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期刊信息/Journal information
油气藏评价与开发
油气藏评价与开发

俞凯

双月刊

2095-1426

66scjs@vip.sina.com

0523-86667121

225300

江苏省泰州市南通路99号

油气藏评价与开发/Journal Reservoir Evaluation and DevelopmentCSCDCSTPCD北大核心
正式出版
收录年代

    塔河油田强底水凝析气顶油藏地面产量劈分的新方法

    刘丽娜印婷郑小杰马新平...
    65-70页
    查看更多>>摘要：塔河油田强底水凝析气顶油藏是由气顶、油层及大底水组成的砂岩油气藏,在开发过程中,因气顶和底油采出不均衡,导致气窜或油窜,开发效果较差.针对塔河油田T区块块状底水气顶油藏的实际生产状况,综合考虑生产过程中气油比与密度的变化,探索了一种劈分气顶、油藏地面产量的新方法——单井生产阶段综合劈分法,应用此方法分别计算了气顶油藏的原油、凝析油、凝析气、溶解气的采收率,分别为12.28％、22.96％、29.75％、12.05％,将计算结果与国内外同类油气藏相比较,认为比较符合该类油藏的开发特点,而且现场操作较为简单.通过气顶油藏采收率的计算,了解气顶、油藏的开发状况,及时发现开发中存在的问题及区块的开发潜力,以便于更合理地开发气顶油藏.

    凝析气顶油藏原油凝析油凝析气溶解气产量劈分

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    水侵缝洞型碳酸盐岩底水油藏弹性驱动单元开采研究

    张冰岩陈小凡乐平
    71-75页
    查看更多>>摘要：塔河缝洞型碳酸盐岩油藏因缝洞单元多,压力系统多以及渗流单元多,使得油水关系复杂,水体能量分布不平衡.针对封闭底水单缝单洞油藏弹性驱动单元油井开展在见水前出现水侵过程研究.封闭底水单缝单洞单元存在相连的水体,流体在溶孔中发生弹性膨胀,随着开采时间进行,开采过程因油藏压力衰减导致水侵是不可避免的,某个时期开始有水侵发生,基于缝洞型油藏特征,将侵入水简化为底水处理,继续发生弹性水驱以补充地层能量的亏空.根据泊稷叶定律公式揭示油井见水前溶洞压力、溶孔中累产油增量速率随时间都呈指数递减关系,早期递减快后期递减缓慢规律,并结合油藏工程改进的物质平衡方法计算出见水前弹性驱动时期水侵量.通过分析TH12523井为例,在弹性开采阶段发生水侵,弹性与水体共同驱动,整体开采过程实测累产油量增量速率、溶洞压力随时间变化结果与油藏动态预测结果一致.

    缝洞型碳酸盐岩弹性开采累产油量水侵量溶洞压力

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    考虑天然微裂缝的酸蚀蚓孔扩展数值模拟研究

    赵立强王润宇刘平礼梁冲...
    76-82页
    查看更多>>摘要：碳酸盐岩储层天然微裂缝一般较为发育,很多学者在对碳酸盐岩酸蚀蚓孔扩展进行模拟研究时,都未考虑微裂缝的分布及产状的随机性对模拟结果的影响.天然微裂缝的存在对孔隙度的改变非常小,但其对于模拟结果的影响很大.基于双重尺度蚓孔扩展模型,耦合Monte Carlo法产生的具有一定统计学分布规律的天然裂缝模型,建立考虑天然微裂缝存在的酸蚀蚓孔扩展数学模型.通过改变微裂缝方位角、微裂缝密度、微裂缝长度、微裂缝连通性等参数,研究了天然微裂缝的空间分布对蚓孔扩展的影响.研究发现,天然微裂缝的存在会降低酸液突破岩心孔隙体积,很大程度上影响了最佳注入速度与酸液用量的选择.高密度的天然微裂缝可以形成复杂的弥散性裂缝网络,起到增渗、增产的效果.增加微裂缝长度可以降低酸液突破孔隙体积,对污染带进行快速穿透.在微裂缝连通性较好的岩心中,蚓孔在扩展过程中会连通相邻微裂缝,增加岩心的导流能力.

    碳酸盐岩储层天然微裂缝裂缝产状酸蚀蚓孔数值模拟

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    基于数值模拟的流势分析技术在缝洞型油藏开发中的应用

    杜春晖仇鹤陈小凡田亮...
    83-89页
    查看更多>>摘要：油藏中流体所具有的能量决定流体流动方向,为研究缝洞型油藏流体能量分布规律,建立了缝洞型油藏流势理论模型,确定三维流体势表征方法.通过单洞底水、单洞边水、双洞底水、双洞边水4种典型缝洞结构的机理模型研究流势变化规律,并确定了5种影响流势调整效果的主控因素,最终结合流势分析技术开展了剩余油挖潜研究.结果表明:单洞底水模型进行流势调整,生产井受效最好;模型水体倍数为决定性因素,水体倍数小于10倍时调流势效果好;排液量越大,对于生产井控水效果越好.提出的数学模型能够真实地反映出地层中流体能量分布变化规律,结合流势分析技术提出了挖潜方案,应用于现场效果明显.

    缝洞型油藏流势调整三维流势场机理模型塔河油田

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    塔河油田超深井稠油地面热裂化降黏回掺可行性研究

    程仲富任波姜莹芳刘磊...
    90-93页
    查看更多>>摘要：针对塔河油田超深井稠油掺稀生产过程中存在的稀油不足、经济性差等问题,提出蒸馏轻组分回掺+热裂解改质开采方法.一方面,进行稠油蒸馏循环掺稀实验,确定轻组分油循环回掺的可行性;另一方面,将蒸馏后的重组分油进行热裂解改质,降黏至满足外输要求.结果表明:循环掺稀实验中,采用350℃蒸馏得到的轻组分收率稳定在27％左右,掺稀比稳定在0.39:1,说明轻组分循环掺稀可行;热裂解改质实验中,蒸馏得到的重组分在380℃条件下反应60 min后,黏度从398800 mPa·s降低至1704 mPa·s,已能满足长距离输送要求,且密度从1.0018 g/cm3降低至0.9911 g/cm3,实现了稠油轻质化.该方法实现了稀油轻组分的循环利用,大幅减少了稀油用量,同时实现了稠油提质增效,为超深井稠油高效开发提供了新思路.

    塔河油田稠油降黏热裂解稠油改质循环掺稀

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    塔河油田缝洞型超深超稠油藏效益开采技术研究

    睢芬
    94-100页
    查看更多>>摘要：塔河油田超稠油地质储量高,埋藏深,在地层中具有流动性,举升中随着温度降低,黏度增大,流动能力减弱,无法采出,主要采取掺稀油降黏开采.低油价以来,受掺入稀油和采出稠油销售价差影响,且稀油重复做功产生能耗,导致效益降低.为提高超稠油油藏开采效益,从地层、井筒、地面三个节点开展工艺探索、技术攻关及先导试验工作.以矿物绝缘电缆加热、纳米保温油管为主的保温开采取得明显效果,累计节约稀油9.86×104 t,可在超稠油油藏进行推广.耐温抗盐水溶性降黏剂获得突破,抗硫螺杆泵举升工艺取得进展,均为超稠油油藏效益开采提供充分条件.地面高效集输实施技术原理简单,但涉及管网改造、设备升级,成本高,实施繁,现试验设备准备中.地层降黏技术难度大,目前处于技术论证阶段.通过超稠油低成本开采技术的发展完善及集成应用,提高开发效益,并综合考虑,针对具体井况找出瓶颈,在技术体系中筛选配套工艺技术,以达到超稠油效益开采的目的,提升油田应对低油价的能力.

    超稠油开采地层降黏井筒保温井筒降黏高效举升效益开采

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    塔河油田YT1断块深层凝析油气藏乳化油堵水技术

    秦飞金燕林
    101-106页
    查看更多>>摘要：塔河油田YT1断块经过长时间衰竭开采,加之底水锥进,气井已普遍进入高含水阶段,气举、排水采气等常规措施不同程度失效,堵水成为后期主要接替措施.结合塔河堵水经验,以相渗调整剂作为主要研发方向,形成了以塔河中质稀油、"阴离子+非离子"复配乳化体系为主体的乳化油堵剂,地层条件下黏度达到50～60 mPa·s,对储层低伤害.通过单、双填砂管驱替实验发现,乳化油体系水相封堵率83.4％、油相封堵率仅仅在11.9％,具有较好的耐冲刷性、油水相态选择性和地层渗透率调整能力.乳化油堵水工艺段塞设计为"稀油隔离液+乳化油体系+稀油隔离液+清水顶替液",不动管柱,焖井1～2 d,可实施1～2轮次.现场乳化油堵水效果较好,对同类凝析油气藏堵水有重要的指导作用.

    塔河油田YT1断块凝析油气藏乳化油堵水

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    超稠油电潜泵尾管悬挂装置的优化及应用

    王磊磊梁志艳邱振军蒋磊...
    107-110,115页
    查看更多>>摘要：在塔河油田超稠油区块,有杆泵无法满足稠油入泵要求.通过应用深抽抗稠油电泵配合尾管悬挂技术,超稠油开发取得了良好的效果.该技术目前累计应用187井次,但由于小套管尺寸的限制,依然有56口电泵井未配套尾管悬挂,生产中平均运行寿命仅337 d,远低于加装尾管悬挂井的542 d.通过对国内所用尾管悬挂的套管进行研究,优选强度高、防腐蚀、适合塔河油田开发特点的套管,改造设计了一种铝镁合金尾管及接箍为147 mm的139.7 mm的套管,可同时满足在193.675 mm和177.8 mm套管井中尾管悬挂,在现场成功应用了13井次,最终形成了成熟可靠的超稠油电潜泵尾管悬挂技术,对塔河油田超稠油区块的开发具有一定的指导意义.

    塔河油田稠油电泵特殊接箍铝镁合金尾管

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    塔河油田螺杆泵配合水溶性降黏剂稠油开采技术

    梁志艳王磊磊唐照星
    111-115页
    查看更多>>摘要：塔河油田为碳酸盐岩超深、超稠油油藏,应用掺稀降黏工艺开发,机械举升方式主要以液压反馈式抽稠泵和稠油电泵为主.随着稠油开发进入中高含水期,常规举升工艺配合掺稀降黏开采技术面临着含水乳化、腐蚀结垢、异常率高、经济效益差等难题,急需寻求更加高效的开采工艺.针对含水稠油井举升的特点,从工艺优选和技术替代的思路出发寻找解决办法,优选螺杆泵替代抽稠泵和电泵,应用水溶性降黏剂替代掺稀油,形成地面驱动螺杆泵配合水溶性降黏剂稠油开采技术.通过现场6口井的应用,平均稀稠比下降0.3,平均单井日节约稀油4.9 t,单井日增油3.8 t.现场应用的成功,证明了该技术对含水稠油井具有适应性强、应用效果好、经济效益突出的优势,进一步拓宽和完善了稠油高效开发的技术体系.

    超稠油抗硫螺杆泵水溶性稠油开采

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    注氮气采油井筒腐蚀评价与治理对策讨论

    李月爱吴涛潘阳秋
    116-120页
    查看更多>>摘要：塔河油田注氮气采油是碳酸盐岩油藏重要的提高采收率措施之一,取得了较好的降递减和增油效果.但目前采用的膜分离制氮和碳分子筛分离制氮技术,制氮纯度分别为97％和99％,注入气中含一定量的氧气.随着注气轮次的增加,井筒腐蚀日趋严重.针对注氮气井井筒腐蚀问题,采用高温高压动态腐蚀模拟装置,开展注氮气井井筒腐蚀机理研究,测定注气氧含量、温度、注气压力和注入速度对腐蚀速率的影响.实验表明,温度从70℃升至110℃,模拟井下环境管材腐蚀速率增大1.3～2.0倍,达到4.23 mm/a;注气氧含量从0.7％提高至1.5％,模拟井下环境管材腐蚀速率增大0.7～1.0倍,达到2.91 mm/a.分析井筒腐蚀的主控因素为注气氧含量和温度.进行注氮气采油井筒腐蚀对策讨论,提出了提高制氮纯度减少氧含量,配套内衬管和缓蚀剂的思路,可有效治理注氮气采油井筒腐蚀.

    注氮气采油氧腐蚀腐蚀机理

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