基于压力衰减法的低渗透储层高温敏感性评价实验

低渗透油气藏在钻完井过程中易受到损害且难以解除,而利用传统的稳态驱替法评价低渗透储层损害存在适用性差及实验效率低等技术局限。为此,基于压力脉冲衰减法基本原理,分析了上游压力衰减规律及其与岩心渗透率的关系,以岩心损害前后压力脉冲衰减时间为评价指标,建立了适用于低渗透储层损害评价的实验设备与方法,并利用渤海湾盆地渤中凹陷深部低渗透砂岩岩心,开展了室温和150℃高温条件下的敏感性实验。研究结果表明:(1)当实验条件一定时,压力衰减时间仅与岩心的渗透率有关,压力脉冲衰减法可在无需计算渗透率的情况下对低渗透岩心的损害程度进行评价;(2)实验设备组成简单且操作便捷,避免了复杂的渗透率计算及其带来的误差,实验所需时间远低于常规的稳态法且可重复性良好,在低渗透气藏、特低渗透及超低渗透油藏具有很好的适用性;(3)高温环境明显加剧了储层的敏感性损害,深部高温储层损害特征及技术对策研究需要充分考虑高温的影响。结论认为,该认识解决了传统低渗透储层敏感性评价方法适用性差的难题,为高温低渗透储层保护技术对策研究提供了实验方法支撑和理论依据。

胜利油田CO_(2)高压混相驱油与封存理论技术及矿场实践

针对胜利油田开展CO_(2)驱油与封存面临的原油轻烃含量低混相难、储层非均质性强波及效率低、易气窜全过程调控难等问题,通过室内实验、技术攻关和矿场实践,形成CO_(2)高压混相驱油与封存理论及关键技术。研究发现,提高地层压力至1.2倍最小混相压力之上,可以提高原油中的中重质组分混相能力,增大小孔隙中的原油动用程度,均衡驱替前缘,扩大波及体积。通过超前压驱补能实现快速高压混相,采用梯级气水交替、注采耦合、多级化学调堵等技术全过程动态调控渗流阻力,实现采收率与封存率的协同最优。研究成果应用于高89-樊142 CCUS(二氧化碳捕集、利用与封存)示范区,区块日产油由254.6 t提高至358.2 t,预计实施15年可提高采出程度11.6个百分点,为CCUS规模化应用提供理论和技术支撑。

考虑压敏效应的低渗透油藏CO_(2)辅助重力驱合理配产方法

高倾角低渗透油藏在进行水驱开发时,在油藏高部位存在大量剩余油,采收率较低,采用CO_(2)辅助重力驱,可以充分利用高倾角的地质特征,有效提高该类油藏的采出程度。但是由于CO_(2)对原油物性影响要远大于水对原油物性的影响,CO_(2)驱替过程中流体的渗流过程更加复杂,因此有必要对低渗透油藏CO_(2)重力驱合理配产优化进行研究。首先,依据油藏中任意一点压力与最小混相压力的关系,分别建立了考虑压敏效应的低渗透油藏CO_(2)重力驱混相和非混相模型;其次,运用Python对模型进行求解,同时分析了压敏系数、地层倾角、注采井距和注气速度对油藏配产的影响;最后,结合现有工作制度法和增产倍数法,对比本模型计算结果,运用tNavigtor软件对3种方法进行采收率预测。研究结果表明:运用本文方法对油藏进行合理配产具有较好的开发效果,油藏采收率相对较高,研究结果对该类低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。

高温中低渗油藏智能纳米黑卡驱提高采收率技术

当前化学驱储量接替严重不足,亟需攻关突破高温中低渗油藏提高采收率技术。智能纳米黑卡驱油技术是当下极具前瞻性的纳米驱油技术,可大幅度提高采收率。针对河南油田高温中低渗油藏,开展高温条件下纳米黑卡静态性能评价,并通过高温岩心驱替实验评价不同渗透率条件下智能纳米黑卡驱油效果。结果表明,智能纳米黑卡具有优异的耐高温性能,分散稳定性好,能够降低油水界面张力至10^(-1)mN/m,并具有改变润湿性和快速乳化与破乳性能。同时,纳米黑卡具有高效的洗油能力,在95℃下注入0.3 PV的质量分数为0.005%的智能纳米黑卡溶液,在目标油田不同渗透率(50×10^(-3)~450×10^(-3)μm^(2))条件下可提高采收率15.8百分点~20.0百分点。因此,智能纳米黑卡驱油技术适用于河南油田高温中低渗油藏提高采收率。

致密储层岩石超低渗测试系统研发与应用进展

面向深部非常规能源开发领域,自主研制了一套适应于储层特性和深埋环境的超低渗测试系统,旨在解决高地温、高地压、高孔压条件下致密岩石超低渗透率精准测定的难题。该系统由渗流管路和高温高压多通道压力室两部分重要组件构成,经过创新设计和系统优化,能稳定且可靠地模拟150℃高温、150 MPa围压和100 MPa孔压的深部储层环境,并能实现从亚纳达西至毫达西量级岩石样品渗透率的脉冲衰减法测量。基于该系统,开展了花岗岩和页岩在不同加卸载循环、有效应力、孔隙压力和温度条件下的渗透率测试。测试结果表明,加卸载循环次数增加有助于减少取样、制样过程中次生变形或次生微裂隙对测试结果的干扰;孔隙压力的提升抑制了气体滑脱效应,测得的表观渗透率更接近固有渗透率;相同有效应力条件下,页岩单一裂隙渗透率比基质渗透率至少高3个数量级;所建立的裂隙渗透率物理模型精准拟合了单一裂隙渗透率的测试结果,适用于刻画有效应力、孔隙压力和裂隙压缩变形共同影响下的裂隙页岩渗透率变化规律;固定有效应力和孔隙压力条件时,页岩渗透率随温度升高而降低。综上所述,所研发的超低渗测试系统可为致密储层渗透率的评价提供技术支撑,相关测试结果有助于加深对深部储层环境中流体运移机制的理解。

特低渗透滩坝砂油藏超前压驱技术及其应用

胜利油田在特低渗透滩坝砂油藏创新提出一种“超前压驱”的开发技术模式,并取得高产稳产的应用效果。针对高产稳产的致效机制,开展了物理模拟、数值模拟和矿场应用对比研究,分析高压力系数条件下油水井间压力剖面的建立和水井先压驱条件下储层应力场的改变及其对油井产能的影响。结果表明:高压力系数构建连续稳定的驱替压力剖面、超前压驱变应力场油井差异造缝是高产稳产的两大致效机制,在高压力系数条件下,有利于压力与介质协同传导,同时高压压头前移,有利于克服启动压力梯度,形成连续稳定的压力剖面;在超前压驱注水条件下,高油藏压力可有效降低储层的破裂压力,易形成复杂缝网,同时改变储层地应力场的大小和分布,进而影响油井压裂裂缝展布及产能。研究成果揭示了超前压驱高产稳产的致效机制,对特低渗透滩坝砂油藏的规模效益建产具有重要的指导意义。

高盐低渗透油藏CO_(2)泡沫微观尺度耐盐性及调驱效果

针对高盐低渗透油藏CO_(2)驱存在的气窜问题,以长庆油田H3区块为研究对象,构建SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系,从泡沫流变性、气液界面张力、气泡液膜厚度与渗透性、泡沫微观结构4个方面评价泡沫体系耐盐性;通过开展SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系并联岩心调驱实验,研究该体系调驱效果。根据实验结果,在油藏条件下,构建出配方为质量分数0.20%(OW-1)+0.30%(OW-4)+0.05%(SiO_(2))纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系,该泡沫体系的综合指数为36834 mL·min;该泡沫体系的微观尺度耐盐性评价结果表明,矿化度46357 mg/L与矿化度500 mg/L的配液相比,泡沫流变性更好,气液界面张力在10 MPa时仅增加1 mN/m,液膜渗透性增加了0.14 cm/s,但仍具有良好的泡沫骨架结构,该泡沫体系具有良好的耐盐性。此外,在并联岩心渗透率级差为15.55的条件下,该SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系对岩心剖面改善率达到了97.28%,采收率显著提升,展现出良好的调驱能力。

莺歌海盆地东方区高温高压储层物性特征评价研究

通过采用薄片鉴定、扫描电镜分析及图像分析等技术系统地认识高温高压条件下岩石学特征、成岩作用及低渗储层成因机制。结果表明:黄流组一段储层物性受控于沉积微相,临滨砂坝物性最好,平均为17.1%,泥质含量较低;临滨滩砂物性次之,分布相对集中,平均值为12.6%,滨外砂坝最差,平均值为13.1%。该项研究成果对高温高压储层物性研究具有重要指导意义。

物理模拟融合油藏精细刻画法表征特低渗油藏中高含水期剩余油分布

中国低渗透油藏分布广泛,其中大部分区块已进入中高含水期,并且由于剩余油类型及成因不明确导致采出程度普遍较低,因此延长低渗透油藏稳产期是亟需解决的问题。结合井口生产资料和储层水驱前缘波及系数对油藏模型进行历史拟合,建立了特低渗油藏剩余油的精细刻画模型,并综合利用静动态物理模拟实验、生产资料动态分析等方法,明确了特低渗油藏中高含水期剩余油成因及类型,据此提出了针对性的剩余油挖潜策略,最终在姬塬油田耿155区长1特低渗油藏进行了现场应用。研究结果表明,特低渗油藏剩余油主要分为储层平面和垂向非均质性导致的储层非均质型剩余油、局部储层注采不对应导致的注采不完善型剩余油以及储层黏土矿物运移膨胀导致的欠注型剩余油,针对性挖潜后目标井组采出程度提高5.1%~12.4%。经现场应用后,预测原油累计采出量相比原始措施提高15.6%~37.3%,为特低渗油藏中高含水期挖潜提供理论和技术支撑。

“一点法”产能评价方法的内涵、矿场应用及改进

近年来,在四川盆地气井产能评价实践中发现,针对低渗强非均质性和中高渗储层,常规“一点法”适用性差。为探索并解决该问题,文中系统梳理并总结了“一点法”产能评价方法的不同形式,揭示了其内涵。“一点法”的内涵主要包括均质储层、可靠的稳定经验数、气井现场测试达到拟稳定渗流状态3个方面,围绕这3个方面的内涵,指明了“一点法”的矿场应用偏差。在此基础上,首先深入剖析了“一点法”计算参数的敏感性;其次对矿场应用提出了改进和数据处理方法,建立了稳定经验数与试井地层系数的经验关系式及不同层系试井地层系数与测井储能系数拟合关系式;再次,提出了不同类型气井测试数据评价方法及试油建议;最后应用文中建立的“一点法”改进方法对四川盆地不同气田的31口气井进行了计算对比,验证了方法的可靠性和可行性。该改进方法不仅适用于常规“一点法”的应用领域,也适用于具有低渗强非均质性、中高渗地质特征的气田,弥补了特定地质条件下常规“一点法”确定气井稳定产能误差大的不足,对于气田的开发设计、规模调整和现场生产组织均具有积极意义。

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。

小井眼侧钻井射孔压裂气举投产一体化技术——以肯基亚克油田盐下二叠系砂岩油藏为例

哈萨克斯坦肯基亚克油田盐下二叠系砂岩油藏属于高压低渗油气藏,水力加砂压裂是该油藏主要增产技术措施。目前区块由于管柱腐蚀断脱等原因造成的停产井已超过10口,为实现该类井复产高产,需要开展侧钻+压裂作业。围绕侧钻后作业过程中降低储层伤害、小直径套管(内径97.18 mm)内工具设计、不放压转层喷砂射孔及延长含气油井自喷生产期等难题,开展小直径水力喷砂射孔+压裂+气举生产一体化压裂管柱技术攻关,形成了适用于高压储层小井眼侧钻井的射孔压裂气举投产一体化技术,现场应用效果显著,为油田长停井复产提供了新的技术思路。

河西务油田低效油藏安36断块综合治理研究

河西务油田呈北东、南西向展布,由十余个断块组成,是典型的多断块复杂油气藏。该油藏具有埋藏深、孔隙度小、渗透率低、储量丰度低、地层压力高、油气比高的特点,为典型的高压低渗透油藏。为解决油田各断块低效生产的开发现状,提高断块开发水平,本文提出的治理方案以油田中部复杂小断块为切入点,完善注采井网,恢复地层压力,提高水驱控制程度;重新认识油藏类型,开展开发技术政策研究;结合测井复查和动态信息,开展层间挖潜,提高油层动用程度。

四川盆地简阳地区二叠系火山碎屑岩储层特征与成岩演化

火山碎屑岩油气藏作为重要的非常规油气藏,对油气增储上产具有重要的意义。通过岩心观察,综合薄片鉴定、QEMSCAN扫描、X射线衍射、物性分析、包裹体测温及碳氧同位素分析等资料,系统分析了四川盆地简阳地区二叠系火山碎屑岩储层特征及其成岩演化过程。研究结果表明:(1)简阳地区二叠系火山碎屑岩储层岩石类型主要包括火山角砾熔岩、凝灰熔岩和熔结火山角砾岩,整体物性都较好,孔隙度为0.78%~32.00%,平均为16.67%,渗透率为0.001~2.680 mD,平均为0.125 mD,属于高孔低渗储层,储集空间以次生孔隙和裂缝为主,包括脱玻化孔、基质溶蚀孔及溶蚀缝等类型。(2)研究区发育多种成岩作用,主要有熔结、压实、脱玻化、胶结及溶蚀作用等。(3)研究区经历了同生成岩、表生成岩与埋藏成岩3个阶段,成岩演化受深部热液、大气淡水及有机酸流体的共同影响,一方面流体活动造成热液矿物或碳酸盐胶结物的沉淀对储层物性起破坏性作用;另一方面热液流体促进油气运移,酸性流体的溶蚀改造作用对储层孔隙发育起建设性作用。

延长油田X区块高含水油藏不稳定注水可行性机理研究

为研究X区块高含水油藏不稳定注水的可行性,通过CMG软件建立机理模型研究了不稳定注水的可行性,并且对影响不稳定注水的因素进行分析。数值模拟结果表明:不稳定注水技术相比于常规注水开发效果较好,日产油量相比于常规注水能提高57%,累计产油量相比于常规注水能提高943 m3,含水率比常规注水低5.27%,且在不稳定注水方式下的注水量可以比常规注水减少5245.2 m3,毛管力、原油黏度、储层非均质性影响不稳定注水开发效果。X区块高含水油藏适合利用不稳定注水进行开发,该研究为目标区块后续进行不稳定注水提供了理论依据。

高含水储层化学调剖堵水用纳米聚合物微球的研制与应用

为有效提高低渗透油藏高含水储层注水开发的效率,提高油井采收率,以苯乙烯St、对苯乙烯磺酸钠SSA、复合乳化剂FR-1、引发剂AIBA和阻聚剂ZJ-702为原料,采用乳液聚合法制备出了一种适合高含水储层化学调剖堵水提高采收率用的新型纳米聚合物微球JHQ-1,并对其膨胀性能和驱油效果进行了评价。结果表明,JHQ-1具有较强的耐温抗盐性能,当盐水矿化度达到10×10^(4)mg·L^(-1)时,在90℃条件下老化16h后的膨胀倍数仍能达到37.2。JHQ-1的驱油效果较好,当注入JHQ-1的质量浓度为3000mg·L^(-1)、注入量为0.5PV时,岩芯的采收率增幅可达20%以上。新型纳米聚合物微球JHQ-1在目标高含水油田调剖堵水施工中取得了良好的现场应用效果,3口采油井措施后的日产油量均明显增大,而含水率则明显降低,施工效果较好。

海上低渗气藏高矿化度入井流体储层敏感性研究

评价高矿化度入井流体储层敏感性对于海上油气藏压裂液研发至关重要,由于海上压裂作业具有较强的特殊性,从钻开储层至压裂作业的时间周期较短,无法及时进行储层敏感性评价会造成压裂液体系设计不准确,对压裂效果造成较大影响。基于此,通过开展室内实验评价了东海某低渗气藏高矿化度入井流体的储层敏感性,结果表明:东海某低渗气藏具有强水敏、强盐敏、弱酸敏和弱碱敏的储层敏感性,而孔喉空间小和比表面大产生的水相滞留是导致储层强水敏的主要原因,盐结晶堵塞则是导致储层强盐敏的主要原因。该结果可为东海某低渗气藏压裂液研发提供强有力的技术支撑。

应力敏感特低渗气藏绝对无阻流量计算新方法

为准确评价特低渗气藏产能,推导考虑应力敏感效应的气井产能方程,建立了特低渗气藏绝对无阻流量计算新方法。通过产能方程左端项数值与产气量的线性关系,确定方程系数A和B,建立考虑应力敏感效应的气井产能方程和绝对无阻流量计算公式,提高特低渗气藏产能预测精度。经S气藏A1、B1、B2井现场应用,相比于忽略应力敏感影响,应力敏感的气井绝对无阻流量下降19%,设计产能精度达到90.4%和95.0%,表明应力敏感效应对气井产能影响较大。新方法更适用于特低渗气藏的产能评价,具有较大的推广应用价值。

海上低渗高含水气藏基于可动水的产能评价方法

南海西部乐东区低渗气藏原生含水饱和度高,探井测试水气比高、层间差异大、孔隙水的赋存状态和可动条件不清,产水气井产能认识不准确。通过气水驱替与核磁共振实验,明确了靶区不同物性岩心可动水赋存特征和变化规律,建立可动水饱和度预测模型,提出了基于可动水产出的产能评价方法。研究表明,低渗气藏储层孔喉半径小,可动水主要赋存在较大的微米级及亚微米级孔喉内;可动水饱和度与驱替压力梯度呈指数正相关关系,Ⅰ类岩心可动水饱和度的的主控因素是渗透率,Ⅱ类岩心主控因素是渗透率和驱替压差;可动水孔隙度与岩心孔隙度呈线性正相关关系,与岩心渗透率呈对数式正相关关系,极限驱替压差下Ⅰ类岩心可动水孔隙度在8%左右,Ⅱ类岩心则明显偏低,为4.2%~6.2%,且受渗透率影响较大。基于可动水产出的产能评价方法在乐东区探井应用效果好,可合理指导乐东区开发井产能研究。

中低渗油藏特高含水期深部调驱实践与认识

针对江苏油田典型特高含水油藏G6区块,结合当前开发现状及中低渗储层特征,选择分散型堵剂进行深部调驱试验,从注入粒径、注入浓度和注入体积等工艺参数对调驱工艺进行优化,现场应用2个井组。结果显示:由于长期水驱形成高渗条带与大孔道,柔性颗粒调驱剂的粒径选择不应依赖原始孔喉尺寸,应在调驱过程中根据注入压力和油井响应及时调整,添加超大颗粒或连续相高强度堵剂转向段塞,封堵高渗水窜通道;树立整体调驱理念,可有效避免注水井组互相干扰,扩大井区波及体积,达到整体降水增油的目的。