低孔低渗稠油油藏注水增能效果影响因素

吐哈盆地鲁克沁油田二叠系发育低孔低渗砂砾岩稠油油藏,由于储集层物性差,非均质性强,自然产能低,压裂投产后,注水开发效果较差。为了解决平面矛盾突出、见效率低、欠注区域不见效的开发矛盾,实施注水增能提高单井产量,但单井增产效果差异较大。为此,通过室内物理模拟实验,对储集层润湿性和注水增能过程进行了研究。结果表明,吐哈盆地鲁克沁油田二叠系储集层具亲水性,压裂有利于裂缝与储集层基质发生渗吸作用,可有效补充地层能量,从而提高单井产量;注入速度越快,地层能量恢复越快;焖井压力越高,增油量越高。通过数值模拟,并结合现场情况,优化注入参数,注水增能效果较好,措施有效率达88%。

鲁克沁构造带稠油成藏机制研究

吐哈盆地台南凹陷鲁克沁构造带中的北西走向断层受挤压强烈 ,封闭性好 ;而北东走向断层封闭性差 ,常成为油气运移的良好通道。由于本区断块圈闭的有效性差 ,故不具备大规模聚集稀油的条件 ,但对稠变到一定程度的稠油能起较好的封堵作用。鲁克沁构造带高粘重质油的形成是原油运移和成藏阶段双重稠变作用的结果 ,并且油气的聚集是一个动态的过程。随着原油的逐渐稠变 ,所需要的封堵条件逐渐降低 ,油气的聚集过程才趋于稳定。鲁克沁构造带构造后期变革主要表现在构造幅度的增大 ,而未发生强烈的断裂作用 ,因此 。

吐鲁番坳陷鲁克沁稠油油藏形成及演化特征

鲁克沁稠油油藏位于吐哈盆地吐鲁番坳陷的中部,是目前在该盆地三叠系中发现的惟一稠油油藏,也是该盆地中规模较大的石油聚集区,具有复杂而独特的聚集规律。印支末期的构造运动使该构造带在印支末期前后的地势发生了显著变化。这种构造上的复杂变化与某些成藏条件的变化造成了鲁克沁稠油聚集带异常的稠油聚集特点。该稠油聚集带东高西低,说明稠油的运移曾出现过较大规模的自东向西的运聚。高孔隙度厚层砂岩中的断层能形成侧向封堵,并形成厚层断块稠油油藏。稠油聚集带不同部位储层的含油饱和度与孔隙度的关系存在较大差异,石油的注入位置不在现今构造带的最低部位,而在其倾斜构造带中东部的玉东1井区。

吐哈盆地鲁克沁构造带断层封堵性评价

对鲁克沁构造带进行了断层封闭性研究，发现该构造带现今状态下北东方向断层受挤压强烈，断层封闭性好，而北西方向断层封闭性相对比较差，成藏期恰好相反。成藏期断层的封堵差异性决定了油气分布的总体态势，而现今断层的封闭性特征对油气的保存以及油柱高度有重要的控制作用。最后，对控油断层进行了封闭性模糊综合评价，认为本区断块圈闭的有效性差，不具备大规模聚集稀油的条件，但对稠变到一定程度的稠油能起较好的封堵作用。

鲁克沁鼻隆带油气成藏主控因素浅析

鲁克沁鼻隆带是一个自印支期以来继承性古隆起,喜山期构造格局定型,为多油源、多层系含油、多类型油藏共生的复式油气聚集带,具有巨大的勘探潜力。研究分析了鲁克沁鼻隆带油气成藏期次和油气成藏主控因素。成藏的关键期是早燕山期和晚喜山期;古构造影响着油气运移的方向和分布,断层和不整合面是油气运移的主要通道。

超深稠油井解堵技术研究与应用

鲁克沁油田是一个断块状超深稠油油田,油井平均单井日产量5.8 t/d,最高达18 t/d。但在开发过程中,部分新钻水平井产量达不到设计要求,且递减速度快;在注常温清水开发时,部分井投注后,注水压力上升较快,水井欠注严重。对稠油井堵塞机理的分析表明,稠油油水井堵塞主要为有机质堵塞,其次为无机质堵塞。在解除近井筒附近污染时,首先解除有机质堵塞,才可使酸液体系有效进入储层深部。用酸碱复合解堵配方,在油田油水井现场应用12井次,措施有效率100%。其中油井解堵2井次,累计增油约4800 t,平均单井增油5.9 t/d;水井解堵10井次,平均单井视吸水指数增加1.91 m3/d MPa,有效期大于300 d。

深层稠油油藏减氧空气吞吐增油机理及地质因素影响分析

针对鲁克沁深层稠油油藏减氧空气吞吐的增油机理认识不清的问题,运用油藏数值模拟方法、一维填砂管物理模型实验、二维可视化模型实验及正交实验数值模拟分析,得到水驱油、注气及连续生产过程的饱和度、压力、气体等分布特征,清晰描述减氧空气吞吐的抑水增油机理,分析地质条件对吞吐效果的影响,并将研究结果应用于现场。结果表明:注入的减氧空气70%以上进入高渗水流通道,生产时分散相的气泡膨胀及合并,经过孔喉时产生贾敏效应,水相沿原有优势通道的渗流阻力增加至1.6倍,改变了水流通道,提高水驱波及体积,同时降低了水相渗透率,吞吐后含水率由90.0%最低降至23.0%,有效期达120 d以上,实现了抑水增油的目的。影响减氧空气吞吐效果的地质因素由强到弱依次为储层厚度、层间级差、原油黏度。该研究明确了减氧空气吞吐增油的作用机理,对现场应用价值具有指导意义。

鲁克沁深层稠油稠化水调驱技术研究

针对吐哈盆地鲁克沁深层稠油进行了稠化水调驱技术的研究,筛选出了合适的凝胶调剖体系配方:0.2%HJPAM+0.4%交联剂。该凝胶体系的成胶时间是34h,表观粘度为7976mPa.s;在40～67℃时体系成胶较好,较稳定;矿化度为47463mg/L时,体系最大粘度小于6000mPa.s。该凝胶体系通过多孔介质发生剪切降粘后,粘度保持率仍在70%以上。岩心封堵试验表明,该凝胶对岩心的封堵效率均在97%以上,封堵效果较好。采用该凝胶体系进行了驱油试验,吸水剖面改善率在85%以上,调剖后高、中、低渗透率岩心采收率提高值分别为:4.23%、8.72%、15.68%,组合调驱后总采收率提高了17.5%,比单一驱油时提高约6.5%。

鲁克沁深层稠油聚丙烯酰胺驱替技术研究

针对鲁克沁深层稠油规模动用开发的难题,展开了聚丙烯酰胺驱替技术研究。筛选出合适的驱油剂配方:配制水矿化度为23731～47463 mg/L和47464～94926 mg/L时,驱油剂配方分别为1500 mg/L HJPAM+0.2%交联剂和2000 mg/L HJPAM+0.2%交联剂。1500 mg/L HJPAM+0.2%交联剂组成的驱油剂的阻力系数和残余阻力系数分别为18.0和3.7,驱油效果较好。对聚丙烯酰胺驱油参数的优化结果表明:HJPAM聚合物的最佳注入浓度1500 mg/L,最宜注入量600 mg/L×PV;驱油剂(1500 mg/L HJPAM+0.2%交联剂)的最优注入速度为1.5mL/min,最佳段塞大小0.4 PV。采用0.05 PV(2000 mg/L HJPAM+0.2%交联剂)+0.33 PV(1500 mg/LHJPAM+0.2%交联剂)复合式段塞的注入效果最佳,可提高采收率10.98个百分点。

电潜泵提液采油配套技术的应用

为了鲁克沁油田提液增产,针对其超深稠油油藏的特点和深层稠油采油技术现状进行分析,采用试验电潜泵提液井筒举升工艺,增大了油井生产压差,同时在研究和实践中,初步形成了空心抽油杆井筒掺稀油降粘、防砂电潜泵提液采油工艺配套技术。现场实施表明,单井产量大幅度提高,油田含水上升速度得到控制。该技术为超深稠油油田中高含水期实现经济高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景。

化学吞吐技术在超深稠油井的应用

针对鲁克沁超深稠油油田低产低效井进行系统分析,调研并优选新型化学吞吐剂,经过优化施工工艺设计,现场实施6井次,平均单井增产大于600 t,取得了较好效果。矿场试验表明,化学吞吐技术是鲁克沁油田稠油井增产的一种有效方式,具有一定的推广及应用前景,对同类油田的开发具有一定的指导意义。

吐哈盆地鲁克沁构造带流体地球化学、动力与油气运移和聚集

通过对吐哈盆地鲁克沁构造带流体包裹体和地层水化学成分以及油气运移和聚集条件的研究 ,认为 :①鲁克沁构造带流体地球化学演化表现为 :从古至今封存条件变好 ,现今地层水经历了相对于古流体更为强烈的流体 岩石相互作用 ,地层水矿化度和各种主要化学组分的含量增大 ,封闭条件比古流体更好。吐玉克区块的古流体经历了相对较强的蒸发浓缩作用和流体 岩石相互作用 ,而玉东和鲁克沁区块的古流体大多经受过大气降水的淋滤作用。②鲁克沁构造带流体动力演化可划分为两个阶段 :第一阶段为印支末期—中燕山期 ,存在两种地下水流 ,一种为自西北向东南的沉积水流 ,另一种为自东南向西北的大气淋滤水流 ,水动力强度较大。第二阶段为燕山晚期—现今 ,主要表现为沉积水自深部向浅部的侧向和垂向运动 ,但流体动力强度较小。③地层流体地球化学和流体动力研究进一步证实 ,鲁克沁构造带油气是从西北向东南方向运移的 ,晚三叠世后期—中侏罗世早期边运聚边降解 ,中侏罗世中晚期—现今的降解作用减弱 ,主要表现为油气藏的保存和调整。图 2表 1参

鲁克沁油田深层稠油注水开发技术

鲁克沁中区深层稠油采用常规注水开发后因油水黏度比大，平面、剖面注采矛盾严重，注入水单向突进十分严重。采用分层系开发、分层系注水、精细注水、化学调剖等开发对策，平面和剖面矛盾不断改善，水驱动用程度从2008年的17．1％提高到目前的40．9％，地层压力逐年恢复，自然递减得到有效控制。研究表明，由于油水黏度比高，见水后流度比即大于1，而且随着含水上升，流度比上升迅速，注入水的指进、突进会更严重；水驱见效区半径为100-300m，见水前缘与水淹前缘的距离为10-30m．单井及油田水驱特征均表现为凸型，中高含水期为主要采油期。

鲁克沁东区稠油超临界蒸汽吞吐评价

鲁克沁采油厂稠油具有高粘度、高密度、高凝固点、高非烃含量、中等含蜡量"四高一中"的特点,目前鲁克沁采油厂稠油开发主要采用的是泵上掺稀油的冷采方法,并取得良好的效果,但是由于稀油资源紧缺,为了加大开发稠油的力度,鲁克沁采油厂积极实验探索新的开采方法,在东区Y4P1井和Y501井进行了超临界蒸汽吞吐的矿场实验,取得良好效果,为鲁克沁超深稠油开发奠定了基础。

深层稠油减氧空气吞吐注气量确定方法研究

鲁克沁油田减氧空气吞吐注气时一般采用笼统注气,没有相关优化注气量的明确方法,导致增油效果在不同类型单井之间有较大差异。为此,通过物模实验确定优势通道注气量,进行数值模拟并提出优势通道注气系数α、优势通道进气系数β的概念,结合优势通道体积优化注气量。通过模拟不同注气量吞吐时的换油率大小来验证优化结果是否正确,得到对实际现场应用的注气量有理论指导作用的优化计算公式。实验表明,最优注气量为0.20 PV,优势通道注气系数为0.8,表明有80%的气进入到优势通道中,优势通道进气系数为0.348,说明距生产井约1/3的井距范围为受效区域。经过注气量优化公式计算和数模验证,最优注气量为4.5×10^(5) m^(3)是合适充分的。优化方法结合减氧空气吞吐的增油机理与现场实际需求,对减氧空气吞吐注气量的相关设计具有一定的理论意义和现场应用价值。

超深稠油油田调剖工艺技术研究与应用

针对鲁克沁油田的油藏特点,为进一步控水增油,在认真分析该油田鲁2块注水开发动态的前提下,对国内稠油油田调剖工艺进行调研,对鲁2块注水矛盾比较突出的鲁2-5注水井调剖工艺进行研究并现场应用。紧密结合跟踪井组动态数据,经过系统分析,取得了较好的井组降液及增产效果,为鲁克沁油田后续注水井调剖工艺设计及评价开辟了先河,具有广阔的推广及应用前景。

鲁克沁地区稀油油藏成藏过程分析

鲁克沁构造带工业稀油油流的获得,打破了鲁克沁地区只有稠油的历史,开辟了新的勘探领域。油源对比表明,鲁克沁构造带东段鲁8和鲁10井的稀油来自台南凹陷石炭系烃源岩;玉东9井稀油来自台南凹陷下侏罗统的煤系源岩。结合流体包裹体均一温度特征和埋藏史,综合分析了稀油成藏期次,认为鲁8和鲁10井的成藏期为在古近纪末-新近纪早期;推测玉东9井成藏期在新近纪早中期。其成藏过程为:古近纪末-新近纪早期,台南凹陷石炭系烃源岩生成的稀油,通过晚燕山-喜山期构造运动形成的断裂向浅层运移,进入三叠系和侏罗系储层,形成稀油油藏;新近纪中新世,台南凹陷下侏罗统煤系烃源岩成熟排烃,生成的煤系油沿三叠系顶部不整合面和断裂向上倾方向的鲁克沁构造带东段进行运移,并进入三叠系砂岩形成稀油油藏。

基于优势水流通道的减氧空气吞吐注气量优化方法研究

针对鲁克沁深层稠油油藏减氧空气吞吐的注气量确定科学依据不充分的问题,运用油水两相渗流理论、油藏数值模拟方法、填砂管物理模型实验等手段,得到水驱油时的优势水流通道判别依据及其孔隙体积的计算方法,确定了能够发挥最好抑水效果的优势水流通道中注气孔隙体积倍数,拟合了注气时用以求取高渗层进气比例的低渗层吸气基数公式,设计了注气量优化计算公式,通过数值模拟进行了可靠性验证,并将研究结果应用于不同储层参数井的注气量优化建议。结果表明:优势水流通道含水饱和度界限为0.48,优势水流通道系数为0.1,最优的注入气孔隙体积倍数为0.2 PV,低渗层吸气基数随着渗透率级差的增大而变小,优化方法得到的45×10^(4) m^(3)注气量经数值模拟检验是可靠的。设计方法紧紧围绕减氧空气适当并充分地分布于优势水流通道孔隙中才会最优地发挥抑水增油效果这一核心,对接了机理规律认识与现场实际需求,研究结果对明确减氧空气吞吐注气量的科学优化方案设计具有理论意义和现场应用价值。

缔合聚合物驱在鲁克沁中区油藏的可行性研究

针对鲁克沁中区油藏非均质性严重、水油流度比大和地层水矿化度高的特点,研究了疏水缔合聚合物AP-P8在该油藏条件下的黏度、溶解性、抗剪切性和热稳定性,考察了AP-P8的驱油性能,并在现场进行了应用。研究结果表明,配液水为注入水(矿化度约80 g/L)、温度为78℃时,AP-P8的增黏性能明显好于常规聚合物,AP-P8溶液黏度随温度升高而降低,用注入水配制的2 g/L AP-P8溶液在100℃时的黏度为64.5 mPa·s;室温下AP-P8在注入水中的溶解性较好,溶解时间为2.8 h;AP-P8抗剪切性较好,2.5 g/L AP-P8溶液剪切后的黏度保留率为54.2%。随AP-P8浓度的增加,岩心阻力系数和残余阻力系数增加,有利于提高原油的采收率;AP-P8可在水驱基础上提高稠油采收率10.2%;现场试注试验结果表明,AP-P8的注入性良好,常温配液黏度为100 mPa·s,注聚稳定压力27.5 MPa。AP-P8满足鲁克沁中区油藏条件对聚合物驱性能的要求,应用时可以直接用注入水配液。

鲁克沁油田鲁2块水驱后天然气气水交替驱油模拟研究

吐哈鲁克沁油田鲁2块深层断块型边底水稠油油藏现处于高含水开发阶段,其埋藏深度为2 300 m,油水黏度比大,油藏压力高,导致注蒸汽开采时注入过程热损失大,油藏难以采出。对水驱后注气提高油藏采收率这一开采方式进行了大量调研基础上,针对鲁2块水驱后的油藏特征进行了天然气气水交替驱油模拟研究。该研究建立了鲁2块典型地质模型,进行了天然气气水交替驱主要影响因素的模拟优化,并预测了该油藏的增产效果,为该油藏的进一步开采提供了可参考的理论性依据。