研究了微乳液对低渗透油藏启动压力梯度的影响和作用机理。结果表明,低渗透油藏的"压差-流量"曲线是一条上凹型曲线,具有非达西渗流特征。启动压力梯度与渗透率呈乘幂关系,启动压力梯度随渗透率的减小而增大,水驱平均启动压力梯度为0.050 MPa/m,微乳液驱平均启动压力梯度为0.039 MPa/m。微乳液之所以会有效降低启动压力梯度,是因为它能够显著降低界面张力,减小了边界层的渗流阻力。微乳液界面张力越低,启动压力梯度也就越小。

低渗透油藏微乳液驱配方优选及微观剩余油研究

根据正交设计实验优选出最佳微乳液体系,宏观上通过天然岩心微乳液驱油实验,验证微乳液提高采收率的效果;微观上利用光刻玻璃模型进行微乳液驱可视化微观驱油实验,研究微观剩余油的类型和运移过程,通过分析各类剩余油的动用比例研究剩余油的驱油机理。微乳液驱油实验结果表明,与水驱相比,当岩心渗透率从1.78×10^(-3)μm^2增大到29.11×10^(-3)μm^2时,微乳液驱采收率增幅从5.45百分点增大到12.14百分点,与微观实验结果相一致,证明了微乳液可以显著提高采收率。微观剩余油类型分为簇状、柱状、盲端状、油滴状、膜状,其中簇状剩余油和油滴状剩余油的动用比例最高,驱替效果较好,而膜状剩余油的动用比例最低,驱替效果较差。

SDBS/DTAB复配微乳液驱与三元复合驱驱油效果研究

为探究阴-阳离子表面活性剂复配微乳液体系驱油效果,研究了SDBS与DTAB的最佳摩尔比以及复配表面活性剂的总质量分数确定最佳微乳液配方,并将复配的微乳液体系与三元复合驱进行驱油效果对比,说明微乳液驱的驱油能力。实验结果表明,复配微乳液驱油体系最佳配方为:正辛烷5 m L,水5 m L,总质量分数为1.5%的SDBS与DTAB的摩尔比为1∶4,正丁醇的质量分数为4%,Na Cl的质量分数为5.2%。与水驱相比,微乳液驱采收率增幅为6.48%~7.56%;与三元复合驱相比,微乳液驱采收率增幅为0.06%~0.35%。

阴非离子复配微乳液体系优选及驱油效果

针对阴非离子表面活性剂复配微乳液体系优选,研究不同摩尔比情况下的界面张力和乳化率的大小,优选出复配表面活性剂合适的摩尔比。利用天然岩心微乳液驱油实验说明微乳液驱提高采收率的效果,现场数值模拟应用技术验证微乳液驱油实验的准确性。结果表明,优选出的最佳微乳液驱油体系是质量分数为4%,摩尔比3∶7的烷基酚聚氧乙烯醚与十二烷基磺酸钠,质量分数为2%的正丁醇,质量分数为0.8%的NaCl。与水驱相比,微乳液驱提高采收率增幅可达到13.06个百分点,采收率提高效果较为显著。现场数值模拟技术的应用结果表明,天然岩心的驱油实验的实验值与理论值相差不大,整体曲线拟合误差不超过3个百分点,具有较高的准确性。

华北油田采出水配制压裂液技术研究与应用

本文为了解决储层改造需水量大和采出水处理等问题,通过室内对比实验分析认为:石油类、表面活性剂以及细菌是影响羟丙基瓜胶在油田采出水中不溶胀的主要因素。在分析华北油田不同区块水质特点的基础上,采取优选有机溶剂和反向破乳剂等方法,探索形成了适合华北油田的采出水配制压裂液的配方体系:0.3%~0.5%羟丙基瓜胶+X%有机溶剂+1%反向破乳剂+0.2%助排剂+0.4%~0.6%交联剂,解决了羟丙基瓜胶粉在油田采出水中的溶胀问题并得出了其作用机理。室内实验表明:该压裂液体系不但解决了压裂需水量大和采出水处理等问题,而且具有良好的携砂性和耐温耐剪切性能、添加剂用量少等优点。通过现场实际施工应用26井次表明,该压裂液体系配制方便,性能稳定,增产效果明显,为华北油田提质增效、绿色开发提供了重要的技术支撑。

吉兰泰浅层变质岩储层水平井压裂技术

吉兰泰油田潜山变质岩储层埋藏浅(400~650 m),非均质性强,发育有高角度天然裂缝和底水系统,压裂改造存在压开难度大、底水易沟通、原有工艺适应性差、甜点认识不清等问题。通过分析变质岩储层特征和前期改造经验,确定最佳避水高度100~120 m可实现控水目的;优选桥射联作压裂工艺和25℃低温可溶桥塞,满足大排量、大规模体积压裂需求;优化射孔方位,避射顶部120°,降低出砂风险;优选水溶性暂堵剂,形成层间/层内暂堵工艺,暂堵后压力抬升5~8 MPa;通过远探测声波成像技术明确地质-工程双甜点,形成少段多簇改造模式。在吉华1区块潜山变质岩储层13口井共74段361簇实施压裂作业,较2020年前期试验单井改造段数平均减少2段,压后初期日产油提高48%,截至2022年6月底,累产液超2.66万t,累产油超2.45万t,实现了浅层变质岩储层高效改造和开发。