大庆油田能效评价指标体系及能效综合评价方法研究

针对现行油田主要生产系统能效评价指标及其限值和评价方法对于大庆油田不完全适用的问题,根据工作内容,将油田生产系统划分为机采、集输、注水3个子系统;根据用能的关联性,将油田生产系统划分为机采集输和注水两个子系统,对于这两种子系统的划分,分别建立了能效评价指标体系。体系中的能效评价指标均分为系统级、单元级和设备级3个层级;明确了体系中各项指标的定义、计算方法、基础参数来源及统计口径。基于大庆油田实际情况,根据开采区块类型、驱替方式等,将测试数据进行分组,用统计方法确定每组各个能效指标的优良和合格限值;建立了单项与多项组合的油田生产系统加权能效综合评价方法,该方法综合考虑系统效率或系统单耗及其影响因素,在以较大权重计入系统级指标的同时,以较小的权重计入主要影响因素,即在要求系统指标的同时,也对单元级和设备级指标提出要求,从而分析评定所评价系统能效的提升空间。应用此评价方法对6个机采系统、1个集输和1个机采集输系统进行了能效综合评价。

页岩油藏提高采收率技术现状、瓶颈及对策

介绍了页岩油的储量分布、成因及赋存机理,详细概述了页岩油早期勘探、储层改造及后期提采等不同阶段的开发现状。在此基础上,着重综述了当前国内外页岩油藏提高采收率主体技术的应用现状及进展,深入分析了不同页岩油提采技术的优势与不足,同时给出了针对理论认识、技术及经济壁垒的相应策略,最后从不同角度入手,展望了今后页岩EOR的发展前景。

超临界多元流体模拟实验研究

随着油气勘探开发的不断发展,井深逐步加大,压力、温度也逐步升高,伴随着蒸汽吞吐、蒸汽驱特别是火烧油层等技术的应用,开采层的温度、压力可能达到水的超临界点。由于超临界水有很多性质,如具有极强的氧化能力,可以溶解很多物质(比如油),能够缓慢地溶解腐蚀几乎所有金属,具有超级催化作用,这些性质对油藏的开发有着极大的影响。超临界多元流体模拟实验系统可以在室内条件下,通过模拟实际深井条件,进行超临界多元流体对原油采收的影响的探索;进行超临界多元流体对油、套管及地层的腐蚀影响的研究。

油藏流体黏度测量技术及应用

为了准确测量油藏条件下气体、液体和气液混合物的运移黏度,依据泊肃叶定律设计了毛细管黏度计。毛细管黏度计主要包括注入系统、测量系统、回压控制系统和辅助系统4个部分。针对气体、液体和气液混合物的特性,分别设计了气体注入系统、液体注入系统和气液混合注入系统,并研制了不同内径的毛细管和不同渗透率的孔隙介质模型模拟油藏孔隙。结果表明,毛细管黏度计实现了气体、液体和气液混合物的注入速度准确计量和黏度测量,回压控制系统采用回压式位移量化控制系统精准控制回压,提高了毛细管黏度计测量的准确度和精度。在模拟油藏条件氮气黏度非常低,仅为0.018 mPa·s,而聚合物和泡沫体系毛细管黏度较高,分别为78 m Pa·s和126 m Pa·s。

油气勘探中地震监测技术在裂缝识别中的应用

裂缝是油气富集与运移的重要通道,精准识别储层裂缝发育特征对提高油气采收率至关重要。地震监测技术通过获取岩石变形破裂过程中的地震响应,并结合多属性分析,可有效预测裂缝的空间展布规律。文章重点探讨了地震监测技术在裂缝识别中的应用,通过实例分析表明,综合利用震源定位、地震属性分析等技术手段,可准确刻画裂缝发育特征,优化压裂参数,显著提高油气藏采收率。

基于阵列声波测井的井下多尺度压裂效果评价方法

为有效监测水力压裂效果、提高储层压裂效果评价精度,基于阵列声波测井资料的井下压裂效果评价方法,采用反射斯通利波提取和成像技术定量表征近井筒压裂缝,建立适用于测井观测系统的叠前深度偏移成像算法,以实现远井压裂缝的高精度成像,形成了基于阵列声波测井的井下多尺度压裂效果评价方法,并在中国西部某油田X1水平井成功应用。研究表明,基于阵列声波测井资料评价的压裂缝发育程度与压裂液注入量呈正相关关系,并且压裂缝最为发育层段与地震蚂蚁体属性图中天然裂缝发育位置一致。基于阵列声波测井的井下压裂效果评价方法的提出,对表征井周数十米范围内不同尺度压裂缝的发育情况具有重要意义,对更好地发挥水力压裂技术对能源勘探开发行业的支撑作用具有一定指导意义。

稠油热采井射孔孔眼应力分析及影响因素

针对稠油热采井生产过程中,射孔井段套管频繁出现损伤断裂的问题,基于弹塑性和热力学理论,采用有限元方法建立注汽—焖井—生产过程射孔套管有限元热力学耦合模型,对各阶段射孔套管应力分布特征进行研究,并开展不同射孔参数下射孔套管强度影响规律分析。研究表明:生产过程中射孔孔眼位置出现明显应力集中现象,在温差及内外压差等共同作用下,注采前期套管应力最大可达498.16 MPa,并逐渐产生塑性失效现象,当注采作业完成时,套管塑性失效现象最严重;随着射孔相位角增大,射孔密度对Mises应力值的影响逐渐减小,而套管孔眼最大应力与射孔相位角成反比关系。该研究对延长稠油热采井射孔套管使用年限和保障正常生产作业具有十分重要的意义。

稠油化学复合冷采技术研究与应用

我国稠油储量可观,其中60%的是深层稠油,而主流的蒸汽吞吐等热采技术采收率不足20%;稠油资源开发潜力极大,积极探索新的开采方式以提高采收率是石油领域高质量发展的必然选择。本文着重阐述稠油化学复合冷采技术体系构建及其现场应用,为中深层稠油的新型绿色低成本接替技术发展提供有效方案。在分析稠油组分的基础上,细致剖析稠油结构致黏机理,包括化学降黏机理、降低启动压力梯度机理、提高驱油效果机理在内的提高采收率机理,以丰富理论认识。面向工程应用亟需,从水溶性降黏剂分子设计与合成、自组装调堵剂研发两方面出发,突破稠油绿色化学驱油体系。基于发展的稠油化学复合冷采技术,完成了3个稠油油田示范工程应用,在提高产油量、控制含水率方面取得了良好成效。进一步梳理了分子采油理论与技术、渗流理论与数值模拟技术等方面的后续发展要点,以为深层稠油的绿色高效开发接替技术研究、稠油化学复合冷采技术推广应用研究等提供启发和参考。

致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术

建立渗流-地质力学耦合的嵌入式裂缝流动模型,进行致密油多场耦合模拟,揭示致密油长期注水后压力场、渗流场和应力场的变化规律,在此基础上提出了致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术。研究表明:致密油长期注水开发后,压力扩散范围小,难以建立有效驱替系统,地应力的变化幅度呈现差异性,水平最小主应力变化幅度大于水平最大主应力,注水井地应力变化幅度大于生产井,注水井周围地应力转向幅度较大。多场重构驱渗结合提高采收率技术通过注水井转采和大规模压裂技术,重构人工体积缝网系统;通过压前补能、压中增能、焖井蓄能、驱渗结合的全生命周期能量补充方法,有效解决了大规模压裂后注入介质易窜流、能量难补充的问题;通过多井联动强化渗吸效应,重构复杂缝网下驱替与渗吸结合体系,由避缝向利用裂缝转变,提高微观波及效率和驱油效率。鄂尔多斯盆地华庆油田元284区块现场应用实践表明,该技术提高采收率12个百分点,可实现致密油规模效益开发。

老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践

传统方式的化学驱项目一般采取“2+3”的协同方式,也就是先通过水驱井网调整一次到位,再实施化学驱,受剩余油认识和预测精度的影响,会出现部分低产低效井,化学驱含水谷底平台期短,提高采收率幅度有限。为此,胜利油田通过基础攻关和探索实践,创新提出了化学驱与动态优化调整加合增效的“3+2”大幅度提高采收率技术,该技术是指在化学驱过程中,充分发挥和利用驱油体系扩大波及体积、提高驱油效率、调整动态非均质性的特点,主动培育、壮大动态剩余油富集区(“油墙”),适时井网调整、重构流场、均衡注采,高效动用、采出“油墙”,最大程度延长化学驱含水谷底平台期,实现三次采油和二次采油(“3+2”)适配优化、大幅度提高采收率的目的。通过大量物理模拟和数值模拟研究,明确了“井网-驱油剂-剩余油”适配优化提高采收率的机理。该技术在胜坨油田二区东三段5砂组进行了应用,通过优化“3+2”井网调整方式、驱油体系和注入参数等,预计区块含水谷底平台期从3 a延长至8 a,最终采收率为60.5%,比原方案采收率再提高7.5百分点。该技术是老油田大幅度提高采收率的关键技术,可以为中外同类型油藏延长化学驱见效高峰期提供指导和借鉴。

CCUS-EOR项目经济系统评价方法及其应用

CCUS-EOR是碳捕集利用与封存体系中专用于强化采油或提高采收率的技术,是社会和企业实现“双碳”目标的重要技术途径。CCUS-EOR项目投资大、风险高,经济效益和社会效益显著,开展科学评价工作尤为重要。结合工作实践,梳理了CCUS-EOR项目经济评价的方法和流程,并对精细分析增量成本、多层次多角度评价项目效益、评价碳减排指标、评估社会效益以及全产业链经济效益评价等关键指标开展了深入的分析和总结,创造性地提出了一些指标和观点,探索形成了聚焦CCUS项目全产业链要素的CCUS-EOR项目经济系统评价方法体系。研究成果为此类项目科学决策提供了技术支持。

稠油油藏蒸汽-空气复合火驱特征分析及参数优化

针对常规火驱存在热利用率低和高黏油启动慢的问题,以新疆红浅1井区稠油油藏为例,利用数值模拟模型对比了常规火驱和蒸汽-空气复合火驱的驱油特性和燃烧特性,通过对复合火驱各区带的温度、含油饱和度等参数进行分析,探究了蒸汽-空气复合火驱协同增效作用,并对蒸汽-空气复合火驱的注入参数进行了优化。结果表明:提产增效的主要机理是湿蒸汽吸收已燃区中滞留的热量变为过热蒸汽,并被高速流动的空气携带穿过燃烧前缘,使冷油区原油黏度大幅度降低,在提高驱油效率的同时增大了蒸汽冷凝带的宽度、燃烧波及体积和火线推进速度;注入参数的优化能提高复合火驱的开发效果,水气比越大,产能越高,而采用段塞注入会降低产能,为满足经济效益开发,最佳水气比应为3.0×10^(-3)m^(3)/m^(3)左右,最佳注汽段塞间隔应为90~120 d。该研究成果对火驱油藏提高开发效果具有借鉴意义。

榆树林油田CCUS采油工程方案优化设计与实践

大庆榆树林油田扶杨油层属低孔、特低渗透储层,针对以往开发过程中存在注水困难、压裂有效期短、水驱开发难以有效动用的问题,开展CO_(2)驱油技术现场试验。从经济性、技术适应性、配套工艺成熟性等角度对采油工程方案进行综合评价,优选出单、双管分层注入工艺、高气液比举升工艺、注采两端个性化防腐工艺及物理化学组合解冻堵工艺等CCUS采油工程技术。结果表明:试验区投产初期及目前生产情况均达到了油藏预测指标;采出井平均泵效及检泵周期与外围油田平均水平相持平,注气井与采出井腐蚀速率小于行业指标;实现CO_(2)有效埋存108.9×10^(4) t,比水驱预测采出程度提高采收率4.39百分点,取得较好的驱油开发效果。研究成果为CCUS示范区的高效建设提供了技术支撑,开辟了大庆油田外围难采储量有效动用的新途径。

CO_(2)分注井气嘴节流特性及矿场应用

为了解决CO_(2)分注井节流压差建立困难,气嘴易冲蚀的技术难题,通过构建CO_(2)物性变化的流动-传热耦合模型,揭示2级和3级节流气嘴的流场演化机制,优化设计气嘴结构、建立了绕流气嘴节流图版并开展现场应用。结果表明:流量为10 m3/d时,2级嘴径1.4 mm和3级嘴径1.6 mm的绕流气嘴分别能产生将近6 MPa和8 MPa的节流压差,证明绕流气嘴结构合理、性能可靠、能够达到调整层间压差的技术要求;参照气嘴图版优选的节流气嘴,现场应用20口井,节流压差可达4 MPa左右,调整后注入压力上升2.4 MPa,加强层相对吸气比例由9.7%上升至50.7%,有效调整了层间差异,解决了分注井小层吸气不均的问题。研究结果指导现场测调,为CO_(2)分注规模化应用提供技术支撑。

深层碳酸盐岩储层酸压进展与展望

酸压改造是深层碳酸盐岩储层高效勘探开发的技术利器。随着勘探开发逐渐迈向特深层,厘清目前酸压技术发展现状与趋势至关重要。从酸压裂缝起裂与扩展、酸刻蚀水力裂缝与导流能力构建、酸压数值模拟技术3个方面阐释了酸压改造机理;分析了黏度控制型、生酸时间控制型、H+屏蔽吸附型、非盐酸基型等4类耐高温缓速酸液体系特点;系统梳理了我国深层碳酸盐岩酸压工艺技术发展的4个历程,剖析了目前9000 m以深特深层碳酸岩酸压面临的4个挑战:能否压开储层、地层温度突破酸液体系耐温极限、高温高压测试手段缺乏、储集体靶向沟通难度大。基于此,提出了5个酸压研究展望:特深井破裂压力精准预测、耐220℃多功能酸液体系研发、超高温高压实验平台构建、全在线酸压技术、超临界CO_(2)酸压技术探索,力求实现特深层碳酸盐岩高效立体开发。

微波强化煤层气井压裂开采的物性规律

为探究微波加热对煤岩性能的影响,通过室内实验及数值模拟方法对微波作用下煤岩的升温及致裂规律进行研究。研究表明:煤岩含水率对微波加热效果有直接影响,且岩体内温度的升高速度具有各向异性,导致煤岩各部位受热不均,从而产生热应力;微波功率越大,煤岩破碎越严重,微波作用于压裂后的煤岩,可使人工裂缝进一步扩展;压裂液中的添加剂也具有改善煤岩介电性能的功效,滑溜水压裂液增产效果显著,有望代替KCl活性水对煤层进行高效增产技术改造。在施工初期采用水力压裂技术,使压裂液尽可能充填到裂缝深处,可增强煤层介电性能;在施工后期选用微波加热技术,可强化煤层气开采效果。该研究对煤层气的重复压裂工艺具有重要的参考价值。

纳米SiO_(2)强化CO_(2)地质封存页岩盖层封堵能力机制试验

页岩为CO_(2)盐水层地质封存常见盖层岩石类型,强化盖层封堵能力有利于提高CO_(2)地质埋存量和安全性。为探究随CO_(2)混注纳米SiO_(2)(SNPs)强化盖层封堵能力的有效性和可行性,对CO_(2)地质封存页岩盖层样品开展原地条件下的超临界CO_(2)酸蚀反应试验,基础组为页岩样品-地层水、对照组为页岩样品-地层水+超临界CO_(2)、优化组为页岩样品-地层水+SNPs+超临界CO_(2),并采用核磁共振测试、场发射扫描电镜可视化观测、X射线衍射测试和岩石力学试验,探究CO_(2)酸蚀反应前后的页岩孔隙结构、表面形貌、矿物成分及力学性质特征。结果表明:优化组的大孔孔隙分量及孔隙度和渗透率增大幅度低于对照组;与对照组相比,优化组黏土矿物与碳酸盐岩矿物相对含量损失少,表明随CO_(2)混注SNPs可使岩样内部酸蚀作用减弱;SNPs在岩石端面吸附聚集或进入岩心孔喉,可使优化组页岩样品力学性能损伤程度降低;随CO_(2)混注SNPs有利于强化CO_(2)盐水层地质封存盖层封堵能力。

不同储层渗透率下稠油油藏火驱开发特征

储层渗透率直接影响火驱过程中的驱替压差、油墙的形成与聚集速度,明确渗透率对稠油火驱开发的影响规律十分必要。采用自主开发的燃烧管装置和多孔介质热效应监测装置,开展了火驱实验,分析不同渗透率下辽河稠油油藏火驱特征。结果表明:储层渗透率为650×10^(-3)μm^(2)时,火驱过程中各热电偶峰值温度达到550℃,燃烧前缘推进中温度没有下降,说明该渗透率下燃烧过程放热效率高,能够解除燃烧初期的油墙封堵;热效应监测装置能够高效快速地监测由于原油氧化燃烧反应所导致的温度变化,储层渗透率为480×10^(-3)μm^(2)时庙5区稠油燃烧峰值温度比储层渗透率为300×10^(-3)μm^(2)时高107℃,说明渗透率的提高增强了燃烧初期的放热,从而缓解了油墙的封堵效应。研究结果对不同渗透率稠油油藏火驱开发具有理论指导意义。

一种基于“四区”的低渗透油藏CO_(2)埋存量计算方法及应用

CO_(2)驱油和埋存能有效减少温室气体排放量达到碳中和目标,已有的CO_(2)埋存量计算方法主要针对CO_(2)的静态埋存量进行粗略计算,未考虑实际生产过程中CO_(2)埋存量的变化。针对上述问题,运用CO_(2)溶解、CO_(2)波及体积和驱油机理,将CO_(2)驱油与埋存过程分为气相区、两相或近混相区、扩散区和油相区,并基于“四区法”计算CO_(2)埋存量,得到了不同烃类的注入孔隙体积倍数、注入压力、注气速度下的CO_(2)动态埋存量的变化规律。将研究成果应用于W油田低渗储层,结果表明:注入烃类孔隙体积倍数、压力、注气速度与总埋存量呈正相关性,当压力由12 MPa升至30 MPa,CO_(2)埋存总量增加15.53×10^(4)t;当注气速度由5 t/d增加至30 t/d,峰值CO_(2)埋存总量由3.51×10^(4)t提高至12.62×10^(4)t。研究成果可为同类油藏开展CO_(2)驱油与埋存项目提供新的思路。

基于改进NSGA-Ⅱ算法的间歇采油制度优化

对于低渗透率油井,采用间歇采油制度能有效避免空抽磨损,并减少电能消耗量。为此通过分析沉没度和地层流压随抽油机井生产时间变化的规律,从系统节能的角度出发,建立以采油总产量最大、能耗最低为目标的间歇采油制度多目标优化模型。引入NSGA-Ⅱ并改进该算法对间歇采油制度多目标优化模型求解,运用改进算法得到的Pareto最优解的多样性和收敛性,合理优化抽油机的最优停机时间,最大效率地提升采油效率的同时,最小化电能消耗量。试验结果表明,基于Pareto多目标遗传算法的间歇采油机制优化具有明显的优势,在优化系统效率的同时能够有效减少电能消耗。研究结果可为油井间歇采油机制的改进和优化提供有力的技术支持。