国家示范工程陆相湖盆夹层型页岩油高效开发技术

鄂尔多斯盆地长7地层发育一套典型的内陆坳陷淡水湖盆页岩油,资源潜力巨大,随着开发的深入,油藏进入稳产阶段,配套的油藏稳产技术政策和管理手段相对缺乏,无法满足生产需求。针对庆城油田管理人员少的特点,通过数字化建设,实现了线上资料录取、管线泄漏监控、设备运行线上监控、异常工况报警等功能,形成了页岩油智能化管理模式;针对长7储层致密、非均质性强、开发难度大的特点,通过应用二氧化碳前置压裂、精准分段酸化等工艺以及实施单井、平台、油藏差异化管理,推动了地质工程一体化和差异化精细管理;针对长7页岩油单井产量高、气量大的特点,创新大平台布站模式,通过橇装化、集成化、数智化,探索“油气水综合利用、全系统资源共享、多功能高效集成、全过程智能管控”的页岩油大平台至联合站一级布站地面建设模式。通过上述技术的推广应用,庆城油田长7页岩油各项生产参数逐渐向好,页岩油水平井自然递减由16.6%下降至15.9%;地层供液能力充足,流饱比基本保持稳定(1.0~1.2);单井产量较2022年实现了大幅提升;完全成本降低至51.33美元/桶,已经实现规模效益开发。探索、攻关形成的高效开发关键技术,助推庆城页岩油实现规模效益开发,也对我国陆相页岩油规模效益开发起到了良好的引领示范作用。

超低渗透油藏注CO_2开发方式优选及室内实验研究

为了探索提高超低渗透油藏开发效果的有效CO2注入方式,通过长岩心注气物理模拟实验开展了不同CO2注入方式实验研究。研究结果表明:对于裂缝不发育油藏,油藏地层压力能够满足CO2混相驱,直接注CO2开发方式最好,驱油效率比水驱提高48.97%;非混相驱情况下,水驱后注气开发方式最好,驱油效率比水驱提高35.41%,且水驱后注气可以起到控水作用以及减少气体指进的影响。对于裂缝发育油藏,不管混相驱还是非混相驱,气水交替周期注入方式最好,驱油效率比水驱可分别提高20.39%、14.34%,两种驱替方式下最佳气水比和气段塞大小不同,混相驱情况下,气段塞大小0.05 HCPV、气水体积比1∶1最优,非混相情况下,气段塞大小0.1 HCPV、气水体积比1∶2最优。

低渗透储层注水开发贾敏效应实验研究

为定量认识低渗透储层水驱开发中的贾敏效应,根据注水驱油理论,结合岩心水驱油物理模拟实验,建立表征贾敏效应动态变化的方法,开展不同渗透率岩心水驱贾敏效应对比实验。结果表明:岩心渗透率越低,贾敏系数越大,驱油效率越低,等效渗流截面越小;与常规中高渗透储层相比,低渗透储层高贾敏效应导致孔隙中剩余油分布特征和启动机制存在差异。降低贾敏效应是有效改善低渗透储层流体注入能力和提高采收率的技术手段之一,CO2驱能降低低渗透储层的注入压力,并大幅提高驱油效率,是有效提高水驱后低渗透率基质驱油效率的有效手段。

油气田开发的技术支撑体系创新——以苏里格气田为例

国内油气田在开发过程中的技术支撑,主要是由按照地质、井筒、地面三大专业进行分工的职能部门负责实施。这种传统的技术支撑模式,对我国油气田的开发起到了重要作用。但是随着各类油气田开发数量的增多和开发难度的增大,这种模式所耗费的协调成本也越来越多。因此,创新油气田开发的技术支撑体系成为值得深入研究的重要课题。长庆油田根据苏里格气田的地质特征,创新了气田开发的技术支撑体系,产生了良好的实践效果,具有一定的借鉴意义和理论价值。

超声协同处理油气田含油废水研究进展

油气田含油废水是一个多相复杂的体系,通常由固体杂质、可溶性气体、无机盐、多环芳烃、微生物等物质组成,传统的污水处理技术难以满足日益严格的环境标准。由于超声技术具有产生空穴效应,生成·OH等特点,可高效降低废水中COD含量,提高水中除油及降黏效率。因此,超声协同常规污水处理技术经常被用于含油废水的进一步处理。本文以近年来相关文献为基础,首先介绍了超声单独处理技术的相关研究,着重综述了超声-气浮法、超声-生物法、超声-臭氧法等组合工艺在废水处理中的作用效果,总结了不同协同处理技术的优劣势,最后分析并讨论了超声协同处理技术在油气田含油废水领域存在的不足及改进建议,以期为超声协同处理技术在油气田领域的发展提供参考依据和研究思路。

提高油气田回注水颗粒直径中值测定的重复性

针对悬浮物颗粒少,颗粒分布不均匀的油气田回注水,常规测试难以给出精确的测试数据,现通过酸化加热浓缩富集样品颗粒浓度、超声波分散样品和选择合适的循环搅拌速率调整回注水样品分散状态,以达到最佳激光测试条件。研究结果表明,回注水浓缩50%,超声分散样品60s,循环搅拌速率为2000r/min时,可实现精细化处理的回注水颗粒直径中值测试重复性达标率由71.59%提升至86.67%。

低渗透致密砂岩储层成岩相类型及测井识别方法——以鄂尔多斯盆地苏里格气田下石盒子组8段为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表,根据碎屑成分、成岩矿物组合、填隙物成分、成岩作用类型等特征,将苏里格气田盒8段储层划分为粒间孔+火山物质强溶蚀相、晶间孔+火山物质溶蚀相、晶间孔+岩屑溶蚀相、晶间孔+石英加大胶结相、水云母胶结+岩屑微溶蚀相和压实胶结致密成岩相6种成岩相类型,分析了不同成岩作用对测井响应的影响。在此基础上,通过自然伽马、声波时差、密度及深侧向测井等参数与成岩相的对应关系,建立了连续定量识别储层成岩相的方法。利用该方法对Z65井测井资料进行了处理,通过与薄片鉴定及压汞结果对比,验证了方法的准确性。利用单井成岩相判别结果划分苏里格气田盒8段成岩相展布,其中气田中部主要以粒间孔+火山物质强溶蚀相和晶间孔+火山物质溶蚀相为主,是有利的成岩相带。

特低渗透油藏水平井开发效果评价指标和分类评价方法

针对特低渗油藏水平井开发特点,引入注水见效周期、水平段产液率新的评价指标,确定了水平井网注水开发效果的9个评价指标。基于直井与水平井开发的动态差异性以及特低渗油藏与常规油藏开发的不同点,采用类比分析、水平井等效评价、虚拟开发等综合方法,初步给出了鄂尔多斯盆地特低渗透油藏水平井开发分类评价指标。考虑各因素之间的等价、因果、过程等关系,根据层次分析法,确定了评价指标的权重关系。采用模糊数学法,构建了水平井开发的综合评价体系。实际油田应用效果表明新体系评价结果可靠。

油气田古地貌恢复方法研究进展

目前已在较广的学科范围及其领域内应用到古地貌研究成果,古地貌恢复更是与油气田勘探开发关系密切。随着石油工业的快速发展,油气田古地貌恢复方法的研究有了比较明显的进展。通过分析近些年兴起的代表性古地貌恢复方法,总结中国油气田古地貌恢复方法研究的主要进展。(1)古地貌恢复方法的理论基础多元化:分析古构造、古水系、古流向和沉积相等的综合性研究是沉积学古地貌恢复法的关键所在;将基准面和最大洪泛面结合进行基准面旋回对比来反映沉积前古地貌形态,是高分辨率层序地层学古地貌恢复法的核心思路;依据三级地貌概念模式指导微地貌精细刻画,是井区尺度岩溶微地貌恢复法的主要优势;碳酸盐岩沉积期微地貌恢复法的主要原则是寻找等时地质体,确定台地浅滩的暴露时间,利用颗粒岩的厚度对暴露浅滩的微地貌进行有效恢复。(2)古地貌恢复方法的实用性越来越强:鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、塔里木盆地和四川盆地的油气田实例说明,虽然在采用这些古地貌恢复方法时,定量研究的手段均有待加强,但仍然为油气田储层预测和油气富集有利区优选提供了重要支撑,其应用前景广阔。(3)古地貌恢复方法之间优势互补,趋于综合研究:沉积学古地貌恢复法目前应用比较成熟;高分辨率层序地层学古地貌恢复法的研究工作处于起步阶段;井区尺度岩溶微地貌恢复法适合于潮坪为主的碳酸盐岩台地;碳酸盐岩沉积期微地貌恢复法适用于滩体发育的碳酸盐岩台地。不同方法的综合研究是油气田古地貌恢复方法发展的必然趋势。

神木气田太原组气藏开发低效性主控因素

鄂尔多斯盆地东部的神木气田太原组在储层特征上不同于相邻榆林气田山西组,近年来勘探证实其具有良好开发潜力,但已完钻的气井总体呈低产、低效特征,无阻流量主要分布在(2～4)×104m3/d.为实现神木气田的有效规模开发,根据常规薄片、常规物性分析、压汞曲线特征、岩性描述等系列资料从沉积环境、砂体展布特征及储层物性等方面入手,深层次剖析了该区太原组气藏低效性的原因.认为区域上构造运动,生、排烃时间与储层致密化时间不匹配,沉积相主导下的储层非均质性强,砂岩储层岩屑含量高等因素是导致神木气田太原组气藏低效性的主要因素.在此基础上,通过分析有代表性实验样品的核磁共振结果发现:一定情况下岩性与可动流体饱和度之间存在相关关系.提出水平井是该区有效开发手段之一.

不整合面和砂体配置对镇北长3及以上低渗透油藏油气富集的影响

通过大量的测井和岩心等资料分析,采用古地貌恢复等方法,探讨了鄂尔多斯盆地侏罗系和三叠系间的不整合面及砂体的配置关系对镇北地区长3及以上低渗透油藏油气富集的影响。研究表明:前侏罗系古地貌将镇北地区划分为若干个古河流域,每个流域的主河谷深切延长组地层,通过油气运移所形成的低渗透油藏在平面上主要局限于其古河流域内;不整合面为油气运移的主要通道,由于地层纵向相态转化快,油气运移困难,同一古河流域的长3及以上低渗透油藏纵向上主要局限于一个统一的构造附近,即油气主要聚集于不整合面附近古河流域内砂体连片性较好的构造基准域内。

低渗透气田水平井试井解释方法探讨

水平井已成为低渗透油气田转变开发生产方式、提高单井产量、快速建产的主体技术。而水平井的试井解释方法还不完善。通过对水平井试井理论和解释模型的阐述,分析水平井系统的流动规律,以及曲线特征的影响因素,探讨低渗透气田水平井试井解释方法,提高水平井试井解释结果的准确性,为低渗透气田水平井的高效开发起到指导性作用。

长庆特低渗透油藏超前注水开发规律研究

考虑到超前注水压力敏感而导致介质变形引起的孔隙度和渗透率的降低,但仍属于特低渗油藏,存在启动压力梯度[1-3],理论推导超前注水呈双曲递减规律,超前注水和同步注水递减曲线特征基本相同,递减率Di=0.21;超前注水提前提高了原始地层压力保持水平,油井初期产能得到提高,同时,压力保持水平的提高,影响到油藏中后期开发油井含水上升速度加快。同步注水无水采油期(稳产期)特征比较明显,超前注水无水采油期短,水驱特征曲线表明超前注水水驱提前,同样采出程度,含水上升较快,最终采收率同步注水高于超前注水。

天然气开发基础实验与应用研究进展

中国天然气开发实验技术取得了重要进展,已建设形成岩心样品制备、储层物性与岩石孔喉结构测试、储层敏感性评价、流体赋存状态及气水渗流特征研究、气藏开采物理模拟等5类技术序列,研发了一维、二维、三维系统配套的物理模拟实验方法及其装置,实现了在室内重构气藏地质条件、再现气藏开采方式和气藏开发全过程仿真模拟评价,为气藏开发基础研究提供了条件和保障;历时近20年持续坚持基础实验与理论研究,完成中国陆上五大盆地十余个气田基础实验测试上万组次,形成了较为系统的低渗透致密含水砂岩气藏储量动用机理和有水气藏控水开发机理认识体系,为鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地等盆地气田高效开发奠定了理论基础;当前,中国天然气开发面临新区优质资源发现难度大和普遍产水储量动用难度大的双重困境,提高采收率是持续上产或保持稳产的重要保障,需要在现有天然气开发实验技术基础上进一步加快研发天然气提高采收率实验新技术,加强室内实验与矿场试验结合推动基础理论研究走向现场应用实践。

长庆油气田能源管控运行模式研究

通过调研国内外能源管控中心的建设及运行模式,结合油气田生产特点和工艺现状,研究并提出了长庆油田能源管控模式,设计了油气田能源管控系统功能,并对油气田能源管控运行模式进行了探索。

油气田钻井岩屑资源化适用标准分析

针对制约油气田钻井岩屑资源化利用的适用标准问题,结合钻井岩屑基本特征及资源化方式,通过对相关现行标准的分析,梳理了钻井岩屑资源化适用标准,旨在为油气田企业钻井岩屑的有效处置提供一定的参考。

非纵地震及其在低渗透油藏开发中的应用

非纵地震是针对地表条件复杂、地下地层水平及低勘探成本地区的一种地震勘探方法,它借鉴三维地震勘探宽方位观测、多方向采集的优点,接收点线平行偏离激发点线,较好地避开了井口及地表层间产生的强次生干扰。从非纵地震时距曲线方程的推导出发,介绍了非纵地震的勘探原理,通过与二维及三维地震勘探方法比较,说明了非纵地震的特点,并详细阐述了非纵地震的适用条件及其能解决的地质问题,非纵地震可以提高复杂地表地区地震资料的品质,可以解决构造、古地貌刻画、储层预测及含油气性检测等问题。最后通过非纵地震在鄂尔多斯盆地的应用,证明了该技术在低渗透油藏开发中的应用效果较好。

低渗透高矿度油藏二元驱可行性实验研究

陇东侏罗系油藏,目前进入中高含水期,水驱增油难度大。通过研究低渗透油藏孔喉与聚合物分子匹配性,高矿化度注入水配二元体系增粘性、界面张力、岩心驱油效率等,评价低渗透高矿化度油藏储层特性对二元驱的适应性。实验结果表明二元体系具有较好的增粘性,可注入性较好,能形成超低油水界面张力,室内岩心驱油效率提高15%以上。室内实验研究表明选择与孔喉匹配的抗盐聚合物,与新型甜菜碱形成的二元体系在低渗透高矿化度油藏较高渗透率的区块开展驱油试验可行。

低渗砂岩储层规模开发技术及应用效果研究—以苏里格气田中、西区为例

苏里格气田属于典型的岩性致密砂岩气藏,成岩作用强烈、非均质性强、气水关系复杂。随着开发模式的转变,水平井比例逐年提高,由于气井产水严重,产量递减快,严重制约产能发挥。为了提高储层动用程度,本文总结历年水平井实施过程中遇到的难点,精细储层描述,坚持三维地震与地质研究相结合、单井评价与区域分析结合、静态地质特征与生产动态分析结合,不断完善水平井地质导向技术,形成低渗砂岩储层水平井规模开发技术,完善并建成水平井整体开发区,水平井实施效果显著。

地质-工程-材料参数融合提高低压气井单井作业一次成功率

(目的意义)低压气井在很低的压力下依然高产。长庆下古气井地层压力系数0.4左右,仍然具备经济产量。修井过程中的漏失控制是保证气井稳产高产的关键。(方法过程)搜集长庆油田下古低压气井50余口,80多项地质、工程、材料特征参数,抽取17项原生数据,引入大数据评价思想,得到多因素条件下不同因素权重系数,指导低压下古气井漏失主控因素条件下匹配的封堵材料性能,构建了绒囊流体、绒囊流体复配等3种压井液体系。从50组配方中优选5套配方,评价7~30 d承压能力和自降解能力的变化。(结果现象)7 d后承压能力随着材料自降解衰减幅度为1.96%~4.10%,30d后承压能力随着材料自降解衰减降幅范围为18.36%~23.23%,30 d后渗透率恢复值95%左右,现场试验G37-A井、G31-B井等3口下古低压气井因更换管柱实施暂堵压井作业,3口井承压能力分别是23.93、19.89和26.53 MPa,清水漏速均低于2 m^(3)/h。(结论建议)利用地质、工程、材料特征信息结合大数据思想优化思想能够有效提高单井封堵效率,也为钻井、完井等其他漏失井提供了可借鉴的方法。