【摘 要】
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浅层致密油藏中水力压裂容易产生水平缝.对于水平井而言,多级压裂容易只生成一条大的水平缝,增产效果不佳.而“弓形水平井+多级水平缝”的单井方式,也不能有效动用此类油藏.为了进一步提高浅层致密油藏的动用程度,基于浅层油层钻井的可行性,提出了浅层致密油藏空间编织井网的开发方式,并采用数值模拟方法,验证了空间编织井网的有效性.数值模拟结果表明:在相同的井数和钻井进尺条件下,空间编织井网的油产量、累产油量、油藏采出程度高于正对井排和交错井排;不过随着水平压裂缝规模扩大,与交错井排的差距减小.同时,根据模拟得出采用七
【机 构】
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西南石油大学油气藏地质及开发国家重点实验室,四川成都610500;中国石油西部钻探工程有限公司地质研究院,新疆克拉玛依834000;西南石油大学油气藏地质及开发国家重点实验室,四川成都610500;中
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浅层致密油藏中水力压裂容易产生水平缝.对于水平井而言,多级压裂容易只生成一条大的水平缝,增产效果不佳.而“弓形水平井+多级水平缝”的单井方式,也不能有效动用此类油藏.为了进一步提高浅层致密油藏的动用程度,基于浅层油层钻井的可行性,提出了浅层致密油藏空间编织井网的开发方式,并采用数值模拟方法,验证了空间编织井网的有效性.数值模拟结果表明:在相同的井数和钻井进尺条件下,空间编织井网的油产量、累产油量、油藏采出程度高于正对井排和交错井排;不过随着水平压裂缝规模扩大,与交错井排的差距减小.同时,根据模拟得出采用七点井网注水补充了地层能量,也改变了渗流状态,使得区域边缘和井间剩余油得以有效驱替,采收率明显提高.研究结果为浅层致密油藏的高效开发提供借鉴.
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为提高致密砂砾岩油藏原油采收率,基于新疆玛湖致密砂砾岩油藏储层条件,通过利用超临界CO2萃取致密砂砾岩岩心中的致密油,采用单因素分析法依次对影响致密油萃取效果的压力(7～25 MPa)、温度(30～60 oC)、浸泡时间(30～180 min)及循环时间(30～180 min),共4项生产参数进行了优化分析.结果表明:超临界CO2能够萃取出致密砂砾岩中原油且效果较好,萃取率最高可达25.22％.通过对以上4项生产参数进行4因素3水平的正交设计实验L9(34),发现影响超临界CO2萃取原油效果的因素具有主次
为了提高疏水缔合聚合物(HAP)的流变性能和在多孔介质中的流度控制能力,将环糊精和环氧氯丙烷缩聚得到一种水溶性的环糊精聚合物(β-CDP),并将其与HAP混合.结果表明,环糊精聚合物与疏水缔合聚合物之间的主客体包合作用大幅改善了疏水缔合聚合物溶液的增黏能力和黏弹性,并且主客体包合体系(β-CDP/HAP)保持了显著的剪切稀释性.β-CDP/HAP表现出独特的黏—温关系,其黏流活化能随温度变化,表现出极强的耐温能力.岩心流动实验表明,β-CDP/HAP在多孔介质中形成多层吸附,比HAP具有更强的流度控制能力
为改善下二门油田泌238断块水驱开发过程中窜流严重,开发效果变差的现状,实现进一步提高原油采收率的目的,在室内实验的基础上,运用数值模拟方法,系统地开展了水驱后凝胶体系与聚合物多级段塞交替注入参数优化及聚合物注入质量浓度差异化调整研究.研究结果表明,多轮次小段塞组合方式提高采收率效果优于低轮次大段塞组合方式,主体段塞为:0.08 PV(聚合物)+0.02 PV(凝胶)+0.06 PV(聚合物)+0.02 PV(凝胶)+0.06 PV(聚合物)+0.02 PV(凝胶)+0.06 PV(聚合物)+0.02 P
新场沙溪庙组沙二气藏储层致密、自然产能低,水平井作为气藏有效开发的手段之一,其采收率主控因素尚不明确.利用Eclipse数值模拟软件,研究水平井采收率主控因素并定量评价其影响程度,为利用水平井进一步开发提供理论依据.结果表明:①致密砂岩气藏不同储量区水平井采收率主控因素不同,Ⅰ类、Ⅲ类和Ⅳ类储量区水平井采收率主控因素为含水饱和度,Ⅱ类储量区水平井采收率主控因素为有效厚度.②主控因素对水平井采收率影响程度不同,Ⅰ～Ⅳ类储量区主控因素对采收率的影响幅度分别为91.14％、54.33％、61.82％和45.18
新疆玛湖砂砾岩致密油藏孔隙度和渗透率极低,压裂投产后前期稳产效果较好,后期递减较大,为补充地层能量提高原油采收率,先后在玛131井区开展3口水平井CO2吞吐试验.试验结果表明:CO2吞吐提高原油采收率机理主要体现在增加储层能量、膨胀原油体积、降低原油黏度、萃取轻质组分、溶蚀储层矿物、增加流体流动能力等方面.合理的注入参数更有助于提高原油采收率,在进行CO2吞吐开发时井底注入流压越高,焖井时间越长,波及扩散越充分,连续见油时间越早,提高采收率越明显.3口水平井X721、X92、M1114增油量分别为2161
CO2驱技术在国外应用广泛,而国内应用规模相对较小,重要因素是其技术和经济指标备受考验.以近年苏北小断块油藏CO2驱项目为例,分析了CO2吞吐、低渗油藏同步气驱、气顶驱、气水交替、中高渗油藏CO2复合驱等开发模式,及其经济效益与影响因素.苏北实践表明CO2驱项目经济效益与注入成本和换油率密切相关,各开发模式经济效益有一定差异但总体较好,特别是低渗低含水油藏通过气顶驱及气水交替驱效果较佳.
为明确新疆玛湖砂砾岩油藏储层条件下,超临界CO2浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层物性的影响规律.首先,根据现场储层岩心全岩X射线衍射(XRD)结果确定了储层黏土矿物类型及占比:高岭石(1.52％)、蒙脱石(0.42％)、绿泥石(0.73％)、伊利石(0.68％);其次,制作了与储层岩心孔渗接近的人造岩心;最后,利用超临界CO2高温高压反应装置在储层温度70℃、压力20 MPa条件下,开展超临界CO2浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层渗透率影响的实验研究.结果表明:黏土矿物含量为2.5％～6.0％时,
玛湖致密油藏储层非均质性强,油井产能差异大、递减特征差异明显,产量递减分析及预测对油井生产制度管理以及油田开发方案的编制与优化具有重要指导意义,也是油藏动态分析的重要内容之一.然而现如今使用的Arps双曲递减、幂律指数递减、Valkó扩展指数递减以及Duong递减等传统经验递减模型具有不同适用性,采用这些方法对玛湖致密油藏压裂水平井生产数据进行拟合,精确度较低.为此,根据玛湖区块油井不同阶段拟合情况,探索了一种分阶段选择不同模型进行拟合的“组合新方法”,并在该区块进行了实例应用验证.研究结果表明:该“组合
温室气体CO2地质封存是应对碳达峰和碳中和的重要手段,而枯竭气藏是埋存CO2优势显著的靶点.基于CO2在气藏中的不同存在形式,考虑溶解埋存和矿化埋存等机理,在气藏CO2理论埋存量计算方法的基础上,建立气藏CO2有效埋存量计算方法,可用于估算枯竭气藏CO2埋存潜力.建立低渗气藏机理模型,在开发后期进行CO2埋存,考虑CO2溶解于地层水及CO2与水和岩石发生矿化反应,对比计算结果与数模结果,超临界埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量的误差分别为2.81％、7.37％和6.25％,有效埋存量误差仅为3.06％.
藏北双湖县巴岭乡地区出露一套深水相黑色页岩地层,包括下侏罗统曲色组和中侏罗统色哇组二个组地层单元.根据菊石化石控制的生物地层时代,下伏曲色组划归Pliensbachian-Toarcian阶,上覆色哇组级代表Aalenian-Bajocian期沉积,二者之间为连续沉积,是目前西藏特提斯域菊石化石控制程度最高的中下侏罗统地层.野外实测了索布查J2/J1界线剖面,按2m间距采集了148件样品,室内开展了无机碳(δ13 Ccarb)和有机碳(δ13 Ckero)分析,目的是揭示早侏罗世末期到中侏罗世初期这一时段