CO_2在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油中的溶解性研究

为论证CO_2驱油技术在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油开发中的可行性,开展了原油注CO_2膨胀实验及细管驱替实验,以研究CO_2在研究区稠油中的溶解特性。实验结果表明:(1)在目前16.41MPa地层压力的条件下,当CO_2注入比例达到50mol/mol时可使原油黏度降低42.3%~66.7%,原油密度由0.9011g/cm3降低至0.8428g/cm3,体积系数增大20%,原油膨胀系数增加至1.13~1.24,气油比增加6.3~8倍,饱和压力增大140%~306%;(2)随注入压力提高,地层原油采收率不断增加,气体突破较晚,当注入压力为45MPa时,地层原油采收率为46.68%,表现为非混相驱特征;(3)实验结果表明CO_2对研究区稠油具有很好的降黏和膨胀作用,表明CO_2非混相驱油技术适用于研究区特深层稠油油藏开发。

昌吉油田吉7井区稠油油藏注水开发原油黏度界限

由于经济和技术上的限制,深层稠油不适宜热采开发。国内一些稠油油藏采取常规注水开发,取得了较好的开发效果。如果原油黏度过大,水驱效果变差,当注水开发采收率低于经济极限时,就不再适合注水开发,因此原油黏度是决定能否进行注水开发的关键。准噶尔盆地昌吉油田吉7井区属于深层大型稠油油藏,埋藏深度大,原油黏度区间大。为确定注水开发稠油油藏原油黏度的界限,开展了现场注水开发试验和室内实验,确定了地层原油黏度小于2 470 m Pa·s的油藏均可实施注水开发,为吉7井区深层稠油油藏较大规模地投入注水开发提供了科学依据。

温度对昌吉油田吉7井区稠油油藏油水相对渗透率的影响

为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相对渗透率实验。实验结果表明:(1)在50～200℃之间,束缚水饱和度随温度升高而增大,残余油饱和度随温度升高而减小;(2)在同一含水饱和度条件下,油相相对渗透率随温度升高而明显增大,随着含水饱和度增加,油相相对渗透率增加的幅度逐渐减小;(3)当渗透率在50～200mD之间时,岩心渗透率的改变对温度与束缚水饱和度、温度与残余油饱和度以及温度与稠油/水相对渗透率之间的相对关系没有影响。

昌吉油田掺水系统结垢机理分析及对策研究

昌吉油田属于中深层稠油油田,为了解决稠油流动性差的问题,地面集输采用双管伴热回掺热水工艺。但该工艺在运行过程中掺水系统出现了不同程度的结垢,以换热器内结垢最为严重。通过对掺水系统结垢机理进行分析,采取了以下措施:将出站温度设定在55~60℃之间,减少换热器出口温度波动;将掺水比控制在60%~70%之间;出站压力控制在2.1 MPa左右;将井口回压控制在0.6~0.9 MPa之间。另外,还采用了物理阻垢和化学药剂阻垢的方法。通过采取上述措施,减缓了系统结垢趋势,延长了设备清洗周期,节约了生产费用,提高了设备使用效率。

模糊综合评判法在昌吉油田吉7井区梧桐沟组油层分类中的应用

模糊综合判别法是研究样本分类的一种多元统计方法,以昌吉油田吉7井区梧桐沟组油层为研究对象,在研究该区块油层参数变化规律的基础上,制定模糊综合矩阵,对梧桐沟油层组进行归类,得出各类油层空间展布规律,同时结合试油试采资料,研究油层类型与产能的关系。

水平井分段分簇压裂缝间干扰和段间干扰建模——以昌吉油田吉7井区八道湾组油藏为例

昌吉油田吉7井区八道湾组油藏开发过程中直井水力压裂的储集层改造效果有限,产能受到限制,需要开展水平井多级压裂。针对吉7井区八道湾组的地质力学特征,采用扩展有限元法编制了非平面人工裂缝扩展模型,模型考虑了多簇裂缝同时扩展时的缝间干扰和分段压裂时邻近段的段间干扰,表征了吉7井区八道湾组水平井非平面裂缝扩展特征。结果显示,段内缝间干扰会抑制中间簇裂缝半长,使得外侧裂缝的缝宽更大、裂缝半长更长;缝间干扰和簇间干扰使得裂缝扩展呈现非平面特征,在几何形态上具有一定曲率。通过与压裂施工数据和微地震监测数据对比,认为裂缝数值模拟结果与现场数据拟合程度较好,模型在目标区域的应用效果较好。在吉7井区八道湾组开展水平井多级压裂实验,单井日产油量达到了同井区直井的7.8倍,取得明显成效。

聚合物驱提高采收率技术在昌吉油田吉7井区的研究与应用

针对昌吉油田吉7井区常规水驱预测采收率偏低的现状,采用物模实验的方法研究了聚合物驱提高该区块采收率的应用潜力。实验结果表明,吉7井区储集层的渗透率级差、含水率、原油黏度等指标均能满足开展此项工艺的条件。物模实验还评价了水油流度比对提高采收率的影响。实验结果表明,三管并联岩心,水油流度比为(3∶1)～(1∶1)时,与常规水驱相比,能提高采收率5%～10%,为现场实施方案的制定提供了技术依据。在昌吉油田吉7井区5口注水井实施的聚合物驱现场试验结果表明:聚合物驱能够改善注水井的吸水剖面,控制井组含水上升速度;与常规注水井相比,能提高采收率5.5%。

致密油层体积压裂滑溜水体系研究及在昌吉油田的应用

针对昌吉油田致密油水平体积压裂要求，研制出新型耐温耐盐降阻剂WH24及具有助排、破乳、黏土防膨和杀菌作用为一体的多功能增效剂。通过室内实验对滑溜水体系进行评价，直管降阻实验结果显示质量分数0.06％-0．1％降阻剂的滑溜水降阻效果明显。大排量连续混配滑溜水体系在昌吉油田致密油层3口水平井共计55层的压裂施工成功率100％，滑溜水施工排量11m^2／min，降阻率相比清水可降低80％。该滑溜水体系出色的降阻效果为昌吉油田致密油层的体积压裂成功实施奠定了基础，同时也节约了成本，减少了环境污染。

昌吉油田致密油长位移丛式水平井钻井技术

美国致密油成功开发的经验表明,适宜的工程技术与“工厂化”运行模式的有机结合是降低开发成本的有效手段.为了进一步降低开发成本,昌吉油田致密油有效开发试验区采用了大井丛平台水平井开发方式,以满足“工厂化”作业模式需要.针对昌吉油田二叠系芦草沟组致密油钻井地质特点,阐述了井身结构优化设计、钻头优选、水平井眼方位选择、三维井眼轨迹优化设计与精细控制、丛式井防碰以及钻井液体系优选等关键技术,通过现场试验,井身结构实现了由四开变三开,机械钻速较前期探井提高了2.46倍,钻井工期缩短了82.75 d,采用常规定向工具满足了1 300～1 800m水平段三维井眼轨迹控制要求,钻井成本大幅度降低,为该区致密油有效开发创造了有利条件.

昌吉油田致密油长水平段水平井优快钻井技术

利用长水平段水平井开发低渗透性、致密油气藏是油田开采的重要技术手段,昌吉油田属于典型的低渗透性油藏,新疆油田公司针对昌吉油田先导试验水平井做优快钻进技术研究,对昌吉油田后期水平井的开发有指导性意义。分析了致密油水平井钻井过程遇到的平台井组井眼间距小、防碰绕障工艺复杂、二叠系地层可钻性差、长水平段带来摩阻扭矩大、托压严重等难点。通过井身结构优化、地层可钻性评价、优选导向钻具和PDC钻头、新工具应用等技术研究,并在不同施工阶段制定针对性技术措施,有效地提高机械钻速。JHW018水平井利用常规导向钻具完成1963.92m长的水平段,对昌吉油田利用常规导向钻具完成长水平段水平井有指导性意义。

旋转导向钻井技术在昌吉油田JHW007水平井中的应用

JHW007井是2013年新疆昌吉油田吉木萨尔井区部署的一口目的层为芦草沟组致密油藏的先导试验水平井,设计井深4 593 m。通过优化井身结构、优选PDC钻头、优化轨迹控制技术和钻具组合、使用先进的旋转导向系统等技术措施,该井顺利完钻,在造斜段采用三维绕障轨迹控制技术两趟钻完成施工;三开水平段使用旋转导向钻井系统,使水平段一趟钻完成;全井斜井段施工仅用21.77天完成,大大提高了该区块水平井的机械钻速。

昌吉油田冷采稠油回掺热水降黏集输工艺

昌吉油田所辖区块油藏具有原油黏度高,储层中低渗的特点,采取管网远距离集输工艺,存在井口高回压甚至凝管等问题,而采取井口单罐生产收油车倒油至集中处理站的集输方式,存在收油车卸油困难、单罐电伴热能耗高、收倒油运费高、巡检管理不便、影响原油连续生产等问题。为此,采用回掺热水降黏集输工艺,使昌吉油田实现了稠油的管网集输,吨油运行成本降低46%。探讨了该工艺在实际运行过程中暴露的问题,提出了停加降黏剂、在各回掺水配水站增加燃气水浴炉、使用伴生气代替CNG作为相变加热炉燃料等解决方法,取得了显著的经济效益和社会效益。(图8,表1,参11)

昌吉油田冷采稠油回掺热水集输特性

为适应注水冷采稠油地面集输要求,昌吉油田下设吉7井区采用了回掺热水集输工艺。随着产能建设规模的不断扩大,吉7井区出现了油井掺水温度和压力较低、掺水量过大等问题。通过统计现场相关生产数据,分析了油井掺水量的主要影响因素,计算了回掺热水集输过程中的热力损失,并进行了部分油井的停掺热水试验。结果表明:油井回掺水量主要受油井集输管长影响;掺水集输管道的保温效果较差,热力损失较为严重;在停掺热水集输过程中,井口采出液存在较明显的段塞流,极易造成油井采出液集输困难。研究成果可为昌吉油田冷采稠油的现场管理和工艺优化提供理论指导。(图7,表1,参20)

高速通道压裂技术在新疆油田致密油储层应用效果分析

昌吉油田二叠系芦草沟组为自生自储型油藏,具有典型致密油的特征,该储层纵向上发育上、下两个甜点体,吉3*H井与吉7*H井是位于该区块的水平井,钻井井眼轨迹均在上甜点穿行,两井导眼井对应目的层的渗透率和自由流体孔隙度相当,储层厚度相当,电性相当,且水平段钻进物性上吉3*H井比吉7*H井要差,裂缝发育程度也较吉7*H差,吉7*H井采用传统压裂加砂模式,而吉3*H井采用高速通道压裂技术,两井施工均获得成功。通过两井施工数据、压后退液试产数据以及节约施工材料的对比分析,确定了高速通道压裂技术在致密油储层压裂改造方面具有较明显的优势。

高温压裂液对低流度型致密油压裂水平井产量影响因素模拟研究——以新疆昌吉J3水平井为例

高温压裂液技术对低流度型致密油起到降稠、有效避免储层冷伤害的作用,为找到不同压裂施工参数对低流度致密油开发效果的影响,建立井筒温度场模型和模拟压裂液的注入反排过程,得到精确的井筒温度场,并计算出高温压裂液从井口到井底的温度变化、各压裂施工参数对于生产过程的影响。研究后认为,低于54℃的高温压裂液从地面到达井底会升温,反之会降温;随压裂液温度的升高,初期能有效增产,随时间增长,增产效果下降;原油黏度对压裂液温度越敏感,高温压裂液的增产效果越明显,并随压裂液的温度增高,增产效果越好;注入高温压裂液后,关井时间越长,获得的累计产油量越小,但日产油量在关井半年时间能获得最大值。

昌吉致密油先导试验区钻井提速及工具国产化

昌吉油田致密油勘探开发中,存在着机械钻速低、钻头选型难、复杂时率高、钻井周期长等技术难点;钻进过程中膏质泥岩蠕变缩径,强水敏性地层缩径;三叠系二叠系地层水敏性强、坍塌压力高、井壁稳定性差等问题严重制约了钻井提速和钻井综合时效;2013年优化为三开井身结构后存在长裸眼直井段、造斜段长期浸泡,井壁易失稳,影响水平井安全钻进和提速工作。通过对地质特征、前期施工钻井难点和钻井施工技术现状进行了钻井技术研究,从钻头选型、提速工具、钻井液体系优化和配套工艺进行现场试验,提速工作取得了巨大成绩。

致密油水平井产能主控地质因素研究

为明确地质因素对致密油水平井产能的影响,建立压裂水平井模型,利用数值模拟方法研究不同地质因素对产能的影响。通过定义影响因子,量化各因素对产能的影响,明确了产能的主控因素。结果显示:储层各参数对致密油水平井初期日产油量和累计产油量均有影响,但程度不同;通过对各参数影响因子的计算可知,天然裂缝发育程度、基质孔隙分布情况是致密油水平井单井初期产能的主控因素,而渗透率、天然裂缝发育程度及基质孔隙分布是致密油水平井单井累计产油量的主控因素。该成果明确了研究区单井产能的地质主控因素,有利于水平井的优化设计,对于提高致密油水平井单井产量具有一定的指导意义。

新疆吉木萨尔页岩油藏压裂水平井压裂簇数优化研究

页岩油藏原始渗透率极低,自然条件下无经济产能,实践表明大型水力压裂是高效开发页岩油藏的最有效手段.然而,目前鲜有关于页岩油藏压裂水平井裂缝簇数优化研究的报道.针对这一问题,利用不稳定渗流理论建立了多段压裂水平井多井数值模型,在储量动用充分的原则,提出了一套页岩油藏多段压裂水平井裂缝簇数优化方法,并进行了实例应用分析.结果发现,当昌吉油田页岩油藏多段压裂水平井裂缝簇数大于80条,累计产油量的增长趋势趋于平缓,可确定其合理的裂缝簇数为70~80,簇间距范围在15~20 m左右.由最优裂缝簇数为75的理论模型进行产量预测,计算发现昌吉油田页岩油藏压裂水平井的累计产油量为25150 m 3,此工作可为新疆昌吉油田页岩油藏的压裂水平井裂缝簇数设计提供理论参考.

准东致密油区硫化氢产生机理浅析

通过实验及对比分析的方法,确定准东昌吉油田致密油区属微(贫)硫化氢油气藏;根据油藏特征及硫酸盐还原菌存活条件等因素分析,结合不同硫化氢成因的反应条件,推断本区硫化氢的成因为硫酸盐热化学还原成因。

A井区梧桐沟组稠油油藏水平井体积压裂开发论证

A井区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、中孔、低渗等特点,地层原油具有高黏度、高密度、中等含蜡量等特点,属于难动用储量。由于原油流度低,渗流困难,导致单井自然产能低,衰竭式或注水开发适应性差;由于油藏埋藏深度大,导致热采措施中井筒热损严重,经济效益差。为了改善本区开发效果,在中国类似稠油油藏压裂经验的基础上,结合该区前期直井压裂效果分析,论证了采用水平井体积压裂开发本区的必要性及可行性,采用了有限元压裂数值模拟技术优化了压裂规模、裂缝导流能力等参数,选取典型井组预测水平井体积压裂实际开发效果,单井衰竭开采15a,累产油达23 031t。