鄯善油田特高含水期CO_(2)吞吐增油与埋存试验

根据鄯善油田注CO_(2)吞吐井组先导试验,分析低渗透低黏度油田特高含水期开展CO_(2)驱油与埋存的注采特征及影响因素。结果表明,鄯善油田发育中—深层油藏,CO_(2)注入呈超临界状态,注入特征与注水类似,存在剖面动用不均和平面突进问题;CO_(2)吞吐生产具有“气态CO_(2)排出阶段、增油生产阶段、逐步失效阶段”的三段式开采特征;3口吞吐井换油率差异较大,增油效果主要受地下剩余油富集程度影响;CO_(2)主要埋存机理为溶解作用和矿化作用,同步埋存率高达95.6%。

吐哈盆地鄯善油田注空气实验研究

为了研究注空气开采技术在我国轻质油藏应用的可行性,开展了吐哈盆地鄯善油田轻质油藏注空气低温氧化室内实验。研究表明鄯善油田注空气后油藏中可以发生低温氧化反应,且氧化随温度升高加速进行,最终可建立稳定的氧化前缘。研究确定了鄯善油田地层条件下空气的氧化特性、温度变化与氧化能力的关系、氧化前缘的建立及推移速度。取得了低温氧化反应动力学参数活化能和预幂率指数。得到了反应热和反应系数,确定了注空气低温氧化采油的驱油效率,为轻质油藏注空气开发技术的矿场实施提供了可靠的依据。

科学探索井历程、成效及意义——纪念科学探索井项目实践30周年

科学探索井项目(1986—2000年)开始实施至今已30年,回顾并总结其探索历程、勘探成效、管理经验等对指导陆上未来勘探的意义重大。科探井钻探的目的是立足勘探院(石油勘探开发科学研究院)地质研究新认识,在新盆地、新层系和新区开展科学探索,既解决重大基础地质问题,又追求突破发现。历经15年共钻井14口,其中台参1井、陕参1井发现了吐哈油田与靖边大气田,开启了西北侏罗系与鄂尔多斯盆地天然气大规模勘探的序幕,高科1井、酒参1井、沁参1井等获低产油气流,为日后获大发现打下基础,此外还储备了一批战略性领域和目标。在项目管理中,建立了"中国石油总部承担投资风险、以勘探院为主提出领域目标、油田承担钻探任务、勘探院监督"的运行模式,形成了"精雕细刻、精耕细作、深挖细找、点滴不漏"的管理细则,建立了科学合理的勘探程序。科学探索井的意义体现在将科研成果直接转化为生产力,引领并推动油气勘探取得战略性突破,并为中国石油实施风险勘探积累了宝贵经验。

吐哈盆地鄯善油田轻质油藏注空气开发机理研究

为了探讨轻质油藏注空气提高采收率的机理,在注空气室内实验研究的基础上,运用热采数值模拟技术,研究了鄯善油田不同开发阶段注空气后油藏内原油低温氧化反应过程、相态变化规律及分布特征、油藏能量的变化规律;同时研究了油藏温度、油藏压力和空气注入速度等因素对轻质油藏注空气开发效果的影响,阐明了注空气开发的主要驱油机理,即烟道气驱和附加的热效应,对轻质油藏注空气开发矿场试验具有一定的指导作用。

三间房组油藏沉积旋回及对注水开发的影响

按储层沉积旋回和沉积韵律特征，将三间房组油藏进一步细分为２４个小层。结果表明：油层动用程度好的层段主要为每一砂岩组底部的第３，４小层；明显的沉积旋回和韵律性加剧了注水开发中的层间、层内矛盾，使注入水单层突进严重，含水上升较快，开发效果不佳。

鄯善油田裂缝体系及对注水开发效果的影响

目的 为较好地开发鄯善油田,研究了裂缝对油田开发的影响。方法 在研究鄯善油田宏观裂缝和微观裂缝特征的基础上,采用岩心古地磁定向和倾角测井解释。结果 确定了该区裂缝方位主要为NE和NW向,是燕山构造运动时期形成的;分析了天然裂缝的有效性,探讨了天然裂缝对人工压裂的影响,认为NW向天然裂缝与现今最大水平主应力方位夹角很小,压裂裂缝主要沿NW向开裂;最后分析了裂缝对注水的影响。结论 在布井时应避免沿天然裂缝和最大水平主应力方向布置注采井,注水压力应低于地层破裂压力。

鄯善油田三间房组油藏油水界面分布状态的主导因素分析

近期的新钻加密井发现鄯善油田三间房组油藏油水界面与开发初期所认为的形态有明显不同.通过对油水界面分布情况及地层水矿化度、化学成分、水型等方面的研究,认为造成这种状况的主导因素是鄯善油田正好位于地下水排泄区内,地下水自西北部侵入鄯善油田,使西区、北区油水界面严重抬升,地层水矿化度及化学成分也发生了相应的变化.这对确定新钻加密井井深,提高水淹层解释符合率具有现实的指导作用.

鄯善油田储层裂缝特征及形成时期

通过野外岩石节理裂缝的观测、钻井岩心描述测量、倾角测井裂缝识别，认为鄯善油田储层：构造裂缝发育，岩心观测到的裂缝平均线密度为０．４１条／ｍ，野外观测平均线密度为２．６６条／ｍ；以高角度缝以及垂直缝为主；裂缝方位主要为ＮＥ３０°～４０°，ＮＷ３１０°～３３０°；充填严重，８０％以上裂缝已被方解石充填；以闭合缝为主。指出：鄯善油田构造形态是在近南北挤压作用下形成的，侏罗纪末燕山期构造运动形成三间房组近南北向的主压应力模式，形成油田内一系列近南北向正断层，以及ＮＥ－ＮＷ向共轭断裂；

地下水侵入对三间房组油藏油水界面的影响

鄯善油田经过10多年开发,地层水的分布状况变得比较复杂。近期新钻加密井发现三间房组油藏油水界面分布特征与开发初期所认为的情况有明显差别,整体呈北高南低、西高东低特点。对油水界面变化情况及地层水矿化度、化学成分、水型等资料分析表明:自北向南地层水矿化度逐渐升高,水型也由NaHCO3型逐渐过渡到CaCl2型。通过对地层水中不同类型离子的组合特征及含量变化分析,结合邻区地层水分布特征,认为造成目前油水界面分布状态的主要原因是地下存在一个水动力系统,自西北部侵入鄯善油田,使西区、北区油水界面严重抬升,地层水矿化度及化学成分也发生了相应变化。为油田确定今后新钻加密井的井深及提高水淹层解释的符合率提供了有力的依据;同时也为分析油水界面变化的影响因素提供了一个新思路。

鄯善油田三间房组油层微观水驱油特征

利用真实砂岩微观模型研究了鄯善油田三间房组油层微观水驱油特征。实验表明，扇三角洲前缘亚相与辫状河三角洲前缘亚相的分流河道沉积驱油效率无多大差异，并且在一定范围内，驱油效率随压力的升高而上升。三间房组的油层裂缝80％为充填缝，对水驱油过程无多大影响。由于三间房组油层强亲水，自吸对提高油层驱油效率是有利的。三间房组油层微观水驱油效率总体上高于安塞油田王窑区、科尔康油田白2块、五号桩油田桩23块三个低渗透油田（区块）。

鄯善油田东区注水开发中断层对剩余油分布的控制作用

为精细量化鄯善油田东区复杂断块低渗透油藏地下剩余油,准确认识剩余油的分布规律,进行了精细地质建模和开发动态数值模拟,获得了基于细分砂体空间的剩余油饱和度分布.综合分析表明,鄯善油田东区注水开发中断层对剩余油分布的控制作用主要表现为水驱油方向、剩余油饱和度分布形态和剩余油空间分布3个方面.

油田注水系统腐蚀结垢处理技术室内试验研究

随着油田开发工作的不断深入,鄯善油田腐蚀结垢的矛盾已经越来越突出,由于水质的特殊性,部分管线出现结垢现象,给油田造成了较大损失。通过现场调查,分析了腐蚀原因,并在此基础上进行了室内试验,评选出了适合鄯善油田的防腐、防垢需要的缓蚀剂、阻垢剂。试验表明,所评选的缓蚀剂、阻垢剂可减缓该油田的腐蚀、结垢问题。

鄯善油田侏罗系三间房组油层聚合物驱室内实验

鄯善油田的主要开采层系为侏罗系三间房组油层,有效孔隙度12.8%,平均渗透率6.2 mD.为了提高原油采收率,进行了聚合物驱油的物理模拟实验。实验通过测定相对分子质量分别为1 200×104、830×104、620×104的聚合物溶液的浓黏关系,结合鄯善油田的实际开发状况,优选出聚合物驱油实验所用聚合物的相对分子质量为830×104,质量浓度为1 250 mg/L.筛选具有代表性的天然岩心,结合优选出的聚合物溶液进行聚合物驱油实验。实验结果表明,除渗透率为0.43 mD的岩心聚驱采出程度为7.2%外,其余岩心的聚驱采出程度均在12%以上。

新疆鄯善油田微裂缝研究

在鄯善油田宏观裂缝研究的基础上，对储层微裂缝进行了研究，获得以下主要认识：１．鄯善油田发育的微裂缝按照成因分类有成岩微裂缝、颗粒微裂缝和定向微裂缝。前两种裂缝为成岩作用或破碎作用形成，后者在构造作用下形成。按照形态分类有完全充填的、不完全充填的、开启的和闭合的微裂缝。不同形态的微裂缝对注水开发的影响不同。２．该区微裂缝主要集中在０．００５～０．０２ｍｍ范围内，占全部微裂缝的７０％以上。３．微裂缝以充填为主，镜下观察８０％以上的微裂缝被碳酸钙所充填，从而大大降低了微裂缝的有效性。微观水驱油模型试验也显示，仅２０％左右的微裂缝可成为油水通道。４．微裂缝的延伸有３种情况：ａ．微裂缝中止于颗粒内部；ｂ．微裂缝延伸之颗粒边缘；ｃ．微裂缝延伸长，可切穿几个颗粒，且可与其他微裂缝形成网络。微裂缝的延伸方向主要有ＮＥ６６°、ＮＥ１３７°，其延伸方向不与大裂缝一致，夹角约为４０°。５．微裂缝在大裂缝附近较发育，受大裂缝控制。

特低渗透砂岩储层敏感性评价与酸化增产液研制

酸化是特低渗透砂岩油藏的重要增产措施,若酸液体系使用不当,会对储层造成敏感性伤害。为此,以吐哈盆地鄯善油田三间房组砂岩储层为例,通过XRD衍射分析、扫描电镜、储层敏感性评价实验及现场资料整理等方法,研究储层敏感性特征及损害机理,并研发一种酸化增产液,该酸化增产液可与土酸组合使用,提高酸化效果。研究表明:三间房组储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主,黏土矿物以高岭石和蒙脱石为主,属于高黏土矿物储层;储层物性整体表现为低孔特低渗特征,原油为轻质原油,油藏为正常地层压力的未饱和油藏;储层具有中等偏弱速敏、碱敏、水敏、盐敏以及弱酸敏特性;增产液与土酸组合酸液体系可溶蚀大孔隙、微孔隙等多种尺度孔隙后形成孔隙网络系统,可使目标储层岩心渗透率最大提高至原有渗透率的2.68倍。现场应用效果显著,与酸化前相比,平均单井日产油量增加1.29 t/d。研究成果可为特低渗砂岩油藏酸化增产提供技术支持。

分流动单元模拟与剩余油量化技术

油田进入高含水期开发之后,稳产的基础是挖掘剩余油潜力,不断增加剩余可采储量。而对剩余油空间分布的描述及其定量化,是研究工作的重点和难点。数值模拟作为一项成熟的技术,在油田开发各阶段发挥了重要作用,但如何提高数值模拟的精度和量化剩余油是制约数值模拟技术发展的瓶颈。在此结合精细油藏描述,引入分流动单元模拟技术,大大提高了模拟精度,缩短了拟合时间,同时,利用一体化平台,探索出了一种剩余油空间分布量化技术方法。研究成果积极应用于吐哈盆地鄯善油田东二区开发调整中,取得了良好效果。

鄯善油田高含水期有杆泵配套技术研究与应用

针对鄯善油田高含水生产阶段由于偏磨、腐蚀结垢等因素造成的油管破裂、杆断、井卡等问题,研究了高含水期有杆泵配套技术,对杆柱进行了优化组合设计,并研究了防偏磨技术和防腐防垢技术。该技术在油田的规模应用中取得了良好的效果。

鄯善油田注水井酸液配方评选

利用酸液溶蚀试验对酸液体系进行初步选择,评选了酸液体系添加剂的最佳配方:1%SA1-3B+1%SA1-7+1%SA-18+1%SA5-5+1%SA1-1。通过岩心酸化流动试验效果评价,评选了适宜的酸液体系配方。对一些伤害较严重的井,建议选择上述酸液体系与土酸复配,形成复合酸液体系,酸化效果较好。

水驱开发油藏高含水期驱替程度和波及系数变化规律

为了准确表征水驱开发油藏高含水期驱替程度和波及系数变化规律,根据高含水期油水相渗曲线变化特征,利用前人研究成果,建立了水驱驱替程度E_d和体积波及系数E_v与含水率f_w的关系式,并以鄯善油田三间房组油藏为例,研究了方法改进前后上述参数在油藏高含水期的变化规律。结果表明:油藏进入高含水期,f_w—E_d关系曲线由上凹渐变为下凹,水驱驱替程度E_d随含水率变化速率加快;E_v—f_w关系曲线由下凹渐变为近平台状,体积波及系数E_v随含水率变化速率减缓。研究揭示的高含水阶段水驱参数变化更加真实地反映地下水驱状况,对预测水驱油田高含水期开发动态有积极意义。

吐哈油田天然气地面处理工程的完善

吐哈油田在鄯善弧形构造带上形成了 7× 10 8m3/a的伴生气工业产量规模和 10 0×10 4 m3/d的凝析气生产规模 ,配套建成了 2 30× 10 4 m3/d的伴生气处理能力和 10 0× 10 4 m3/d的凝析气处理能力 ,并建成了与之相适应的较为完善的地面工艺管网。但是从开发生产的实际情况看 ,温米油田每天多余 2 0～ 2 5× 10 4 m3伴生气 ,这部分伴生气从原有的地面管网无法利用。本文阐述了对温米油田多余伴生气的回收与利用方案的研究 ,并对几种不同方案进行优选与优化 。