玛湖砾岩油藏体积压裂开发后烃气混相驱提高采收率实验

在新疆玛湖致密砾岩油藏采用烃气驱大幅提高采收率技术,面临水平井体积压裂规模开发后,小井距下水力压裂缝网易形成气窜通道,影响气驱波及体积的问题。为研究压裂后水平井井网对烃气驱开发效果的影响,提出了玛湖致密砾岩油藏人工裂缝+基质注烃气驱油模式,基于该模式设计实验模型,利用拼接比例的不同造缝与未造缝全直径岩心模型进行气驱实验,明确压裂缝与基质关系。结果表明：通过烃气驱岩心采收率可达38.26%;全直径岩心造缝比例越高,采收率越低;小规模的压裂可以使采油速度更加平稳,同时可以获得更高的采收率;烃气驱结束后通过吞吐的方式可进一步提高采出程度7.1%。该项实验可以为烃气驱现场试验水平井压裂规模、合理井距及注气速度提供了具有现实指导意义的研究基础。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究

为了研究塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油提高采收率机理,开展了原油物性实验、相态分析和注气驱油数值模拟研究。结果表明:塔河油田注氮气驱油为非混相过程,注二氧化碳驱油为混相过程;注氮气驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量、驱替微小孔径中的原油及重力分异形成人工气顶置换顶部剩余油;注二氧化碳驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量及降低油气界面张力;非混相注气驱油比混相开发效果好。     

玛湖百口泉组致密砾岩储层天然气驱特征的实验研究

天然气驱在致密储层中具有良好的提高采收率效果,但目前尚缺乏在致密砾岩储层中的应用经验。本文选取了M131及M18井区的储层岩心,开展了长岩心天然气驱及天然气-水交替驱替实验,分析了两种注入条件下的采收率、驱替压力及出口气油比变化特征,探究了天然气驱在玛湖百口泉组致密砾岩储层中的适用性。结果表明：天然气驱在M18及M131井区致密砾岩储层提采效果显著,非混相条件下能将综合采收率提高至60%以上,而混相条件下采收率可以进一步提高至70%以上。气窜现象会显著制约储层整体的采收率,天然气-水交替注入可有效减缓储层中的气窜现象,进一步提高储层的采收率。但天然气-水交替注入会逐步提高注入压力,且注入压力会随着注入轮次的增加而提高,但混相条件下的注入压力要小得多。综合注入压力、采收率等参数,玛湖百口泉组致密砾岩储层更适宜采用混相条件下的天然气-水多轮次驱替方式来提高储层的综合采收率。     

玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

玛湖凹陷地区衰竭式开发直井初产高、递减快,常规注水开发不适应,通过注烃类气转换开发方式,可以大幅提高采收率。利用细管法测定注气试验区最小混相压力为41.71 MPa,玛湖地区目前地层压力条件下普遍可以实现混相驱;根据玛湖地区储层特征及地质力学参数,同时将天然裂缝及人工描述参与模拟,优化裂缝展布形态,建立了三维压裂缝网模型;基于压后缝网模型开展布井方式、注气速度及气驱油藏动用规律研究。结果表明,水力压裂平均缝网长轴173.90 m,最长846.90 m,短轴6.44 m;采油井部署井轨迹距顶2/3厚位置,气体波及范围更大;以维持混相为目标优化注气量,设计前10 a水平井单井日注气5.5×10⁴ m³,后10 a日注气4.0×10⁴ m³,试验区采收率可达22.5%;注入烃类会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替,优先动用该区域原油,造成注气波及范围不均匀;随着烃类气体的注入,沿驱替前沿原油黏度大幅降低,同时,由于注入烃类气体与原油发生混相,通过蒸发气驱作用,注气5 a后采油井SRV范围内剩余原油黏度明显增大。此研究可以有效指导玛湖注烃类气体提高采收率试验现场开发技术政策制定。     

裂缝性油藏注气提高采收率技术进展

注气可以维持裂缝性储层的地层压力,并提高驱油效率。阐述了世界裂缝性油藏注气提高原油采收率（EOR）技术的发展概况,分析和讨论了裂缝性储层注气开采特征、室内实验研究及理论研究技术现状。指出,储层中裂缝发育方向和程度严重影响注气驱替效果;气驱突破速度未必比水驱突破快;气驱波及范围有可能比水驱波及范围广。多孔介质将影响流体相态、油气混相性及气驱油机理,建议加强考虑双重介质特性的注气驱相关室内实验研究和混相理论研究。     

溶解气回注提高致密油藏采收率效果及敏感性

针对致密油藏水平井产量递减快，衰竭开发采收率低等问题，提出了衰竭开发后期回注溶解气提高采收率的方法。基于新疆玛湖凹陷百口泉组地质油藏特征，建立了致密油藏多级压裂双水平井机理模型，系统研究了上述方法在致密油藏中的生产特征及敏感性。结果表明，溶解气回注可以有效提高致密油藏采收率，缓解水平井产量递减的速度。采出程度随注入量、注入速度及吞吐轮次逐渐增加；气体分子的扩散作用可增加基质的受效范围，扩大气体的作用半径；弱非均质性储层（变异系数0.2）采用溶解气吞吐提高采收率效果最佳。敏感性分析结果表明，吞吐轮次对注溶解气提高采收率的影响最大，其次是注入时间、注入速度、扩散系数、焖井时间。另外，建立的代理模型可准确预测和优化致密油藏注溶解气提高采收率效果。     

气顶油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究

针对江苏油田欧北区块的地质条件和开发现状,建立了顶部注氮气重力驱数值模型.从生产井和注入井的控制条件及地质条件出发,分析了影响气顶油藏顶部注氮气重力驱开发效果的各种因素,在此基础上对各种方案的开发指标进行计算对比,并对该区块提高采收率的潜力进行评价,提出了适合同类气顶油藏的开发模式.研究结果表明,气顶油藏顶部注氮气重力驱可以有效地提高采收率,达到降水增油的效果;提高采液速度并不能改善顶部注氮气重力驱的开发效果;注气速度对开发效果以及气顶边缘推进速度有很大的影响,并且存在最佳和临界注气速度.研究区块的最佳注气速度为12500～17500 m3/d,临界注气速度为30000 m3/d.     

注气体积和轻质油藏空气驱机制的关系探讨

通过细长管、填砂管氧化和驱替等一系列室内试验以及绝热条件下注空气过程的数值模拟研究注空气体积及不同注气阶段和轻质油藏注空气驱油机制的关系。根据试验和数值模拟分析结果,与其他气驱过程比较,给出典型轻质油藏空气驱替试验可能取得的原油采收率与注气体积关系理论曲线。结果表明,轻质油藏在不同注气体积条件下具有不同的驱油机制:注气体积小于0.5Vp(Vp为孔隙体积)即气体突破之前,烟道气驱为主要的驱油机制,驱油过程为一非混相气驱过程;注气体积大于0.5Vp即气体突破之后,烟道气和高温反应带共同作用的驱替作用表现为其主要机制;当反应带逐步推进至接近产出端时,反应带的热效应有可能成为重要的驱油机制。     

重力稳定气驱判别模型和试验

通过室内试验,研究储层倾角、注入速率和原油黏度等因素对重力稳定注气提高驱油效率的影响,根据注采数据和管内残余油砂分布,分析其提高采收率原理。通过理论推导,建立简易量化的顶部注气重力稳定判别模型NGAGI,综合考虑储层倾角、渗透率、驱替液与被驱替液密度差异、原油黏度和注气速率等因素的影响。结果表明:增大地层倾角、减小注气速率和降低原油黏度,可延长重力稳定高效驱油时间,提高采收率,气驱后管内残余油砂分布显示,排除端部效应导致模型两端效果不好,模型中部重力稳定气驱后残余油饱和度低于10%;当NGAGI1时,可实现重力稳定气驱模式,并通过室内和矿场试验验证,可有效评价重力稳定气驱前缘稳定性,为油田矿场应用提供一定的决策依据。     

气顶油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究

针对江苏油田欧北区块的地质条件和开发现状，建立了顶部注氮气重力驱数值模型。从生产井和注入井的控制条件及地质条件出发，分析了影响气顶油藏顶部注氮气重力驱开发效果的各种因素，在此基础上对各种方案的开发指标进行计算对比，并对该区块提高采收率的潜力进行评价，提出了适合同类气顶油藏的开发模式。研究结果表明，气顶油藏顶部注氮气重力驱可以有效地提高采收率，达到降水增油的效果；提高采液速度并不能改善顶部注氮气重力驱的开发效果；注气速度对开发效果以及气顶边缘推进速度有很大的影响，并且存在最佳和临界注气速度。研究区块的最佳注气速度为12500～17500m^3／d，临界注气速度为30000m^3／d。     

致密砾岩油藏压裂甜点预测研究—以玛18井区为例

致密油藏压裂甜点的准确预测是合理部署井位和压裂改造成功的关键。玛湖致密砾岩油藏复杂的地质特征和强非均质性,导致其压裂甜点的预测较为困难。针对目前缺乏有效预测玛湖砾岩油藏压裂甜点方法的问题和提高水平井压裂改造效果的迫切需求,本文在压裂改造效果主控因素分析基础上,以储层改造体积（Stimulated Reservoir Volume, SRV）为预测指标,首先优选已有基于可压性指数的压裂甜点评价模型,同时建立了基于机器学习的致密砾岩油藏压裂甜点预测模型,最终形成了适用于玛湖致密油藏压裂甜点的预测方法。研究结果表明：在基于可压性指数的压裂甜点预测模型中,Cui、Di、Lai等人建立的模型与实际监测结果有具有较高吻合度;在基于机器学习算法的压裂甜点预测模型中,随机森林、GRBT、Bagging模型表现出较好的性能;虽然当前数据下基于可压性计算的压裂甜点模型的性能更佳,但是随着现场数据的更新与准确度的提高,基于机器学习的压裂甜点模型预测精度将不断改善。研究成果对于玛湖致密砾岩油藏压裂甜点和综合甜点评价、井位部署、压裂改造设计具有重要的指导意义。     

胜利油田低渗透油藏开发技术研究

低渗透油藏是胜利油田重要的增储阵地之一,胜利油田目前在低渗透储层特征研究、小井眼和水平井钻井技术以及整体高效水力压裂技术等方面有了很大进展,在储层渗流机理、注气混相驱     

低渗低压水平气井压裂研究及实践

水平井技术已逐渐成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段,国内外应用情况表明,钻遇在低渗透油藏的水平井,不经过压裂酸化改造很难达到工业开采价值。从区域地质特征及井况条件出发,充分研究了压裂液、支撑剂选择、压裂管柱结构以及压裂规模等方面,通过优化设计,确定了适合低渗低压水平井的压裂的前置多段塞、大排量造缝、降排量携砂及施工方案优化等压裂技术措施。对红台2-17井进行了大型压裂施工试验,取得了较好的增产效果,为国内低渗储层低压水平气井压裂提供了宝贵的经验。     

致密油藏渗流机理及开发方式研究进展

随着非常规能源开发越来越受到人们的重视,如何开发致密油藏成为学者们关注的话题。基于对加拿大致密D油藏研究和文献调研,提出了致密油藏的特点及与常规油藏的区别,分析了致密油藏微观孔隙结构和渗流机理,综述了致密油藏提高采收率和补充地层能量的方法,包括水平井多段压裂技术、体积压裂技术、CO2混相驱和水气交替注入开发技术等。总结出致密油藏在开发过程中应注意的问题及下一步发展方向,为我国致密油藏的开发提供借鉴价值。     

特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法

为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。     

玛湖凹陷百口泉组砾岩储层泡酸后岩石损伤及压裂泵压下降机理

针对玛湖凹陷百口泉组砾岩储层水平井固井完井射孔后直接压裂施工存在泵压高、需借助长时间泡酸工艺来降低压裂启泵压力的问题,开展了储层射孔后酸损伤及降压机理研究:①通过玛湖1、玛131、玛18区块储层岩心及水泥石在模拟温度下的酸岩反应实验,得到了岩心及水泥石的宏观溶蚀率及其变化规律;②进行了玛湖1、玛131、玛18区块岩心及水泥石在酸岩反应前后的三轴力学实验,得到了酸作用前后岩石/水泥石力学特征及其变化规律;③采用扫描电子显微镜(scanning electron microscope,SEM)、能谱仪(energy dispersive spectrometer,EDS)、X-射线衍射仪(X-ray diffraction,XRD)分析了酸作用前后岩石孔/缝/面等微观结构的变化,从微观角度探索了酸岩反应机理;④综合玛湖压裂施工现状、酸反应前/后岩石及水泥石SEM/EDS/XRD分析结果、岩石/水泥石酸岩反应前后三轴力学性能,利用"七五"或组合弹簧模型及破裂压力公式分析了酸作用对地层破裂压力的影响规律,揭示了玛湖砾岩储层水平井固井完井射孔后酸损伤及降压机理.