注CO_(2)改善河南双河油田低渗储层注水能力机理研究

针对双河油田低渗储层注水能力差、注水水质不达标和高凝原油蜡沉积等问题,通过自主设计的水-CO_(2)储层注入能力评价装置,开展流动性实验、CO_(2)驱油实验,结合岩心扫描电镜等测试手段,明确双河低渗储层注水能力差的主要机制,探索CO_(2)改善低渗储层注入能力的主要机理。结果表明,产出水中的悬浮颗粒和油中蜡晶等组分的沉积可导致孔隙堵塞,从而降低储层的注水能力。CO_(2)对产出水中无机悬浮颗粒及岩石碱性矿物、碳酸盐岩矿物有明显溶蚀作用,是显著提高储层注水能力的主要机理。CO_(2)可溶解在岩石表面的原油蜡质组分沉积,有效改善储层注水能力。同时,CO_(2)驱提高采收率效果明显,采收率提高13.01%~21.51%,后续水驱进一步提高5.40%~6.04%。研究表明:注CO_(2)可显著改善双河油田低渗储层注入能力,为CO_(2)增注驱油技术在现场应用提供理论支撑。

辽河油田沈95块储层伤害研究

针对辽河油田沈95块油藏储层渗透率低、原油凝固点高的特点,对该区储层的岩矿特征、孔隙结构及流体物性、敏感性、水驱特征等进行了实验分析和开发实验技术研究。认为目前造成储层伤害的主要因素有:原油中石蜡析出造成油井井底附近地层渗透性下降;注入水水质差引起注水井近井地带的储层伤害;颗粒运移主要造成地层深部伤害及细菌堵塞、地层敏感性伤害等。并在大量实验的基础上结合前人研究成果,提出了相应的改善方案和建议。

低渗高凝油藏堵塞机理及解堵增产技术研究

针对潍北低渗高凝油藏油井产能低、注水状况差等难题,对储层原油特性及储层的敏感性进行了评价研究,进而对油藏堵塞机理及解堵增产技术进行了分析研究,并开展了现场试验。研究表明:该油藏储层水敏比较严重;油藏堵塞机理主要为有机堵塞、水敏堵塞、冷伤害堵塞以及固体颗粒堵塞;对应于油藏的堵塞类型,推荐采用化学溶解和电磁加热、酸压或高能气体压裂及水力压裂进行解堵,同时还应优化入井流体的温度。现场试验表明,井底电磁炉可对准油层加热,解堵效果较好,且油井很少热洗;油井压裂后,可增产3倍以上,增产效果明显;注热水保持油层温度和压力,达到了储层解堵和提高储层吸水能力的目的。

沈84块高凝油注水开发效果模糊综合评价

注水是高凝油油藏的主要开发方式 ,由于高凝油油藏原油相态特性和渗流特征具有与常规油藏不同的特点 ,在评价注水开发效果时 ,采用从常规油藏注水开发出发发展起来的评价方法常常失效。本文从油藏工程出发 ,借助现代数学手段———模糊数学和系统工程层次分析原理 ,形成一种针对高凝油特点的水驱开发多级模糊综合评价方法 ,有效地解决了常规方法用于评价高凝油油藏注水开发动态效果失效的问题。

高凝油油藏水驱油效率影响因素

高凝油油藏普遍采用注水开发方式,但冷水驱替会对储层产生伤害,影响水驱油效率。为完全模拟实际储层条件,采用含气原油进行水驱油室内实验,分别研究温度、渗透率、注水倍数、注水速率和润湿性对高凝油油藏水驱油效率的影响。研究发现:温度主要通过改变原油黏度和析蜡来影响驱油效率,驱油效率随温度的变化曲线具有明显的3个阶段;渗透率在原油析蜡前对驱油效率影响较大,但随着温度降低,析出的蜡质形成具有一定强度的空间网状结构堵塞渗流通道,导致渗透率的影响逐渐减小;随着注水倍数的增加,驱油效率呈上升趋势,但注水后期上升缓慢;相同注水倍数下,注水速率在析蜡前后对高凝油油藏的影响规律不同,针对不同储层温度合理选择注水速率对提高驱油效率十分关键。

辽河坳陷曹台潜山太古宇高凝油藏封闭特征

辽河坳陷曹台潜山埋藏较浅,缺乏良好区域盖层,油气成藏与局部封闭条件密切相关。对曹台潜山构造特征、地层特征、测井资料、油品性质进行综合分析,认为该区存在泥岩盖层封闭、异常流体压力封闭、断层封闭、岩脉封闭、物性封闭、高凝油自封闭和岩墙封闭等封闭形式,单种封闭类型和多种封闭类型的组合都能形成油气藏。从研究区已完钻井的资料分析,物性封闭、岩脉及岩墙封闭、断层封闭和高凝油自封闭是控制该区油气藏形成的主要封闭形式;古潜山具有良好的构造、储集层和油源条件,寻找和识别有效封闭盖层是寻找油气藏的关键。根据研究结果,该区已部署滚动探井多口,钻探效果明显,落实圈闭面积为5.6km2,预计可探明石油地质储量1200×104t。

高凝油油藏注水开发方式研究

通过室内实验分析了高凝油油藏储层敏感性、流体性质和不同温度下的水驱油规律。结果表明:温度和储层敏感性对高凝油油藏的开发影响较大;高凝油由于其含蜡量高、凝固点高,温度变化对其流变特性影响很大;随着温度的下降,油相渗透率降低,降温后再升温,油相渗透率可以恢复,但不可逆;温度对高凝油油藏驱油效率影响较大,温度低于析蜡温度以后,蜡的析出影响水驱油效率;而当析蜡温度接近地层温度时,就会产生冷伤害,因此应采取相应措施使油层温度保持在原油析蜡温度以上。沈84-安12块注水井温度测试表明,目前地层存在冷伤害,如果油层温度下降过快,应适当考虑提高注入水温度,使油层温度高于析蜡温度,改善油田开发效果。

针对高凝油油藏的自生热压裂技术

为了提高高凝油油藏的压裂施工效果 ,必须避免注入地层的冷流体引起井底周围的原油冷却 ,导致原油析蜡或凝固 ,从而降低裂缝的导流能力。为解决这一问题 ,研究采用自生热压裂技术 ,利用生热剂发生化学反应放出的热量 ,以加热压裂液和油层的近井地带 ,保证压裂液在进入裂缝后不会对油层造成“冷伤害” ,达到提高裂缝渗流能力 ,增加油井产能的目的。文中探讨了自生热压裂的压裂、生热机理 ,生热剂的反应动力学特征 ,影响自生热速度的因素 ,自生热压裂液的配方研究 。

南苏丹高凝油油藏冷伤害机理研究

通过室内实验对南苏丹高凝油油藏因析蜡导致地层冷伤害的可能性进行研究。实验结果表明,温度低于析蜡点后,高凝油中蜡晶体析出,呈现非牛顿流体特征,具有剪切稀释性和触变性,随着温度降低,析出的蜡颗粒半径逐渐变大,很容易在孔隙喉道处被捕集,造成地层冷伤害;渗流曲线表现出明显的非线性渗流特征,渗流体系存在启动压力梯度,油水相渗两相区范围变窄,等渗点右移,油水两相渗流能力降低;当温度低于析蜡点时,油水流度比增大,导致见水早、无水采收率和最终采收率都明显低于温度高于析蜡点的水驱效果。建议南苏丹高凝油油藏在实施注水开发时应保证注入水到达井底的温度高于地层原油的析蜡点,防止地层冷伤害的发生。

高凝油藏注CO2开采方式优选室内实验研究

高凝油具有高凝固点和高含蜡的特点,若开发方式不当,极易发生储层伤害,降低采收率。为针对研究区块确定合理的开采方式,进行了连续注CO2驱、水气交替注入、CO2吞吐等实验研究,结果表明对于该油藏条件,CO2吞吐的驱油效率可达到甚至超过水气交替注入。为进一步研究驱替机理并证明宏观实验的结论,进行了微观可视驱油实验,研究发现随着压力增加,CO2对原油性质的改变以及良好的储层物性是驱油效率明显增加的主要原因。结合该油田的实际条件和注CO2吞吐经济高效的特点,研究认为注CO2适合于该高凝油藏的开发。

苏丹P油田注水时机实验及数值模拟研究

针对大型高凝油藏地层能量变弱、含水上升快、产量递减迅速等问题,结合海外油田高产稳产及高凝固点、高含蜡和高地饱压差等特点,建立了实际地层高温高压物理模拟实验系统,采用不同渗透率的岩芯,模拟不同驱替压力对开发效果的影响,得出最佳注水时机是脱出气体尚未形成连续相之前。采用数值模拟技术优化转注时机和采油速度,提出在合理利用天然能量的前提下,地层压力下降到3.4 MPa为最佳的注水时机,合理的采油速度是2.2%。注采井组试验结果表明:适时注水可较好地保持地层能量,提高产液量,改善开发效果。

利用侧钻水平井、分支井开采静17块低渗高凝油油藏

通过对静 1 7块油藏地质特征的再认识 ,在完成油藏精细描述和剩余油分布规律研究的基础上 ,经过井位和层位精细筛选 ,结合区块纵向上主要发育 2套油层的地质特点 ,在静 1 7块整体部署了侧钻水平井、分支井 ,分层系开采不同目的层。在钻井过程中应用了现场地质跟踪导向技术 ,完钻 4口井 5个分支 ,油层钻遇率达到 90 %以上。目前投产的侧钻水平井单井累计产油量为邻近直井产油量的 3倍以上。侧钻水平井、分支井的应用提高了静 1 7块的开发效果。

辽河油田静观2块高凝油油藏注水温度优选

辽河油田静观2块高凝油油藏注冷水开发效果差,为此,对水驱油效果进行了实验,对储集层冷伤害进行了研究。运用热力学方法,通过求解注水井地层带数值模型,确定最佳注水温度,对油藏冷、热水驱替效果进行对比,同时预测井间温度场分布。研究结果表明,温度是高凝油油藏开发过程中极为敏感的一个参数。当油藏温度低于析蜡温度时,原油析出蜡晶,堵塞地层孔道,对储集层造成不同程度的冷伤害,同时原油流变性发生改变,渗流阻力变大,驱油效率降低;热水驱替能有效改善高凝油油藏开发效果,增加原油流度,提高采收率。但注水温度并非越高越好,在考虑驱油效率的同时还应兼顾开发成本的限制,最终确定静观2块高凝油油藏最佳注水温度为80℃.

辽河坳陷稠油、高凝油综合评价

辽河坳陷地质和构造条件复杂,油气资源丰富,油品类型多样,稠油和高凝油在辽河坳陷油气勘探与开发中占有重要地位。以多年勘探开发经验为基础,对辽河坳陷稠油和高凝油形成机制、油品性质和分布特征等进行了系统研究,从经济有效开发的角度对稠油和高凝油油藏进行了分类,并对目前勘探开发过程中的难点进行了分析,为辽河坳陷稠油和高凝油勘探开发工作提供了一定的参考,也为类似地区稠油和高凝油的勘探开发提供了一定的经验和借鉴。

应用分支水平井技术开发低渗透高凝油油藏

针对静 1 7块存在单井产量递减快 ,注水井发效果差等一系列问题 ,在综合研究论证基础上 ,应用分支水平井技术开发低渗透高凝油油藏 ,使得静 1 7- 31 - 5 9FP井在投产初期产量达到近 2 0t/d ,至今仍稳产在 1 3t/d。为分支水平井技术在类似油藏中的应用提供有益的借鉴作用。

高凝油油藏注普通冷水开采的可行性

分析油藏近井地带和井筒在开采过程中温度的变化规律,进而确定高凝油油藏开发方式,可以最大限度提高原油采收率.根据高凝油油藏流体性质,通过室内实验和分析沈84-安12块注冷水驱油效果,认为注冷水后一般会在井底56-75 m半径内形成降温带,在不同注入孔隙体积倍数条件下温度下降一般小于30℃,即如果油层温度与高凝油析蜡温度的差值在30℃以上时,注普通冷水一般不会在油层造成蜡沉积.当析蜡温度接近地层温度时,会产生冷伤害,对其开发应采取相应措施使油层温度保持在原油析蜡温度以上.沈84-安12块开发实践表明,常温注水开发地层存在冷伤害.采用高压力梯度、大压差开采方式有利于改善高凝油油藏的开发效果.

高凝油油藏气水交替驱提高采收率参数优化

通过开展室内物理模拟实验,验证了高凝油油藏气水交替驱提高采收率的可行性,得到了岩心尺度下的最优化参数,采出程度较纯水驱时提高19.83%。在物模研究的基础上,利用实验岩心和流体参数、含气活油相渗曲线建立数值模型,分别研究注采井网、注采井距、段塞尺寸、气水体积比、注入时机、注入周期各参数对采收率的影响。研究结果表明:当采用五点系统、300 m井距、0.2PV段塞尺寸、1∶2气水体积比、含水率60%时转注、连续注入9个周期为最佳方案,可以保证在较低的注气成本下获得较高的采收率,对以后该类油藏的气水交替驱开发具有理论指导意义。

低渗裂缝性高凝稠油油藏油井选择性堵水技术

针对牛心坨油田的储层特性、原油物性、出水特点,从堵水剂的选择、堵水剂成胶前与原油的流度比差异、成胶后强度、施工工艺、施工参数等多方面进行深入研究。研究认为,牛心坨油田因油水黏度差大、地层非均质性,导致裂缝诱导、注入水窜流,并研制出了适合该油田的选择性堵水工艺,现场应用2口井,取得了较好的增油降水效果。研究内容填补了国内外低渗裂缝性高凝稠油选择性堵水领域的空白,为同类油田的选择性堵水找到了切实可行的突破口。

涠洲W断块高凝油油藏开发对策

涠洲W断块高凝油油藏具有构造复杂、原油含蜡量高、凝固点高、析蜡温度高的特点,开发难度大。在总结断块高凝油油藏开发特征,及开发过程中注采系统不完善、油井结蜡、储层伤害、压力和产量下降快等问题的基础上,采用立体井网优化控制理论的矢量化井网加密、注水井增注、深穿透射孔、加深保温油管长度和加深泵挂等措施,形成了适合W断块高凝油油藏的开发技术。经过现场实施,日产油量由38.33 m3/d增加到500.00 m3/d,充分发挥了高凝油油藏的生产潜能,实现了海上油田"少井、高产",促进了海上油田高速高效开发。