致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

CO2增注剂与油藏的适应性

针对油藏CO2驱开发注气增注剂与油藏的适应性问题,以中原油田某储层为研究对象,采用室内试验手段,分别考察了降低界面张力型增注剂LB-1和改善润湿性型增注剂NR-1与储层流体及储层多孔介质的适应性。研究结果表明：两类增注剂均适于在该目标区块推广应用,两种增注剂与地层水混合未产生任何沉淀和絮状物,并且与原油的乳化效果较好;在一定的浓度区间上,前者可使油水界面张力降低一个数量级,后者能够将岩石润湿角提高三倍以上,两者的作用效果非常明显并且稳定性好;在较低吸附滞留量范围内,可具有较好的防膨性能;基于上述适应性数据分析,分别优选了两类增注剂的适应性浓度区间,从而形成了一种增注剂浓度优选与评价方法;室内实验提高注气能力6%以上,研究成果丰富和发展了注气开发技术体系,为注气开发的现场实施提供重要的技术参考。     

磁增注参数的优化

本文以磁感应强度、每个磁化器中磁感应强度的峰数、磁处理次数(级数)和流动速度等为影响因素.以滤膜系数、透光率指数为指标.用正交试验设计法.按L_16(4~4)正交表安排试验.研究了孤东油田磁增注的优化参数.另外.以垢的溶解度和油水界面张力为指标.进行了单因素试验.综合多因素和单因素的试验结果.找出黄河原水和回注污水的磁增注优化参数.提出了磁增注的两级处理方案.按磁增注优化参数进行了矿场试验.取得了好的效果.     

层内生气复合降压增注原理及应用效果

本文通过对注水井吸水状况变差原因的分析，阐述了层内生成二氧化碳气体复合降压增注技术的机理及现场应用效果，并提出了提高增注效果的认识。     

海上J油田活化水降压增注实验研究

针对J油田注水井压力高导致注水井欠注和停注问题,提出利用功能性化学药剂降压增注的效果建立活化水技术,优选出活化水体系。降压增注物理模拟实验结果表明:活化水可有效降低注入压力的50%,;活化水改变岩石润湿性;活化水体系驱油。同时,阐述了活化水降压增注的原理。     

海上稠油聚合物驱关键技术研究与矿场试验

在深入分析海上稠油聚合物驱提高采收率的难点与挑战的基础上,通过近10年的攻关和矿场试验,研制出适合海上稠油油藏条件的驱替液技术、平台聚合物配注技术、海上稠油含聚采出液处理技术及早期注聚效果评价等一系列技术,初步形成了海上油田聚合物驱油技术体系,并在渤海绥中36-1、旅大10-1及锦州9-3等3个油田进行了不同规模的现场试验,取得了明显的增油降水效果。证明了聚合物驱提高采收率技术在海上稠油油田应用的技术可行性和经济有效性,为海上油田高效开发探索出了一条崭新的道路,具有广阔的应用前景。     

低渗透油田润湿反转降压增注技术及应用

为解决低渗透和特低渗透油田中注水井难以注入达不到配注要求,严重影响油井产量的问题,开发了高效降压增注剂。实验研究了降压增注剂对动态接触角、原油/注入流体界面张力、渗吸过程中采收率和相对渗透率和模型管中的压力梯度的影响。实验结果表明:降压增注剂能有效地将玻片由亲油转变为亲水,加入质量分数0.1%～0.4%的降压增注剂,原油/注入水之间界面张力可达到超低界面张力范围(<10-3mN/m),能提高采收率10%同时增加水相渗透率,注入压力降低10%。现场试验表明,该降压增注剂降压15%以上,有效期10个月以上,同时提高油井产量的效果。     

硫酸亚铁单液法调剖剂的试验研究

利用多点测压渗流装置分析研究了硫酸亚铁单液法调剖剂的性质，证实了该调剖剂有近井增注、远井调剖的作用。提出了用调剖指数、增注指数和增调比数等物理量度量增注和调剖效果的方法。并以此为基础，研究了各种因素对调剖剂作用的影响规律，说明硫酸亚铁单液法调剖剂有增注和调剖作用外，还具有耐温、耐盐等优点，通过优化试验，给出了以调剖为主、增注为主和增调结合的三种调剖剂配方，并通过平板模型试验证实了硫酸亚铁单液法调剖刑的控水增油作用。     

氧化剂复合解堵技术在注水井酸化增注中的应用

CIO2与酸化工艺协同施工,不仅能很好的解除无机盐垢,硫化铁对地层的堵塞,而且还能有效地解除重质烃、聚合物、微生物膜等有机质对地层的污染。在青海尕斯油田中浅层N1-N21油藏的四口注水井现场试验,增注效果明显,经济效益显著,为注水开发中后期油田酸化增注提供了新的途径。     

用物理化学辅助蒸汽吞吐技术改善超稠油开采效果

针对乐安油田超稠油区原油粘度大,注汽困难的开采特点,从超油渗流特征研究着手,采用物理化学辅助蒸汽吴吐技术提高该地区原油采 ,比较了采取不同强化注汽措施前后,采油情况的变化开展了以降粘剂、助排剂、声波助注器为主的物理化学辅助蒸汽吴吐的现场试验,见到了明显的增油效果。     

单井间歇注气开采煤层气生产过程分析

描述了注气开采煤层气生产过程,分析表明间歇注气生产模式的增产机理主要是竞争吸附置换,而边注边采生产模式主要是驱替;反映基质孔隙扩散能力的综合传质系数不仅影响煤层气井的生产能力,而且影响矿井煤与瓦斯的突出;建立了单井间隙式注气开采煤层气的扩散渗流数学微分方程组;注气过程和采气过程渗流方程式形式相同,但质量源的流向不同,生产井内的边界条件不同.     

ASP复合驱注采参数优化设计

根据正交设计方法和模糊数学原理 ,在室内试验及数值模拟研究的基础上 ,考虑到各项技术和经济指标的综合影响 ,建立了基于模糊综合评判模型的复合驱注采参数优化设计模型。同时 ,以孤东油田七区西Ng5 4- 6 1层复合驱试验为例 ,对化学剂组合方式、配方浓度、段塞尺寸、注采速度、注入方式、注入时机等参数进行了优化。综合分析表明 ,该方法能够用尽可能少的方案寻求各参数间的最佳协同效应 ,且便于决策。     

西五二挥发性油藏注氮和富气驱室内评价研究

选用柯428井分离器油气样按目前压力等于泡点压力进行配样,用柯233井的储层实际岩心进行了长岩心测试注氮气和烃类气评价,膨胀试验、细管试验及不同注入气对岩心驱替效率的影响研究。研究表明:注氮气比注烃类气更易使泡点升高,膨胀能力不如烃类气强;所选烃类气、氮气和原油在目前地层压力下均不能混相;岩心试验表明烃类气越富或注入压力越高均会明显影响注气后的最终驱油效率,同目前油藏衰竭式开采相比,注N2可提高驱油效率6.08%,注富气可提高18.8%~21.31%,表现出较强的注气潜力。     

流线模型的深部调剖影响因素分析及矿场应用

流线模型作为一种新兴的工具被广泛应用于油田开发方案编制、效果评价与指标预测等方面。通过建立深部调剖流线模型,对比分析了注入调剖剂前后流线变化规律,提出了相应的渗流场变化模式。在流线模型的基础上,分析了调剖位置、调剖时机、封堵率、注入浓度对调剖效果的影响,进而引申出深部调剖矿场试验中的关键指标。结合某试验区实际井组评价了影响矿场试验效果的决定性因素,对同类区块开展深部调剖有一定的借鉴意义。     

乌五井区克拉玛依组油藏开发效果分析

目的提高乌5井区克拉玛依组油藏注水开发效果。方法在充分认识油藏静态地质特征的基础上,利用压力测试、油井产液剖面、注水井吸水剖面等测试结果,结合注水井和采油井生产数据的动态分析,认识各种地质及生产动态因素对注水效果的影响和控制作用。结果注入水在地质上主要受构造、沉积微相和储层物性3方面控制,工程上主要受注水时机、注水方式和注水强度的影响。结论有益的为开发同类油藏提供了该研究经验和借鉴。     

注水井管柱完整性评价及注水参数优化研究

针对塔河油田注水井井筒管柱完整性失效问题,基于氧腐蚀机理模型和ECE模型建立了注水井管柱腐蚀预测模型并验证其可靠性,研究了注采阶段和注水参数对管柱腐蚀的影响规律,建立了基于拉伸失效的注水井管柱失效判据,绘制了不同注水排量和溶解氧浓度下注水井极限允许注水量图版.研究表明,注水井管柱腐蚀主要发生在注水阶段,随注水排量和溶解...     

春10区块水平井蒸汽吞吐注采参数优化

稠油油藏具有储量丰富,物性差,粘度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高,油气比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。本文通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法,研究影响开发效果的因素显著性为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、粘度、渗透率;运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50米的注汽强度最佳范围21～25t/m?d;最佳采注比0.8～1.2;水平段长度150米的注汽强度最佳范围11～15t/m?d,最佳采注比0.9～1.2等注采参数指标,对现场生产具有指导意义。     

不同注聚时机聚合物驱含水率变化规律研究

因海上平台寿命有限,研究聚合物驱不同注聚时机的生产特征及产能预测,对在有效时间内实现经济高效生产很有必要。通过一维物理模拟实验和数值模拟方法,研究了不同注聚时机聚合物驱含水率变化规律。研究结果显示,早期注聚可以提高油藏最终采收率,但含水变化率随注聚时机的延后而增大。综合分析认为,通过动态数据的含水变化率总结,建立累计产油量和含水变化率的关系式,可以实现对注聚受效井生产能力的预测。     

储气库注采井井筒温度场预测与影响因素分析

随着冬季对天然气需求的持续增加,对储气库的调峰能力提出了严峻的考验,注采井作为连接地面与地下的通道,井筒温度受注采周期的影响发生变化,如何准确的预测井筒内温度变化,对于预测环空压力、保证油管和套管安全、水泥环密封性和储气库运行安全至关重要。本文根据流体力学中质量守恒定律、能量守恒定律和动量定理,将气体的压强、温度、密度和流速进行耦合分析,利用显式四阶Runge-Kutta数值求解方法,输出油管内气体不同深度的流动参数,并对影响油管内气体温度的敏感性因素进行分析,得到了储气库注气过程、采气过程、关井阶段温度分布规律。结果表明注气过程井底处温度受注气量影响较大,注气时间和注气压力对井底温度影响较小;在采气过程,井口处气体温度随采气量的增加而增大,油管内气体压力由井底到井口逐渐减小,并且随着采气量的增加,减小趋势越明显;在关井初期,油管内气体温度变化速率较大,随着关井时间的持续增加,油管内气体温度逐渐趋于地层温度,并且越接近于井口气体温度变化速率越明显。     

基于机器学习的海上多层砂岩油藏精细注水开发实践

针对海上多层水驱砂岩油田作业成本高、小层测试数据少所导致的产、吸状况不清的问题,提出一种可同时学习多种井况条件的小层产、吸剖面预测模型。首先综合考虑影响小层产、吸状况的静态地质条件和动态开发特征,筛选并构造出主控因素,建立样本数据库。然后构建了巧妙的循环将神经网络算法和智能优化算法进行融合,内层循环以反向传播(back propagation, BP)神经网络为模型框架,遍历所有井样本,实现多维主控因素与产、吸剖面的机器学习;中层循环以量子进化算法为优化手段,实现神经网络内部权重和阈值自动优化;外层循环以测试误差为控制条件,保证模型的可靠性与最优化。最后将产、吸剖面预测模型应用于渤海P油田,分别对73口油井和84口水井的样本数据进行交叉验证,结果表明模型的平均测试误差仅为6.60%、4.36%。示例井组经分层调配等措施的综合治理之后,实现了井组日增油63 m³/d,综合含水率下降6%。该研究成果对老油田的精细注水和优化调整具有一定的指导意义。