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非常规油气
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双月刊

非常规油气/Journal Unconventional Oil & Gas
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    油砂SAGD开发剩余油类型及挖潜方式实验研究

    刘新光曹树春吴昊周祚...
    72-77页
    查看更多>>摘要：为了明确SAGD(蒸汽辅助重力泄油)开发的剩余油分布规律及挖潜方法,通过机理分析将SAGD开发时的剩余油划分为重力滞留型、夹层阻挡型和隔层隔档型;采用3组两两对照室内三维物理实验,模拟了 3种情况下的基础井网SAGD开发和加密井网的开发效果,使用增量分析法明确了求取不同类型剩余油的关键参数.研究结果表明,可通过常规的井间单支加密采油井开发重力滞留型剩余油,通过夹层上部加密注气井驱泄复合的形式挖潜夹层阻挡型剩余油,通过隔层上部单支采油井蒸汽吞吐方式开发隔层隔档型剩余油;理想状况下常规SAGD的蒸汽腔极限扩展角度约为12°,蒸汽绕过夹层向上扩展的极限动用角度为18.5°,通过单支水平采油井挖潜时,隔层上部可动油储量采收率为44.7％.研究结果对SAGD开发油砂油藏生产中后期调整挖潜定量决策具有积极意义.

    油砂SAGD剩余油扩展角加密井

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    延长低渗透油藏CO2驱油参数优化数值模拟研究

    郭红强杜敏姚健王振宇...
    78-84页
    查看更多>>摘要：CO2驱油在特低渗油藏中具有较好的应用效果,是提高采收率的重要方法.以延长油田H区块为研究对象,分析目前注水开发存在的问题,根据动静态参数将井组分成2类,应用数值模拟方法,分别对2类井组CO2驱油的开发方式、注气时机、注气速度、井底流压及气水交替周期进行了优化.结果表明,以气水比1∶1且气水交替的方式在油井含水40％～60％时注气效果最佳.第1类注气井组的最优注气速度为10～15 t/d,井底流压1 MPa,气水交替周期60天;第2类注气井组最优注气速度为5～10t/d,井底流压2 MPa,气水交替周期30天.该研究结果对H区块低渗油藏现场注CO2驱油设计具有重要的指导作用.

    CO2驱油特低渗油藏数值模拟注气速度气水交替

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    CO2状态方程适应性对比研究

    刘涛刘伟郑华安戴邓仅...
    85-93页
    查看更多>>摘要：气体状态方程被广泛应用于计算CO2的各项物性参数,但CO2物性参数对温度和压力较敏感,不同状态方程计算的结果有偏差.针对目前常用的状态方程开展适应性研究,基于不同温度和压力条件下CO2物性参数实验值对比分析了不同状态方程的计算结果.结果表明:1)GERG对CO2密度及压缩因子具有较高的计算精度.计算CO2密度时蒸汽区平均相对偏差小于0.5％,气相区小于1％;2)SW方程计算CO2定压比热的平均相对偏差为0.29％,计算焦汤系数的平均相对偏差为0.87％;3)Fenghour法计算的黏度最大相对偏差不超过0.5％,平均相对偏差为0.34％,计算结果误差较小;4)V-W法对CO2导热系数的计算结果与实验值较吻合,其平均相对偏差仅为1.24％.研究结果为油气田开发过程中涉及的CO2物性参数计算提供了一定的参考依据.

    油田开发CO2物性参数状态方程热力学性质平均相对偏差

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    长庆油田探索非常规油藏效益开发新方式

    中国石油新闻中心
    93页
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    泥岩进水诱发地层滑移条件下的套变影响因素分析

    王峰
    94-102页
    查看更多>>摘要：吉林大情字油田注水开发过程中由于泥岩进水诱发地层上抬从而导致弱结构面滑移,进一步使油水井发生严重套变现象.为实现对油水井注水开发后套变情况的预测,基于有限元建立数值模型,结合油田现场资料,对泥岩进水滑移导致套变的影响因素进行分析.研究结果表明,泥岩层未进水时,套管壁厚增大到10.54 mm,或将套管钢级提升为TP140V时,能够有效避免套管失效;进水后,套管壁厚需增到14.27 mm,而套管钢级仍然选用TP140V才能避免套管失效;对于注CO2的井,当泥岩层未进流体,套管屈服强度降至458 MPa时,套变量增大了 82％;流体进入后,套管屈服强度降低到458 MPa时,套变量增大了 125％.该研究结果对油田预防套变具有一定的指导意义.

    注水开发泥岩吸水地层滑移套管变形数值模拟

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    渤海C油田馆陶组储层堵塞实验评价研究

    李进张晓诚李海涛韩耀图...
    103-109页
    查看更多>>摘要：为了分析明确渤海C油田导管架期间预钻井的12 口生产井,在组块安装后投产产量达不到配产目标的原因,针对有机质沉积、原油乳化堵塞、流体配伍性、钻完井液漏失与返排等潜在储层伤害因素,开展了储层堵塞实验评价研究.实验结果表明:1)免破胶无固相钻开液(EZFLOW)漏失量越高渗透率伤害程度越大,同时考虑钻完井液漏失时,天然岩心的渗透率伤害程度为37％,伤害程度中等;2)有机质沉积对储层伤害较为明显,注入0.4 PV原油后渗透率伤害程度达到98％,且随有机质沉积量的增加,储层伤害越大;3)油包水型乳状液(W/O型)驱替对岩心渗透率伤害程度高达75.01％,水包油型乳状液(O/W型)驱替对岩心渗透率伤害程度为25.21％,低含水层受原油乳化堵塞影响较明显.综合分析认为,渤海C油田12 口预钻井低产原因为导管架预钻井后待组块安装期间关井静置过程中有机质沉积和原油乳化伤害.同时,渤海C油田12 口预钻井目的层馆陶组储层物性因子较小,产液指数较低是导致低产的原因之一.研究结论为后续增产措施以及方案提供了依据.

    储层伤害原油乳化有机质沉积钻完井液漏失渤海油田

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    辽河油田第一座储碳库实现碳循环注入

    中国石油新闻中心
    109页
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    鄂尔多斯盆地南缘华北探区页岩油储层岩石力学特性实验研究

    王翔冯永超
    110-118页
    查看更多>>摘要：针对鄂尔多斯盆地南部延长组7段页岩储层钻井过程中发生钻头适应性差和井壁垮塌等井下复杂状况,开展了岩石组构特征分析、力学特征分析和可钻性参数等力学特征分析.结果表明,鄂尔多斯盆地南缘页岩油储层中黏土以伊利石和伊/蒙混层为主,岩石结构及力学特性非均质性强.岩石表面层理结构明显,微裂缝和孔隙发育.页岩抗张强度为6.58～18.27 MPa,单轴抗压强度为76.79～169.29 MPa,高温下的内摩擦角为14.67°～36.71°,泊松比为0.167～0.352,主要集中在0.21附近,弹性模量为4 100～17 344 MPa.最小水平主应力梯度为1.89～2.14 MPa/100 m,最大水平主应力梯度为2.37～3.04 MPa/100 m,其中洛河地区最大、最小地应力梯度差值较大.地层可钻性级值为4.36～6.11,主要分布在5.5以下,属于软-中硬度地层,平均地层倾角小,在钻至水平段时,钻进方向与层理相同,与岩石接触面多互层,钻头磨损加重.基于页岩储层岩石力学特性认识,对于鄂南页岩油安全、高效地钻探具有指导意义.

    页岩油延长组页岩岩石力学

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    超浅层大位移水平井"三低"钻井液技术

    吴若宁刘云余海棠兰晓龙...
    119-127页
    查看更多>>摘要：针对东部超浅层水平井水平段钻井中降摩阻扭矩大、托压严重等问题,分析了该区块的储层特征,构建了"低摩阻、强携砂、防水锁"的思路,优选了低成本的关键处理剂,形成了低摩阻、低成本和低伤害的水基钻井液体系,评价了其主要性能,并进行了现场试验.研究结果及试验表明,羧甲基纤维素(CMC)增黏提切效果好,最优加量为0.3％～0.5％,聚丙烯酸钾(KPAM)降失水明显,最优加量为1.0％～1.5％,复合润滑剂中固体润滑剂(SH-2)和液体润滑剂(RY-838)最佳复配比例为3∶ 7,防水剂为0.5％F-113.该钻井液体系渗透率恢复平均值为85.38％,中压失水小于5 mL,泥饼粘滞系数为0.052 4～0.061 2,动塑比为0.52～0.55.现场应用1 口井,未出现严重托压,较邻井钻速提高13.5％,钻井液成本降低5.3％,有效解决了超浅层水平井钻井难题.

    超浅层井眼清洁降摩减阻储层保护复合润滑剂

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    环氧氯丙烷/二乙烯三胺黏土稳定剂的合成与评价

    陈林皓刘星悦马天奇
    128-135页
    查看更多>>摘要：在钻井、水力压裂、注水等过程中,地层中的黏土矿物易发生水化膨胀和运移,影响油井产能.针对黏土膨胀的问题,室内合成了 一种小分子量有机胺类黏土稳定剂ETP-1,对反应的合成条件进行了优化,通过红外光谱检测确认了合成产物的结构,并对其抑制黏土膨胀和颗粒分散的能力进行了评价.实验结果表明:1)ETP-1的最佳合成条件是二乙烯三胺与环氧氯丙烷摩尔比为2∶1,反应温度为75 ℃,反应时间为2.5h.2)最优条件下合成的ETP-1黏土稳定剂在2％加量下防膨率为86.67％,可在100 ℃下保持良好的防膨率,且具有良好的耐冲刷性能.3)与无机盐复配后,防膨效果明显提高,与CaCl2按1∶1比例复配,用量1％时防膨率达到92.22％,且其长效性较无机盐有了明显提升.4)岩屑回收实验和扫描电镜分析结果证明,ETP-1具有抑制黏土颗粒分散的作用.该实验中所取得的成果认识,可为小分子量阳离子型黏土稳定剂分子的设计、合成和评价提供参考.

    黏土稳定剂防膨性能环氧氯丙烷有机胺

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