低渗透油藏强化CO_(2)/水交替注入驱油效果实验研究

为了强化低渗透油藏CO_(2)/水交替注入(WAG)驱油效果,针对CO_(2)黏性指进问题,提出了锥形WAG驱和活性水WAG驱2种强化驱油效果的方式。通过非均质岩心驱替实验,对比分析了锥形水气比(5∶1~1∶1和1∶1~1∶5)与等比例(1∶1)注入时采出程度变化情况;基于泡沫性能和界面活性评价结果,优选了强化WAG驱用表面活性剂,通过非均质岩心驱替实验评价了活性水强化WAG效果。结果表明:采用锥形WAG驱替时采出程度高于等比例水气比驱替。优选了具有良好起泡性能和低界面张力的L1表面活性剂,L1表面活性剂浓度为0.5%时,泡沫强度达到中等强度,油水界面张力降至2.91×10^(-2) mN/m;L1表面活性剂浓度为0.4%时,高渗层采出程度提高了26.82%,以提高洗油效率作用为主;L1表面活性剂浓度为0.6%时,低渗层采出程度提高了21.48%,以泡沫调驱作用为主。该研究成果为实现低渗透油藏CO_(2)驱油高效开发有指导意义。

四川盆地普光高含硫气田长周期高产稳产关键技术

普光气田是我国探明储量最大的高含硫气田,储层以礁滩相为主,具有非均质性强、边水能量强、高含硫等特点,面临礁滩储层地震预测精度低、气藏边水推进快、产能快速递减、硫沉积逐步析出、气井产能和气藏储量动用效果差等一系列技术难点和挑战。为此,针对普光气田开发面临的难点和挑战,全面、系统总结了自“十三五”以来,为实现气田长周期高产稳产而开展的技术攻关与矿场实践。研究结果表明:①建立了台内滩储层预测岩石物理量版,提出了有效动用对策,研发了“自转向清洁酸+降阻滑溜水+缝内暂堵”造复杂缝酸压工艺,实现了超深礁滩相低品位台内滩储层有效动用;②建立了礁滩相储层气水前缘运动方程,研发了新型抗硫三元复合泡排剂、高抗硫超高膨胀率比桥塞,设计了过油管注塞堵水工艺,实现了高含硫气井全生命周期控水稳气;③揭示了高含硫天然气单质硫析出机理,建立了高含硫气藏硫沉积分布模型,研发了快速分散型溶硫剂,配套射流冲洗工艺,形成了井筒硫沉积治理技术。结论认为,普光气田目前边水突进导致剩余气分布复杂、硫沉积逐渐从井筒扩展到地层、井口压力接近外输压力,下一步需要开展剩余气精细描述与挖潜、精准堵水、储层硫沉积治理、集输系统增压开采等技术攻关,以期进一步改善气田开发效果进而提高采收率。

Exploration Technology for Complex Sandstone Reservoirs in the Developed Area of Shengli Oilfield

Jiyang depression, which is the main oil productive area of Shengli oil field, is located at the southeast part of the Bohai Bay Basin and is a terrestrial lacustrine rift subsidence basin formed in the late Mesozoic with fully developed fault system. The main hydrocarbon productive formations of this depression are the terrestrial clastic rocks of the Tertiary, which are of strong lateral variation. The complex fault reservoirs and subtle lithological reservoirs distributed extensively and are becoming the main exploration targets in recent years. The exploration and development practice in these years has formed the exploration technologies, mainly including detailed study and description of low grade faults, delineation of microstructures, facies constrained formation description and prediction and low resistivity oil bearing formation’s identification. These exploration technologies have resulted in remarkable effectiveness on the reserve and oil production increments.

未开发低品位油藏经营模式理论及其应用

针对经营未开发低品位油藏可解决中国石油的供需矛盾,借鉴高品位油藏经营的思想,综合应用投入产出分析、风险分析、因子分析、关联分析、综合效益分析、敏感性分析、优惠政策效益分析及现金流法、风险投资决策方法及油田优化决策方法,系统地研究了最佳经营未开发低品位油藏的思路和方法。参照石油行业对高品位油藏的经济评价依据和项目的经济可行性,提出了未开发低品位油藏经营效益的评价新标准;设计了合理、持续有效地经营该类油藏的模式方案;形成了油田企业经营未开发低品位油藏所采用的经营方式和享受的开发优惠政策的经营模式新理论。实例研究表明,该方法能够为油田企业制定经营未开发低品位油藏的最佳模式提供理论依据。

陆相水驱油藏剩余油富集区研究

陆相复杂非均质油藏高含水期剩余油分布特征是总体分散、局部集中,主要受油藏分割性控制,仍存在较多的剩余油富集区。揭示了剩余油富集区形成机理,建立了断层分割控油、夹层分割控油和优势渗流通道控油等3种主要控油模式,阐明了其对剩余油富集区形成和分布的控制作用,并形成了低级序断层预测、夹层定量预测、优势渗流通道预测等油藏分割性预测技术,在胜利油区应用取得良好效果。

已开发低品位油藏开发效益评价优化模型研究

通过关联分析确定已开发低品位油藏开发指标诸多影响因素及其对开发指标的影响程度。将影响较大的因素划出并结合专家以往经验,形成了已开发低品位油藏开发评价指标体系。结合开发评价指标体系,将对开发指标影响较大的因素作为效益模型的约束条件,建立已开发低品位油藏效益最大化优化模型。将该模型应用到某已开发低渗透低品位油田开发实际中,得到已开发低品位油田最优效益,为实现已开发低品位油藏开发效益最大化提供了理论支撑。

低渗透油藏储层分级评价方法及应用

低渗透石油探明储量逐年增加,低渗透油藏未动用储量占未动用总储量的比例较高。笔者在长庆、大庆外围、吉林和华北等油区2 200块岩心分析的基础上,结合几个低渗透油区的开发现状,提出了用主流喉道半径、可动流体百分数、拟启动压力梯度、原油黏度和黏土矿物含量作为评价参数,确定了各表征参数的分类界限,对比了几个低渗透油区储层表征参数数据的差异,深化了对低渗透储层的认识,提出了低渗透油区储层综合评价方法。研究表明,储层分类系数与区块单井产能有较好的相关关系。在此基础上,对长庆、大庆、吉林油田3大低渗透油区进行储层分类评价,确定了各油区不同分类级别所对应的渗透率范围。该项研究将对优选产能建设区块和确定投资具有指导意义,并为确定下步低渗透油藏攻关目标、技术对策及动用界限提供技术支撑。

孤岛低品位稠油开采配套技术

孤岛油田低品位油藏储层发育差、原油黏度高、开采难度大、动用程度低,目前采出程度仅为5.31%。针对该油藏在开发中存在的储层泥质胶结、敏感性强、出砂严重,注汽时压力高、效果差,油稠造成抽油机生产困难大等问题,在开展油层保护、解堵工艺的基础上,进行了油溶性降黏剂以及CO2与油溶性降黏剂协同作用改善稠油蒸汽吞吐效果的研究,并在矿场生产中得到了应用,有效地改善了低品位稠油区块的开发效果。

我国油藏开发地质研究进展

我国东部油田已普遍进入高含水开发阶段,因此,以剩余油形成的主要地质控制因素为线索,深化油藏开发地质研究已成为研究的重点。以胜利油区高含水油田为例,在低级序构造、储层精细刻画和剩余油定量描述等开发地质研究方面取得了明显进展。陆相水驱油藏剩余油富集区主要受低级序断层、夹层和物性差异等油藏非均质性的控制,因而重点形成了低级序断层精细描述与预测、河流相储层构型、夹层描述与预测、储层优势通道描述与预测等先进技术,并且建立了分割性约束的精细数值模拟模型,增加了空间流体拟合条件,使得剩余油富集区的定量描述更加符合油藏实际动态。

特低渗油藏氮气泡沫调驱适应性研究

针对吉林油田某区块纵向油层动用不均、含水率高、采出程度偏低的现象,应用室内模拟实验和数值模拟方法进行了氮气泡沫调驱的适应性研究。物模实验发现,发泡剂综合发泡能力评价指数有利于发泡剂的统一筛选,确定质量分数0.3%JH-12起泡剂与质量分数0.03%AP-12稳泡剂的复配体系作为氮气泡沫驱的优选起泡剂体系;考虑现场实施的可行性,当岩心渗透率级差为4.67,采用双段塞气液交替注入方式氮气泡沫驱油效果更佳。利用数值模拟得到工区氮气泡沫调驱参数优选结果:注入方式为双段塞气液交替注入,泡沫段塞注入量为0.4PV,地层注入气液比为1∶1,氮气注入速度为0.12PV/a,这与室内物模实验结果基本一致。数值模拟井组氮气泡沫调驱采出程度增幅可达3.31%,产出投入比为3.29,表明方案可获得较高的经济效益。

复杂断块油田小微地质体地震识别与应用

针对复杂断块油田断层发育、构造破碎、油藏复杂的特点,特别是油田开发进入高含水开发中后期,准确表征“小尺度”地质体成为复杂断块老油田剩余油高效挖潜的关键。本文提出小微地质体的概念及主要构成要素,重点分析了低级序断层的地震识别方法与微构造的类型及成因机制。通过高分辨率地震资料的精细构造解释与研究,形成了多地球物理手段相融合的低级序断层识别方法,以有效表征断距10 m以下断层的几何形态、组合关系;提出油层微构造可分为正向、负向、斜面微构造3类,其中正向微构造容易形成剩余油富集区,进一步按构造形态分为8种类型。通过微构造的构造形态、组合关系精细描述与成因机制分析,指出低级序断层对开发中后期剩余油分布起着重要的控制作用。

特低渗小断块油藏流场调整实践与认识——以东北分公司油田为例

针对东北油气分公司特低渗小断块低品位油藏储量动用率低、开发成本高,难以形成效益开发的问题,开展了剩余油分布特征及其主控因素研究,提出了流场立体调整的对策。研究结果表明,特低渗小断块油藏具有平面、层间、层内三种剩余油富集特征及七种剩余油分布模式,水井分注、边外注水、注采调整、水井调驱等流场调整对策可实现不同剩余油分布模式中的流场立体调整。研究成果应用于现场取得了良好效果,提高了低品位油藏的开发效益。

实现双229块低品位油藏增储增效创新管理

伴随着辽河油田不断地深入勘探开发,低品位油藏逐渐扮演着重要的角色,影响着企业的快速增储和增效。以清水洼陷双229块为例,针对所面临的严峻形势,需转变思路,创新思想,通过“一体化模式”创新管理,主要包含整体上体系与项目一体化管理,个体上责任感与专业技术水平一体化提升管理,具体项目上勘探、评价、开发、地质和地震一体化研究管理,依据研究结果,地质与工程、试验与实践一体化实施管理,最终构建了增储增效新机制,形成了增储增效新引擎,挖掘了增储增效新动能,探索了增储增效新举措,有序升级双229等区块块低品位油藏储量、效益动用低品位油藏储量380万吨,不断提高了油田持续增储和增效能力,确保辽河油田1000万吨平稳健康发展。

浅变质岩热模拟实验及天然气成藏潜力

以松辽盆地为例,通过热模拟实验及热模拟产物组分和稳定碳同位素分析,对极低级浅变质岩(泥板岩)的生烃能力及产物进行研究。研究结果表明,产物烷烃气碳同位素组成偏重,大量生气阶段(450~550℃)δ13C1值为-31.4‰^-22.3‰,同位素序列为1δ3C1<1δ3C2<1δ3C3或1δ3C1<1δ3C2、1δ3C3<1δ3C2,共性特征为1δ3C1<1δ3C2、δ13CCO2<-10.0‰,显示为有机成因天然气;导致碳同位素组成偏重的原因是浅变质岩中的生气母质具有较重的碳同位素组成。高温作用可能使碳同位素系列部分倒转,但机制尚不明确。根据模拟实验气态烃产率探讨了浅变质岩的生气潜力,认为肇深6井4 115.47 m泥板岩生气能力达到86.4 m3/t,预测松辽盆地基底浅变质岩在长垣以东地区生气强度能够达到20×108m3/km2,具备形成一定规模气藏的生烃条件。

分级共聚气浮处理引黄水库水效能及机理研究

针对引黄水库水低温低浊的水体特征,自主研发了分级共聚气浮工艺,将溶气水分级回流,强化净水过程中气浮粘附机理中的共聚作用。研究结果表明,低温低浊期,分级共聚气浮对浊度、CODMn、UV254、DOC、SUVA及氨氮的平均去除率分别为95.2%、43.2%、48.5%、38.2%、20.5%和77.3%,对大于2μm颗粒物的去除率为93.6%,对于相对分子质量大于3×10^3的有机物去除率可达85%,对相对分子质量为3×10^3-10×10^3有机物的去除率为30.6%。实验过程中,分级共聚气浮对消毒副产物生成势（DBPFP）具有良好的抑制作用,对CHCl3、CHCl Br2、CHCl2Br、CHBr3的去除率分别为22.9%、21.9%、16.0%及18.2%。通过对反应过程不同阶段进行显微观测,确定分级共聚气浮对污染物的去除机理主要有微气泡与絮体颗粒的碰撞粘附作用、微气泡与絮体颗粒的共聚作用及泡絮体-微气泡-颗粒物之间的网捕、包卷和架桥作用。

低品位油藏经营风险评价模型及其应用

针对目前低品位油藏开发难度大、开发及经营风险不确定等实际情况,在定义低品位油藏的基础上,定量分析了低品位油藏经营风险,并进一步对开发指标影响因素进行了研究,确定各个影响因素所服从的分布特征及对开发指标影响的程度;通过引进概率分析法,结合低品位油藏开发风险与其他经营风险情况,建立了低品位油藏经营风险评价一般化模型;将该模型应用到低品位油田开发实际中,对低品位油藏开发风险及其他经营风险进行定量评价分析研究并求解该模型,取得了好的评价结果,为降低低品位油藏的经营风险提供了理论支撑。

河北省低等级尾矿库安全现状及险库技改对策

河北省低等级尾矿库数量众多,存在一定的安全问题,由于其建设和生产工艺相对简单,可以寻求一种具有普遍性的险库技改策略。分析了河北省低等级尾矿库的安全现状,并开展了抽样调查,从安全的角度总结了有关技术特点,有针对性地提出了险库的技术改造总体思路,对小型矿山企业的生产和尾矿库改建设计具有一定的实用价值。

鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量分类及开发对策

鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量规模虽大,但储层物性差、非均质性强、储量动用程度低且差异大,要实现气藏的长期稳产及效益开发难度大。为此,以该盆地5个主力气田为研究对象,以效益开发为导向,以内部收益率为核心评价指标,结合动、静态特征对低渗透-致密气藏进行储量评价单元划分、储量分类评价和储量接替序列的建立,并针对不同类型的储量提出相适应的开发技术对策。研究结果表明:①该盆地单井动态储量小、产气量低,产气类型可以划分为多层协同供气和单层主力供气两种;②基于地质条件和单井动态特征相近的原则,结合开发管理区块分布情况,将该盆地内5个主力气田划分为11个储量评价单元,以内部收益率30%、8%和5%作为界限,把储量评价单元划分为高效、效益、低效和难动用4种储量类型;③以内部收益率8%为有效开发的基准,将其对应的井均估算最终开采量(EUR)与各个储量评价单元实际的井均EUR对比,按照效益由高到底的顺序,建立了储量评价单元经济有效动用序列;④高效储量适宜采取增压开采和局部井网调整对策,效益储量需通过井网加密提高储量动用程度,低效储量应采取富集区优选、滚动开发对策,难动用储量需加大技术攻关以实现效益开发。结论认为,该研究成果有助于提高鄂尔多斯盆地天然气储量的动用程度,可以为该盆地天然气长远开发战略的制订提供技术支撑。

靖边乔家洼油区裂缝性特低渗透油藏CO_2驱油气窜控制方法的适应性研究

针对延长油田靖边乔家洼油区由于储层微裂缝发育而出现的受益井区生产井发生CO_2气窜的问题,采用非均质人造岩心开展水气交替驱、小分子胺封堵后的CO_2驱和改性淀粉封堵后的CO_2驱实验,同时采用径向流模型开展了验证实验,以评价3类方法抑制CO_2气窜的适应范围及在目标储层中的适应性。实验结果表明:水气交替驱、小分子胺封堵后的CO_2驱及改性淀粉封堵后的CO_2驱3类方法抑制CO_2气窜和提高CO_2驱油效率在储层中的渗透率级差适用范围分别为小于30、30~150、150~500;3类方法在目标地层的适应性较好。

陇东煤田侏罗系煤层气成藏主控因素与模式

鄂尔多斯盆地西南缘陇东煤田低阶煤层气资源丰富,勘查开发处于起步阶段,成藏主控因素及模式认识尚不足。为弄清气体的富集规律,优选勘探靶区,运用钻探(现场解吸、试井、岩芯)、测井、水文、地球化学测试等资料,从构造演化、埋深条件、沉积环境和水文地质条件等方面讨论了气藏的煤储层特征、主控因素和富气成藏机制,划分出4种煤层气富集成藏模式及对应的气藏类型;评价优选出3个有利勘探区。结果表明:陇东地区煤层厚度大,煤系地层非均质性强,煤岩煤化程度低,含气量横向变化大;煤岩生烃能力强,储集性能好,富气成藏的主控因素为盖层的发育程度和后期次生生物气的调整;埋深控藏呈现出"最佳深度"的特征。该结果为后期煤层气勘探的井位部署提供了参考和指导。