复杂断块水平井CO_2吞吐选井评判方法研究

南堡陆地浅层属渤海湾凹陷盆地典型的复杂小断块油田,是国内采用水平井开发油藏的典型代表之一,随着水平井开发的逐步深入,目前大部分水平井处于高含水及特高含水阶段。近两年通过在水平井上开展CO_2吞吐的控水增油措施,取得了显著的增油效果。通过分析已实施井效果,收集现场CO_2吞吐施工评价因素,运用统计学的原理统计出单因素取值变化对吞吐成功的可能性,应用模糊评判方法,建立了适合复杂断块水平井CO_2吞吐选井潜力评价方法,为今后同类型油藏水平井CO_2吞吐选井研究提供了依据,对进一步提高水平井开发效果具有借鉴意义。

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。

玛湖凹陷上乌尔禾组强敏感油藏CO_(2)同步吞吐试验

为探索玛湖凹陷强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后高效开发提高采收率技术,在玛湖1井区开展注CO_(2)同步吞吐试验。结果表明:CO_(2)同步吞吐可提高强敏感致密砾岩油藏采收率,驱油机理主要是萃取、混相、竞争吸附、膨胀驱替等;裂缝沟通是导致气窜的主要原因,通过现场调控,实现井组与气窜井同步焖井,保证现场实施效果;试验井组受压裂液浸泡导致黏土矿物水化膨胀,造成喉道封堵,渗流能力减弱,影响了CO_(2)波及范围,导致阶段换油率较低。CO_(2)同步吞吐试验取得了较好的增油效果,试验井组阶段增油量为3983 t,换油率为0.36,该试验为强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后提高采收率提供了技术思路及矿场经验。

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。

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。

新疆油田中深层稠油CO_(2)驱/吞吐实验研究

针对新疆油田中深层稠油油藏的“中等偏强—强”速敏伤害以及“强—极强”水敏伤害引起的注水开发效果不理想的问题,基于CO_(2)独特的物理和化学性质,借助高温高压PVT实验仪和长岩心驱替装置,开展CO_(2)-原油高压物性测定和CO_(2)驱/吞吐提高采收率可行性研究,结合气相色谱和高温高压流变仪表征产出油的组成及黏度变化。实验结果表明,57.345%摩尔分数的CO_(2)能将溶解气油比(GOR)从32 m^(3)/m^(3)增大至149.3 m^(3)/m^(3)、泡点压力(pb)从6.8 MPa增大至15.7 MPa,原油体积系数从1.06增大至1.27,原油密度从0.8965 g/cm^(3)降低至0.8548 g/cm^(3),原油黏度从419.3 mPa·s降低至253.4 mPa·s,因此CO_(2)能有效补充地层能量,增大原油弹性能,减小渗流阻力。第一轮次0.95 PV(孔隙体积)的CO_(2)驱的原油采出程度为32.8%,焖井24 h后多孔介质中的流体重新分布,第二轮次0.5 PV的CO_(2)驱能提高原油采出程度17.9%。而5轮次CO_(2)吞吐的原油采出程度为63.5%。产出油的黏度呈降低的趋势,主要原因是原油中的沥青质在多孔介质中发生沉积。实验结果明确了CO_(2)驱/吞吐在新疆油田中深层稠油提高采收率的可行性。

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。

裂缝作用下CO_(2)吞吐动用基质页岩油特征

为明确裂缝作用下CO_(2)吞吐过程中基质页岩油的动用特征,通过采用实时在线称质量方法和核磁共振成像技术,研究了裂缝作用下不同混相压力、基质长度以及基质渗透率对CO_(2)吞吐效果的影响,并建立了注CO_(2)提高基质页岩油动用程度的吞吐方法。结果表明:CO_(2)在非混相、多次接触混相和一次接触混相压力下首轮吞吐动用基质深度分别为12.0、22.5、36.5 mm,累计吞吐采收率逐渐升高;但当压力大于多次接触混相压力后,累计吞吐采收率提高幅度减小;采用逐级增大衰竭压差的吞吐方式,能够弥补基质长度增加对吞吐采收率造成的不利影响,提高大尺寸基质原油的动用深度和动用程度;当裂缝密度保持不变时,基质渗透率的降低会导致累计吞吐采收率减小,且裂缝对吞吐采收率的影响程度降低;虽然增加吞吐次数和闷井时间可以提高低渗透率基质的动用程度,但提高裂缝密度、减小基质原油尺寸才是最有效的提高低渗透基质动用程度的开发方式。研究成果可为提高裂缝作用下页岩油CO_(2)吞吐采收率提供借鉴。

鄂尔多斯盆地长7储层致密油水平井CO_(2)补充能量与吞吐参数优化

长7储层是鄂尔多斯盆地主要的致密区块,近一半的致密油分布其中。针对长7储层开采渗透率低、开采难度大、依靠弹性开采产能较低、能量衰竭较快等问题,通过数值模拟的方法,构建水平井分段压裂数值模拟模型,首先对比不同吞吐方式对油田产能的影响,优选出CO_(2)吞吐为首选的补充能量方式。其次对井网形式、井网参数及吞吐参数进行优化研究。最终优选出合适的吞吐方案,达到提高生产效率的目的。结果表明,该储层的最优注采吞吐参数为:周期注入量为2673 t、注入压力为21 MPa、注入速度为90 t/d、焖井时间为10 d。研究对鄂尔多斯盆地长7储层提高采收率具有一定的参考意义。

致密油藏含水饱和度对CO_(2)吞吐效果的影响

储层中含油饱和度的变化会影响CO_(2)与储层流体相互作用,为研究含水饱和度对砂砾岩致密油藏CO_(2)吞吐采油效果的影响,基于新疆玛湖砂砾岩致密油藏储层条件,开展不同含水饱和度下CO_(2)在油水中的溶解、膨胀以及吞吐实验。结果表明:随着含水饱和度增加,CO_(2)在油水中的溶解度从6.08 mol/L降至2.01 mol/L,膨胀体积由最高1.53倍降至1.09倍,CO_(2)与原油作用效果逐渐减弱,累计采出程度最高为20.21%;含水饱和度低于45.0%时采用CO_(2)吞吐开发效果较好;当含水饱和度低于50.3%时,以沥青质沉积为主,储层渗透率降低,超过50.3%时以矿物溶蚀为主,渗透率增加。研究成果对致密油藏的高效开发具有一定指导作用。

裂缝性致密油藏CO_(2)吞吐开采孔隙原油动用特征

通过对天然致密岩心进行人工造缝,试验研究致密油储层CO_(2)吞吐开采特征,分析基质渗透率、裂缝数量对CO_(2)吞吐采出程度的影响;通过核磁共振,探究CO_(2)吞吐动用孔隙范围及剩余油分布。结果表明:随着基质渗透率从(0.1~0.2)×10^(-3)μm^(2)增大至(0.4~0.5)×10^(-3)和(0.8~0.9)×10^(-3)μm^(2),无裂缝致密岩心采收率从15.81%分别提高至20.48%和26.18%,CO_(2)动用的最小孔径从0.034μm依次减小为0.023和0.012μm;在基质渗透率为(0.8~0.9)×10^(-3)μm^(2)的含单一裂缝和多裂缝的致密岩心中,采收率分别进一步提高至41.45%和52.46%,CO_(2)动用的最小孔径减小至0.003和0.005μm;基质渗透率和裂缝对采收率的提高主要体现在吞吐前两周期,对第3周期采出程度影响甚小;孔径约为0.1μm的孔隙内的原油是多周期CO_(2)吞吐开采后期的主要增油来源;CO_(2)吞吐开采后,较高基质渗透率和多裂缝的致密岩心中剩余油分布更为均匀。

水平井+CO_(2)吞吐改善中低渗稠油油藏开发效果机制解析——以大港油田刘官庄埕隆1601区块为例

大港油田刘官庄埕隆1601区块特稠油油藏由于受原油粘度大、渗透率低、油层厚度薄、出砂及地面环境复杂等苛刻条件的制约,多年来常规的开采技术无法实现动用,为此开展了“水平井+CO_(2)吞吐”技术研究及矿场试验。利用室内实验及数值模拟手段,开展增油机制研究及注采参数优化,结果表明CO_(2)与稠油在非混相状态下混溶后,稠油粘度由16800 mPa·s下降至69 mPa·s,降粘率达99.6%,原油启动压力梯度由19.1 MPa/m降低至0.2 MPa/m,储层绝对渗透率提高了约41.86%,有效提高了稠油的流动性能;优化后的合理注采参数为:单位水平段注入强度3.5~5.5 t/m,单位水平段注入速度0.5~0.6 t/(m·d),闷井时间为25~35 d,单位水平段产液强度为0.075~0.125 m3/(m·d),采用“抽油机+液力反馈泵+电加热杆”及水力喷射泵两种注采一体化工艺。矿场“水平井+CO_(2)吞吐”技术试验证实,单井单轮次增油1000~2000 t,最高增油达4000 t以上,换油率2.0~4.5 t/t,技术和经济效果显著,证实了该技术的可靠实用性,为中低渗稠油油藏的有效开发提供了很好的借鉴。

页岩油CO_(2)非混相吞吐与埋存实验及影响因素

将CO_(2)注入页岩,不但能提高页岩油采收率,还能达到埋存CO_(2)的目的,但CO_(2)吞吐和埋存的影响因素较多且相互作用。为搞清楚页岩油CO_(2)非混相吞吐与埋存特征,通过开展页岩岩心CO_(2)吞吐、吸附实验,定量评价了CO_(2)注入压力、CO_(2)相态类型、储层温度、闷井时间、裂缝、吞吐次数对CO_(2)吞吐效果以及颗粒直径、CO_(2)注入压力、储层温度对CO_(2)埋存效果的影响程度。研究表明:增大注入压力不但有利于CO_(2)吞吐,还能增大吸附量;增加注入压力会诱导天然微裂缝的扩展、延伸,有利于扩大CO_(2)波及面积,减小原油渗流阻力;当储层温度小于50℃时,温度升高有利于提高吞吐采收率,但会降低CO_(2)吸附量;当温度大于等于50℃时,温度升高不利于CO_(2)吞吐和埋存;在超临界条件(7.4 MPa、31℃)下CO_(2)吞吐采收率最大,最佳闷井时间为10 h左右;裂缝扩展有助于提高吞吐采收率,CO_(2)吸附量受页岩颗粒直径影响很小。研究成果可为鄂尔多斯盆地页岩油CO_(2)吞吐及埋存提供借鉴。

页岩油储层超临界CO_(2)吞吐用气溶性表面活性剂性能评价

为进一步提高页岩油储层超临界CO_(2)吞吐的效果,采用视窗蓝宝石全自动反应釜、布氏旋转黏度计和高温高压界面张力仪等设备评价了气溶性表面活性剂在超临界CO_(2)中的溶解度,以及降低原油黏度、油气界面张力和最小混相压力的效果,并在此基础之上,利用超临界CO_(2)吞吐实验装置,考察了气溶性表面活性剂对页岩油储层超临界CO_(2)吞吐效果的影响。实验结果表明:FS-320气溶性表面活性剂在超临界CO_(2)中的溶解度最高,在80℃,19.6MPa下溶解度可达1.25%;随着FS-320质量分数的逐渐增大,原油黏度、原油和CO_(2)之间的界面张力以及最小混相压力均呈现逐渐降低的趋势;当FS-320的质量分数为0.5%时,可使原油黏度降低78.95%,最小混相压力由21.3MPa降低至17.2MPa,降低幅度为19.2%;超临界CO_(2)中加入FS-320后,填砂管岩心不同吞吐周期的吞吐效率明显提高,且入口端的压力值也明显升高,4个吞吐周期后的总采收率可达43.56%,与单独超临界CO_(2)吞吐时的33.25%相比提高了10.31百分点。研究结果说明,气溶性表面活性剂的加入可有效提高页岩油储层超临界CO_(2)吞吐的效果,对页岩油藏高效开发具有一定指导意义。

古龙页岩油高温高压注CO_(2)驱动用效果

为了明确古龙页岩油高温高压注CO_(2)驱动用效果,首先根据页岩压汞和氮气吸附实验结果,给出页岩T2值与孔喉半径转换系数,根据饱和页岩的T2谱特征,将页岩孔隙分为小孔、中大孔和页理缝;然后通过计算页岩油采出程度,考察吞吐周期、闷井时间、裂缝对吞吐驱油效果的影响,并且分析吞吐后岩心孔隙结构的改变程度;最后对比页岩油CO_(2)吞吐和CO_(2)驱替的驱油效果,并给出最优的驱油方式。结果表明:吞吐动用幅度最大的是中大孔和页理缝中的页岩油,小孔中的页岩油采出程度最低,增加闷井时间,页岩油采出程度仅提高0.81百分点,压裂可以使小孔中的页岩油采出程度提高11.33百分点,使小孔中的页岩油得到有效动用;吞吐比驱替可以使页岩油采出程度提高30.98百分点,并且可以动用干岩样中的页岩油,效果优于驱替;驱吞结合驱油方式比只进行吞吐可以使页岩油采出程度提高12.88百分点以上,并且可以大幅度提高小孔中页岩油的采出程度;吞吐后岩心孔隙结构发生明显变化,页岩砂砾含量不同是导致页岩吞吐前后孔隙结构变化差异大的重要原因。研究成果可为古龙页岩油矿场实践提供重要的基础参数。

强水窜油藏凝胶/CO_(2)复合吞吐三维物理模拟

针对华北油藏,选取淀粉凝胶在室内开展配方优选及性能评价,随后采用三维水窜模型开展凝胶/CO_(2)复合吞吐室内物理模拟实验,并提出了通过凝胶/CO_(2)复合吞吐提高采收率的方法。结果表明,优选的凝胶体系具有良好的注入性能,小剂量凝胶体系即可在水窜通道中形成I级刚性凝胶,其阻力系数仅为4.36,残余阻力系数高达604.70。三维物理模拟实验结果表明,凝胶/CO_(2)复合吞吐可提高采收率11.36%,降低含水量至4%~18%。在淀粉凝胶封堵强窜通道后,CO_(2)可有效置换近井地带剩余油,同时边水可动用基质内部剩余油,在CO_(2)和边水的双重作用下,大幅度提高强水窜油藏采收率。

致密油藏CO_(2)吞吐参数优化数值模拟研究

为提高致密油藏压裂后油井开发效果,基于河南油田ZD区块,通过压裂裂缝变导流物理实验确定基质及裂缝的渗透率-应力敏感性关系,应用数值模拟方法,确定致密油藏不同储层CO_(2)吞吐参数最优值。结果表明:在注入和闷井阶段,CO_(2)波及范围越来越大,波及范围内原油黏度明显降低,生产阶段CO_(2)随原油产出,动用范围较大;换油率随CO_(2)注入量或闷井时间的增加均呈现先上升后降低趋势,与CO_(2)注入速率呈正相关性,与吞吐周期呈负相关性;储层物性越好,最佳CO_(2)注入量及注入速度越低,最佳闷井时间越短,吞吐周期越多。在四类储层的ZA4121井开展CO_(2)吞吐试验,累计增油量为303.4 t,取得较好开发效果,换油率为0.16 t/t。研究成果可为致密油藏压裂后CO_(2)吞吐相关研究与应用提供参考。

饱和油藏CO_(2)非混相吞吐增油规律研究——以印尼南苏门答腊盆地典型油藏为例

目前工业化应用的提高采收率技术中,在矿场实际应用的主要为稠油热采、气驱和化学驱三种技术,按照产量增加的程度来进行排序,这三种提高采收率程度依次为热采、气驱和化学驱(张洪,2023)。近年来CO_(2)驱油/CCUS技术发展迅速,主要应用于低渗、特低渗透、中高含水、致密等不同油藏类型,成为重要的气驱提高采收率技术.

页岩油CO_(2)吞吐影响因素及微观孔隙动用特征

为明确CO_(2)吞吐提高页岩油采收率的影响因素,采用4A分子筛在标定横向弛豫时间与孔径之间转换系数的基础上,开展了CO_(2)吞吐岩心核磁共振扫描实验,研究了注气压力、闷井时间、储层温度、裂缝及吞吐次数对CO_(2)吞吐效果的影响,从纳米尺度揭示了孔隙动用特征。结果表明:目标页岩孔径在1~90 nm的纳米孔隙发育程度高,是页岩油的主要赋存空间;增大注入压力不仅能够提高各类孔隙动用程度,降低孔隙动用下限,还能诱导产生新裂缝;增加闷井时间能够提高已动用孔隙采出程度,但无法降低孔隙动用下限,最佳闷井时间在10 h;储层温度升高能够降低孔隙动用下限,提高吞吐采收率,扩展延伸原微裂缝;裂缝能够扩大CO_(2)波及体积,增大基质泄油面积,降低产出油渗流阻力;最佳吞吐次数应综合考虑采油速度、CO_(2)换油率及提高采收率幅度等指标;页岩油藏未来增储上产的主要区域为微小孔隙(孔径1~90 nm)。研究成果为目标区页岩油藏成功开展CO_(2)吞吐提供了参考和借鉴。