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2018中国油气开发技术大会

2018中国油气开发技术大会

  • 召开年：2018
  • 召开地：北京
  • 出版时间： 2018-11-29

主办单位：;中国石油学会;;

会议文集：2018中国油气开发技术大会论文集

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  • 摘要：围绕我国碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率难题,阐述缝洞型油藏储集体描述、物理模拟、剩余油分布及提高采收率方法四方面研究进展,探讨并展望未来缝洞型油藏提高采收率技术的关键与发展方向.缝洞储集体精细描述是提高采收率技术的研究基础,也是实现相似性物理模拟的依据;缝洞型油藏剩余油主要分布在构造高部位和连通屏蔽区,目前提高采收率的方法主要为注气顶替高部位原油,措施较为单一:未来中国碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率研究的发展在于储集体勘探与三维模拟相结合的精细地质描述和实现缝洞型油藏均衡驱替两个方面,等密度流体和流道调整技术是两个潜力研究方向.
  • 摘要：大庆油田主力油层聚驱后,仍有约50％储量残留地下,是油田产量接替的重要潜力.通过萨中开发区聚驱后油藏特性研究,针对性的提出了聚驱后聚表剂驱提高采收率方法,通过数值模拟、物理模拟和现场试验动态分析,确定了聚表剂调剖、驱洗、堵水和压裂的技术政策界限,明确了侧积夹层遮挡型剩余油的可压性和施工参数,最终形成了一套聚表剂"调驱堵压"结合配套调整技术,研究结果表明:聚表剂具备空间网状结构,具备抗剪切、抗盐能力和吸附滞留能力,动态增黏作用强,同时自带活性可改变岩石润湿性.调堵型聚表剂流度控制作用显著,驱洗型聚表剂活性强,两种聚表剂在不同阶段发挥不同作用.在聚驱后开发原则上,尽早实施机械分层达到缓解层间矛盾的目的.考虑最佳开发效果和薄差层的启动压力,确定打开薄差油层并转注驱洗型聚表剂的时机,并确定了最佳段塞组合方式.由于驱洗型聚表剂注入过程中存乳化封堵模式,需要适时压裂引效.根据有限元软件Abaqus模拟压裂过程得到的施工参数图版,形成了侧积夹层压裂过程中适时提高排量进而提升造缝压力以穿透侧积夹层以及薄差层中的乳化油富集带压裂的综合挖潜技术.最终形成了:调—前置段塞对厚油层内部采用调驱型药剂,大幅度增黏控制流度,实现动态智能调剖;驱—适时打开薄差油层,转注驱洗型药剂,达到洗油目的;堵—通过强乳化作用,进一步大幅度增黏,堵塞油井端渗流通道;压—深穿透压开厚油层顶部侧积夹层遮挡型剩余油的技术组合.在先导试验和工业试验中实现了聚驱后再提高采收率10个百分点以上的效果.
  • 摘要：以中原油田高含水油藏为例,采用室内试验作为主要手段,深入研究高含水油藏CO2驱机理,并结合产出气组分进一步验证了产出气回注的可行性.研究表明:高含水油藏CO2驱的机理主要有三个:第一,注入的CO2穿透水膜作用于原油,首先溶解于原油中,引起原油体积膨胀、黏度降低,使原油突破水膜形成可动油;第二,CO2与原油多次混相接触,通过蒸发萃取作用,提高了驱油效率,同时将水驱剩余的油膜、盲端剩余油等转化为可动油;第三,CO2溶蚀作用改变了储层的孔隙结构,从而使可动用微观界限在水驱的基础上降低一个数量级,增加可动用储量30％以上.同时进一步研究了CO2驱混相效果影响因素,并结合产出气的组分,研究认为目前情况下产出气回注是完全可行的.研究成果现场应用已取得明显成效,达到大幅度提高采收率目的,本研究成果丰富发展了我国油气田开发技术体系,为我国东部其他相关油藏的深度开发提供了一条新的途径.
  • 摘要：CO2因其容易混相,不受温度矿化度影响,提高采收率幅度大越来越受到各个油田的重视.中原油田由于高温高盐影响,限制了普通三次采油技术的发展,但优良的油品和周边丰富的气源为其开展CO2驱油提高采收率提供了可能,经过十几年的研究、完善与积累,在机理方面除了C02驱油普通机理以外,深化认识到其二氧化碳快速穿透水膜溶于油滴、油膜的特性,从而奠定了高含水油藏提高采收的理论基础:通过高温高压核磁手段得到了CO2进入的孔喉半径比水小一个数量级;C02的相态和密度随压力和温度不断变化,在深层高渗油藏可以避免CO2超覆现象;集成多种实验手段得到最小混相压力是动态变化的;创新了相控剩余油微差异模拟技术,以适应CO2驱的需要;物模数模相结合开展了注入参数优化;定量化研究明确了原油各组分对MMP的影响;形成了适应于普通碳钢井筒注采的需要系统配套技术,尤其在地面注入、流度控制、防腐、产出气水的处理方面研究取得的突破,为现场应用的推广提供了保障,其研究成果较好的服务了现场实验,目前已注入32井组,累注液态二氧化碳55万吨,目前每年注10万吨左右,对应井组已累计增油4.5万吨,该技术目前已成为中原油田尤其是低渗油藏提高采收率的主导技术.
  • 摘要：重力泄水辅助蒸汽驱开发特深巨厚砂岩稠油油藏缺少渗流特征直观描述,阶段转驱及开发后期转换注汽方式均缺乏预测理论.基于辽河油田洼59区块实际开发井组结构,建立实验物理模型及数值模拟方法表征油藏驱泄渗流特征及动用形态,揭示重力与压力的复合作用泄水机理.研究结果表明:稠油重力泄水辅助蒸汽驱开发过程中,为提高蒸汽腔的扩展利用,可适当增加采注比以降低地层压力,提高油藏动用程度:开发后期不易采用强注汽开发模式,应根据蒸汽腔扩展情况进行油汽比幅度调整:完善了重力泄水辅助蒸汽驱渗流理论,为超稠油高效开发提供理论支持.
  • 摘要：海上油田化学驱目前已形成三大油田、七个注聚平台的规模,随着化学驱持续开展,化学驱过程中形成的复杂堵塞物对油井堵塞日趋严重.通过分析堵塞物主要是由颗粒及聚合物相互包覆、交联聚合物相互缠绕、颗粒包覆微晶态等形成.基于堵塞物形成机理及伤害情况创新研发一套适用聚堵井的解堵新工艺,即小段塞多级交替注入的液气交注解堵技术、自转向酸及增压解堵新工艺,该套新工艺在渤海油田现场试验成果显著,具有现场推广应用价值.
  • 摘要：大庆油田是中国最大的陆上油田,它属于非均质砂岩油田,纵向上层数多、层间差异大.聚合物驱在大庆油田开发中发挥重要作用,连续十一年产油达到一千万吨以上.若不进行分注,会出现聚合物溶液沿着高渗透层突进,导致无效低效循环严重,中低渗透层动用程度降低,影响聚驱整体开发效果.因此,必须进行分层注入,需研发新型的分层注入工艺管柱.创新设计了全过程一体化分层注入管柱,节流元件采用流线型环形降压槽结构,聚合物溶液通过时,分子链发生扩张收缩,形成有效节流压差,流量70m3/d时,最大节流压差可达2.5MPa,可以有效控制进入高渗透层的注入量,提高其油层动用程度;流线型环形降压槽结构设计使聚合物溶液降解得到有效控制,黏度损失率由12.3％降至8％,保证了注入聚丙烯酰胺干粉的经济效益最大化,有效提升了聚合物溶液的驱油效果.研发了配套的电动直读高效测调技术,分注测试由"人工试凑"的纯机械时代迈向"缆控直读"机电一体化时代.该技术在大庆油田应用6464口井,一次投捞成功率由75％提升至96.4％,3-5层段井测试时间由5.2天缩至2.5天,注入剖面得到明显改善,有效动用厚度比例由62.8％提高至74.7％,油层动用比例由52.1％提高至68.7％,提高原油采收率2个百分点,可实现5层以上分注,是一种特别适用于老油田进入高含水开发阶段后,进一步提高原油采收率的有效技术.
  • 摘要：驱油前缘一直是油藏工程师最关注的问题之一.CO2驱油过程中油层内部压力、浓度及流体组分等参数不断发生变化,了解压力分布、油气混相情况和驱油前缘位置对于后续有针对性地开展生产工作具有重要意义.引入"压力前缘、浓度前缘和混相前缘"的定义,描述了各前缘特征,为研究CO2驱油过程中油层内部众多参数指标的动态变化提供了清晰的描述方法.现有的用于预测CO2驱替动态的数学模型均无法便捷直观地描述驱替前缘特征,通过详细介绍Buckley_leveret理论、对流扩散理论及其适用性,为研究提供了理论基础.建立了预测CO2驱油前缘的解析方法和数值模拟方法,并通过构建的算例模拟证明了所建方法的可行性,为CO2驱油前缘预测提供了可行的研究手段.
  • 摘要：大庆长垣油田是大庆油田开发的主体和产量的主体,2006年综合含水超过90％,进入到特高含水开发阶段.这一阶段油田开发的特点、开发规律与中高含水期有着较大的差别.针对特高含水期油田开发面临的矛盾和问题,立足地质研究、室内实验和矿场试验,创新发展了特高含水期井震结合储层精细描述、剩余油定量识别、水驱精细挖潜、聚驱提质提效等重大关键技术,在对这些技术及其应用效果进行总结、分析的基础上,提出了长垣油田特高含水期进一步提高采收率的攻关方向.
  • 摘要：渤海油田于2010年开始现场应用二元复合驱技术,截止目前二元复合驱项目已经进入实施末期,油藏动态非均质性加剧,平面和纵向矛盾突出,产出液含水上升快、开发效果出现逐年变差趋势.为进一步提高海上油田二元复合驱后油藏采收率,针对二元复合驱后油藏特点,基于二元复合驱后存在的开发矛盾,结合室内物理模拟实验,考察了"高浓度聚合物驱"、"高浓聚合物与二元组合驱"及"非均相组合驱"三种提高采收率技术方案,并对三种技术提高采收率效果进行了系统的实验对比.结果表明,三种技术策略均出现不同程度的含水下降、高渗层分流率减小、中低渗层分流率增加现象,进一步提高采收率效果明显,为二元复合驱后进一步提高采收率技术方法体系筛选和二次高效开发策略的制定奠定基础.
  • 摘要：碎屑岩油田常规以注水开发为主,常因储层非均质性严重且原油黏度较高导致含水上升较快,致使水驱采收率较低,并且因注水开发成本较高,在低油价的国际环境中经济效益矛盾突出.为此,探索经济型的开发方式,实现碎屑岩油田提高采收率显得尤为重要.塔里木盆地东河油田东河1CⅢ油藏油井井况较为复杂,普遍具有井深(＞5000m),高温(＞140°C)、高盐(＞20×104mg/l)等特点,该区前期主要采取注水驱油,在2001年和2006年两次调整,完善了注采井网,地层压力得到较好的保持,但随注水量的增加,油藏整体存水率呈下降趋势,水驱指数较低,并且耗水指数超过2.0,表明注入水无效循环程度增加,导致大量剩余油无法采出,水驱状况变差.为进一步提高东河1CⅢ油藏的采收率,系统的分析和论证了碎屑岩油藏注天然气开采特征并开展室内实验研究及理论研究,指出该区注气提高采收率的主要机理是混相驱,混相后相界面消失、毛管压力减小、原油黏度降低;并且储层中较长一段时间内均不会发生注入气气窜,注气可以维持该区储层压力并提高驱油效率,预测期末采出程度达53.4％.在实施注气提高采收率过程中,完善了东河油田1CⅢ油藏注气配套工艺技术,形成了注气管柱设计方法、超深高温油气井永久式光纤监测新工艺等一系列配套工艺.现场试验表明,该区地层压力明显上升,含水率下降,自然递减变缓,开发形势逐渐变好,累积增油达23.2万吨,东河油田注气提高采收率的成功实施为塔里木油田碎屑岩老油田的开发指明了方向.
  • 摘要：可动凝胶深部调驱技术广泛应用于各中高含水砂岩油藏,实现深部调驱阶段含水率的定量预测,对现场调驱方案的设计具有一定指导意义.目前主要通过油藏工程方法和数值方法预测效果,由于计算时间长,过程均较为复杂.通过油田动态生产数据,依据相渗通式推导了水驱含水率预测模型,解释了含水率预测模型中各参数的物理内涵,并建立深部调驱含水率预测模型.采用体积加权法迭代动态计算凝胶表观黏度和残余阻力系数,表征凝胶调驱过程中的增油降水效果,对影响含水率变化形态的模型参数开展敏感性分析.研究表明,油藏非均质性与注入体积倍数影响含水率漏斗下降幅度与分布宽度,体系黏度与阻力系数对含水率下降幅度影响最为显著.选取蒙古林试验区进行测试,预测含水率绝对误差小于2％,精度符合工程要求,证明方法具有可行性.
  • 摘要：基于连通性思想建立了一种新的调剖堵水动态预测新方法.利用日常生产动态和物质平衡法建立了可模拟油水动态的井间连通性模型,可获取各井间连通传导率、连通体积、注水劈分和注水效率等参数,定量识别井间优势连通关系;以此为基础,结合堵剂封堵能力评价结果,沿连通单元进行流动处理建立了可快速模拟预测调割堵水动态的新方法.应用表明,该方法相比传统数模计算简单可靠,可以和窜流优势通道识别无缝对接,实现调堵井优选、动态预测和用量优化的整体决策,指导现场调堵方案的设计和应用.
  • 摘要：聚合物驱后油藏非均质严重、剩余油分散,已有聚合物提高采收率效果差.对此,创新设计了部分交联部分支化的分子结构,采用自由基聚合,建立多官能引发体系,通过"动力学调控",制备了结构可控的黏弹性颗粒驱油剂(B-PPG).B-PPG具有优异的黏弹性、耐温抗盐性、长期热稳定性,可变形运移至油藏深部,实现高效驱替.以其为主剂的非均相复合驱技术已应用于胜利油田聚驱后油藏,提高采收率8个百分点以上,实现聚驱后油藏高效开发.
  • 摘要：为解决三元复合驱油过程中,杆、管等举升设备结垢,导致机采井频繁卡泵、检泵周期缩短、生产成本大幅上升的问题,建立了结垢沉积模型及量化预测方法,并对527口三元复合驱油井结垢情况进行预测,符合率可达到90％以上:同时发明了新型高效硅酸盐垢防垢剂、中性清垢剂,大幅提高了三元复合驱结垢井的清防垢措施效果,现场通过物理化学防垢相结合,使机采井平均检泵周期由不足100天延长到400天以上,单井年减少检泵作业3～5次,为三元复合驱工业化应用提供了技术保证.
  • 摘要：塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏是典型的古生界海相油田,具有复杂的地质特征和成藏模式,其复杂性主要体现在储层发育形态具有多样性、储层的平面分布和纵向岩溶作用的强非均质性,没有统一的油水分布规律.为了解决塔河碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发效果变差、井间剩余油难以动用的开发矛盾,从塔河缝洞型油藏注氮气提高采收率技术出发,以缝洞型油藏气驱机理研究为基础,开展缝洞型油藏物理模拟研究,明确注氮气驱油非混相驱机理和气驱的油藏适应性,开展塔河碳酸盐岩缝洞型超深油藏的注氮气配套工艺技术研究.保证了注氮气提高采收率技术在缝洞型油藏的顺利实施,推动了塔河油田的注氮气矿场应用效果和推广应用规模.
  • 摘要：如何有效提高特低渗透油藏采收率,一直是困扰低渗透油藏高效开发的难题.本文以长庆三叠系长6特低渗透油藏为研究对象,开展与油藏特征相适应的提高采收率用驱油体系研究.通过对不同驱油体系的界面活性、乳化性、黏度以及驱油效率评价,明确了针对特低渗透油藏而言,与油藏条件相适应的乳化性能是表面活性剂筛选的首要指标,其次是界面活性,只有两者兼顾,才能大幅度提高驱油效率.筛选出了高界面活性强乳化低黏型CQ-Ⅰ驱油体系,岩心驱替结果显示,CQ-Ⅰ可在水驱基础上提高驱油效率28.9％以上.根据室内研究成果,在长庆W油田A区开展4井组现场试验,截止2017年12月,试验井组累计增油5889.9t,阶段投入产出比1∶2.25,取得了较好的应用效果.
  • 摘要：二元驱作为今后化学驱发展的主要方向,为研究高效二元驱油配方、认识驱油效果与作用机理,开展了静态评价与动态物模实验.结果表明,研制的二元配方体系具有高黏弹性、高界面活性、高驱油性的"三高"特点,受陆相沉积储层非均质影响,不同渗透率油层二元驱提高采收率驱油机理不同,进一步量化了波及与驱油对提高采收率的贡献比例.现场试验开发效果显著,试验区高峰日产油是转驱前6倍,综合含水下降15％,提高采收率19％,作为"双特高"期水驱砂岩油藏后期开发重要接替技术,应用前景广阔.
  • 摘要：低渗致密储层渗流空间一般具有多尺度的特点,这是导致这类储层水驱开发中水易窜进、常规调剖堵水效果不理想的主要因素.本文以鄂尔多斯盆地东部三叠系长6段某储层为例,首先将该储层的渗流空间分成了三级,即裂缝、中大孔和微小孔三类渗流空间,裂缝是主要渗流通道,中大孔是次要渗流通道,微小孔是主要储集空间;然后通过室内实验,分别对Ⅰ、Ⅱ级渗流空间进行了调堵效果评价,对微小孔进行了提高渗吸、驱油效率评价,从而降低三级渗流空间的流度差,提高微小孔的出油效率.结果表明:不同渗流空间水的流动级差极大,最大相差达105;通过调整,三级渗流空间流度可调整到最大相差102,并极大的提高了微小孔的出油效率;通过调整水驱采收率平均提高了26.9％;初步的矿场试验表明,该方法增油降水效果明显,有效期长,经济效益可观.
  • 摘要：CO2驱过程中发生的储层伤害效应主要是由沥青质沉积引起的,为了明确影响沥青质沉积量的主要因素,进行CO2驱室内实验,通过改变实验条件及原油组分,对比了CO2驱替前后实验油样的沥青质含量差,评价不同因素对沥青质沉积量的影响程度.实验结果显示,原始油样沥青质含量越高,沉积量单调增加,沉积率基本不变:温度在70°C-80°C时,沥青质沉积量最小;沉积量随注入压力增加而增大,随注入速度的增加而缓慢减小:CO2注入量增加,沥青质沉积量上升.
  • 摘要：渤海A油田具有储层厚度大、平均渗透率高、非均质性严重、岩石胶结强度低和单井注采强度高等特点,采取早期聚合物凝胶调驱技术进行开发,聚合物滞留作用和冲刷作用造成的层间和层内矛盾十分突出.本文开展了聚驱后调驱剂筛选和性能评价以及调剖、解堵和调驱剂与水交替注入等综合治理方式的开发效果测试.结果表明,在聚合物凝胶用量相同条件下,与整体段塞注入方式相比较,采取"凝胶与水交替注入"方式可以减缓"吸液剖面反转"速度,扩大中低渗透层波及系数.当将调剖或解堵措施与"凝胶与水交替注入"方式联合使用时,中低渗透层动用程度进一步提升,增油降水效果十分明显.
  • 摘要：为了研究改性水二氧化碳交替注入改善二氧化碳驱开发效果的可行性,优选出了PH值为5时具有超低界面张力的表面活性剂配方体系,通过岩心驱替实验,研究了微观驱油机理,基于实际区块地质模型预测了开发效果.研究显示,改性水二氧化碳交替注入与二氧化碳水交替注入相比有利于大孔隙内原油的采出,预测采收率可提高3.65个百分点,改性水二氧化碳交替注入技术具有一定的前景.
  • 摘要：为了描述低渗透油藏化学复合驱过程中启动压力梯度及非线性渗流规律,开展了二元复合驱渗流曲线特征实验,量化表征了其渗流曲线及启动压力梯度特征,获得了多元回归量化关系,建立了低渗透油藏二元复合驱的渗流方程,并应用到数值模拟中.研究表明,随着储层渗透率降低、体系黏度增大或界面张力升高,二元复合驱的渗流阻力增加、渗流曲线都右移,且渗流规律用非线性表征模型吻合较好:非线性渗流占据了储层渗流主导地位,更符合复合体系的渗流特性.
  • 摘要：针对中原油田文25东非均质以及高温高盐的油藏特点和开发中存在的难题,制备出一种低张力微乳体系,耐温95°C、抗盐18×104mg/L、抗Ca2++Mg2+5000mg/L;与文25混合原油油水界面张力达到10-3mN/m级别,具有封堵、突破、深入、再封堵的逐级调剖的特性.该技术可解决常规化学驱如单注表面活性剂不具备流度控制的不足,单注聚合物微球不具备降低油水界面张力能力的不足等问题,实现"既调又驱"的双重效果.室内模拟实验表明,采收率可提高14％～16％.矿场实验表明,该体系能够大幅度提高文25油藏原油采收率,可进一步在同类油藏进行推广应用.
  • 摘要：文南油田属于典型的高温、高压、低渗非均质油藏.针对常规调驱在高温高压低渗的不适应性,研究应用了纳米树脂凝胶调驱工艺技术,耐温性达120°C,抗盐达20×104mg/l,解决了凝胶颗粒不易进入低渗油层、调驱有效期较短的问题.优化表活剂和预交联段塞设计,在封堵高渗层的同时,提高了洗油效率.利用废渣做原料的含油污泥,改性为调驱体系,解决了大孔道低压力注水井调驱和含油污泥的排放难题.通过规模化实施调驱应用后,注水井吸水剖面明显改善,主力吸水层得到有效控制,新层得以启动,取得了良好的增油效果,为该类油藏的有效开发提供了一条途径.
  • 摘要：智能测调技术作为渤海油田第三代分注工艺具有测调效率高,测调费用低等优点,其测调不占用平台作业窗口,测调无需钢丝、电缆作业配合,可进一步提升渤海油田注水井调配率、层段调配合格率.截至2018年10月,渤海油田智能测调工艺累计推广应用34口井,减少占用平台时间300余天,实施井实现零费用测调,累计节省调配费用800余万元,调配率提高至100％.渤海油田现场应用表明,该技术能够满足海上油田精细化注水需求,可为渤海油田3000万吨持续稳产提供有力技术支持.
  • 摘要：委内瑞拉奥里诺科重油目前采用溶解气驱冷采衰竭开发,虽然取得了相对较高的产量及较好的经济效益,但是由于地层能量有限,预计衰竭开发采出程度仅有6％～12％,仍有大量的剩余油有待采出,为此进行了溶解气驱后不同气体注气吞吐提高采出程度实验研究,实验选取了天然气(溶解气)、二氧化碳、70％天然气+30％丙烷、50％天然气+50％丙烷等四种气体,对它们分别进行了奥里诺科重油溶解和降黏PVT实验测试,并对PVT测试参数进行了拟合预测,然后分别进行了填砂管溶解气驱后注气吞吐物理模拟实验,结果显示在溶解气驱采出约16％的基础上天然气、二氧化碳、70％天然气+30％丙烷及50％天然气+50％丙烷气体吞吐分别可以提高采出程度约:7.1％,17.9％,18.5％和29.4％.实验研究为在奥里诺科重油带衰竭开采后注气吞吐提高采出程度中气体选择提供了实验依据.
  • 摘要：新疆油田玛湖地区体积压裂技术已进入规模化应用阶段,压裂用淡水资源匮乏问题突出.风城油田稠油开采中产生大量热采水,热采水的处理是油田面临的主要问题之一.稠油热采水温度高、富含表面活性剂,难以满足聚合物压裂液连续混配技术要求.分析稠油热采水配制聚合物压裂液技术难点,对丙烯酰胺进行改性,改善了高温水配液黏度低的问题;基于聚合物溶胀机理,研发了促进聚合物分散溶解的促溶剂,实现了聚合物在40°C～80°C热采水中3min溶胀率达到80％以上,90°C剪切黏度保持在80mPa·s以上;筛选消泡剂,复配形成了兼具抑泡与消泡作用的消泡剂,实现了40°C～80°C热采水发泡率≤7.5％,消泡时间≤90s.形成了高温稠油热采水连续混配聚合物压裂液技术,在新疆油田玛湖地区的成功应用,缓解了压裂用淡水资源短缺与稠油热采水处理困难的问题,为新疆油田清洁化生产提供了技术支撑.
  • 摘要：本文采用CT扫描技术对5块全直径天然岩心进行微观孔隙结构定量化研究,直观展示了不同类型砂体不同物性特征的岩石三维微观孔隙结构参数,结合驱替实验开展"双胞胎"岩样水驱、三元复合驱微观孔隙结构参数变化规律研究,以及不同驱替方式下的微观剩余油赋存状态研究.结果表明:全直径岩心CT扫描是研究微观孔隙结构的有效手段,岩心扫描切片可以有效的反映砂体内部的层理及孔隙分布特征;随着孔隙度降低,岩心孔隙直径和喉道直径依次减小,孔喉比依次增大,配位数依次减小;水驱和三元复合驱对储层孔隙结构变化均具有积极影响,随驱替倍数的增加,孔喉半径、配位数与面孔率增加,孔喉比降低,后续水驱阶段的三元复合驱岩样微观孔隙结构更为复杂;相同驱替倍数条件下,复合驱对储层结构的改变程度明显高于水驱;驱替介质是影响微观剩余油的赋存状态、驱油效率的主要因素之一,三元复合驱的驱替效率高于水驱;三元复合驱后,孔喉网络中的含油饱和度明显降低,体积明显减小,剩余油更加分散,形态由网络状向多孔状和孤立状转变,而水驱后主要以多孔状剩余油为主.
  • 摘要：石油磺酸盐类表活剂超低界面活性范围很宽,本文主要采用氯化钠代替弱碱碳酸钠,配制石油磺酸盐三元体系,通过与弱碱三元体系性能进行对比评价,研究氯化钠代替碳酸钠配制石油磺酸盐三元体系可行性研究.通过一系列室内评价结果表明,弱碱三元体系和氯化钠三元体系的体系黏度、稳定性、界面活性范围相当;两种体系均能发生乳化,但氯化钠三元体系破乳速度较快;氯化钠三元体系驱油效果远远高于聚驱,但相比弱碱三元略低.盐三元体系腐蚀较严重,对注入管线腐蚀也会导致注入黏损增大,但加入少量氢氧化钠或碳酸钠,可大幅度减轻腐蚀强度,保证注入黏度.
  • 摘要：胜坨油田是投入开发50多年的整装大油田,其主力油藏综合含水已高达97％以上.近几年的开发实践表明,油藏中油水边界的分布规律十分复杂,不同区域油水过渡带的剩余油分布也存在较大差异.以胜坨油田沙二段81层为例,综合利用岩心、测井、开发动态及动态监测资料,在等时地层格架的基础上,精细描述了储层特征及油水分布规律,利用非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的力学平衡关系,阐明了油水边界差异分布的成因以及部分区域油水过渡带剩余油富集的机理.研究表明,在相同的沉积时间单元中,胜坨油田各含油断块的油柱高度及油水边界深度存在明显差异,在同一含油断块内部,油水边界也与构造线并不平行,储层物性更差、构造更平缓、原油密度更大的区域具有更深的油水边界,油水过渡带的实际位置相对于理论油水边界进一步外扩,且外扩型油水过渡带由于储量动用程度低,剩余油相对富集.根据油水过渡带剩余油富集机理,对胜坨油田主力油层的油水边界及油水过渡带分布进行了精细描述,明确了剩余油富集区分布规律,相关挖潜措施取得了较好的效果.
  • 摘要：本文主要论述了内源微生物驱油技术在克拉玛依油田六中区、七中区的研究和应用情况.该研究形成了内源微生物驱油技术4项关键技术,包括内源微生物驱油油藏筛选方法、油藏微生物分子生态学分析技术、内源微生物驱激活剂筛选与评价技术、内源微生物驱现场跟踪监测及效果评价技术,并规范化,为内源微生物驱油技术提供理论指导和现场实施指南,现场试验应用结果表明,六中区、七中区内源微生物驱油技术增油降水效果明显,试验区自然递减明显减缓,提高原油阶段采出程度5％以上.
  • 摘要：河南浅薄层稠油油藏进入超高轮次蒸汽吞吐阶段以后,汽窜升级为网状面积汽窜,加剧地下剩余油赋存状态的复杂程度,增加了认识剩余油潜力的难度.通过油藏工程确定泄油半径、汽窜宽度等参数,绘制网状汽窜分布图,与动态分析及油藏数值模拟研究的剩余油分布结果叠合,综合评价剩余油潜力.应用在井楼油田中区,划分出低采高黏、中采中黏、高采低黏三类潜力,为制定超高轮次蒸汽吞吐阶段提高采收率的技术策略创造了条件.
  • 摘要：本文总结了冀东油田南堡陆地CO2吞吐技术实施进展,介绍CO2吞吐技术的实施背景,归纳分析近年来CO2吞吐技术的实施效果,针对下步吞吐技术的发展提出攻关方向.通过对南堡陆地浅层油藏水平井出水机理、剩余油分布的研究,提出"堵疏结合,以疏为主"的CO2吞吐技术路线.分析总结CO2吞吐三项主要技术成果,明确了增溶、降黏、泡沫贾敏效应3种重要增油机理,形成选井选层、复合控水、优化设计、注采配套、生产管理以及井筒防腐6项配套技术,实现由单井向油藏整体、注入端向注采两端两个转变.针对下步如何进一步提高吞吐效果以及CO2接替技术进行探索及实践.
  • 摘要：国内外CO2驱油机理研究及矿场试验均表明,CO2驱油可以大幅度提高油藏采收率,目前针对CO2混相驱开发特征的研究相对较多,而CO2非混相驱开发特征的研究较少.本文基于大庆榆树林油田CO2非混相驱先导试验的动态生产数据,结合动态监测、产出原油组分分析资料,进行CO2非混相驱开发效果评价,进一步研究了CO2非混相驱生产特征和开发规律,并针对试验区存在的开发矛盾开展了综合调整技术研究,研究结果对利用CO2驱进行特低渗透油藏有效开发具有指导意义.
  • 摘要：CO2驱是改善胜利油田滩坝砂特低渗透油藏开发效果的主要技术,目前胜利油田CO2驱还面临难以混相和易气窜的问题.针对难以混相的问题,一方面形成超前注气技术,通过提高地层压力实现混相驱替,另一方面研发降低混相压力的化学剂,通过降低混相压力提高驱油效率.针对易气窜的问题,一方面建立CO2驱井网适配技术,优化初期井网设计,提高气驱控制储量,另一方面建立CO2驱试井技术,结合试井监测与试井解释跟踪注气前缘变化,实时指导注采调控.研究发现,超前注气技术可显著提高原油产量,F142-7-X4井组超前注气混相后,油井自喷产能5t/d,远高于注气前1t/d.室内实验评价降低最小混相压力体系可降低混相压力7.05MPa,降低幅度为22％.滩砂和坝注滩采油藏适用反七点法井网,纯坝砂和滩注坝采油藏适用五点法井网.通过试井监测与解释,可实现对CO2驱组分前缘的准确预测.研究成果可为胜利油田滩坝砂特低渗透油藏CO2驱规模推广提供技术支撑.
  • 摘要：基于南堡天然水驱油藏高含水期堵水的需要,开展氮气泡沫控水稳油技术研究.明确氮气泡沫控水增油机理:筛选出适合南堡油田浅层油藏的泡沫体系及最佳配方:0.3％HPAM+0.6％SDS,并评价了泡沫体系性能:通过室内实验及数值模拟,优化气液比、气液交替注入段塞、注入量等注入参数,论证注入时机、注入半径、注入轮次以及开井制度等技术政策.矿场试验累计增油2.97×104t,提高采收率两个百分点,表明该项技术在天然水驱油藏控水稳油方面具有良好的应用前景.
  • 摘要：胜利断块油藏类型多样,已进入特高含水期,形成了不同类型断块提高采收率的技术系列.创建了屋脊断块人工边水驱技术,明晰了均阻同进、升压扩容、变驱为汇的提高采收率机理,建立了适应油藏筛选标准及技术经济政策界限.形成了纵向三级细分、平面井网及注采优化的复杂断块均衡水驱技术.通过三维多靶点定向井、跨断块水平井、近断层水平井及绕锥水平井等多类型的复杂结构井,进行立体串接开发,实现极复杂断块小规模剩余油富集区的经济高效开发.
  • 摘要：以十八胺和己二胺为分子内核,合成了新型支化分子CO2起泡剂C18-4A,借助IR光谱,1H NMR,13C NMR对所合成的分子进行了完整的官能团表征与结构确认.并对发泡剂使用量进行静态评价,并通过长岩心驱替实验测试泡沫封堵性能.结果表明:C18-4A起泡剂浓度在0.1％,气液比为3:1时,其封堵性及驱油效果较好.
  • 摘要：为拓宽水力旋流器处理量适应范围,提出了一种新型旋流分离装置.根据计算流体动力学方法,应用Fluent软件,运用雷诺应力模型(RSM)与群体平衡模型(PBM)耦合方法,对宽流量适应范围结构可调旋流器进行数值模拟,并与固定结构旋流器对比分析.结果表明:结构可调旋流器可以适应现场流量变化,根据流量变化调节入口面积后可以很好的控制切向速度,从而提高旋流器分离效率,同时在较高流量情况下,也可以避免不必要的能量损失.
  • 摘要：针对海上油田环境特殊,常规酸化占地面积大、时间长、程序复杂,多次频繁作业影响油田生产等问题.提出并开展了新型、简易注水井单步法在线酸化技术研究,形成高效单一酸液代替常规酸化三段液体,显著简化配液和注液过程.采用智能注水系统,将酸液按比例注入注水流程管线内在线混配;实时监测注入压力和流量,计算表皮系数判断效果,实时调整施工参数.新工艺大幅度节约海上作业时间、空间、费用等,应用600余井次,降压增注效果显著.
  • 摘要：本研究首次设计出具有耐高温高压特性的真实砂岩微观可视化模型,并将其应用于CO2驱油,为CO2驱油机理研究和驱油效果评价提供了良好的技术手段.以鄂尔多斯盆地超低渗油藏为例,利用研制成功真实砂岩模型,进行CO2驱油微观可视化实验,首次实现镜下对不同相态CO2在超低渗储层复杂孔喉中驱替原油的动态现象的直观观察.通过真实砂岩CO2驱油微观实验,认为降低油水界面张力、萃取及抽提轻质烃、混相效应和溶解气驱等驱油机理是CO2具有高驱油效率的本质所在.
  • 摘要：新疆油田七中区克下组油藏是典型的砾岩油藏,针对该类油藏油藏储层非均质性强、孔隙结构复杂的特点,开展了二元复合驱方案优化,自主研制出具有克拉玛依特色的高效低成本二元复合驱油体系,创新完善了砾岩油藏二元复合驱配套技术,深化了驱油、渗流理论,制定了分区域分阶段精细注采调控政策,确保试验取得成功.试验证明砾岩油藏二元复合驱技术对油藏伤害小,可以大幅度提高采收率,实现经济有效开发,具有"高效、低成本、环保"的特点,有望成为砾岩油藏大幅度提高采收率的主体技术.
  • 摘要：根据碳酸盐岩缝洞型油藏地质特征,依托油藏工程方法,利用油藏物质平衡原理,结合现场实验,分析了缝洞型碳酸盐岩油藏定量化注水技术.该技术实现了缝洞型油藏注水时机的准确把控,可有效保持油藏能量及泄油半径.对于单井缝洞单元注水替油井实现了周期注水定量化设计,对于多井缝洞单元水驱井组,通过采油井分水量计算,实现了注采井组多流线差异化定量水驱及均衡波及.该技术的使用对碳酸盐岩缝洞型油藏高效开发,有效提高油藏采收率具有重要的意义.
  • 摘要：针对常规调驱剂在低温高矿化度低渗透油藏下耐盐性差、易降解、不成胶或成胶强度不够、凝胶有效期短的问题,室内优选得到适合南翼山油田Ⅰ+Ⅱ油组低温、高盐油藏弱凝胶体系配方:聚合物KYPAM2浓度0.2～0.3％,聚交比8∶1～15∶1,稳定剂100～200mg/L,助剂50～100mg/L,室内评价表明研制的凝胶具有良好的抗盐性和长期稳定性,以及较好的抗剪切性能.模拟油藏条件,开展了单岩心和并联岩心室内实验,评价了调驱体系的注入性和驱油效率能力,同时对不同注入浓度、段塞下提高采收率水平进行了研究,结果表明:阻力系数为11.7,残余阻力系数为302.94,具有良好的封堵性;同时,在注入30PV后注入压力保持在10.5MPa,表现出良好的耐冲刷性;并联岩心模拟调驱剂提高采收率结果表明:渗透率级差为4.08的油藏,采收率可提高36.95％;渗透率级差为11.51的非均质油藏,采收率可以提高31.96％,表现出良好的提高低渗油藏采收率潜力;影响采收率提高的主要因素包括注入浓度、段塞尺寸、段塞组合方式等,采取合理的注入方式可以有效提高低渗透非均质油藏采收率,具有良好的推广前景.
  • 摘要：渤海A油田在原反九点聚驱井网基础上,加密为排状井网,新加密水井注水,在平面上与原注聚合物并存在水聚干扰,聚合物利用效率降低.为了研究水聚干扰程度,从而制定有效减小水聚干扰的方法,本文通过数值模拟概念模型研究了水聚干扰机理,引入化学剂效能系数和化学剂效能系数差来表征干扰程度,分析并揭示了水聚干扰的渗流规律并对比了聚驱效果.在此基础上,保持现有二元注入井规模和经济条件不变,对二元注入井井位进行了优化设计,又选出一套能够有效降低水聚干扰程度的二元注入井网,较目前井网提高采收率1.12％,可为渤海油田降低水聚干扰提供借鉴.
  • 摘要：通过在双孔双渗数值模拟模型中设计六种组分和六个化学反应式,对天然裂缝油藏氮气泡沫驱的机理进行了表征,模拟对比了水驱和氮气泡沫驱的开发效果,由于氮气泡沫驱可以有效动用基质中的原油,降低剩余油饱和度,所以氮气泡沫驱能够取得很好的驱油效果.在此基础上,研究了裂缝间距、裂缝渗透率、裂缝延伸方向对氮气泡沫驱油效果的影响,结果表明,裂缝间距越小、渗透率越大,开发效果越好,垂直缝比水平缝开发效果要好.
  • 摘要：海上稠油蒸汽吞吐井筒精细化模拟技术对油藏产量预测、指导后期开发生产及采油工程方案设计具有重要作用.目前海上稠油蒸汽吞吐井筒参数可以通过高温井下测试作业获取,但测试作业涉及高温、高压作业环境,增加了现场作业人员风险,同时增加了热采测试作业成本.本文通过对蒸汽注入及生产阶段的井筒传热机理及传热系数进行分析计算,针对稠油井蒸汽吞吐不同阶段建立井筒数值模型,利用该模型针对不同井深结构计算了蒸汽注入过程中井筒沿程温度、压力、干度等参数,并在此基础上针对蒸汽注入井采用普通油管与不同尺寸、隔热等级的隔热油管对井底注入参数影响分析,模拟精度达到90％以上,形成了稠油热采蒸汽注入及后期生产井筒精细化模拟技术,在降本增效同时为后期开发生产提供准确的数据支持.
  • 摘要：针对不同油藏特点及勘探开发难点,深化研究,形成了一套精细油藏建模与数值模拟一体化技术.该技术以多尺度资料匹配的精细油藏建模为基础,结合数值模拟手段,遵循"分析矛盾,解决矛盾"的主体思路,不断优化获得井震动联合统一的油藏地质模型和流体分布模型.该一体化技术系列涵盖了多个技术领域和多种油藏类型,在盘河油田盘15-1断块、夏70断块、滨南油田滨17块等多个区块取得了较好的应用效果.
  • 摘要：为了明确地层条件下水油流度比接近1000的普通稠油化学降黏复合驱的驱油特征,利用单管模型、双管模型及微观可视化模型开展了不同化学驱条件下的驱油实验,研究稠油油藏化学驱过程中含水率、注入压力、驱油效率等在不同化学驱油体系组成、驱替相黏度、驱替孔隙体积倍数等条件下的变化,并对比了不同驱替阶段剩余油的分布规律.实验结果表明,稠油化学降黏复合驱前置聚合物段塞可以更有效地提高驱替压差,减弱非均质性对驱油效果的不利影响:降黏剂段塞可以提高波及范围内及其边缘剩余油流动能力,提高储层动用程度:采用聚合物和降黏剂组成的驱油体系开展稠油化学降黏复合驱具有协同增效作用,同时提高波及范围与洗油效率.
  • 摘要：采用脂肽类表面活性剂与烷基芳基磺酸盐进行复配,得到比例为5∶5复配型表面活性剂E,E与聚合物组成的二元复合体系与原油的平衡界面张力均达到了超低界面张力(10-3mN/m)及以下,当复配表面活性剂的浓度为3g/L时,能使油水界面张力达到最低值7.2×10-mN/m,室内岩心驱油试验结果表明,3g/L的复配表面活性剂与1200ppm聚合物组成的二元驱油体系可在水驱后提高采收率约20％左右,最终采收率能达到57.70％.
  • 摘要：针对洪积扇背景下浅层超稠油油藏吞吐后期无有效接替开发方式的课题,应用数值解析方法,明确了超稠油油藏在注蒸汽驱替过程中的渗流力学机理,提出了驱泄复合开采技术.运用储层构性研究、数值模拟等多维手段,实现了0.5m夹层和吞吐后剩余资源的定量表征.通过油藏工程优化研究,设计了多种组合接替方式,明确了转换方式的时机,针对驱泄复合开采的3个阶段,制定了适应的注采政策.实现了油层厚度15m以下、地层原油黏度60万厘泊以上浅层超稠油吞吐后的高效开发,最终采收率可提高20％以上,为国内外同类油藏开发提供借鉴经验.
  • 摘要：随着边底水薄层稠油油藏的进一步热采吞吐开发,区块由初期的高效蒸汽吞吐开发进入到了第8轮次的低油汽比开发,区块开发效益逐年变差.目前边底水稠油区块面临着油汽比低、含水上升快,周期短、套损井增多等问题.近两年研发了稠油活性高分子降黏剂,形成了低成本化学吞吐技术,解决了现场生产难题.化学吞吐技术原理是高分子降黏剂通过相似相容嵌入沥青质的层间结构,引起稠油内部的各向异性,使水分子进入稠油内部,保持水包油状态,保证稠油的流动性.且该技术具有成本较低、节约能源、安全、环保、施工周期短以及无需动管柱等优势.
  • 摘要：苏北盆地洲城油田垛一段油藏含油面积小、储层分散、储量丰度低,目前处于注水开发的中后期,剩余油的量化表征及有效挖潜技术优选成为油田深度开发阶段核心工作.以高含水开发阶段复杂断块油藏剩余油挖潜及提高原油最终采收率为目标,集成创新了化学剂强化CO2复合驱提高采收率技术体系(Chemicals&Carbon-dioxide,2C).分子动力学数值模拟及室内实验研究表明,CO2在复合体系驱油过程中起扩散作用,洗油剂在一定程度上降低原油与岩石表面作用力:水驱后注入洗油剂较大幅度降低流体表面张力,显著提高波及范围内残余油驱油效率,由于段塞式注入的CO2的超覆作用,携带洗油剂对正韵律含油砂体高部位有效波及,改善垂向剩余油驱替效果.2C技术体系通过耦合化学剂原油降黏及CO2超覆作用扩大波及双重优势,实现油藏高含水期驱油效率及纵向波及系数的同时提高,显著提高了原油最终采收率.
  • 摘要：辽河油田筛管完井稠油水平井主要采用蒸汽吞吐开采方式.由于油藏非均质性、水平井段长等因素影响,水平井段动用不均矛盾突出,易造成汽窜,甚至引发边底水侵,严重制约了水平井的正常开发.针对上诉问题,开展了筛管完井水平井分段注汽技术研究,该技术利用水平井分段注汽管柱,将水平段油藏分成两个或多个相对独立的注汽腔,实现不同井段按需定量注汽,有效调整了水平段油藏的吸汽剖面,改善了油藏动用不均的状况.
  • 摘要：本文通过动静结合的方法,利用物理模拟实验获得的驱替动态数据和高温高压相态系统测定的CO2在油水中的溶解度静态数据,开展水驱后CO2气-水交替驱动态特征及见效特征研究.实验结果表明,CO2驱气油比适当范围内的增加并不是气窜,而是因为生产的是溶解了CO2的油气,在油藏条件下为单相油带,该阶段对驱油效果的贡献率超高70％.建议油藏方案设计时可适当增大第一轮次CO2段塞的大小,并选择在气窜临界点交替注水.
  • 摘要：渤海稠油油田埋藏深、斜深大,先导试验区蒸汽吞吐井的井底干度低,是影响海上稠油热采经济效益的关键因素之一.为提高渤海稠油水平井蒸汽吞吐初期井底干度值,利用井筒热力模型,研究分析不同注汽管柱模式对井底干度的影响,并开展吞吐初期前置降压及高干度水处理工艺技术配套研究,形成一体化全过程高干度注汽技术.研究表明:优化注汽管柱结构可降低热损失18～21％,前置0.2PV化学降黏剂可降低井口注汽压力10-15％,提高水处理指标锅炉出口干度可由80％提高为95％,部分研究成果在旅大27-2先导试验区开展试验应用,该研究可为海上稠油规模化蒸汽吞吐经济高效开发提供技术指导.
  • 摘要：胜坨油田历经50年的开发,目前已进入特高含水开发后期,采出程度39.4％,综合含水96.5％,剩余油整体呈现"普遍分布、局部富集"的特点.近年来,在近废弃的特高含水、特高采出程度单元完钻的多口新井显示顶部剩余油重新富集,运用精细油藏数值模拟和油藏工程等方法,从静、动态方面开展剩余油再聚集影响因素分析,系统总结该类油藏剩余油再富集规律和模式,对进一步提升老油田开发水平具有重要的指导意义.
  • 摘要：渤海主力油田受原油黏度高、非均质严重、胶结疏松、强注强采等因素的影响,注水开发后易形成不同级别的窜逸孔道,低效无效水循环比例逐年上升,常规调剖/驱技术治理效果逐渐变差,同时受海上平台空间等限制,在一定程度上制约着调剖/驱技术规模化及整体化实施,成为制约油田控水稳油的突出问题.因此,针对上述问题,以油藏工程分析、物理模拟等为手段,创新形成了水流优势通道识别技术,研发了一套适用于海上油田注水井在在线组合调驱体系及其小型化在线注入工艺,为渤海高含水油田规模化与整体化治理提供了新方法.现场试验表明,自2014年以来,在线组合调驱及其配套方法在秦皇岛32-6、渤中25-1南等油田实施12井次,累计实现增油9.34万方,较好地改善开发效果,取得了显著的经济效益与社会效益.
  • 摘要：裂缝是缝洞型油藏的重要组成部分,其主要作用是通道作用.油藏中流体的流动也遵循短板效应,即储集体与井眼之间渗透率最小的部分决定了该井的供液能力,而不是高渗的溶洞决定.因此裂缝的渗透率对油井的供液起到了节点作用.而裂缝的渗透率与其张开程度有直接的关系,而裂缝的张开程度受压力影响.裂缝的压力敏感决定了裂缝的渗透率,关系到外围储集体的供液.对于缝洞型油藏提高波及体积有关键的作用.不同裂缝的压力敏感性在生产中的表现不同,波及体积可能变小,也可能变大.因此研究裂缝的压力敏感性对波及的影响对缝洞型油藏提高采收率具有重要的意义.
  • 摘要：苏北盆地台南油田阜宁组三段油藏具有埋藏深、储层薄、非均质性强、物性差以及储量丰度低等特点,油田处于注水开发中后期,部分井含水高达99％,采出程度15％.因此,剩余油量化表征以及有效挖潜是低渗高含水油藏深度增效的核心工作.基于高含水油藏利用CO2/水交替驱提高采收率室内试验研究显示效果显著,通过油藏数值模拟技术进行注采参数优化,进而指导台南油田阜宁组三段低渗透油藏开展矿场试验,并且矿场试验取得了较好的效果,矿场实验结果显示,2012年开展CO2/水交替驱,油井见效,区块日产油由14t/d增加至28t/d,预计可提高采收率9.52％,改善开发效果明显.
  • 摘要：齐40块蒸汽驱属于股份公司重大试验项目之一,2008年建成了150个汽驱井组的中深层稠油蒸汽驱工业化基地.该块蒸汽驱开发十一年以来,取得了较好的开发效果:采油速度相对吞吐开发提高一倍,驱替阶段稳产期长达6年,预计最终采收率相比吞吐开发提高近一倍,预计延长区块开发年限近一倍.在区块蒸汽驱开发取得成功的基础上,也出现了蒸汽波及不均、蒸汽突破、热损失率逐渐升高等等一系列影响开发效果的实践难题.为提高区块总体蒸汽驱开发效果,围绕"提高储层汽驱动用"一个核心,结合现场大量实践数据,从"地质、开发、工程"三方面入手,总结出蒸汽波及不均七项影响因素,并进一步归纳出动用差区域六种典型模式.通过强化"储层描述、驱替规律分析、剩余油分布"三项研究,针对动用不均不同影响因素,形成了"多类型井网调整、多方式注汽调控、多种类纵向调剖、多介质辅助驱替"四个注采调配技术系列,其包含了近十六小项降本、提质、增效技术.通过近年来不断深化应用,取得了两项效果:区块递减得到有效减缓,年产油稳定在45×104t以上;油汽比大幅提高,由0.13提高至0.15.近两年来齐40块蒸汽驱共计节约注汽量55×104t,措施增油6.7×104t,创经济效益7863.1万元,取得了较好的社会效益及经济效益.
  • 摘要：针对胜利油田低渗透油藏CO2驱开发过程中容易发生气窜的问题,本文从气窜原因分析、治理体系优化设计等方面进行了论述,同时针对不同气窜类型研制了相应的治理体系,结合室内评价手段,对研制体系开展了性能评价.分析认为造成气窜的主要原因有两点,一是储层存在裂缝;二是储层非均质性强,平面和层间渗透率差异大.针对储层存在裂缝,设计了有机硅脂体系,该体系在室温条件下为真溶液,溶液黏度仅有3mPa·s,体系在80°C开始固结,15％的体系固结强度可抗压600kPa.针对储层非均质性,设计了二氧化碳气溶性发泡剂体系,该体系可以在低含水(＜5％)条件下,原油存在条件下稳定发泡,在高温高盐高矿化度下,体系半衰期100min以上,发泡体系200ml以上.同时,在现场应用两种体系均进行了封窜试验,堵后油压均上升,显示出良好的封堵性能.
  • 摘要：2014年下半年油价断崖式下跌后,国际油价由110美元/桶降至50美元/桶,正注聚单元经济极限吨聚增油增大40.2％,导致三采正注项目盈利差.为提高三采单元的开发效益,对化学驱不同开发阶段见效特征及增效潜力进行了详细分析研究,立足老项目提质提效,通过油藏极致开发,对正注聚单元分阶段进行了挖潜治理,形成了正注聚单元的四大个性调整技术:注聚前大角度转流场井网调整技术、注聚初期极端井治理技术、注聚见效期稳液增效技术、注聚回返期个性化井组延长注聚技术.这些正注聚单元个性调整技术矿场应用后,取得了较好的开发效果,对于开展化学驱的油田提高驱油效果及效益具有一定的指导意义.
  • 摘要：针对聚驱后深部定点调堵的需求,减少聚驱后生产开发过程中注入液的无效循环,研发了一种以2500万部分水解的阴离子型聚合物、金属离子交联剂、调节剂、缓凝剂、增强剂组合的低初黏可控凝胶调堵剂体系.研究结果表明:该体系初始黏度10mPa.s以内;成胶时间10-40天内可控,成胶黏度2000mPa.s以上.体系耐矿化度可达20000mg/L,应用PH范围为8-9;对水测渗透率为0.48～3.9μm2的岩心封堵率均在99％以上:可以满足现场的封堵要求,为油田深部调堵提供了有效的技术保障.
  • 摘要：为探索提高特低渗油藏水驱开发效果,解决该类油藏水窜、水淹问题.以延长油田子长地区长6油藏为研究对象,研究了制约静态渗吸驱油效率的主控因素,结合核磁共振测试明确静态渗吸作用对水驱效率的贡献.研究表明:1储层渗透率和孔隙度越大、水相润湿指数越大、初始含油饱和度越大,越有利于渗吸作用的发生.2渗吸作用对驱油效率的贡献程度与孔-吼微观结构相关,当驱替速度为0.1ml/min时,孔-吼半径从0.1um增加到1.0um,渗吸贡献率从约80％降低到约25％.通过矿场实践证明充分发挥渗吸-驱替双重作用驱油机理的"适度温和"注水技术可显著提高裂缝性特低渗油藏注水开发效果.
  • 摘要：玛湖凹陷玛131井区百口泉组油藏原有的压裂设计方法大部分依赖于二维测井解释,且只能反映井眼周围较小范围内的储层物性,地应力及岩石力学特征.本研究创造性的将三维高精度地质力学建模与考虑地质力学的流固耦合数值模拟这两大关键技术有机的结合起来,依托测井、地震、岩心室内试验、动态监测、现场施工等多方面解释资料建立高精度地质及地应力三维模型,准确体现了储层岩性、物性、含油性、地应力及岩石力学等参数在三维空间的展布特点.在此基础上,充分考虑三维空间应力场对压裂过程的影响,通过水平并多级压裂地质力学流固耦合数值模拟方法,更加精细刻画受相邻压裂缝及相邻水平井干扰的人工裂缝的三维扩展过程,可以更合理的进行水平井分段分簇、压裂规模及施工参数、多井集中压裂施工顺序等优化设计.在玛131井区8口井的实践表明,单井压后产量较常规设计方法提升产油量10％以上,且优质油层的改造更为充分,现场施工成功率更高,此外与各单井独立压裂设计方案相比,基于多井集中压裂顺序优化的整体设计方案,压裂后生产效果更好.
  • 摘要：为了进一步提高三低油气藏,尤其是水敏/水锁型储层的增产效果,探索节水环保的油气藏增产作业模式,开展了CO2干法加砂压裂技术的研究与试验.通过软件模拟和现场试验,分析了CO2压裂的人工裂缝特征,优化了压裂工艺和裂缝参数;通过室内实验,开发了CO2增黏剂,系统评价了压裂液的各项性能参数;通过软件设计、场地实验和现场试验,研制并定型了CO2密闭混砂装置;通过现场实践,配套了完整的CO2压裂装备.现场试验结果表明,CO2干法加砂压裂工程上具备可操作性,储层增产效果明显,节水环保优势明显,是低渗透储层增产改造技术的下步发展方向.
  • 摘要：低渗致密砂岩储层由于渗流阻力大,流动能力极差,其地层能量大小和传播方式对开发效果影响巨大.本文通过室内压力传播实验和实际致密油藏开发数据揭示了这类油藏压力传播特征和机制,主要表现为:地层能量表现在注水井底呈现先累积后传播、在生产井底出现加速衰减特征,基于室内实验压力变化特征提出了"压力笼"的新概念;实际注水过程中能量的传播包括两种方式,一是通过流体流动向油藏深部传播,二是储集体自身弹性传播;对于一注一采模型,理论分析计算注采井间压力分布为三段式,呈斜"S"形,中间段呈直线,而实际注采井间压力分布整体为非线性,存在明显压力推进前缘,注入压力提高到一定水平后,曲线形态总体呈斜反"S"形特征.基于研究认识对这种差异性深层原因进行了阐述并提出了低渗致密储层注水补充能量是有效开发的基础,其认识和结论对实际低渗致密储层有效开发具有很好的指导意义.
  • 摘要：通过对新疆地区火山岩裂缝性油藏、砾岩致密油藏、吉木萨尔致密油藏三种不同类型的致密油油藏的储层的地质特征的分析和研究,结合大量的现场施工实践,总结了三种不同岩性油藏的体积压裂布缝模式以及水平井体积压裂设计模式.并且通过大量的理论研究和现场应用,提出了一种量化考虑形成复杂缝网的可能性和对复杂缝网的需求性的水平井分段压裂布缝模式选择图版.该图版对提高新疆地区不同类型低渗透油藏水平井体积压裂技术具有很好的应用效果,对现场压裂施工具有一定的指导意义.
  • 摘要：基于无迹卡尔曼滤波技术与井筒多相流正演模型,建立了井下气侵复杂工况的实时反演解释模型.与常规的单点解释不同,本文提出了井下双测点测量,新模型采用双测点压力数据作为测量参数,并首次将气侵点位置和气侵速率作为反演参数.为了全面验证反演解释模型的准确性和可靠性,开展了基于模拟数据和实验数据两套量测数据的数值模拟研究.计算结果表明:井下双测点压力和出口流量计算值可以根据其测量值进行实时跟踪校正,而且气侵点位置和气侵速率的反演值与真实值的吻合度较高.对于模拟数据与实验数据而言,气侵点位置的预测最大误差分别仅有3.1％,5.3％.这充分说明了新模型可以针对井下气侵工况实现准确的量化解释和分析.本文研究进一步将原本不确定的井下气侵关键参数明确化,对于实现复杂地层安全高效钻井具有重要的工程意义.
  • 摘要：针对低压产水气井温度高、矿化度高以及含H2S气体浓度高的特点,通过合成特殊梳状结构的Gemini阴离子表面活性剂,并将其作为起泡剂分子,合成并优选改性后的一定尺寸、疏水程度的纳米粒子充当固态稳泡剂,设计合成氟碳表面活性剂做为抗凝析油成分,成功制备出高效泡排剂.室内实验研究结果表明:该泡排剂在温度为150°C、矿化度为250000ppm、H2S浓度为400ppm下起泡性、稳泡性优良,凝析油体积分数为50％下携液性优良.该泡排剂在龙凤山北201-XY井现场试验中,平均产气量由7256方/天提高到11329方/天,提高幅度达56％:平均油套压差由2.66MPa下降到2.38MPa,下降10.5％;携液增产效果明显,证明该泡排剂可满足凝析油含量较高气区排水采气需求.
  • 摘要：在主压裂停泵压降分析中,目前没有任何模型可以定量的计算出包括天然裂缝在内的裂缝总面积.而在小型压裂和微注测试分析中,Liu-Economides模型已经可以对包括天然裂缝在内的裂缝系统进行模拟,并给出了所涉及到的相关参数的解析解,包括天然裂缝和水力裂缝的面积.本文借鉴Liu-Economides模型,提出了一套针对主压裂停泵后的压降分析方法,而主要的目标分析参数是天然裂缝和水力裂缝的面积.利用该方法在四川盆地某页岩气F井的实际压裂施工进行了压力分析与应用.研究结果表明:该F井二十八段现场压裂数据中有十五段由于压后停泵测压时间不足,没有出现特征线段,无法进行裂缝参数的计算.利用模型对十三段有效数据进行裂缝参数分析,发现提高缝内净压力,页岩气储层压裂裂缝复杂性会显著增加.同时,由于天然裂缝开启比例的增加,主裂缝长度也会发生显著降低.研究可以为压裂施工现场压后效果的实时评价提供理论依据与技术支撑,从而提高后续压裂施工的针对性与有效性.
  • 摘要：新疆浅层稠油油藏陆续进入蒸汽开发后期,其含油饱和度、流体黏度变化大,非均质性强且水淹严重.在此类油藏上转火驱开发面临诸多挑战.通过科研攻关,发明快速升温的点火方法和系列点火装备;创建了火线前缘高精度刻画技术;攻克了火驱安全作业技术;配套形成了地面注空气、尾气处理等系列工艺技术.矿场试验取得了较好应用效果,采收率提高36％,已建成30万吨工业化生产能力.为注蒸汽后期稠油油藏大幅提高采收率提供了配套技术支撑.
  • 摘要：本文以渤海Q油田南区高弯度曲流河储层为研究对象,在砂体构型精细解剖的基础上,确定了储层构型模式对流体运动的影响方式,建立了曲流河储层构型机理模型.通过数值模拟从侧积层孔隙度、渗透率、厚度、产状、水平宽度及地层倾角六个方面研究了储层构型模式对流体运动的控制作用,回归了曲流河储层构型控制系数的经验公式.根据B-L水驱油理论推导了受储层构型影响的水驱波及系数表达式,并建立了基于曲流河储层构型的注采结构定量调整图版.研究结果表明:曲流河点坝中的侧积层对流体运动的控制作用不随侧积层的孔隙度增加而改变:侧积层的控制作用随着侧积层渗透率能力的增加而减弱:侧积层厚度、水平宽度、频率、地层倾角的增加会使侧积层的控制作用增强.应用注采结构定量调整图版对渤海Q油田南区D12井组进行优化调整,调整后D12井组日产油累计增加123m3/d,调整效果显著,为后续优化注水及储层构型控制下的剩余油精细挖潜奠定了基础.
  • 摘要：河南稠油油田属于非均质浅薄互层稠油油藏,高周期蒸汽吞吐后期呈现"浅、薄、多、稠、松、异"的特征,笼统注汽层间动用差异大,单层开发效益差,储量动用程度低.遵循互层状非均质动用差异型多层油藏立体均衡动用的开发原理,研究了分层注汽适宜油藏条件及潜力,确定了分层注汽选井标准,优化设计了分层注采参数,研制出一种临界恒速分层配注汽工艺,保证分层定量注汽和分层注汽效果,现场得以配套应用,提高了开发效益、储量动用程度以及油层纵向动用程度.
  • 摘要：新疆风城油田稠油资源丰富,但是,该油藏原油黏度高,埋深浅、非均质性强,常规热采方式无法经济有效动用.为此,新疆油田自2008年起,开展双水平井SAGD先导试验,针对该油藏条件及工程技术难题,进行平行双水平井钻井工艺、完井、举升、测试等工程技术进行攻关研究及现场试验.通过研究形成适应于浅层超稠油油藏开发的双水平井SAGD钻采工程配套技术体系,全面用于新疆风城浅层超稠油油藏SAGD开发,建成年产百万吨生产规模.
  • 摘要：为了研究适用于低渗油层层(裂缝)内再产生次生裂缝缝网的油气田增产技术,开展了低渗油层层内微小裂缝液态炸药爆炸增产技术研究.介绍了液态炸药的实验研究方法与设计原理及工艺、水平井现场试验等,探讨了液态炸药的爆压、爆温及爆速、井下爆炸压力及温度的计算方法,并对现场试验应用工艺进行了分析.研究结果:研制的微粉悬浮液态药临界爆炸尺寸满足地层裂缝缝宽大于2mm的造缝需求,确定了其配方与性能参数及工艺条件;爆速1500-3500m/s能适用于不同的岩性特征,爆炸性能参数适中可控;CZ44-58水平井工艺试验应用验证了液态炸药现场施工的安全性及可操作性;爆速爆温计算与检测结果基本相符,井下爆炸压力温度计算与经验法计算趋势相近,为优化液态药性能参数及设计方法提供参考.此项研究为进一步实现低渗油层层内微小裂缝爆炸增产技术与工艺的试验应用研究奠定了基础.
  • 摘要：在总结归纳玛湖地区地质特征基础之上,本文对体积压裂水平井开采特征和初期产能的主控因素进行分析,总体表现出两低(压裂液返排率低,含水率低)两高(初期产量高、初期递减率高)特点.压力系数、人工裂缝长度、缝间距、水平段长度等对初期产能有较大的正面影响,而大压裂规模并没有明显提高开发效果,反而延长了初期排液期.玛湖地区致密砾岩油藏的开采规律和主控因素分析对实现油藏大规模开发具有重要指导意义.
  • 摘要：东海深部地层中,由于所选用PDC钻头与地层性质不匹配,导致机械钻速低.为解决这一问题,有必要对东海深部地层的岩石可钻性进行研究,以保证钻头选型的针对性.岩石可钻性级值主要是通过室内实验或者测井数据解释得来,由于室内实验成本高、周期长等不利因素,如何通过测井资料准确预测岩石可钻性就尤为重要.本文以岩心室内微钻实验数据为依据,首先建立了测井参数预测岩石可钻性的非线性多元回归模型,之后尝试利用人工神经网络的方法对岩石可钻性进行预测.通过对比各预测方法的优劣,旨在优选出适合于东海深部砂岩地层的岩石可钻性预测方法.
  • 摘要：磁感应耦合传输技术是一种高效的随钻数据传输技术.介绍了信号感应耦合传输原理,参考高频变压器模型建立了单节耦合器的电路模型,分析了多节耦合器连接的电路特性,针对多级信号传输衰减问题探讨了电容补偿方法,确定了实验分析采用的电路模型.10根钻杆、9节耦合器组成的随钻信息磁感应传输系统实验结果表明,信道频率特性实测曲线和仿真曲线基本吻合,说明利用电路模型分析钻杆磁感应传输特性可行.该结果为进一步研究磁感应耦合传输技术提供了理论支持.
  • 摘要：基于计算流体动力学方法与室内试验相结合的方法,以同井注采工艺中井下油水分离用水力旋流器为研究对象,针对井下采出液含砂条件对旋流壁面的冲蚀磨损特性开展研究,并完成试件加工通过室内冲蚀试验对数值模拟结果进行验证.模拟结果表明:流速是影响旋流分离器壁面磨损的重要因素,入口流速升高,壁面相应位置的磨损会随之加剧.不同流速下,旋流器壁面磨损的趋势基本一致,在满足旋流器基本工作要求的条件下,适当降低处理量有助于降低旋流器的磨损情况;磨损加剧的临界粒径为0.07～0.08mm之间,在颗粒粒径超过此范围时,磨损率急速上升,应采用有效方法分离粒径0.08mm以上的砂粒,以降低含砂对旋流器磨损的影响,提升井下旋流分离器的使用寿命.试验结果与数值模拟结果吻合良好,验证了本文数值模拟结果的准确性,本研究可为旋流分离器在同井注采工艺的长期可靠运行提供技术支撑.
  • 摘要：针对南海西部油田水平井产出段长、找水难、控水成功率低等问题,本文提出了封隔体控水工艺技术,该技术采用封隔颗粒与调流控水筛管相配合,其中封隔颗粒充填在环空降低环空流体轴向窜流量,调流控水筛管平衡井筒产液剖面,实现水平井全井段的多级分段控水,相较于传统控堵水工艺,其具有无需找水、储保风险低等优点.该技术在南海西部油田进行了先导试验,降水增油效果显著,为海上油田水平井稳油控水技术发展提供了一条新思路.
  • 摘要：针对稠油油藏注蒸汽易汽窜,常规封窜剂耐温能力有限的难题,采用两次插层协同超声氧化的方法制备了适合蒸汽封窜的低温可膨胀石墨体系.结果表明:可膨胀石墨体系初始膨胀温度低于150°C,膨胀后形成多孔蠕虫状结构的颗粒,350°C膨胀倍数可达10倍以上.可膨胀石墨体系能够在多孔介质中膨胀,通过直接封堵、架桥封堵或滞留膨胀可实现对稠油油藏蒸汽窜流通道的有效控制,汽窜封堵率达70％以上,采收率增值达19.7％.
  • 摘要：CO2干法压裂是利用液态CO2作为压裂液的一项储层改造技术,近年来,该技术在水敏、低压、低流度的油气藏中得到了快速发展.中石化针对盐间页岩油储层水基压裂液进入地层溶盐,导致生产过程中井筒地层结盐、措施有效期短等问题,探索CO2无水压裂在该地层的适应性,在盐间纹层页岩CO2致裂扩展实验、数值模拟、CO2降黏增效机理研究基础上,开展CO2压裂优化设计,并现场实施,应用效果良好,为后期超临界CO2压裂技术在页岩油领域的发展具有重要的指导意义.
  • 摘要：本文根据滇黔北昭通国家级页岩气示范区太阳背斜构造中浅层(垂深700m-1800m)页岩气井的储层地质特征,结合体积压裂的基本理念,提出适合于中浅层页岩气储层压裂改造降本增效的综合技术,包括射孔分流优化、实时泵注优化与调整、箱体优化以及支撑剂评价与优选等针对性技术.通过现场先导性试验及效果评价,得到以下认识:通过调整孔密与孔径以及射孔位置的射孔分流优化有利于箱体有效控制,使优质页岩储层进行重点分流和针对性改造;通过支撑剂暂堵以及停泵转向等低成本压裂转向手段有利于提高裂缝复杂程度,达到体积改造效果:石英砂能够满足较低闭合压力的中浅层页岩储层压裂改造需求,实现低成本体积压裂改造.通过现场实践,探索了太阳构造中浅层页岩储层以低成本高效开发为导向的针对性体积压裂改造技术,为该区域中浅层页岩气的大规模开发提供了技术储备,同时也能为其他区块浅层页岩气开发提供参考依据.
  • 摘要：海上测试成本高、时间短,用陆上常规测试方法进行海上低渗气藏产能测试,压力及产量都难以达到稳定,以致于无法准确地进行资料的解释.本文通过研究,提出了2种适合海上低渗气藏测试方法,即简化的修正等时试井、不关井等时试井,并针对不同的储层物性推荐出合适的测试方法.同时基于井点测试提出了基于气藏地质模型及DST井点测试的约束条件下的气藏空间产能展布方法,这些成果将为海上低渗气藏的测试及气藏空间产能展布的认识提供了一种新的手段,对海上类似气藏的测试提供技术借鉴.
  • 摘要：页岩气压后产能递减快、稳产期短,以张老缝、造新缝为目的的重复压裂技术是页岩气增能挖潜的重要技术手段,重复压裂前地应力转向为造新缝提供关键参数的理论参考.基于测井数据和施工压力数据,考虑构造运动和天然弱结构面影响,反推构造应力系数并构建原地应场计算模型;采用等效主裂缝及其缝内净压力等效理论,建立了多段簇裂缝应力干扰模型;结合定容气藏生产衰竭理论、归一化拟产量与物质平衡时间递减规律方法、水平主应力变化方程,建立了页岩气生产诱导应力计算方法;对诱导应力与原始地应力进行叠加获取重复压裂前现地应力差异系数分布云图;算例井计算结果表明,保证剩余可采储量情况下,页岩多段簇改造和压后生产使应力转向,且随生产时间增大,转向后的水平应力差异系数小于0.25(易形成缝网),影响范围进一步扩大,为页岩水平井重复压裂时机选取提供理论支撑.
  • 摘要：在大位移井钻井过程中,大斜度井段、水平井段极易出现岩屑床,直接影响到安全、高效、低成本钻井.为实现水平井段的最大延伸,需要在低密度、低排量、低环空返速条件下,保持井眼清洁.在低环空返速条件下,钻井液的动塑比、低剪切黏度、静切力等流变参数,是保持井眼清洁最重要的可控因素.利用实验室研制的大位移井钻井液携岩模拟实验装置,实验分析了钻井液流变参数、井斜角等对井眼环空岩屑浓度的影响规律,综合分析了钻井液的循环携岩能力.实验结果表明:当井斜角在20°～90°范围内时,岩屑较难携带出井眼;在合理调整钻井液流变参数、钻井液密度的前提下,即使在低环空返速条件下,也能明显改善大斜度井段、水平井段的井眼清洁状况.
  • 摘要：目前大庆外围低渗透水平井低产井比例高,急需通过重复压裂来提高单井产量.针对人工裂缝与井筒夹角较小及固井质量差无法机械分隔的两类水平井,开展了针对性的暂堵转向重复压裂技术研究,形成了缝内暂堵转向与全井多级暂堵转向两种重复压裂技术.通过开展评价实验优选了两种重复压裂模式下所采用的转向剂,形成了相应的施工参数优化设计方法和现场施工控制方法,配套了对应的重复压裂工艺管柱.共开展了9口水平井的现场试验,取得了较好的增产效果,有效延长了以上两类水平井的生产周期.
  • 摘要：针对高含硫气田储层动用程度低的问题,在不动管柱条件下,研发了不同规格自降解酸压暂堵剂,能有效暂堵原产层,不污染原产层;为均匀改造非均质储层,优化形成无污染、自增黏、低滤失特性的高温清洁转向酸体系;最终集成创新了长井段碳酸盐岩储层重复酸压技术,该技术试验3井次,工艺成功率100％,措施后稳产效果显著.
  • 摘要：针对长庆低压致密油水平井长期生产递减大,从体积压裂裂缝特征综合评价入手,瞄准优质储量最大化动用,建立水平段储层品质和完井品质分级评价标准,创新非均匀细分切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法,集成极限分簇射孔、动态暂堵转向等技术提高多簇有效性,形成了长水平井细分切割缝控体积压裂技术模式,初期日产油17吨以上,第一年累产油4850t,递减率下降10％.该技术成功实践为其它致密油资源高效动用提供了借鉴.
  • 摘要：为了提高薄互层压裂改造效果,实现难动用储量的有效开发,开展了可降解暂堵转向剂的研制与暂堵转向分层压裂技术研究.研制的暂堵转向剂材料可在水性环境下100％完全降解,无残渣,对地层零伤害.暂堵转向剂能够制备成悬浮液,24h悬浮率将近100％,几乎不发生分层现象,黏度低于300mPa.s,便于泵送.暂堵剂对裂缝封堵及转向效果显著,其使用量在150kg-220kg时,其转向压力在0.5MPa-6.4MPa.
  • 摘要：为了解决准噶尔盆地深井储层钻探难度大,钻井成本较高等问题,基于"封堵、抑制、固化、双疏、润滑"理论,采用仿生抑制剂XZ-YZJ、仿生封堵剂XZ-FDJ、键和润滑剂XZ-RHJ、固化成膜剂XZ-CMJ、双疏剂XZ-SSJ等处理剂,形成了适合该区块的XZ-新型高性能水基钻井液.该钻井液具有较好的流变性能,且具有较好的抗长时间老化性能和抗污性能,老化三天后,或在2％CaS04或10％膨润土污染后,体系仍具有较好的流变性.钻井液具有较好的抑制性,对钠基膨润土岩心的线性膨胀降低率达到94％以上;对于现场的泥页岩岩屑的滚动回收率均能达到95％以上.钻井液的这种较好的封堵性、润滑性、抑制性、低表面张力等有利于维持井壁稳定、润滑防卡、保护储层等,适用于复杂情况较多的深井及深井大位移井.现场实验表明,该钻井液体系可以有效的降低井底复杂情况,缩小井径扩大率,缩短建井周期.满足了安全、高效、环保钻井的需要,具有很好的推广应用前景.
  • 摘要：根据深部地层钻井环境的主要特征,结合近年来深井提速技术原理及其取得的成效,提出了基于钻柱振动的深井高压射流提速技术装备设计理念,开展了利用钻柱振动能量来提高井底钻井介质射流压力的技术装备研发设计与现场测试工作.研制出的基于钻柱振动的深井高压射流提速技术装备包括:井下钻柱减振增压装置、吸振式井下液压脉冲发生装置,现场实验验证结果表明:设计的利用钻柱振动能量的上述两种装备可以大幅度提高钻井的速度,同时可以降低钻柱振动的危害,且提速效果随着井深的增加而呈现提高趋势.研究成果开拓了深井提速技术新方向,为加快深部油气资源的勘探与开发提供了设备支撑.建议进一步加强井下钻柱振动基础理论、基于钻柱振动的提速技术装备、利用振动提速方法等方面的研究工作.
  • 摘要：针对大港油田带压作业起射孔管柱时,因射孔管串本身起爆后为筛眼状况,无法进行有效堵塞,因而无法实现带压作业,为此,设计合成了一种低温(30～50°C)凝胶体系进行井筒封隔作业,实现浅层不压井作业.该凝胶体系采用聚丙烯酰胺(HPAM)、氨基化合物AP7、增韧剂cp-2(纳米材料)和填充剂为原料,采用流变法研究了温度、金属离子、pH值和模拟油对胶体成胶性能的影响,同时考察了胶体的稳定性、可破胶性,并通过中试评价验证了该凝胶段塞的承压性能,实验结果表明,在pH值为7～12、反应温度为30～50°C的条件下可形成高强度的黏弹性凝胶,随着温度的增加,凝胶的成胶时间缩短;通过调节pH值和矿化度可调节凝胶的成胶时间和凝胶强度;该凝胶稳定性好,在模拟油加量下无明显变化,依然具有良好的成胶性能,可实现平均封堵压力50kPa/m,并且在作业结束后可在短时间内迅速破胶为流体,便于返排,避免了储层污染,满足浅层带压修井作业要求.
  • 摘要：针对海外某油田高压盐膏层固井面临的固井易漏失、界面胶结质量差、盐层蠕变易造成水泥环破坏等难题,从固井水泥浆体系及固井工艺角度开展研究.采用高效前置液体系解决了钻井液与水泥浆的污染问题,提高了井壁清洁和界面胶结质量.通过外加剂优选形成了一套抗盐性能和沉降稳定性好、稠化时间可调、早期强度高的高密度抗盐水泥浆体系.并形成了井眼准备、顶替效率优化等现场配套固井工艺技术.在X1井的成功应用表明,该技术可有效保证该油田高压盐膏层固井安全和质量,为该油田的盐下水平井开发策略提供了技术支撑.

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