古龙页岩油注CO_(2)补能提高采收率机理及参数优化

松辽盆地北部古龙凹陷青山口组是陆相纯页岩型页岩油藏,储层纳米孔隙发育,渗透率极低,弹性开发地层能量衰减快,产量递减快,如何有效地补充地层能量及提高采收率是亟待解决的难题。针对古龙页岩油储层特征,开展了注CO_(2)补能及提高采收率的分子模拟、室内实验及数值模拟研究,通过分子模拟评价了CO_(2)的置换能力及扩散速率,通过注CO_(2)室内实验评价了CO_(2)与原油接触后的膨胀能力、混相压力,通过数值模拟方法对注CO_(2)的不同注入参数进行了设计优化。结果表明:CO_(2)对孔隙边界层具有较强的置换能力,并且具有较高的膨胀系数和较低的混相压力,在原始地层条件下即可实现混相;数值模拟设计优化单井吞吐注入速度为200 t/d,最优闷井时间为30 d,最优吞吐周期为5轮,页岩油注气吞吐可实现能量补充及增油效果,预计单井累计增油4 523 t。研究成果对古龙页岩油注气开发方案的编制具有重要的指导意义,为古龙页岩油效益开发提供了有力的技术保障。

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏CO_(2)吞吐效果评价

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏产量递减快,采出程度低,为了减弱近井地带反凝析污染现象和凝析油采出困难的开发难题,通过数值模拟方法和注CO_(2)吞吐实验,分析评价CO_(2)吞吐效果,探讨提高气井产量和气藏采收率的方法。结果表明:与注干气吞吐相比,致密凝析气藏注CO_(2)吞吐更能较为有效地解除反凝析污染;气井反凝析分为反凝析初期(对生产基本无影响)、反凝析加重(对油生产有影响)、反凝析严重(对油气生产影响大)、极端反凝析(几乎不出油)共4个阶段;不同反凝析特征阶段的气井CO_(2)吞吐机理和目的不同,CO_(2)吞吐参数应当相应优化。现场实施表明,注CO_(2)吞吐的5口井在吞吐前处于不同的反凝析阶段,吞吐后取得了快速增加地层能量、解堵近井地带反凝析污染、提高注入能力、增加凝析油和天然气产量等效果。研究成果可为CO_(2)吞吐技术在致密凝析气藏的规模应用提供了经验。

扶余致密油藏CO_(2)吞吐参数优化设计

为解决致密油开采初期产量递减快、采收率低的问题,结合扶余致密油藏岩石和流体性质,采用数值模拟方法,研究了注入时机、注入压力对CO_(2)吞吐采油效果的影响,优化工程参数,分析了致密油CO_(2)吞吐过程中的油藏压力分布特征、界面张力分布特征以及致密油CO_(2)吞吐开发的可行性。研究表明:油层压力系数降至0.65左右时开展CO_(2)吞吐,CO_(2)可与原油充分接触,有利于发挥CO_(2)原油溶解作用,提高开采效果;注入压力接近最小混相压力时,CO_(2)以游离相进入基质,更易进入基质深处,与致密油充分接触,并在原油中溶解混相,改善开发效果。溶解平衡后,CO_(2)与致密油界面张力随时间快速增加,以此确定闷井时间。研究确定了CO_(2)吞吐采油最佳工程参数,即注入量为8000 t,注入速度为120 t/d,注入压力为27 MPa,闷井时间为30 d,计算该方案下增油量为3084 t,换油率为0.39。水平井现场试验也证明CO_(2)吞吐技术应用于扶余致密油藏,采收率提高了1.38~3.33个百分点。研究结果对拓展致密油藏CO_(2)吞吐开采技术的应用具有重要意义。

致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存注采参数敏感性分析——以鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油藏典型储集层为例

致密油藏CO_(2)吞吐开发具有提高原油采收率和封存CO_(2)的双重效果。目前,对致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存研究中,鲜有学者将CO_(2)封存量相关参数作为评价指标。以鄂尔多斯盆地延长组长7段某致密油藏典型储集层为例,利用数值模拟技术分别选取吞吐时机、注气速度、注气时间、焖井时间、生产时间和吞吐轮次为注采参数,以换油率、CO_(2)滞留系数及驱油-封存协同综合系数为评价指标,采用单因素控制变量法和多因素正交试验设计,结合极差分析方法,分析了6个注采参数对3个评价指标的敏感性。结果表明:当注重CO_(2)驱油时,建议注气时间为30~60 d,注气速度为0.001 0~0.003 0 PV/d,吞吐时机小于0.5年;当注重CO_(2)封存时,建议生产时间为30~230 d,注气速度为0.0075~0.010 0 PV/d,注气时间为145~180 d;当CO_(2)驱油和封存协同优化时,建议注气时间为30~65 d,吞吐时机为6个月前,焖井时间为10~20 d。

基于EDFM的页岩油水平井注水吞吐优化研究

陆相页岩油水平井自然产量递减快、采出程度低,而单井注水吞吐能有效补充地层能量并提高采出程度。以鄂尔多斯长7段页岩油为例,采用数值模拟方法,开展陆相页岩油水平井注水吞吐优化研究。为了提高页岩油藏体积压裂后数值模拟模型的准确性,引入EDFM(嵌入式离散裂缝模型)来表征储层天然裂缝和体积压裂形成的水力裂缝,建立了综合考虑渗吸作用以及储层应力敏感性的概念模型。对注水时机、注水量、注水速度、焖井时间和吞吐周期进行优化选择,数值模拟结果表明:注水速度过快,水容易沿裂缝窜流,导致注入水利用率降低;随吞吐周期增加,每轮周期内增油量呈下降趋势。针对模型所参考的鄂尔多斯某页岩油藏而言,注水吞吐参数优化为:压力系数降至0.706时进行注水,注水量优选为4000 m^(3),注水速度为300 m^(3)/d,焖井15 d,进行6轮吞吐,最终能将采出程度提高4.95%,总油水置换率达到6.65%。该研究能为页岩油藏注水吞吐研究提供参考。

碳酰胺辅助蒸汽吞吐的效率及参数优化

为了解在实际地层中碳酰胺辅助蒸汽吞吐的效果、作用规律和提采机理,进行物理模拟实验研究。碳酰胺辅助蒸汽吞吐实验是利用大型三维填砂实验装置,使用物理模型模拟地层油藏条件,研究碳酰胺辅助蒸汽吞吐过程中碳酰胺的注入时机、注入轮次、注入蒸汽量和注入碳酰胺量对实际采油效果的影响。结果表明:在蒸汽吞吐的早期注入碳酰胺可以大幅提高周期采收率,较上周期提高79.3%;增加碳酰胺注入轮次,可以保证单轮次采收率和油汽比处于高位,从而提高最终采收率;减少蒸汽的注入量后,导致碳酰胺在地层条件下分解不充分,导致提采效果不好,周期采收率降低近50%;减少碳酰胺的注入量后,注入的反应物不足导致碳酰胺分解产物不足,未能很好地发挥作用,油汽比和采收率偏低。

多轮次蒸汽吞吐水平井套管射孔参数优选方法研究

针对多轮次蒸汽吞吐水平井在确保套管安全寿命前提下,有利实现储层产能最大化释放的套管射孔参数优选问题,开展了射孔参数对产能影响和对套管安全性影响研究,建立了水平套管井表皮因子计算模型及产能预测模型。在此基础上提出了在满足储层产能最大化释放的射孔参数范围内,结合套管安全性校核结果优选射孔参数的方法。通过该方法设计的渤海某稠油油田的射孔参数可知,该井目前已完成超3轮次蒸汽吞吐过程,产能达到配产的同时,套管处于安全服役的状态。该方法可为多轮次蒸汽吞吐水平井套管射孔参数优选提供依据。

基于LGR模拟裂缝的页岩油藏注CO_(2)吞吐开发参数优化

页岩油商业化开采需要进行大规模水力压裂来建立高渗流通道,从而提高采收率。但压裂后裂缝易闭合,地层压力衰竭快,导致采收率低。CO_(2)吞吐开发技术能够有效补充地层能量,改善原油流动性,对提高页岩油藏开发效果有极大潜力。不同的CO_(2)吞吐开发参数会对页岩油的采收效果产生影响。采用基质-人工裂缝-天然裂缝的多重介质模型,并结合局部网格加密(LGR)来模拟人工裂缝,以提高模拟精度与效率。基于实例研究,对注气总量、注气速度、焖井时间、吞吐轮次等主要参数进行了优化,以提高CO_(2)吞吐开发的效益。研究结果显示,多重介质数值模拟方法结合CO_(2)吞吐开发可以有效预测生产效果,并优化开发参数,为提高页岩油藏CO_(2)吞吐开发效益提供有力的依据。

某海上油田稠油热采工艺设计

热力采油是稠油油藏开发的主要工艺技术措施,渤海油田具有非常丰富的稠油资源。为充分开发渤海某油田稠油资源,文章基于蒸汽吞吐工艺技术的原理,针对高黏度特稠油的特性,结合该油田具体油藏特点,进行稠油热采工艺设计和应用实施,在注热前期成功进行热力降黏,提高了该油田稠油采收率。

应用CO_2吞吐技术改善低渗透油田开发效果的几点认识

CO2作为一种驱替剂曾在国内外石油开采工业中广泛使用。葡萄花油田CO2吞吐室内实验结果表明:在油层条件下,液态的CO2能够快速气化并溶于原油中,使原油体积膨胀达41.2%,储集层孔隙压力增高,油层的弹性能量增加,使现井网注采关系无法完善的孤立砂体中的剩余油得到驱动。现场试验结果表明,CO2溶入原油后会使原油粘度大幅度降低而水的粘度增加,改善油水流度比;储层中剩余油含量高、单层厚度大、射孔层数少、渗透率高,吞吐采油效果好。CO2吞吐效果还与原油的物性有关,原油中饱和烃含量高、溶解气量低吞吐效果好。

超稠油油藏水平井开发优化设计

随着钻井技术的发展，水平井在超稠油油藏开发中的应用逐渐增加，地质设计及注采参数是决定其开发效果的主要因素。利用数值模拟技术，优化了具底水的厚层超稠油油藏水平井的垂向位置、井距、水平段长度；结合矿场生产动态、井筒热损失计算，优选了水平井的注汽速度、初期注汽量、注汽递增幅度、放喷排液量等注采参数。在辽河油田曙一区杜84块的现场应用表明，水平井方案设计合理，开发效果显著。

特超稠油油藏蒸汽吞吐数值模拟

蒸汽吞吐是增加稠油产量的一种经济而有效的方法。克拉玛依油田九7区稠油在50℃时,地面脱气原油的粘度为2400～961000mPa·s,平均452029mPa·s,属超稠油油藏。针对克拉玛依油田九7区浅层特超稠油油藏的特点,利用数值模拟方法研究了蒸汽吞吐的主要注采参数。对注汽强度、注汽速度、周期注汽量、注汽压力、焖井时间和蒸汽干度等注汽参数进行了优化计算,推荐了注采参数的优化方案,在此基础上对蒸汽吞吐井的吞吐效果进行了预测,得到了不同周期的周期产油量等。计算结果对于克拉玛依油田九7区特超稠油油藏进行蒸汽吞吐开采具有一定的指导意义。

自生CO_2结合表面活性剂复合吞吐数值模拟

层内自生CO_2吞吐是低渗小断块油田提高采收率的新型技术,既发挥了CO_2混相或非混相驱油机理又解决CO_2气源和注入过程井筒腐蚀等问题。针对目前自生CO_2以及结合表面活性剂复合吞吐的参数优化研究很少等情况,探索了应用化学驱、热采模型对层内自生CO_2以及注入表面活性剂的操作工艺参数进行优化的方法。基于某实际低渗透油藏单井径向模型和室内自生CO_2及表面活性剂实验测试结果,在对流体相态、自生CO_2过程、表面活性剂驱相关参数及生产动态拟合的基础上,开展生气剂注入量、生气剂浓度、注入速度、关井时间、采液强度对复合吞吐效果影响的模拟研究。结果显示,生气剂注入量、注入浓度和采液强度对复合吞吐效果影响较大,并且存在最佳的取值范围,其中:最佳生气剂量为200～250 t、摩尔分数为3.0%～5.0%、采液强度为7 m^3/d;适当增加注入速度和延长关并时间有助于提高吞吐效果。该研究对于自生CO_2复合吞吐的优化以及该技术在小断块低渗油藏提高采收率领域的推广应用具有重要意义。

CO_2吞吐参数的研究与应用

CO2 吞吐采油技术在不同的油田取得了相应的实效 ,油田类型不同 ,CO2 吞吐参数的选择就应当作相应的改变。通过CO2 吞吐室内试验 ,提出进行CO2 吞吐的优化设计 ,并现场进行了试验 ,平均单井增油 2 0t,取得了很好的开发效果 ,为下步CO2 吞吐积累了经验 ,为大规模开发外围小断块油藏奠定了基础。

江37区块浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐参数优化

大庆油田江37区块稠油开发区原油埋藏浅、油层厚度薄,按照常规稠油油藏注汽参数开采难以有效动用储层。在精细地质建模和历史拟合的基础上,利用数值模拟技术,按照不同有效厚度级别对注汽速度、注汽强度、井底干度、闷井时间等注汽参数进行优化并确定其合理范围。研究表明:有效厚度不小于5m的稠油储层,第1周期的注入强度为100 t/m,注入速度大于100m^3/d,井底干度不小于50%,闷井时间5 d为宜;有效厚度小于5 m的稠油储层,第1周期的注入强度为120 t/m,注入速度大于75m^3/d,井底干度不小于50%,闷井时间5 d为宜。该技术在矿场试验中取得了较好的开发成果,完成了22口井共计61井次的蒸汽吞吐注汽,累计产油量为2.23×1~4t。研究成果对浅、薄层蒸汽吞吐合理开发具有应用价值。

稠油油藏吞吐后转氮气泡沫驱

氮气泡沫驱能有效改善稠油油藏蒸汽吞吐和水驱后期的开发效果。以辽河油田某区块莲花油层稠油油藏为对象,开展氮气泡沫驱研究。通过岩心驱替实验,确定了氮气泡沫驱的最佳气液比;利用油藏数值模拟技术,建立了三维地质模型,进行了目标区块历史拟合。在此基础上,优化了氮气泡沫驱注采设计方案,预测对比了方案实施后的效果。研究结果表明:目标区块宜采用注泡沫2个月后开井生产4个月的周期氮气泡沫驱开发方式,注入最佳气液比为1.3:1,发泡剂最佳使用质量分数为0.45%,单井注入速度为45 m^3/d;与同期注水开发预测结果相比,周期氮气泡沫驱的预测阶段采收率可提高6.09%。氮气泡沫驱技术可显著提高该区块稠油油藏采收率。

稠油油藏注氮气吞吐注采参数正交实验设计

针对注氮气吞吐注采参数优选中单因素分析方法工作量大,不能反映各参数对开发效果影响程度的问题,运用正交实验设计对某区块注氮气吞吐过程中的周期注入量、注入速度、注入压力、产液速度和闷井时间进行方案设计,利用直观分析和方差分析法对实验结果进行分析,得到最优的注采参数方案及各参数对开发效果的影响程度,为现场注氮气吞吐注采参数的优化提供了理论指导。

三塘湖油田马46井区低渗透油藏CO_2吞吐开发研究与应用

三塘湖油田马46井区储层物性差、原油黏度高、自然产能低。为获得有效产能,进行了CO2吞吐开采方式研究。通过注CO2原油体系膨胀实验结合数值模拟研究对该油藏进行了CO2吞吐可行性研究和吞吐参数优选。CO2吞吐矿场试验和跟踪评价显示CO2吞吐在马46井区已见到较好效果。

海上稠油油田蒸汽吞吐注采参数优化研究

针对渤海海域典型稠油油藏高效开采存在的问题,运用油藏工程方法及数值模拟手段,优化海上稠油蒸汽吞吐注采参数及技术对策。研究结果表明,海上稠油蒸汽吞吐经济极限油汽比为0.22。第1周期注汽强度为20 t/m,周期注汽量递增率为20%,注汽速度为250 m3/d,蒸汽温度为340℃,闷井时间为5 d,井底蒸汽干度为0.5,产液速度为200 m3/d。各周期井底流压下降幅度应依次降低。根据该结果,预测海上稠油蒸汽吞吐产油剖面随周期数的增加而逐渐降低,11个吞吐周期条件下,采出程度可达15.6%。研究结论对海上稠油蒸汽吞吐、合理开发有重要指导意义。

南堡35-2海上稠油油田热采初探

南堡35-2油田是迄今为止中海油在已开发油田中所面临的最具挑战性的稠油油田。该油田常规开发,油井产能低,采油速度小,预测采收率低。根据南堡35-2油田地质特点,结合海上开发及目前热采工艺新的突破,提出多元热流体吞吐热采思路,对开发层系、井型、井距、热采参数等进行优化,提出了推荐方案,并预测实施多元热流体吞吐后较依靠天然能量常规开发采出程度有效提高。矿场先导试验证实单井热采高峰日产油相比冷采邻井产能提高三倍。该研究探索出了一条适合海上稠油高效开发的新模式,开创了国内海上稠油热采的先例。