不同组合方式的蒸汽辅助重力泄油开发过程阶段划分

以曙一区超稠油的杜84块馆陶油层和沙三上亚段兴Ⅵ组油层为基础,建立了直井+水平井组合与双水平井组合蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发过程的理论模型,根据2种布井方式的开发过程中产量变化规律和蒸汽腔扩展过程,划分了SAGD开发过程的生产阶段,并且阐述了不同生产阶段的生产特征。     

薄层稠油油藏多组分SAGD物理模拟试验研究

针对S块薄层超稠油油藏原油黏度大、蒸汽吞吐产能低的难题,室内开展了高压二维比例物理模拟试验,研究了SAGD及多组分SAGD蒸汽腔发育规律、生产动态特征及开发效果。试验结果表明,该油藏双水平井SAGD蒸汽腔上升速度快、横向扩展及下降速度慢。生产特点是:产量上升速度快,稳产期短,生产时间短。添加烟道气和降黏剂后,扩大了蒸汽波及体积,延长生产时间1.4a,提高采收率4.3%,最终达60%。     

单家寺油田单2西活跃边底水超稠油油藏水平井开发研究与实践

单家寺油田单2西沙三段4砂组为厚层活跃边底水超稠油油藏,由于储层物性差、靠近油水界面、开采技术不配套等原因,直井蒸汽吞吐开发周期生产时间短,含水率上升快,周期产量低,开发效果差。基于数值模拟技术,研究了该区剩余油分布,分析了水平井经济及技术界限,优化了水平井参数,研究表明,井型以水平井最佳,合理井距为90~100m,排距为100m时最合理;当水平段长度在200~250m之间时,采出程度和单储净累计产油达到最大;当水平段距油层段顶7/10时采出程度最高,水平段优选位于油层中部偏下。该研究成果改善了单2西沙三段4砂组开发效果,提高了采收率,对活跃边底水超稠油油藏开发具有一定的借鉴意义。     

加拿大SAGD油砂乳状液掺稀脱水实验

为优化加拿大SAGD油砂乳状液脱水处理工艺,研究了加拿大SAGD油砂样本物性,理论分析了SAGD油砂乳状液的稳定性,开展两种典型稀释剂的稀释特性实验,获得了各自的稀释脱水特性,为脱水处理工艺的完善与优化提供指导。研究结果表明,以石脑油为代表的芳香族稀释溶剂的经济技术掺稀比为20%,石脑油掺稀降黏增大密度差的效果较好,但是对于水滴聚结的作用效果不明显,造成整体脱水效果较差,因此实际应用时仍需要加破乳剂。而以正庚烷为代表的脂肪族溶剂由于黏度、密度比石脑油大,因此降黏效果较差,但在超过一定比例后,能使SAGD油砂乳状液中的沥青质沉积,稀释特性表现为从掺稀降黏作用转变为沥青质沉积,掺稀比为1.8时可以完全脱除油砂乳状液中的水滴。     

底水油藏水平井ICD控水完井数值模拟研究

从分析水平井开采底水油藏中存在的过早产水问题出发,提出了采用ICD(入流控制装置)控水完井的思路。根据渗流力学、流体力学、油藏数值模拟,建立了水平井ICD完井多段井模型,研究了底水油藏水平井ICD完井长期入流动态规律。对比分析了射孔完井和ICD完井两种条件下调控入流剖面的效果,以及对产能和最终采收率的影响规律。结果表明,在均质和非均质油藏中,ICD完井均有很好的入流控制效果,能够有效地延长稳油生产时间和延缓见水时间,起到稳油控水的效果,提高了目标井段的生产状况;但整体上均质油藏中ICD完井对于提高累计产油量和采收率的效果有限,而在非均质油藏中采用ICD完井可以极大地提高累计产油量和采收率。     

复杂土壤分布特征及暗管排水响应模拟

盐碱地中障碍土层的存在可能会导致排水工程无法充分发挥其应有作用,这对其治理提出了很大挑战。以宁夏回族自治区红寺堡为研究区域,实地取样调查了不同点位的复杂土壤分布特征,基于HYDRUS二维模型分析了不同黏土层位置对于暗管排水流量的影响作用,并提出复杂土壤条件下的排水建议。结果表明,土壤存在弱透水层且无其他治理措施时,土壤盐分普遍偏高,弱透水层的位置不具有固定位置和特征,总体来说,弱透水层厚度以10～20 cm偏多。当黏土层位于暗管层时,10 cm黏土层就会导致暗管排水量减少20%,暗管上部10 cm位置处的黏土层对于暗管排水效果影响最大,较常规地下排水量减少22%;当黏土层位置超过2倍暗管埋深时,对于暗管排水量的影响较小。根据不同弱透水层的位置,合理设置排水排盐方式对盐碱地改良具有重要意义。     

塔河底水油藏水平井变孔径打孔管分段完井技术研究

利用水平井开采塔河油田碎屑岩底水油藏时，其含水上升速度快、中低含水采油期短，已成为制约水平井生产的瓶颈。为控制水平段产液剖面，抑制底水过快脊进，采用了变孔径打孔管分段完井技术。根据电测解释结果确定采用遇液封隔器进行调流控水分段完井段数，通过研究节流机理和底水脊进模型，应用Petrel和NEE Tool软件进行动静态模拟，以最大无水累积产油量为目标函数优化打孔参数。该技术在塔河油田YT2—27H井中首次应用后取得了良好的效果，丰富了底水油藏水平井高效开发的手段，节约了生产成本。     

复杂裂缝性碳酸盐岩油藏数值模拟方法研究

海洋沉积环境下的生物礁碳酸盐岩油藏多存在天然裂缝,加之气顶、底水等的影响使得这类油藏的渗流机理十分复杂,数值模拟难度非常大。以海上A油田为例,分析油田地质特征及地质研究成果,结合双重介质渗流理论,分析和研究油田裂缝性碳酸盐岩储层的渗流机理,建立适合裂缝性储层的等效连续介质渗流模型。通过添加基质毛细管压力、考虑重力作用建立基质-裂缝渗流交换,同时考虑气顶、底水的锥进以及注入水的突进等渗流机理,建立考虑气顶底水的裂缝性双孔双渗油藏数值模拟模型。拟合中充分考虑了裂缝、气顶、底水三者渗流机理的特征,利用分区分段的历史拟合思想,达到很好的拟合效果,为最终的调整方案设计及优化提供理论支持。     

生产测井技术在低产水凝析气藏出水层位识别中的综合应用

气井出水导致单井产气量急剧下降,降低气藏的采收率。及时有效识别气井出水点,封堵出水层位,对控水增气及提高气藏采收率至关重要。东海地区为凝析气藏,单井产气量高,产水量低(10m~3/d左右),常规生产测井资料无明显出水特征,不能识别出水层位。当储层压力低于露点压力时,凝析气藏存在反凝析现象,进一步加大气藏出水识别的难度。生产测井技术是识别气井出水的有效手段之一,针对东海地区油气藏开发中存在的难题,通过对东海地区多口井生产测井资料深入分析,总结出一套适合东海地区的低产水凝析气藏出水层位识别方法。基于东海油气藏特征及地层水类型,提出了通过自然伽马对比法、温度测井法、产出剖面测井与饱和度测井技术结合的方法综合识别出水层位。研究结果表明,当气藏水型为氯化钙等高矿化度地层水时,可以通过对比生产测井自然伽马与裸眼井自然伽马曲线准确识别出水层位;在边底水自然水驱的气藏中,温度曲线可以较好地识别出水层位;饱和度测井可通过监测气藏含气饱和度变化识别出水层位。这3种方法都有一定的适用条件,出水层位识别需结合气藏实际开发情况,选择符合区域规律的方法。     

高18块深层稠油分区二次开发研究与实践

高18块开发目的层为古近系沙河街组莲花油层Ⅰ~Ⅴ砂层组,为一受岩性-构造双重控制的块状砂岩底水油藏。常规注水水窜严重,吞吐注汽压力高、干度低、效果差,达不到标定采收率。在深入开展油藏地质、剩余油分布规律研究基础上,根据储层平面分区、纵向非均质性强的特点,制定了"主体部位重构注采井网+调驱、边部压裂改造+高压注汽"的分区二次开发思路,现场试验效果明显,预计日产油可达230t,最终采收率达22.4%,可提高采收率7.3%。     

热压干燥过程中热压板温度对杨木水分状态的影响

目的对热压干燥过程中杨木锯材芯层温度和压力进行测试,探究热压板温度对热压干燥过程中杨木锯材芯层温度和压力等参数及水分状态的影响,为热压干燥机理研究提供依据。方法采用集成探针同步测量并记录热压干燥过程中杨木锯材芯层温度和压力,通过对杨木锯材芯层压力测量值与测量温度对应的饱和蒸汽压力值(压力理论值)进行对比分析,进而推测热压板温度对热压干燥过程中杨木锯材水分状态的影响。结果当热压板温度从120℃升高到140℃时,杨木锯材芯层压力峰值从146.4kPa增大到213.1kPa,相应温度峰值从102.8℃升高到123.7℃,温度和压力同时达到峰值,到达峰值时间从17.5min缩短到11.6min。当热压板温度为120和130℃时,含水率高于纤维饱和点的杨木锯材芯层水分为过压的未饱和水,热压干燥后杨木锯材芯层终含水率(48.55%和49.88%)高于纤维饱和点;当热压板温度升高到140℃时,杨木锯材芯层自由水受热汽化形成水蒸气,并随着蒸汽温度的升高由饱和状态转化为过热状态,热压干燥后杨木锯材芯层终含水率(27.70%)低于纤维饱和点。结论热压干燥过程中热压板温度越高,杨木锯材芯层温度和压力达到的峰值越高,峰值持续时间越短。热压干燥过程中含水率高于纤维饱和点的杨木锯材水分状态根据热压板温度不同,可为液态水(过压的未饱和水)、饱和水蒸气或过热蒸汽状态。      

不同渗透率级差组合与水驱采收率关系研究

储层层间物性差异是影响非均质油藏水驱采收率的重要因素。层系内合理层间渗透率级差是提高储量水驱动用程度的关键参数。针对胡状集油田进行多层不同渗透率级差的长岩心水驱油试验,研究渗透率级差组合对采收率的影响,发现胡状集油田层系内渗透率级差小于6倍能显著提高水驱采率。据此在胡状集油田6个开发单元按渗透率级差重组细分开发层系,取得了较好的效果。     

某水驱区块注入井浅调剖研究

某水驱区块目前属于水驱开发后期高含水阶段,存在含水上升快、控水效果蒡、“三高”井组逐渐增多、注水压力不均衡等问题。分析了该区块注采状况及存在均主要问题（油层非均质性较严重、试验开发过程中出现了注采优势通道）,基于“通过封堵高渗透层,提高注入水的波致系数·进而达到提高采收率的目的”这一浅调剖原理,确定了浅调剖选井选层原则,并严格按照确定∞浅调剖选井选层朦则优选了调剖井。实际应用比表明,优选油井高含水、高沉没度．水井非均质性较严重、不能靠细分缓解层间矛昏的井组以及厚注薄采、高渗透注水突进的油层进行浅调剖,可以有效改善开发效果,缓解层内、层间矛盾,提高油层动用水平。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储层水驱窜流影响因素实验研究

依据鄂尔多斯盆地长6油层组储层的地质特征,研制了均质、非均质及裂缝型等3类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱窜流影响因素评价实验。实验可知,长6油层组储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10%以上。岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12%。含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50%。     

早春茬茄子定植后管理技术

定植定植应选择晴天的上午进行。定植方法是水稳苗。在预先浇过底水的浅沟内按40～45cm的距离挖穴,两行穴要相互交错,挖穴后点水随即摆苗。待穴内水全部湿透土坨并无明水时拥土埋坑,一般定植密度（2200-2500）株／667m^２。     

复杂地表气田集输管道的泡沫排液技术

针对气田集输管道易发的积液问题,将井筒中常用的泡沫排液技术创造性地应用至集输管道。通过环道测试、高速摄像、数据分析等方法探究发现,泡沫排液技术在起伏管道内表现出排液和减阻两种效果,并进一步研究了入口条件、管道起伏角度及发泡剂加注浓度等因素对上述效果的影响。试验发现:相比井筒,管道的起伏坡度更小,会影响管内泡沫的发泡程度,使流体的泡沫质量处于泡沫分散区或泡沫干扰区,而促使泡沫流体进入稳定泡沫区是保证泡沫排液技术在地面起伏管道内有效应用的前提。当工况为低含液率、大倾角起伏管道以及高于临界胶束浓度的加注浓度时,泡沫排液技术表现出更好的排液和减阻效果。建议现场作业改变原有的加注方式,提高发泡剂注入量,并采用有效手段提高地面起伏管道内流体的泡沫质量。     

大宛齐油田采收率主控因素及开发对策

大宛齐油田新近系库车组油藏含油砂体厚度薄,砂体规模小,该井区油井生产均采用衰竭式、多层合采方式,层间矛盾突出,影响了开发效果。结合该区油藏地质及生产特征,采用正交试验设计方法,通过数模技术研究单因素影响程度,认为大宛齐油田多层油藏合采时影响单层采收率的控制因素主要为水体能量,其次为砂体延伸长度和砂体厚度;而单层产量贡献的控制因素主要为砂体延伸长度,其次是砂体厚度和水体能量。据此提出砂体分类、精细注水、分级补充能量的开发对策。     

成品油管道油顶水投产混液规律预测

为研究成品油管道油顶水投产的混液规律,减少投产过程造成的混液,采用OLGA软件,建立了云南某成品油管道油顶水投产数值模型,模拟了多种油顶水投产工况下的混液量,并分析了流量、停输时间、停输时混液头位置对混液量的影响.结果表明:流量对混液量影响最大,增大流量可有效减少混液量;停输时间对混液量的影响存在临界值,当停输时间超过...     

盐穴储气库造腔过程夹层处理工艺——以西气东输金坛储气库为例

国内盐穴储气库造腔层段岩性复杂,不同深度存在不同厚度的夹层,夹层厚度从1 m至10 m以上,造腔结果相差较大。以金坛储气库8口造腔井为例,通过造腔参数分析,研究不同夹层处理工艺下的造腔效果,总结出多夹层盐岩段造腔工艺技术方案:使油水界面在夹层上部且距离夹层至少3~4 m;当油水界面在夹层下部时,控制油垫厚度小于0.1 m且腔顶直径不要太大;当前阶段油水界面位于夹层下部且腔体需要扩容时,将油水界面调整至夹层上部;当处理腔体下部夹层时,使内管位于夹层下部,至少在夹层位置。上述技术方案可为其他盐穴储气库建设提供参考和技术支持。     

关于盐渍土路基底部结构中设置隔断层排盐效果的试验研究

根治盐渍土道路盐胀破坏的病害,关键在于怎样将路基冻土层内的盐分和水排掉,解决盐、水在路基冻土层内的富积问题.本文通过改变盐渍土路基底部结构中隔断层的坡度,增设集水槽,分析测定集水槽内渗透溶液的含盐量得到该路基结构在相应隔断层坡度时的排盐量,模拟盐渍土路基在降雨时的排盐效果来确定适合排盐的最佳坡度.