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。

南川常压海相页岩气注CO_(2)吞吐提高采收率工程实践

当前研究实验和模拟论证了注CO_(2)吞吐提高页岩气采收率的理论可行性,然而其实际工程效果尚未得到现场试验的验证。为此,基于四川盆地南川常压海相页岩气藏地质赋存及生产特征,开展了页岩等温吸附和CO_(2)—CH_(4)竞争吸附机理研究,实施了国内首次常压海相页岩气衰减井CO_(2)吞吐现场试验,并提出了构建成套技术体系的攻关方向。研究结果表明:①气井生产到后期进入低压低产阶段,表现出地层能量不足的特征,是提高气井采出程度的重要阶段;②常压页岩的CH_(4)和CO_(2)吸附能力明显高于低压或高压页岩,采用CO_(2)提采更具可行性和必要性;③相同条件下的常压、高压和低压3组页岩样品均表现出对CO_(2)的吸附量大于对CH_(4)的吸附量,且对气体的吸附能力依次为南川(常压海相)页岩>长宁(高压海相)页岩>延长(低压陆相)页岩;④试验井注CO_(2)吞吐增产效果明显,页岩气单井预测最终可采储量(EUR)从0.75×10^(8) m^(3)上升到0.90×10^(8) m^(3),单井控制储量5.186×10^(8) m^(3),预计采收率提高了2.9%。结论认为:①实施的国内首次常压海相页岩气衰减井注CO_(2)吞吐试验取得突破性进展,为我国页岩气井提高采收率技术研发与应用提供了重要借鉴与参考;②亟需开展页岩气衰减井CO_(2)提采资源潜力与时机评估、提采效果定量评价与工艺优化等研究,并形成页岩气衰减井注CO_(2)吞吐提高采收率成套关键技术及标准体系。

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。

低渗砂岩油田CO_(2)驱化学机理及提高采收率研究

针对低渗砂岩油藏进行了CO_(2)驱开发技术研究,分析了CO_(2)驱油化学机理及主要影响因素。基于目标油藏流体特征进行了PVT拟合,确定其CO_(2)驱最小混相压力,明确了不同压力及注入时机对CO_(2)驱采收率、气油比、含水率及驱动压差等的影响规律,探究了CO_(2)泡沫驱在提高采收率方面的效用。结果表明:24.5 MPa为目标区域CO_(2)驱的最小混相压力,采收率会随着压力的升高而增加,28 MPa时CO_(2)驱提高采收率可达30.57%。气体突破时间、总采收率与CO_(2)注入时机密切相关,CO_(2)注入越早,越有利于采收率的提高,出口含水率为60%时注入可提高采收率39.13%。CO_(2)泡沫驱可以在一定程度上起到提高采收率的效用。

X区块一类油层聚驱后化学驱提高采收率研究

X区块一类油层中聚驱后形成优势渗流通道,油层水淹情况严重。为了进一步提高区块动用程度及采收率,采用数值模拟方法对比不同井网重构及化学驱开发效果,结合经济效益优选适合目标区块的提高采收率方法。结果表明:低初黏凝胶可有效封堵优势渗流通道,降低油层水淹程度,聚驱后化学驱可有效提高采收率。综合开发效果和经济效益采取分流线加密油井结合加入低初黏凝胶调堵剂的弱碱三元复合驱体系进一步挖潜聚驱后剩余油,提高采收率8.78%。

玛湖砾岩油藏体积压裂开发后烃气混相驱提高采收率实验

在新疆玛湖致密砾岩油藏采用烃气驱大幅提高采收率技术,面临水平井体积压裂规模开发后,小井距下水力压裂缝网易形成气窜通道,影响气驱波及体积的问题。为研究压裂后水平井井网对烃气驱开发效果的影响,提出了玛湖致密砾岩油藏人工裂缝+基质注烃气驱油模式,基于该模式设计实验模型,利用拼接比例的不同造缝与未造缝全直径岩心模型进行气驱实验,明确压裂缝与基质关系。结果表明:通过烃气驱岩心采收率可达38.26%;全直径岩心造缝比例越高,采收率越低;小规模的压裂可以使采油速度更加平稳,同时可以获得更高的采收率;烃气驱结束后通过吞吐的方式可进一步提高采出程度7.1%。该项实验可以为烃气驱现场试验水平井压裂规模、合理井距及注气速度提供了具有现实指导意义的研究基础。

pH响应型壳聚糖/表面活性剂体系构筑及其提高采收率效果研究

壳聚糖分子本身具有大量的亲水位点(氨基),但仅含有少量的疏水位点(乙酰氨基)。同时,由于疏水基团的随机排布所产生的空间位阻,进一步减弱了其在油水界面吸附的能力。表面活性剂与壳聚糖分子之间能够形成混合吸附层,增大了界面膜强度,减缓液滴之间的聚并,进而协同增强乳状液的稳定性,提高了乳状液的耐温耐盐性能。将阴离子表面活性剂SDS和两性离子表面活性剂BS12与壳聚糖进行复配。通过水溶液分散体系稳定性及油水界面张力等因素对复配比例进行优化筛选,构筑出壳聚糖/表面活性剂的pH响应乳状液增效体系。借助动态光散射(DLS)、静态多重光散射(S-MLS)、界面张力及SEM等表征手段,研究了壳聚糖/表面活性剂复配体系及其形成的乳状液的pH响应行为,进而探明了壳聚糖与表面活性剂分子之间的协同增效作用机理。结果表明:壳聚糖/BS12展示出pH响应性能,兼具良好的提高采收率效果,为刺激响应型驱油体系的开发与应用提供了理论指导。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO_(2)吞吐提高采收率机理

页岩油藏的成功开发在缓解我国能源紧缺的问题上发挥了重要作用,但衰竭式开发采收率较低,传统提高采收率的措施难以有效增产,因此明确页岩油藏注CO_(2)提高采收率的机理,对于探索页岩油的开发技术具有重要意义。为此,以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏为例,开展了一系列注CO_(2)实验并结合流体注入能力和油气组分传质评价实验,揭示了注CO_(2)吞吐提高采收率的机理,并明确了注CO_(2)吞吐的埋存形式、埋存效率与其生产动态之间的耦合关系。研究结果表明:①CO_(2)的注入能力是水的7.77倍、N2的1.18倍;增加注入压力,促进CO_(2)与原油之间的相互作用,能有效提高CO_(2)的注入能力。②CO_(2)对原油物性的改善能力显著强于N2,在CO_(2)—原油组分传质的协同作用下,注CO_(2)吞吐的采收率比N2高6.84%。③原油膨胀和黏度降低是注CO_(2)吞吐前期提高采收率的主要机制,而后期主要通过CO_(2)对原油轻质烃类组分置换、萃取进一步实现了采收率的提高,混相压力(MMP)是注CO_(2)吞吐的阈值压力。④注CO_(2)吞吐过程中,埋存率从最初的77.77%持续降低到7.14%,不同形式CO_(2)的埋存比例具有动态变化的特征,但主要以游离态和溶解态埋存为主。结论认为,吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO_(2)吞吐在提高采收率的同时实现了CO_(2)的埋存,实验结果为研究国内相似页岩油藏注CO_(2)吞吐提采—埋存效率提供理论支撑和经验借鉴。

五里湾X1油藏如何提高采收率

靖安油田五里湾油藏以开发三叠系X1油藏为主,储层为湖成三角洲沉积,属于低渗透油藏,油藏平面、剖面非均质性较强。开发以注水为主,X1油藏目前综合含水率72.5%、采出程度25.4%,处于双高开发阶段,随着注入、采出程度的增大,油藏的平面单向突进、剖面上层内、层间矛盾日益突出,水驱油效率逐渐下降,从而影响着油田的稳产和开发效果,如何提高最终采收率是油藏开发永恒的主体。本文重点总结了X1油藏实施空泡驱、微球驱、注采井网调整、不稳定注水、精准堵水等措施后提高最终采收率,为后期整个X1油藏提高采收率提供方向。

多层砂岩油田热采油藏管理提高采收率

概述了美国科恩河油田多层砂岩稠油油藏的特征和开发历史,重点讨论了强化热采油藏管理提高采收率的实践。科恩河油田为水动力圈闭的单斜油藏,蒸汽驱开采后期,碳氧比能谱测井、四维时移热采动态及注采井动态监测结果,孤立单河道砂体识别、追踪,全油田三维地质建模及数值模拟研究为识别剩余油和提高采收率提供了依据。人工智能、蒸汽泡沫驱、双油管完井分层注蒸汽等措施扩大了蒸汽驱波及体积。加密井、水平井钻井及浅部油藏侧钻水平井可大幅度增加可采储量,水平井产量达到相邻直井的3倍以上。为开采油藏下倾部位油水界面附近未动用的“冷油藏”,在下倾部位水层钻产水井泄压,使蒸汽驱得以有效波及到该部位剩余油。

微泡流体在压裂与提高采收率中的研究与应用

综述了现有泡沫流体在压裂和提高采收率中的研究进展与应用特性,提出泡沫流体仍存在苛刻环境下稳定性不足、提高采收率有限、伤害储层等问题。介绍了一种可循环微泡沫流体(CGA),分析论证CGA作为压裂液和驱替液在提高采收率中具有良好的应用前景,并提出对其未来研究的展望。

CO_(2)对稠油油藏的物性调控及辅助蒸汽驱提高采收率

为提高稠油油藏蒸汽驱后期开发效率,聚焦“双碳”背景下CCUS-EOR(碳捕集利用和封存体系提高采收率)技术的应用,以克拉玛依油田J6区为研究对象,通过对CO_(2)作用前后的稠油四组分分析,测试饱和压力、膨胀系数、黏度和密度变化情况,探究CO_(2)对稠油物性的调控效果;通过并联岩心物理模拟实验研究CO_(2)辅助蒸汽驱提高采收率效果。研究结果表明:稠油黏度主要受胶质和沥青质含量影响,稠油随着CO_(2)溶解气量的增加,饱和压力由2.08 MPa上升至11.11 MPa,膨胀系数总体呈上升趋势,上升7.6%;同时,黏度降低30.5%,密度减小3.5%。表明CO_(2)在提高饱和压力的同时,通过优化膨胀系数、黏度和密度,有效改善了稠油物性。此外,采用CO_(2)辅助蒸汽驱后,在CO_(2)溶解降黏、破乳的作用下,稠油采收率从38.55%提高至46.46%,相比纯蒸汽驱提高了7.91%。为CO_(2)辅助蒸汽驱提高稠油采收率的应用提供了理论和实验基础,可为同类型稠油油藏提高采收率提供借鉴。

水气交替提高采收率技术进展

水气交替(WAG)注入技术是一种提高油藏采收率的有效方法,已经在多种类型的油藏中得到应用。本文介绍了WAG技术的发展背景和研究意义,然后根据注入方式、流体类型和混相状态对WAG技术进行了分类,并分别阐述了各类WAG技术的优缺点和驱油机制;分析水的矿化度、滞后效应、油藏非均质性、润湿性和WAG比例等因素对WAG技术效果的影响。基于WAG技术在实施过程中遇到的气体提前突破、设备问题和沥青质沉积等挑战,提出相应的解决措施,对未来的研究方向进行展望。

微生物产表面活性剂降压增注提高采收率实验研究

针对低渗油田注水井压力高、配注不达标、注水开发效果差等问题,在研究分析储层特征、油藏条件、地面配套的基础上,从原油样品中优选能产生高效生物表面活性剂的菌株Bhj-04。通过室内毛细管驱替实验、岩石润湿性测试、油水乳化现象对比、原油沾附效果评价、岩心驱替模拟实验分析该高效微生物产表面活性剂的性能。实验表明:此菌株产高效表面活性剂具有良好的润湿反转性,经菌剂液体浸泡的岩石样品表面润湿性转变为亲水性能,能有效降低油水界面张力防止水锁导致的储层伤害;岩心驱替实验中加入菌液后能有效提高岩心驱替过程采收率6%,注水井压力降落32.9%。效果明显,研究成果可对低渗油田降压增注提高采收率提供参考意义。

原位二氧化碳泡沫驱提高采收率实验

原位CO_(2)泡沫驱是一种很有潜力的提高采收率技术。通过原位CO_(2)泡沫驱提高采收率实验,优化了生气体系、泡沫体系以及注入参数,得到了最佳的注入量、注入速度和适用的渗透率级差范围。研究结果表明,在温度为70℃,地层水矿化度为10 000 mg/L条件下,得到可以作用于地层深部的原位CO_(2)泡沫体系,其配方为:2.1%碳酸氢铵+1.6%醋酸+9.5%氯化铵+0.1%α-烯烃磺酸钠AOS+0.1%油酸酰胺丙基甜菜碱DHSB,泡沫体积可达810 mL,泡沫综合指数为15552 mL·min。该体系形成的泡沫在油藏中部具有较高黏度和较大弹性的特性,能够有效封堵高渗通道,表现出良好的封堵能力。在渗透率级差为6左右时,原位CO_(2)泡沫体系注入速度控制在1.0mL/min左右,注入段塞量控制在0.3 PV,能够发挥最佳的调驱效果。研究还发现,该泡沫体系在渗透率级差为3.9~13.7的非均质储层中能有效提高采收率,而在渗透率级差为15.6的条件下,虽然未能显著提高低渗层采收率,但在高渗管中仍然有一定的洗油作用。本研究为原位CO_(2)泡沫驱技术的应用和优化提供了重要参考。

四川盆地天然气藏提高采收率技术进展与发展方向

四川盆地油气资源丰富,有超级含油气盆地之称,是我国最具开发潜力的含油气盆地之一,具有开发对象复杂,气藏类型多且普遍具有低孔、低渗、水侵活跃、非均质性强等特点,因此天然气提高采收率面临巨大挑战。为此,系统剖析了四川盆地常规气藏特点和提高采收率难点,回顾了发展历程,梳理了提高采收率技术模式和技术体系,总结了近年来针对复杂气藏提高采收率技术取得的最新进展,并对未来发展进行了预测。研究结果表明:①经过60余年的天然气勘探开发,四川盆地已形成了“全生命周期统筹、全生产系统协同”提高采收率核心理念;②创立了以“早期评价与部署,储量刻画与动用,水侵诊断与治理,工艺配套与优化”为核心的气藏全生命周期提高采收率技术模式;③建立了地质与气藏工程、钻完井工程、采气工程、地面工程等多专业协同的提高采收率技术体系;(4)随着盆地开发重心逐步向超深层复杂岩性气藏、非常规气藏等地质条件更加复杂的领域转移,提高采收率技术未来的发展方向将包括超深层气藏薄储层精细描述、多重介质跨尺度数值模拟、超深特殊工艺井排水采气、非常规气地质工程一体化等多个方面。结论认为,60余年来不断丰富完善和形成的提高采收率技术模式和技术体系不仅为四川盆地天然气规模效益开发提供了有力技术支撑,同时也为国内外类似气藏提高采收率技术的选择提供了理论指导和技术借鉴。

特高含水油藏剩余油分布特征与提高采收率新技术

渤海湾盆地胜利油区经过60多年开发,整装、断块油藏已处于特高含水开发阶段,含水率超过90%,稠油油藏进入高轮次吞吐开发阶段,整体采出程度不到40%,仍有大幅度提高采收率的潜力,需要攻关进一步提高采收率技术。针对整装油藏特高含水后期高耗水层带发育、低效水循环严重,断块油藏剩余油分布差异大、有效动用难度大,深层、薄层超稠油注汽难、热损失大,有碱复合驱油体系结垢严重,聚合物驱后油藏动态非均质性更强、剩余油更加分散以及特高含水后期套损井多、出砂加剧、精细分层注采要求高等难题,明确地质及剩余油分布特征,深化驱油机制认识,围绕整装油藏经济有效开发、断块油藏高效均衡开发、稠油油藏转方式开发、高温高盐油藏化学驱开发开展技术攻关,形成整装油藏精细流场调控技术、复杂断块油藏立体开发技术、稠油油藏热复合驱提高采收率技术、高温高盐油藏化学驱技术、特高含水期主导采油工程技术等特高含水油田提高采收率技术系列,开辟先导试验区,取得显著开发效果,实现工业化应用,支撑胜利油区持续稳产。

柴达木盆地涩北气田提高采收率关键技术与发展方向

柴达木盆地涩北气田是国内最为典型的规模最大的多层边水疏松砂岩气藏,气田开发过程中,受出水、出砂影响,采收率偏低,提高采收率工作始终贯穿于该气田开发的全过程,但仍然存在瓶颈问题和不适应性。为此,在系统梳理涩北气田试采、建产、稳产、调整阶段开发技术的基础上,重点分析了影响气藏采收率的关键因素,围绕“层间储量均衡动用、平面边水均衡推进、降低井筒压损与废弃压力”思路,提出了提高采收率的关键技术,并在评价实施效果的基础上,指出了未来提高采收率的技术方向。研究结果表明:①影响采收率的因素是储层强敏感性使渗流通道闭塞、边水非均衡指进式侵入、划分单元与开发井网对储量动用控制差、排采与集输工艺不适宜导致气藏废弃压力高等;②低丰度剩余气挖潜、人工干预边水侵入、细分加密提高储量动用、积液积砂助排清堵降阻、增压外输是提高采收率主体技术;③调补建产、内控外排、砂水同治、三级增压等取得显著效果,持续精细挖潜、精准治水和井网重构、注剂驱替是进一步提高采收率的关键。结论认为,形成的提高采收率关键技术高效支撑了涩北气田实现了年产天然气超过50×108m3,连续稳产12年的创举,为打造青海“绿色能源高地”,保障甘青藏三省区天然气供给需求和能源安全做出了积极贡献。

天然气提高采收率理论基础、技术方法与发展方向

中国大部分主力气田相继进入开发中后期且整体采收率不高,天然气提高采收率研究与实践形势迫切。为了促进天然气提高采收率理论技术进步和开发水平提高,建立了统一、具有普遍适用性的天然气采收率评价模型,分析了影响天然气采收率的关键因素,明确了天然气提高采收率发展前景与方向。研究结果表明:①储量利用程度、压降波及系数和压力衰竭效率是影响天然气采收率的3个关键因素,天然气采收率是3个关键因素对应系数的乘积;②结合安岳气田龙王庙组气藏、克拉2气田、苏里格气田和川南页岩气等开发实践,针对常规水驱气藏、致密气和页岩气等非常规气,通过提高储量利用程度、压降波及系数和压力衰竭效率预计可提高采收率6~15个百分点;③提出了天然气提高采收率理论技术攻关方向,包括明确气藏提高采收率机理、研发提高采收率新方法、加强提高采收率技术现场试验。结论认为,研究结果奠定了天然气提高采收率理论基础,系统形成了不同类型气藏提高采收率技术方法,为已开发气田提高采收率和持续稳产提供了技术支持,并可促进我国天然气产业持续健康快速发展,对保障国家能源安全具有重要指导意义。

中国海上气田开发与提高采收率技术

中国海上目前在生产气田共计有30个、气井总数为288口,主要分布在莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地、东海陆架盆地和渤海湾盆地。海上气田的勘探成本、工程建造成本、钻完井和生产操作费用均较高,加之开发调整及生产措施实施难度大,因而陆上气田开发采用的相关方法和技术在海上推广应用便受到诸多限制。为了提高中国海上气田开发的效益,有必要归纳和总结我国海上气田在开发技术与提高天然气采收率技术方面的研究成果与实施经验。按照气藏特点,将中国目前的海上气田分为凝析气藏、低渗透气藏、边底水气藏、高温高压含酸气气藏、深水气藏等5种类型;在此基础上,对其地质特征、开发特点及存在的问题分别进行了探讨;进而结合典型案例对各类气藏的配套开发技术与提高天然气采收率技术及实施经验进行了总结;最后对中国海上天然气开发技术的发展方向及潜力给予了展望。