渤海C油田馆陶组储层堵塞实验评价研究

为了分析明确渤海C油田导管架期间预钻井的12口生产井,在组块安装后投产产量达不到配产目标的原因,针对有机质沉积、原油乳化堵塞、流体配伍性、钻完井液漏失与返排等潜在储层伤害因素,开展了储层堵塞实验评价研究。实验结果表明:1)免破胶无固相钻开液(EZFLOW)漏失量越高渗透率伤害程度越大,同时考虑钻完井液漏失时,天然岩心的渗透率伤害程度为37%,伤害程度中等;2)有机质沉积对储层伤害较为明显,注入0.4 PV原油后渗透率伤害程度达到98%,且随有机质沉积量的增加,储层伤害越大;3)油包水型乳状液(W/O型)驱替对岩心渗透率伤害程度高达75.01%,水包油型乳状液(O/W型)驱替对岩心渗透率伤害程度为25.21%,低含水层受原油乳化堵塞影响较明显。综合分析认为,渤海C油田12口预钻井低产原因为导管架预钻井后待组块安装期间关井静置过程中有机质沉积和原油乳化伤害。同时,渤海C油田12口预钻井目的层馆陶组储层物性因子较小,产液指数较低是导致低产的原因之一。研究结论为后续增产措施以及方案提供了依据。

准噶尔盆地玛湖斜坡八道湾组低含油饱和度油藏地球化学特征分析

准噶尔盆地玛湖凹陷斜坡中浅层发现了侏罗系八道湾组低含油饱和度油藏,但是老井试油后产量不一,油藏“甜点”识别困难。为此,利用油气地球化学参数,对八道湾组油藏地球化学特征进行研究。结果表明:八道湾组低含油饱和度油藏原油的生物标志化合物特征对分析原油特点和原油成因具有显著的表征意义,原油普遍具有β-胡萝卜烷和γ-蜡烷丰度高的特征,为典型二叠系风城组烃源岩的产物。其中,低产井原油的γ-蜡烷丰度相对偏低,Ts/Tm较大;高产井原油的γ-蜡烷丰度较高,Ts/Tm偏小,色层效应是造成原油间生物标志化合物差异的主要原因。综合分析认为,断裂沟通方式及油藏充注过程影响了油气的聚集程度,晚期构造掀斜调整形成的八道湾组低含油饱和度油藏更具有勘探潜力。研究结果可为玛湖凹陷下一步勘探开发提供思路和方向。

CO_(2)混相驱胶质、沥青质析出规律——以东河6油藏为例

掌握油田原油在注CO_(2)过程中是否混相及油层沥青质的沉淀规律具有重要意义。设计了一套高温、高压混相及沉淀实验装置,并开展CO_(2)混相驱胶质、沥青质析出规律的实验研究,模拟东河6油藏注气开采过程,判断注入气体与地层流体是否达到混相,表征油层内胶质、沥青质的析出规律。实验结果表明:东河6油藏注CO_(2)驱提采机理为一次混相;沥青质相对沉淀量随CO_(2)注入比例的增加而迅速增加后又缓慢减少,胶质相对沉淀量随注入比例的增加先降低后增加;注CO_(2)后降压衰竭开采优先采出饱和烃,油层原油沥青质含量迅速增加。东河6油藏注CO_(2)驱保持最低混相压力45.4 MPa以上开采,可提高驱替效率,减少开采过程中胶质、沥青质的析出,提高原油采收率。研究结果可为注CO_(2)油藏提供一种混相压力及沥青质沉淀测定的方法,支撑注CO_(2)油藏开发方案的制定。

四川盆地蓬莱—中江地区震旦系灯影组二段成藏特征

通过钻井、岩心、测录井及地震资料的综合分析,系统研究了四川盆地蓬莱—中江地区震旦系灯影组二段气藏的成藏特征。研究结果表明:(1)四川盆地灯影组沉积期,随着海水侵入,古陆多被淹没或侵蚀夷平,盆地逐渐演变为碳酸盐岩台地。灯二上亚段沉积期,川中北斜坡蓬莱—中江地区以发育台地边缘滩相和台地边缘丘相为特色,并可细分为滩核、滩缘、滩间海、丘核、丘缘、丘间海6种亚相,是储层发育的有利相带。(2)研究区灯二上亚段储层以藻云岩、藻砂屑云岩为主要储集岩,发育残余粒间孔+粒间溶孔型、粒内溶孔+藻格架孔型、裂缝型与孔洞型4种类型的储层,储层厚度分布特征与沉积相分布特征较吻合,位于台地边缘丘滩核的储层累积厚度大。(3)研究区灯二上亚段气藏的天然气主要来源于筇竹寺组烃源岩,烃源岩厚度大、有机碳含量及热演化程度高,气藏具备较好的烃源条件和封盖条件,具有“上生下储上盖”和“旁生侧储上盖”2种较好的生-储-盖配置关系。(4)研究区油气充注主要发生于三叠纪—白垩纪,为多期“准连续”型,灯二上亚段气藏主要经历了奥陶纪—志留纪古油气藏聚集阶段、志留纪—石炭纪古油藏破坏阶段、二叠纪—三叠纪再次生烃成油藏阶段和三叠纪—侏罗纪原油裂解生气阶段。

原油组分极性影响砂岩油藏润湿性的分子模拟

为了考察砂岩油藏中原油组分极性对矿物表面润湿性的影响,从微观分子角度出发,构建α-石英晶面模型,并选取了不同极性的原油组分与水分子组合构建成符合真实油藏的三相模型。运用分子动力学模拟方法中的相对浓度分布函数及表面能研究了原油组分对砂岩油藏润湿性的影响。结果表明,在成藏过程中,极性越强的原油组分其相对浓度分布峰值越接近石英表面,与石英表面的吸附能也越大,穿越水膜并吸附于矿物表面的能力越强,可在石油表面形成油膜实现润湿反转,该规律对砂岩油藏开发具有指导意义。

均质砂岩底水油藏含水上升影响因素综合评价:以珠江口盆地W油田Z2油组为例

国内外大量底水油藏生产实践表明,其水驱规律为见水早,见水后含水上升快,中高含水期采出程度高。而Z2油组见水时间长达680 d,见水后含水上升缓慢,常规认识无法解释这一现象。根据油藏生产动态数据,结合数值模拟及油藏工程方法,对影响底水油藏水驱规律的地质因素和油藏因素进行了分析。通过地质因素分析表明,Z2油组储层均质,无隔夹层,原油黏度低,底水驱替均匀。运用“数值模拟+正交试验设计”定量综合评价技术分析表明,影响因素的主次顺序为:原油黏度、采油速度、驱油效率、油层厚度、避水高度、Kv/Kh、水平段长度。并提出一种利用水脊体积计算驱油效率新方法,计算证实该油组驱油效率高。综合分析表明,该油藏无水采出程度高、含水上升慢的主要原因是原油黏度低、采油速度适当、驱油效率高。研究成果可为同类底水油藏的合理开发提供指导意义。

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。

Phase-Controlled and Gas-Washing Fractionations During the Formation of Petroleum Reservoirs

By PVT fractionation experiments to model phase\|controlled and gas\|washing fractionations during the formation of petroleum reservoirs, the authors measured the physical and chemical properties of products formed in different fractionation stages and made a correlative analysis of the influence of depressurization and gas washing on oil/gas molecular composition and the rule of fractionation. The analytical results showed that gas washing is an important factor affecting the physical properties of crude oils, and also can be regarded as a good genetic interpretation of marine wax\|high oils in the Tarim region, Xinjiang, China. Phase\|controlled and gas\|washing fractionations can lead to the formation of condensates and their differences in chemical composition from crude oils are a direct reflection of evaporating fractionation. Phase\|controlled and gas\|washing fractionations have a great influence on the composition of molecular compounds and relevant parameters. So phase\|controlled and gas\|washing fractionations during the formation of petroleum reservoirs are not only favorable to identifying different processes of formation of petroleum reservoirs, but also to the scientific application of routine geochemical parameters.

渤海C油田预钻井原油乳化对储层伤害实验研究

渤海C油田导管架期间首批12口预钻井在生产过程出现了生产压差高产量低的现象,分析认为原油乳化堵塞是潜在伤害因素。为了明确原油乳化堵塞机理,为产能恢复措施制定提供指导,针对该批低产井开展原油乳化堵塞实验研究。实验结果表明:当含水率为20%时,原油乳状液黏度为最高值10.9 mPa·s,为原油乳化反相点,乳状液类型为油包水(W/O)型;当含水率大于20%时,乳状液黏度降低,类型为水包油(O/W)型;原油高含水时,乳状液类型为O/W型,降低储层渗透率25.21%,对储层伤害相对较小;原油低含水时,乳状液类型为W/O型,降低储层渗透率75.01%,对储层伤害大。随着乳状液质量浓度从1000 mg·L^(-1)增加至4000 mg·L^(-1),岩心渗透率伤害程度最高达到50%。以I01H和I28H井为例,结合实验结果对实际生产动态进行分析,两口井生产初期含水率升高至20%后,生产压差不变,采液指数下降,说明原油发生乳化并堵塞近井地层,与实验结果一致。

塔里木盆地顺南1井和顺南4井油气相态演化的数值模拟与预测

塔里木盆地顺南1井和顺南4井位置相近且地质背景相似,埋藏史、热演化史和压力史也基本相似,显示两井的原油都曾遭受过严重的热裂解,但油气相态差异显著,顺南1井为凝析气藏伴生凝析油,顺南4井为典型干气藏。顺南1井和顺南4井的油气相态演化过程以及导致这种相态差异的原因尚待解析。结合原油的黄金管封闭体系热模拟实验数据与实际地质背景资料,利用PetroMod软件和PVTsim软件完成了塔里木盆地顺南1井和顺南4井油气相态演化的数值模拟和预测,并与现今烃流体的组成和相态进行了比较。研究结果表明:顺南1井鹰山组油气藏在34 Ma由液相进入凝析气相,直到现今仍保持凝析气相,其凝析油正构烷烃摩尔浓度与碳数成非常好的线性关系,指示其未曾受气侵、蒸发分馏或多期充注等的影响;而顺南4井鹰山组油气藏在49 Ma由液相进入凝析气相,并很可能在22~10 Ma(中新世)遭受了来自寒武系烃源岩的过成熟干气的气侵作用;气侵通道应该为顺南地区发育的多条北东向断裂,气侵强度由东向西逐渐减弱,到顺南1井所在区域时已无明显气侵作用,这是顺南1井和顺南4井在组分和相态上存在明显差异的主要原因。

廊固凹陷二氧化碳吞吐技术应用成效分析

二氧化碳吞吐技术被广泛应用于油气生产过程中,通过注入二氧化碳到油藏,可以增加油藏压力,改善原油流动性,促进原油的驱替和提高原油采收率。本文通过在廊固凹馅开展二氧化碳吞吐实验,取得了很好的应用效果,二氧化碳吞吐技术被认为是一种经济有效的增产措施和方法,具有广泛推广的意义。

基于原油性质和储层品质的产能预测方法——以玛湖凹陷玛2井区下乌尔禾组油藏为例

玛湖凹陷玛2井区下乌尔禾组油藏不同油井间的原油产能差异较大。为准确预测该井区产能,基于下乌尔禾组油藏原油性质及储层分类的影响建立产能预测图版,对该组产能进行预测分析。根据原油密度和黏度将研究区原油划分为3类,一类原油品质最好,二类原油品质居中,三类原油品质最差,不同类型的原油可通过电阻率曲线进行有效识别。根据储层物性特征、孔隙结构、沉积特征将储层划分为3类:一、二类储层以牵引流沉积为主,二者之间的差别主要是储层厚度;三类储层以重力流沉积为主,储层物性和厚度均较差。基于原油和储层类型建立模型用于产能预测,结果显示一类原油与一类储层相匹配时产能最佳。

基于特低渗油藏注CO_(2)吞吐参数敏感性分析

针对我国西部地区X特低渗油田,采用CO_(2)吞吐技术提高原油采收率,对CO_(2)吞吐技术的相关参数进行敏感性研究,便于了解油田剩余油分布,及时调整开发方案,降低油田开发风险,高效、绿色开发油田。利用CMG软件定性和定量分析注入时长、日注气量、注入时机以及焖井时长这4个参数对提高采收率效果的影响。结果表明:各参数对提高油田采收率的影响程度不同,由大到小依次为注入时长、日注气量、注入时机、焖井时长。注入时长为CO_(2)吞吐技术提高采收率的主要影响因素,占比63%;焖井时长影响最小,占比0.11%。

基于原油黏度的浅层超重油储层非均质性定量表征方法

超重油油藏具有埋藏浅,高孔、高渗,岩石结构复杂,原油黏度大,层内、层间差异明显,非均质强等特点,储层刻画难度大,导致井位部署不合理,采收率低。采用传统单一因素表征储层非均质性的方法,难以取得较好的预测效果。针对委内瑞拉奥里诺科重油带X区块超重油储层特点,首次将原油黏度参数引入到储层非均质定量评价当中,将储层岩石的非均质性和流体的非均质性相结合,基于熵权法计算储层非均质综合指数,为储层非均质的定量评价提供了一种新思路。通过对大量超重油油样核磁共振与黏度实验测量结果进行分析,建立了原油黏度与校正T_(2)(横向弛豫时间)几何平均值的关系,从而产生连续、精确的黏度曲线;进而分析了原油黏度的变化规律以及对剩余油分布的影响,揭示了流体的非均质性(特别是黏度的非均质性)对剩余油的分布具有明显的控制作用。研究结果表明,该方法对超重油储层非均质性定量评价精度有明显改进,为剩余油分布预测及水平井井网部署提供了可靠的理论和方法依据。

低渗油藏自乳化驱油体系研制与性能研究

低渗透油气藏存在着储层物性差、小孔喉、毛管力大以及强贾敏效应,常规水驱工艺的采收率较低。基于此,本文提出一种快速自乳化原油的增效驱油方法,合成出一种具有水溶性的表面活性剂DZRH,将其两性离子表面活性剂混合,利用分子间的协同增效作用,于室内配制出适用于低渗油藏的3000mg·L^(-1)的DZRH/LHSB自乳化表面活性剂复配体系。通过低渗岩芯物理模拟驱替实验表征其驱油性能,实验结果表明,该体系可快速自乳化原油形成平均液滴粒径约为0.2μm的乳状液,并且粒径分布较为均匀;该驱油体系可在较大的浓度和复配摩尔比范围内维持极低的油水界面张力,水溶性良好。该自乳化驱油体系可在水驱后有效启动剩余油,进一步提高原油采收率12.89%~14.56%,可为低渗透油藏提高采收率的研究提供技术支撑。

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油地球化学特征及成因

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组致密油藏原油物性具有"四高"(较高密度、较高黏度、较高凝固点和较高含蜡量)特征,饱和烃色谱研究表明,原油的正构烷烃分布完整,未遭受生物降解作用;轻烃和甾烷成熟度指标反映,原油整体处于低成熟演化阶段,与芦草沟组烃源岩热演化阶段一致,具有近乎一致的地球化学指纹特征,表明二者具有良好的亲缘性,具"源储一体"的致密油藏成藏特征。通过生烃模拟实验发现,芦草沟组烃源岩在低成熟阶段的累计生、排烃量和排油率,相当于正常烃源岩在成熟阶段的生、排烃量和排油率。半深湖—深湖相沉积、咸化的还原—强还原环境以及优良的生烃母质(Ⅰ型—Ⅱ_1型干酪根),是吉木萨尔凹陷芦草沟组优质烃源岩早期大量生烃、排烃和形成低成熟致密油藏的主要原因。

柴达木盆地西部尕斯库勒油田原油地球化学特征及成因

尕斯库勒油田是柴达木盆地最大的油田,对于该大型油藏的形成机理一直是研究的重要课题。对尕斯库勒油田E31和N1-N2油藏原油的地球化学特征进行综合研究,结果表明:原油的正构烷烃呈偶奇优势,具有低的P r/Ph比值,含β-胡萝卜烷,反映它们形成于强还原环境;含丰富的伽玛蜡烷和>C30藿烷,指示它们形成于咸水-超咸水环境,但是,N1-N21原油的成油环境古盐度略高于E31原油;具有高含量的C27甾烷、规则甾烷、4-甲基甾烷、长链三环萜烷和低含量的二环倍半萜、烷基环已烷,说明它们母质主要为菌藻类,但是,两个油藏原油母质略有不同,E31原油较多的来自细菌,N1-N21油藏原油则较多的来自浮游生物;原油具有低的C29甾烷20S/20S+20R和ββ/ββ+αα比值及T s/Tm比值和低丰度的重排甾烷,反映了它们都为未成熟-低成熟度原油,但是,E31油藏原油的成熟度略高于N1-N21油藏原油。油源研究表明E31和N1-N21油藏原油由第三系盐湖相生油岩中生物脂类与可溶有机质和干酪根一起在低成熟阶段所生成。

准噶尔盆地陆梁隆起陆9井油源与成藏分析

根据原油地球化学特征、区域构造发展史和盆地模拟结果的地质－地球化学综合分析，确定了陆9井原油主要来源于盆1井西凹陷的风城组和下乌尔禾组烃源岩并以后者为主，提出了西山窑组油藏为早白垩世末至第三纪异地油藏破坏后再次运聚成藏，头屯河组油藏为原地中晚侏罗世风城组生成原油与早白垩世末至晚白垩世下乌尔禾组生成原油两次成藏，白垩系油藏为第三纪异地两次成藏油藏破坏后再次运聚成藏的认识。

用于高含水注聚采出液的KYYC系列破乳剂

大港油田各注聚合物区采出液含水 >90 % ,游离水含油 >1.0× 10 4mg/L ,含水原油乳化严重 ,难破乳脱水。采用常规破乳剂处理羊三木采出液时 ,原油含水降至 0 .8%～ 1.2 % ,但脱出水含油高达 1.0× 10 4mg/L左右。通过对AE型三嵌段聚醚的改进 ,在末端EO链段上接—OH基团 ,增加EO链段长度 ,增大聚醚分子量 ,得到了适用于羊三木采出液的水溶性破乳剂KYYC 4 ,通过类似改进得到了适用于西二联采出液的水溶性破乳剂KYYC 2。在羊三木中心站用KYYC 4替换原用破乳剂JN 0 1H ,在来液中加入 2 5mg/L ,使沿流程各处污水含油大幅度下降 ,压滤、沉降后外排污水含油由 >4 0 0mg/L降至 <5 0mg/L ,一般为 2 0～ 35mg/L ;经热化学脱水、两次沉降的外输净化原油含水 <2 .0 %。在西二联 ,来液经脱气、沉降 ,分离出的污水经旋流器、过滤器处理后外排 ,含油高达 2 0 0mg/L ;在来液中加入KYYC 2 5 0mg/L后 ,沿流程各处污水含油均显著下降 ,沉降罐出口略高于 2 0 0mg/L ,旋流器出口～ 85mg/L ,过滤后外排水含油 2 0～ 30mg/L。图 2表