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。

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。

高温高盐油藏化学驱提高采收率理论技术与矿场应用

化学驱是提高采收率的重要方法之一,在油田高效开发中发挥了重要作用。基于中外化学驱技术的发展现状,针对高温高盐的苛刻油藏条件,系统总结了胜利油田化学驱提高采收率的理论技术。通过梳理胜利油田60a来化学驱技术从室内研究到矿场应用所攻克的理论和技术难题,介绍了高温高盐油藏化学驱的发展历程。通过认识驱油剂之间以及驱油剂与原油之间的相互作用和构效关系,迭代创建了高温高盐油藏聚合物“黏弹并重扩波及”理论、表面活性剂“油剂相似富集、阴非加合增效”理论和黏弹性颗粒“变形调驱”理论,并攻关形成了具有胜利特色的高温高盐油藏聚合物驱技术、无碱二元复合驱技术和非均相复合驱技术,攻克了温度为85℃、矿化度为30000 mg/L的油藏大幅度提高采收率的难题,矿场实施的96个化学驱项目的年产油量连续20a占油田年产油量的11%以上。该系列技术为胜利油田产量稳定和可持续发展做出了重要贡献。

胶囊聚合物驱提高采收率方法

针对常规聚合物驱剪切易降解、注入困难等难题,提出了胶囊聚合物驱提高采收率方法,采用多尺度渗流实验及模拟技术分析了胶囊聚合物驱渗流机制与驱油机理。研究表明:胶囊聚合物驱具有易注入、抗剪切、地层可控释放、吸附滞留率小的优势,具有很好的远距离运移能力,可实现聚合物驱“油藏深部增黏”;胶囊聚合物增黏程度越高,抑制黏性指进的能力越强,驱替前缘越趋于均匀,驱替波及范围越大。胶囊聚合物的释放性能主要受温度影响,温度越高,胶囊聚合物溶液增黏速度越快,而矿化度对胶囊聚合物溶液增黏速度的影响很小。胶囊聚合物驱适用于传统聚合物驱效果不佳的高含水油藏、井距较大的海上聚合物驱油藏、常规聚合物注入性较差的中低渗透油藏等。实施胶囊聚合物驱应“因地制宜”,根据目标油藏条件设计合理的胶囊粒径、释放时间以达到最优的驱油效果。

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。

带油环凝析气藏衰竭式开发中——后期提高采收率

针对塔里木盆地Y5凝析气藏衰竭式开发过程中地层压力和气井产能快速降低、生产气油比逐渐下降、凝析油密度和黏度逐渐升高、开发效果迅速变差等问题,将生产动态特征与地层流体组分评价相结合,重新认识该气藏为带油环层状边水凝析气藏,并采用数值模拟方法确定其油环厚度。为改善开发效果,提高凝析油气采收率,系统开展带油环凝析气藏衰竭式开发中—后期提高采收率机理研究可知:完善井网、实施循环注气开发能大幅提高油气采收率,注入介质以二氧化碳最佳,气藏自产气次之;注气方式以重力辅助气驱模式最佳。基于气藏类型和提高采收率机理研究,编制了该气藏循环注气提高采收率方案,预测原油采收率较衰竭式开发提高29.96%。该气藏循环注气开发后累计注气0.19×10^(8) m^(3),地层压力恢复4.31 MPa,气井产能恢复到方案实施前的3.09倍,可为其他同类型气藏开发中—后期提高采收率提供借鉴。

英买2缝洞型油藏注水及注气提高采收率研究

针对英买2缝洞型油藏大量剩余油未被采出问题,基于典型储层结构组合特征制备了可视化物理模型,开展了注水和注气等不同开发方式的提高采收率物理模拟实验研究。通过对比不同阶段的含水率和采收率,定量分析了不同开发方式对英买2缝洞型油藏剩余油的动用效果;利用制备的裂缝孔洞模型和断溶体模型,研究底水驱后注水、注气和气水交替开发方式的可行性,并明确了进一步提高英买2缝洞型油藏采收率的合理注采方式——低注高采注水驱油方式、高注低采注气驱油方式以及气水交替注入方式,其中,气水交替可较大幅提高原油采收率。研究结果可为英买2缝洞型油藏进一步提高采收率提供支撑。

高温中低渗油藏智能纳米黑卡驱提高采收率技术

当前化学驱储量接替严重不足,亟需攻关突破高温中低渗油藏提高采收率技术。智能纳米黑卡驱油技术是当下极具前瞻性的纳米驱油技术,可大幅度提高采收率。针对河南油田高温中低渗油藏,开展高温条件下纳米黑卡静态性能评价,并通过高温岩心驱替实验评价不同渗透率条件下智能纳米黑卡驱油效果。结果表明,智能纳米黑卡具有优异的耐高温性能,分散稳定性好,能够降低油水界面张力至10^(-1)mN/m,并具有改变润湿性和快速乳化与破乳性能。同时,纳米黑卡具有高效的洗油能力,在95℃下注入0.3 PV的质量分数为0.005%的智能纳米黑卡溶液,在目标油田不同渗透率(50×10^(-3)~450×10^(-3)μm^(2))条件下可提高采收率15.8百分点~20.0百分点。因此,智能纳米黑卡驱油技术适用于河南油田高温中低渗油藏提高采收率。

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%。

多功能压裂-提高采收率材料性能及驱替效果评价

吉木萨尔页岩油藏孔渗条件差,页岩油黏度大,水平井压裂开发过程中油藏-井筒流动保障风险较高,一次采收率低,存在滑溜水压裂液功能单一不适用的问题。以降黏-洗油-渗吸多功能压裂-提高采收率(EOR)材料SDY-1为基础研制了多功能滑溜水压裂液体系SDY-1+XC-4,通过室内实验评价其耐温耐剪切、降黏、洗油、渗吸性能,分析了其在储层温度、矿化度下的适用性,并在吉木萨尔现场应用。室内评价实验表明,SDY-1与现场滑溜水XC-4具有良好的配伍性,两者建立的多功能滑溜水压裂液体系在储层温度下具有良好的耐温耐剪切性能。30℃下SDY-1+XC-4降黏率93.68%,洗油效率66.7%,渗吸采收率33.24%。在储层温度、矿化度条件下,SDY-1+XC-4仍保持良好的性能。现场试验结果显示,试验井较对比井累增油2031.6 t。多功能压裂-EOR材料的研制应用可为吉木萨尔页岩油高效开发提供坚实的技术保障。

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。

纳米流体提高采收率机理研究现状

与传统的表面活性剂和聚合物溶液相比,纳米流体驱油是一项新的提高采收率技术,但目前机理研究成果较为分散,缺少系统性。因此,结合国内外纳米流体研究情况,总结纳米流体主要提高采收率机理,指出了纳米流体目前所面临的研究难点,展望了纳米材料在今后的攻关方向。研究表明:纳米流体提高采收率机理包括降低油水界面张力,在油水固三相区形成楔形膜,产生结构分离压力,改善流度比扩大波及体积,改变岩石润湿性,增强泡沫稳定性,降低注入压力和选择性调堵孔道;今后可从提高纳米流体稳定性、降低纳米流体成本、提高采收率机理协同性研究以及开发高效纳米驱油体系等方面进行深入探索。该研究为大规模推广纳米流体在提高采收率方面的应用提供了理论基础和实验依据。

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。

油田开发提高采收率新方法研究进展与展望

总结近年来油田开发基础研究手段方法方面的进展,以及老油田和陆相页岩油开发提高采收率新方法的研究和试验进展,分析各类方法存在的问题、提出下一步研究方向与建议。阐述了原位获取地下岩石/流体样品与无损检测分析等基础研究手段的进展,综述了“纳米水”驱等改善水驱,低浓度中相微乳液驱等化学驱,微纳米气泡驱等气驱,注空气热辅助混相驱等热采,以及密切割均匀压裂/无水压裂等常规油和页岩油提高采收率新方法的驱油机理、技术路线、关键技术研究与矿场试验进展。油田开发提高采收率新方法研究已取得了显著的进展,有些已在矿场试验中取得了良好的初步效果,但仍然面临机理研究欠深入、方法和配套工艺待完善、产业链不完整等问题,建议持续加强基础研究、加大现场试验规模,进而促进新技术系列的形成和推广应用。

苏北盆地石港特低渗储层微观特征及提高采收率对策研究

苏北盆地石港油田属低孔、特低渗砂岩油藏,油井自然产能低,采用水力压裂后注水开发可提高产油能力,但油田开发中呈现低采油速度、低采出程度和开发效果差的特点,开发矛盾加剧。因此,需明确低效开发原因,探究提高采收率对策,为提高石港油田开发效果提供理论依据。通过全岩矿物成分分析、气测岩心孔渗参数、岩心敏感性评价等方法,从岩石矿物组成、孔喉结构和岩石敏感性等方面分析了其储层的微观特性;通过油藏数值模拟以及室内岩心实验研究了压裂水驱后剩余油的分布特征;通过核磁共振在线驱替实验探究了提高采收率的对策。结果显示,储层岩心呈现出典型的低孔、特低渗特征,且在开发过程中具有一定的速度敏感性和水敏感性。压裂水驱后,岩心中剩余油主要分布在0.01~1μm中小孔径的孔道中,使用表面活性剂驱及二次水驱将岩心中剩余油采收率提高了14.81%。储层渗透率特低、微孔隙和微裂缝发育、速敏、水敏等是其低效开发的主要原因。注水开发会导致岩石矿物膨胀、运移,增大流动阻力,所以区块经压裂水驱仅明显提高主流线上剩余油的采出程度,整体动用程度不高,剩余油仍有较多富集。建议采用化学驱及多轮次驱替以增强中小孔道中原油动用程度,进一步提升油田开发效果。

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。

微观剩余油分布及提高采收率评价方法

随着常规油藏进入高采出程度和高含水“双高”阶段,剩余储量可动用性变差,稳油增产难度日益增加。为长期挖潜油藏剩余油,加强剩余油分布赋存状态及表征,全面了解剩余油分布规律成为提高原油采收率的必要前提。通过梳理国内外针对不同油藏开展的岩心分析、一维岩心驱油、微观驱油实验,并结合激光共聚焦、核磁共振成像、CT扫描成像、荧光分析等技术,从定性到定量对一到三维微观剩余油分布研究方法进行全面总结。结果表明,含油薄片分析因高保留残余油分布状态、能真实反映残余油原貌特征且技术成熟成为研究残余油分布的基本实验方法;传统岩心驱油模型是研究剩余油分布规律及提高采收率机理必不可少的实验方法,可反映真实储层情况,但只能从宏观视角分析不同因素对渗透效果的影响;真实岩心可视化模型可有效弥补传统岩心驱油模型的不足,但可视化实验装置耐高温高压有限,制作成本较高,图像处理不太清晰;微流控模型作为新兴技术,参数可控、实验重复性高,同时可将各种驱油模式下的微驱过程、流体的流动情况进行可视化展示,为评价驱油效果提供一条新途径,但简化的微观多孔模型与实际驱替实验结果仍存在一定差距。以核磁共振成像技术、X射线CT成像技术为主的成像分析技术凭借各自优势与真实岩心实验相结合,成为从微观角度有效描述剩余油分布特征的重要方法。该综述将为了解现有剩余油研究方法提供重要借鉴,为不同类型储层进行剩余油分布、高效开发、提高原油采收率等研究提供理论支撑。

稠油油藏大段塞调驱后提高采收率新技术及应用

H1块为普通稠油区块,开展多轮次调驱后,取得较好的增油效果。但随着大段塞调驱剂注入,后期压力维持在较高水平,含水率持续上升,同时注入井吸水能力下降,油井产液能力下降,产量递减加大,亟需有效开发接替技术。为进一步改善开发现状,室内设计了在大段塞调驱段塞后,注入降黏剂进一步提高采收率。室内通过大量实验,筛选出了具有良好降黏性以及界面活性降黏剂JN-1,当质量分数达到0.2%时,降黏率可达82.0%,降低油水界面张力至4.72×10^(-3)mN·m^(-1)。室内物模实验表明,在注入0.3PV调驱段塞后,继续注入0.2%降黏剂段塞0.3PV,可充分启动残余油,进一步提高采收率16.8%。现场开展降黏驱4井组先导实验,设计注入质量分数0.2%、0.14 PV降黏剂,注入后平均单井日增油0.8 t,综合含水率下降6%。

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率技术

哈拉哈塘奥陶系油藏是典型的缝洞型碳酸盐岩油藏,岩溶储层发育,储层储渗空间主要由大小不等的溶洞、溶蚀孔洞和裂缝组成,宏观上离散,局部连续,储集体空间多尺度,缝洞体空间形态及分布复杂。水驱是这类油藏最主要的开发方式,经过15 a开发,注水失效单井和单元逐年增多,水驱失效后,注气成为缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的最重要手段,注气提高采收率技术在哈拉哈塘进行了现场试验和推广应用,并且建立了6因素注气选井标准,从岩溶背景、井储关系、钻揭深度、储量规模、生产动态及剩余油类型等6个方面选井,依据注气时机、注气方式、注气量、焖井时间及指示曲线等5个方面进行注气参数设计,取得了一些注气选井原则和注气参数设计的初步认识,以期为缝洞型碳酸盐岩油藏注气开发提供参考。