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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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    海上低渗油藏CO2混相驱可行性实验研究

    刘浩洋赵军郑继龙吴彬彬...
    74-79页
    查看更多>>摘要：海上珠江口盆地陆丰凹陷低渗、特低渗储量丰富,水驱开发难度大,注气开发需求迫切.CO2驱是提高采收率的主要技术之一,但目前海上CO2综合利用方面应用较少.以陆丰凹陷L油藏为例,开展了目标油藏原油注CO2驱油机理实验和长岩心CO2驱油效果评价实验,重点对比CO2注入前后原油相态特征的变化,并对不同开发方式驱油效果进行了对比优化研究,为 目标油田CO2驱可行性提供依据.实验结果表明,CO2可以有效提高低渗油藏的开发效果,提高采收率幅度可以在水驱的基础上提高11.75％,交替驱可以作为后期注CO2防窜和进一步提高采收率的技术手段.实验研究结果对海上低渗油藏CO2注气开发提供技术支持.

    CO2低渗油藏提高采收率注采参数水气交替

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    鄂尔多斯盆地长6和长8段致密油储层驱渗特征研究

    李书恒王永宏邓秀芹孙栋...
    80-91页
    查看更多>>摘要：鄂尔多斯盆地致密油储量丰富,主要富集在延长组三叠系长6和长8油层组,是目前增储上产的重要目标.为了推动该类油藏的规模效益开发,以深化储层特征与渗流规律认识为 目的,在前期研究基础上,引入核磁共振、高压压汞、纳米CT扫描和高精度流体计量等新技术,系统开展了致密油储层微观孔隙结构、原油赋存状态以及水驱与渗吸动用规律研究.研究成果表明,致密油储层发育多尺度孔隙,孔隙结构以小孔—细喉型为主且连通性较好.物理模拟研究表明,原油在致密油储层的各类孔隙中均有分布,但大、中孔隙中原油的含量远高于小孔隙中的原油含量,且多以游离态存在,流动性好,是油田开发的主要对象.水驱油实验表明,致密油储层虽然存在启动压力梯度,但当驱替压力大于启动压力之后能够建立有效驱替系统,且随着驱替压力的增大水驱油效率会有所提高.核磁共振技术与水驱油实验或渗吸实验相结合,清楚地表明了不论采用水驱方式还是渗吸方式开发,致密油储层优先动用的都是较大孔隙中赋存的原油,小孔隙中赋存的原油动用难度较大.这些研究成果为探索更加有效的开发技术提供了依据.

    致密油储层孔隙结构水驱油实验渗吸实验鄂尔多斯盆地

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    边水水平井开发油藏调剖效果影响研究

    华科良王晓超张志军魏俊...
    92-98页
    查看更多>>摘要：渤海Q油田采用水平井开发,边水水侵是导致该油田采收率低的主要原因.通过物理模拟与数值模拟相结合的方法,对边水油藏水平井开发调剖效果的影响因素进行了研究.结果表明:1)随着边水距离的减小,调剖后采收率提高值先升后降,边水距离为550 m时调剖效果最好;2)对于边水水平井开发油藏,调剖时机选择越早,提高采收率值也相应越高,效果越显著;3)边水能量的大小对边水油藏的水平井调剖效果影响较大.随着边水能量的增加,调剖效果逐渐变差.边水能量大于10倍时对调剖效果影响较大.目前渤海Q油田大多数区块的边水能量小于6倍且含水率为52.4％,可以尽快进行调剖调驱的现场实施.该研究成果为边水水平井开发油藏的后续稳油控水决策提供了技术指导.

    边水边水距离边水能量调剖时机物理模拟数值模拟

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    冀东油田中浅煤层气井场首用多元微电网智能集控

    中国石油新闻中心
    98页
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    CO2-EOR过程中油藏储层构造封存能力的模拟

    王璐刘森姬泽敏廉黎明...
    99-107页
    查看更多>>摘要：为应对日益严峻的能源危机和温室效应,CO2提高采收率技术脱颖而出,因此CO2提高采收率后的地质封存安全性和相应的封存能力评估引起了广泛关注.借助数值模拟方法,基于吉林油田某区块油藏的实际储层条件,构建了注入CO2含量为10％～90％的9个模型,分别探究了含水饱和度为30％,50％和90％以及储层压力为10 MPa,20 MPa和30 MPa时油藏各相组分的分布规律;基于前人对封存CO2安全储存状态划分的研究,最终明确了CO2的安全封存量.结果表明:1)当含水饱和度(30％)和压力(10 MPa)一定时,增加CO2含量(10％～90％)可大幅提高CO2的有效封存体积分数(26％～93％);2)压力的提升(10～30 MPa)促进了CO2在油相中的溶解,从而略微降低了储层的封存能力(18％～7％);3)含水饱和度对储层封存CO2的能力的影响微乎其微.该研究旨在阐明不同条件下CO2的构造埋存量,为相关研究提供借鉴.

    CO2封存封存能力评估含水饱和度储层压力CO2含量数值模拟

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    基于控制水驱前缘速度的注采井组参数优化方法研究与应用

    刘芳娜高涛王锰涂兴平...
    108-117页
    查看更多>>摘要：低渗致密油藏注水开发与中高渗油藏不同,井组见效极其不均衡导致无效注水是造成水驱采收率低的主要原因,有必要形成1套以油井同步见水为 目标的注采参数调整方法来指导现场注水调整.结合延长油田低渗致密且油水混储的实际情况,建立了考虑毛细管力作用的平面分区径向流水驱前缘推进数学模型;通过优化注水强度与注采压差,形成了两端注采结构调整方法;定量研究了影响井组均衡水驱的3个关键因素.结果表明:通过调整注采井距和注采压差可有效解决渗透率级差导致的平面水驱不均衡的问题;当fw＜6 0％时注采井距比对井组采出程度的影响较大,渗透率级差为20时对应的最佳注采井距比为1.5～2.0.对于注采井网固定的开发老区,主要通过控制各油井方向的生产压差来控制水驱前缘速度.基于两端注采参数调整方法,将D4430-8井组内注水井注水强度从1.87m3/(d·m)提高到2.50m3/(d·m),并通过调整3口油井的泵挂来改变注采压差.调整之后D4430-8井组综合含水由37.80％下降至25.29％,单井平均 日产油量增加0.53t,水驱开发效果明显改善.研究结果对低渗致密油藏注水开发老区改善平面波及效率具有重要指导意义.

    注采参数均衡水驱非活塞两相水驱油分区径向流数学模型低渗致密油藏

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    吐哈油田:油气新能源两手抓储量产量箭头向上

    中国石油新闻中心
    117页
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    崩塌落石作用下埋地管道力学响应分析

    梁平周泽山吴晓霞高春元...
    118-125页
    查看更多>>摘要：坍塌落石是导致埋地油气管道毁坏的重要地质灾害之一.在落石冲击时管道内部会产生应力和应变,可能导致管道变形、损坏和泄漏,对人们的生命财产造成严重威胁.通过ABAQUS软件建立落石-土体-管道耦合作用的有限元模型,对落石冲击埋地油气管道的力学响应问题进行分析,研究管道内压、落石偏心距和落石冲击速度等工程因素对管道应力应变的影响规律.结果表明:1)在冲击过程中,管顶受到土体应力向管道两侧壁面挤压,最大塑性应变出现在管道凹陷边缘,呈椭圆状;2)随着落石冲击速度的减小和偏心距的增加,管道应力变化和变形程度均逐渐减小;随着内压的增大,管道等效应力逐渐增大,而管道应变逐渐减小.分析结果揭示了落石冲击管道的物理本质和特征,为管道敷设和工程检测提供理论依据.

    坍塌落石油气管道应力应变数值模拟

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    延长石油集团研究院十大工程工艺技术

    125页
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    延439井区气液混输管道瞬态变化规律及敏感性分析

    梁裕如李帆何鹏施里宇...
    126-133页
    查看更多>>摘要：Y439井区采气管道为气液混输管道,地形起伏大导致积液严重,因此研究气液两相瞬态变化规律非常重要.以某采气管道为例,基于双流体模型建立多相流计算模型,研究管道积液动态规律和清管过程瞬态变化规律,提出采用井口压力峰值与最大清管段塞量相结合的方法确定管道清管时间,分析管道输气量、天然气含水量以及运行压力对井口压力峰值和最大清管段塞量的影响规律.研究结果表明:1)随着运行时间的延长,采气管道内积液逐渐向下游推移,当管道内积液量分布在全管段时,管道积液量和运行压力达到动态平衡;2)当管道入口投加清管器后,由于清管器上游气体被压缩,沿程摩阻损失增大,井口压力出现短暂的峰值变化,且管道出 口排液主要集中在开始排液后0.5h;3)敏感性分析结果显示,管道输气量越大,最大清管段塞量越小,井口压力峰值先降低后增大,在气相流速为1.2～3.1 m/s时增幅不明显;含水量上升,井口压力增幅明显,管道末端排液量显著增大;管道运行压力下降,对应的清管过程管道末端排液量显著增大.该成果可为气田气液混输管道的优化设计及清管操作提供理论依据.

    积液规律清管瞬态规律敏感性分析段塞量井口压力峰值

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