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高含水油藏流动非均质性的表征及应用
1
作者 张敏 金忠康 冯绪波 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第2期274-283,共10页
注水开发油藏随着开发的深入,水驱矛盾愈加突出,地下渗流场、压力场和剩余油饱和度场差异较大,开展定量化流场差异性评价研究,可以有效地指导地下流场优化调控,动用挖掘不同类型剩余油,提高油藏水驱采收率。该研究对流动非均质性的动静... 注水开发油藏随着开发的深入,水驱矛盾愈加突出,地下渗流场、压力场和剩余油饱和度场差异较大,开展定量化流场差异性评价研究,可以有效地指导地下流场优化调控,动用挖掘不同类型剩余油,提高油藏水驱采收率。该研究对流动非均质性的动静态影响因素进行了分析,指出了考虑各种因素作用下评价流动非均质性的复杂性,以及开展量化评价研究的重要性。对比了多种不同的非均质性表征方式,最终优选洛伦兹系数进行评价。该系数适用于非正态分布对象,且分布介于0~1,可以进行流动差异性的定量表征。另外,选取流场最直观的表现流速作为计算指标来建立流动非均质性评价方法。为使计算更加快捷、方便、直观,建立平板模型解决裂缝内流动表征的问题,减少数值模拟中压裂缝的模拟工作,结合数值模拟与MATLAB编程技术,将模拟得到的压力数据转化为流速,计算得到以流速为评价对象的洛伦兹系数,实现了参数计算程序化问题,从而建立渗流差异表征方法。考虑有无高渗条带、有无裂缝、裂缝角度、高渗条带渗透率等因素,利用该方法对三角形井网、半反七点井网设计方案,研究洛伦兹系数与采收率的关系。分析发现对于三角形井网,洛伦兹系数小于0.94时,二者呈线性关系;而当洛伦兹系数大于0.94时,随着洛伦兹系数增大采收率呈指数下降,半反七点井网则在洛伦兹系数为0.96时发生这一变化。因而得到三角形井网和半反七点井网下流场差异性强弱界限值,分别为0.94和0.96。进而对G7断块开展现场应用,评价得到该区块有2个渗流差异较强的砂体,并对评价后渗流差异性强砂体制定调整对策,分别是井网优化+细分注水改善平面及纵向渗流差异,流场调整均衡平面渗流差异,开展周期注水降低流动非均质性。进而开展数值模拟对调整前后相应指标进行了对比,洛伦兹系数降至临界值以下,10 a采收率提高1个百分点,起到了控水稳油的效果。该研究切实可靠,可以指导油藏流场描述、剩余油挖潜,对油藏提高采收率具有重要意义。同时,主要研究对象为苏北断块油藏常见井网,在实际推广应用中应针对具体井网形式重新评价确定界限值。 展开更多
关键词 高含水油藏 流动非均质性评价 裂缝内流动表征 降低渗流差异调整对策 剩余油挖潜
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胜利油田中高渗透高含水油藏流场调控深度开发技术研究与实践
2
作者 张世明 吕琦 +12 位作者 王建 刘丽杰 于春磊 季岩峰 吴义志 胡慧芳 陶德硕 张民 宋志超 侯玉培 陶丽 贾元元 葛君 《油气地质与采收率》 北大核心 2025年第1期88-101,共14页
胜利油田中高渗透高含水油藏发展形成了变流线调整技术,矿场应用有效控耗水、降递减,但仍然面临提高采收率幅度存在差异、单井效果差异较大、有效期较短等问题。为了提高中高渗透高含水油藏流场调控开发效果,综合运用开发地质学、渗流... 胜利油田中高渗透高含水油藏发展形成了变流线调整技术,矿场应用有效控耗水、降递减,但仍然面临提高采收率幅度存在差异、单井效果差异较大、有效期较短等问题。为了提高中高渗透高含水油藏流场调控开发效果,综合运用开发地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法,结合大尺寸可视化微观物理模拟实验、油藏数值模拟和流场调控开发实践,提出了流场调控机制新认识,并指导形成“变流线+”、大压力梯度注采优化、动态流场调控等深度开发技术体系。研究表明:中高渗透高含水油藏流场调控具有“继承性、冗余性和再生性”特征,影响油藏流场调控效果。储层非均质性越强,流场调控继承性越强,通过“搭桥”建流线可有效降低继承性,扩大波及体积;由于冗余性的存在,未波及区域孔隙中的剩余油启动阈值较高,需提高驱替压力梯度,才能动用未波及区域孔隙剩余油,提高驱油效率;流场调控后,由于极端耗水层带的再生性特征,需不断动态调控流场,才能实现更大程度均衡驱替。以流场调控机制新认识为指导,结合中高渗透高含水油藏流场调控开发实践,形成的流场调控深度开发技术体系,可以为中高渗透高含水油藏高效长效开发提供重要技术支撑。 展开更多
关键词 中高渗透高含水油藏 流场调控 继承性 冗余性 再生性 深度开发
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吐哈盆地侏罗系三工河组高含水致密砂岩油气储层甜点预测
3
作者 郝巍 孙鑫鑫 +6 位作者 连建文 韩跃涛 张峻霖 李臻 程朝辉 苑益军 孙鲁平 《天然气工业》 北大核心 2025年第2期63-72,共10页
致密砂岩通常单砂体分布有限,砂体之间连通性差,砂体物性非均质性强,甚至部分区域砂体储层微裂缝发育,油气藏高含水,导致一般非常规油气藏勘探开发技术难以适用于高含水、微裂缝发育的致密砂岩油气藏。为了解决砂体横向变化快,储层非均... 致密砂岩通常单砂体分布有限,砂体之间连通性差,砂体物性非均质性强,甚至部分区域砂体储层微裂缝发育,油气藏高含水,导致一般非常规油气藏勘探开发技术难以适用于高含水、微裂缝发育的致密砂岩油气藏。为了解决砂体横向变化快,储层非均质性强,地震甜点预测难以及微裂缝较发育和水平井体积压裂可能带来的高含水致密砂岩油气藏高效开发问题,以吐哈盆地丘东洼陷吉7区块侏罗系三工河组高含水致密砂岩油气藏为例,利用区内钻完井、试采和最新地震资料,在分析致密砂岩油气藏富集主控因素的基础上,采用地质—地震一体化的思路深入开展了裂缝和储层甜点的精细预测。研究结果表明:①系统分析凹陷内致密油气藏富集主控因素,厘清了储层甜点的影响因素,结合试采及钻完井资料,明确了甜点和裂缝对致密油气富集的主控作用;②在已有勘探认识基础上,利用最新采集的三维地震资料,采用基于多属性融合的裂缝预测方法,综合相干、曲率和最大似然属性预测了裂缝发育有利区,裂缝主要发育于走滑断裂和凸起区,呈雁列展布;③基于储层评价、裂缝预测,以及地震属性分析,综合识别并刻画了致密油气甜点区,明确了有利区分布范围,指出吉10H井南是下一步开发有利区。结论认为,基于地质—地震一体化的高含水致密油气富集及甜点预测方法是实现致密油气开发的重要技术手段,可为其他地区高含水、微裂缝发育的致密油气藏高效规模开发提供有益指导和借鉴。 展开更多
关键词 吐哈盆地 丘东洼陷 侏罗系三工河组 高含水致密砂岩油气藏 甜点规模 地质—地震一体化 储层预测 负向构造
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高含水高含蜡原油常温输送特性研究
4
作者 李颖 《石油石化节能与计量》 2025年第3期44-49,55,共7页
目前,粘壁温度已作为油井常温集输边界条件大面积推广,但仍存在部分油井低于粘壁温度的条件下稳定运行,分析了高含水高含蜡原油基础物性、粘壁温度和凝油层的屈服应力,通过现场降温实验研究了低温流动特性,核算了不同温度下冲刷凝油层... 目前,粘壁温度已作为油井常温集输边界条件大面积推广,但仍存在部分油井低于粘壁温度的条件下稳定运行,分析了高含水高含蜡原油基础物性、粘壁温度和凝油层的屈服应力,通过现场降温实验研究了低温流动特性,核算了不同温度下冲刷凝油层对应的临界流速和临界井口回压,确定了不同工况的集输温度下限。结果表明,含水率对屈服突变温度不构成影响,屈服突变温度普遍低于粘壁温度;集输下限温度可低于粘壁温度2.1~9.5℃,之前未停掺的油井可实现全部停掺,停掺后井口回压未超过安全阈值,可以实现安全输送,62口油井应用了集输温度下限判断方法,优化后单井月可节约燃料气500~2000 m^(3),节约电量300~800 kWh,可节约热力成本1500~6000元,水力成本240~640元。进一步扩大了常温集输的技术界限。 展开更多
关键词 高含水 高含蜡 原油 常温输送 界限 屈服应力
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高含水率油藏剩余油分布及二次开发潜力研究
5
作者 张换果 李超 +4 位作者 郑奎 董若瑾 李元龙 许钊 李宁英 《石油化工应用》 2025年第3期41-45,50,共6页
H区Y101油藏目前已进入高含水率开发期,但整体采出程度相对较低,通过常规注采调整很难动用剩余地质储量,整体进行二次开发已是必然选择。本文在深化地质研究基础上,结合动态监测资料,通过矿场动态分析、油藏工程和数值模拟预测方法,重... H区Y101油藏目前已进入高含水率开发期,但整体采出程度相对较低,通过常规注采调整很难动用剩余地质储量,整体进行二次开发已是必然选择。本文在深化地质研究基础上,结合动态监测资料,通过矿场动态分析、油藏工程和数值模拟预测方法,重新认识水驱渗流规律,重新刻画剩余油分布规律,评价剩余地质储量重新动用潜力,设计优选二次开发方案,评价先导试验效果,为下步整体二次开发具有重要指导意义。研究表明:研究区属于底水油藏,已进入高含水率开发阶段,整体水驱相对均匀,无明显优势水驱方向。受沉积韵律、井网形式等因素影响,平面上剩余油主要角井三角区相对富集,剖面上呈薄互层状分布于微构造高点和水驱未波及层段,具有整体动用潜力。设计优选了二次开发方案,开展先导试验3口,实施效果较好,后期可推广应用实施实现整体二次开发。 展开更多
关键词 高含水率油藏 油水层接触关系 水驱规律 剩余油分布 二次开发
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高含水率钻孔桩排放泥浆絮凝脱水影响因素试验研究
6
作者 陆朝新 邓续康 龚泳帆 《建筑施工》 2025年第1期1-5,共5页
为解决高含水率钻孔桩排放泥浆难以处理、直接外运的成本高、易撒漏及对环境影响高等问题,采用絮凝法对泥浆进行絮凝作用,使其快速泥水分离,实现钻孔桩排放泥浆减量化,为钻孔桩排放泥浆的处理提供参考。通过泥浆的沉降柱、浊度、比过滤... 为解决高含水率钻孔桩排放泥浆难以处理、直接外运的成本高、易撒漏及对环境影响高等问题,采用絮凝法对泥浆进行絮凝作用,使其快速泥水分离,实现钻孔桩排放泥浆减量化,为钻孔桩排放泥浆的处理提供参考。通过泥浆的沉降柱、浊度、比过滤阻力、脱水泥饼含水率试验,结合有机絮凝剂FN剂、无机絮凝剂FP剂与不同水力参数的角度,研究泥浆絮凝脱水效果的影响因素。结果表明:添加适宜掺量的FN与FP,在合适的水力参数下具有优异的脱水效果;当转速为400 r/min时,脱水后泥饼含水率降至97.4%;当搅拌时长为120 s时,脱水后泥饼含水率降至90.4%;而脱水泥饼含水率则随着搅拌温度的增加呈现轻微降低,含水率从15℃时的97.8%降至40℃时的89.1%。在添加复掺絮凝剂后,钻孔桩排放泥浆的比阻值低至4.4×10^(12)m/kg,显著低于单掺下的泥浆比阻值。FN和FP联合投加有效发挥电中和及网捕-卷扫作用;絮凝剂通过吸附架桥作用使泥浆颗粒发生明显聚集效果。因此,在适宜的水力条件下,合适的复掺絮凝剂对高含水率泥浆处理效果显著。 展开更多
关键词 高含水率钻孔桩排放泥浆 泥水分离 复掺絮凝剂 水力参数 絮凝脱水效果 网捕-卷扫作用
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高含水老油田化学驱综合治理新方法及工程实践路径 被引量：3
7
作者 杨勇 曹绪龙 《油气地质与采收率》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期63-71,共9页
针对胜利高含水老油田化学驱在科学、技术、管理、工程四个角度面临的开发矛盾,以渤76块为典型单元,在工程实践中进行具体对策分析,构建了“适、专、快、集”的老油田化学驱综合治理新方法。“适”指在老油田科学开发方式转化上,构建不... 针对胜利高含水老油田化学驱在科学、技术、管理、工程四个角度面临的开发矛盾,以渤76块为典型单元,在工程实践中进行具体对策分析,构建了“适、专、快、集”的老油田化学驱综合治理新方法。“适”指在老油田科学开发方式转化上,构建不同油藏类型老油田化学驱最佳介入时机模型,提出了在含水率相对较低的阶段,是适合化学驱的有利时机,高效开发方式需“适”介入。“专”指在老油田开发技术应用上,改变传统聚合物先溶解后注入的开发思路,研制可控相转化聚合物,使聚合物先注入后溶解,解决炮眼剪切降解的难题,提高油水流度控制能力,老油田开发矛盾需“专”治理。“快”指在老油田综合管理模式上,改变传统方式,即矿场提问题、研究院设计方案、化工厂生产驱油剂的“串联”管理模式,提出充分发挥矿场、研究院、生产厂三方优势的“并联”管理模式,形成针对单一油藏的产品工业化工艺包以及产业化落地方案,老油田开发技术实现“快”转化。“集”指在老油田工程应用实践上,打破老油田化学驱地面大规模建站的工程工艺模式,采用集约化撬装配注设备,实现老油田化学驱的集约快速配注,老油田工程工艺实现“集”应用。运用上述方法,在胜利油田渤76块综合含水率上升初期,实施由水驱转为可控相转化聚合物驱,实施后一年即见到明显的降水增油效果,单井日产油水平增加8.6t/d,综合含水率降低3.1%,验证了综合治理模式的可行性,为高含水老油田化学驱高效开发提供了有效路径。 展开更多
关键词 高含水老油田 高质量发展 综合治理新方法 提高采收率 工程实践
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高含水油井关停后剩余油再富集速度研究 被引量：1
8
作者 孔维军 李立峰 +4 位作者 张建宁 苏书震 师国记 黄耀 张美丹 《断块油气田》 CAS CSCD 北大核心 2024年第3期503-511,共9页
高含水断块油藏开发末期构造高部位油井在关井一段时间后,会产生剩余油再富集现象。目前关于剩余油再富集速度的研究中,对剩余油运移过程的影响因素考虑不够全面,影响计算精度。针对该问题,在对运移中剩余油再富集受力分析的基础上建立... 高含水断块油藏开发末期构造高部位油井在关井一段时间后,会产生剩余油再富集现象。目前关于剩余油再富集速度的研究中,对剩余油运移过程的影响因素考虑不够全面,影响计算精度。针对该问题,在对运移中剩余油再富集受力分析的基础上建立小油滴状和柱状剩余油再富集速度模型,通过正交试验确立2种剩余油再富集速度的主要敏感因素,并建立了2种剩余油再富集速度及再富集时间图版。研究结果表明:存在驱替压差时,储层渗透率为影响2种剩余油再富集速度的主控因素;当储层渗透率一定,驱替压差的增大和原油黏度的减小有利于2种剩余油再富集速度的增大;同一注采井距位置处的小油滴距离孔隙中滞留柱状剩余油越近,聚集过程中剩余油再富集时间越长,但数值上增加不多。该研究对高含水油藏剩余油再富集潜力区评价具有借鉴意义。 展开更多
关键词 高含水油井 剩余油 再富集速度 敏感因素 储层渗透率
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轮式动态模拟仪在高含水期原油不加热集输中的应用 被引量：1
9
作者 张晶 姜怀 +3 位作者 洪小平 刘杨 张超 黄凯 《石油石化节能与计量》 CAS 2024年第7期51-55,共5页
随着不断深入开发,油田集油管线内产液的流变性逐渐转变为高含水期“水包油”为主的流态,因而管道内的流动条件得以改善。通过前期开展的季节性停掺冷输试验证实,高含水期集输进站温度可以接近凝固点甚至低于凝固点。因此提出利用临界... 随着不断深入开发,油田集油管线内产液的流变性逐渐转变为高含水期“水包油”为主的流态,因而管道内的流动条件得以改善。通过前期开展的季节性停掺冷输试验证实,高含水期集输进站温度可以接近凝固点甚至低于凝固点。因此提出利用临界粘壁温度作为采油井不加热集输边界条件,并利用轮式动态模拟分析仪测试单井临界粘壁温度,指导采油井平稳集输,应用后实现措施节气219.6×10^(4)m^(3),节电73.4×10^(4)kWh。 展开更多
关键词 高含水期 凝固点 轮式动态模拟分析 临界粘壁温度 不加热集输
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东胜气田致密高含水气藏合采气井效果评价及产出影响因素分析 被引量：2
10
作者 李阳 《天然气技术与经济》 2024年第3期32-39,共8页
为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井... 为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明:①东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;②通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③合采井稳定生产临界携液(携泡)流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为:①东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度(高水气比)区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;②合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③合采气井水气比越高,稳定生产临界携液(携泡)流量越大。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地 东胜气田 致密高含水气藏 合采气井 效果评价 产出影响因素
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东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素 被引量：2
11
作者 李阳 《天然气技术与经济》 2024年第2期14-19,共6页
为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气... 为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明:(1)合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;(2)储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;(3)对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;(4)合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为:(1)合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;(2)合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地北缘 东胜气田 致密高含水气藏 合采气井 层间干扰 影响因素
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高含水油藏CO_(2)人工气顶驱油-封存适宜条件研究
12
作者 王军 邱伟生 《油气藏评价与开发》 CSCD 北大核心 2024年第1期48-54,63,共8页
针对水驱油藏开发进入高含水阶段后,剩余油常富集在构造高部位或厚油层顶部,井网控制不到的问题,利用油藏自身特点注CO_(2)形成气顶驱,可有效改善开发效果并实现CO_(2)封存,但什么样的油藏适宜开展气顶驱尚待研究。通过剖析典型高含水油... 针对水驱油藏开发进入高含水阶段后,剩余油常富集在构造高部位或厚油层顶部,井网控制不到的问题,利用油藏自身特点注CO_(2)形成气顶驱,可有效改善开发效果并实现CO_(2)封存,但什么样的油藏适宜开展气顶驱尚待研究。通过剖析典型高含水油藏CO_(2)气顶驱见效特征,分析气顶驱油过程中油气界面移动规律,结合数值模拟、物理模拟,以提高采收率幅度、换油率、到达极限气油比时间、存气率等为主要评价标准,研究地层倾角、原油密度、黏度、油藏封闭性、渗透率、水动力强弱等相关参数对CO_(2)气顶驱油-封存效果的影响。按照到达极限气油比时提高采收率的幅度大小,评价各参数对驱油--封存效果的影响程度,确定高含水期油藏的CO_(2)气顶驱油-封存筛选条件主要受油藏封闭性、地层倾角、原油黏度、油层渗透率及厚度影响,为拓展CO_(2)驱应用范围提供了依据。 展开更多
关键词 高含水 CO_(2)人工气顶 敏感性因素 地层倾角 水动力强弱 存气率
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高含水老油田深度开发面临挑战及发展方向 被引量：3
13
作者 刘合 杜庆龙 +6 位作者 高兴军 孟岚 杨冰冰 邹存友 王治国 朱振坤 梁鸿雁 《大庆石油地质与开发》 CAS 北大核心 2024年第4期15-24,共10页
高含水老油田是我国石油储量和产量的主体,对于保障国家能源安全、支撑国民经济社会高质量发展意义重大。在全面肯定中国高含水老油田重要战略地位的基础上,深入剖析高含水分类油藏开发现状,指出了实现高质量发展所面临的提高采收率、... 高含水老油田是我国石油储量和产量的主体,对于保障国家能源安全、支撑国民经济社会高质量发展意义重大。在全面肯定中国高含水老油田重要战略地位的基础上,深入剖析高含水分类油藏开发现状,指出了实现高质量发展所面临的提高采收率、低成本高效开发及全生命周期绿色开发3大方面的挑战,明确了高含水老油田总体发展方向及核心关键技术,一是发展以“大幅度提高采收率”为目标的精准开发技术,二是发展以“智能高效”为目标的采油工程技术,三是发展以“高效、绿色、智能”为目标的地面工程技术。研究成果为中国高含水老油田今后较长时期的高质量发展指明了方向。 展开更多
关键词 高含水 老油田 深度开发 挑战 展望
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东胜气田独贵气区高含水致密砂岩气藏气井合理工作制度
14
作者 李阳 成双华 《天然气技术与经济》 2024年第5期16-22,28,共8页
为了有效支撑高含水致密砂岩气藏高效开发,以鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区为研究对象,在研究高含水致密砂岩气井不同水气比条件下产出特征的基础上,分析了应力敏感及生产压差对气井产出的影响,评价了不同配产工作制度下气井的产出效果... 为了有效支撑高含水致密砂岩气藏高效开发,以鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区为研究对象,在研究高含水致密砂岩气井不同水气比条件下产出特征的基础上,分析了应力敏感及生产压差对气井产出的影响,评价了不同配产工作制度下气井的产出效果,提出了气井差异化配产方案及压降速率控制标准。研究结果表明:①研究区气藏储层孔喉组合以微孔细喉为主,具有低孔隙度—特低孔隙度、致密低渗透及强非均质性的特征;②高含水致密砂岩气藏气井开发效果受产水量影响较大,气井水气比越高,产气量递减越大、压降速率越快、弹性产率越低;③随着生产压差不断扩大,造成部分毛细管水和束缚水膜变成可动水,气井产水量增加,弹性产率变低,累计产气量减小,稳产难度增大,开发效果变差。结论认为:①对于衰竭式开发的高含水致密砂岩气藏,控制气井的配产和压降速率是延长气井稳产期、提高天然气采收率的重要手段;②所建立的高含水致密砂岩气藏气井差异化配产方案和气井压降速率控制图版在生产实践中证明符合率达到87.5%,可推广应用于同类型气藏的开发开采,更好地指导气井效益开发。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地 东胜气田 二叠系下石盒子组 高含水致密砂岩气藏 产出特征 影响因素 工作制度
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高含水原油在不同管材中的低温集输特性研究 被引量：1
15
作者 叶文婷 张江江 +5 位作者 徐沛扬 苗嘉旭 庄明璋 何利民 吕宇玲 杨东海 《辽宁石油化工大学学报》 CAS 2024年第3期37-44,共8页
目前,我国大部分油田已进入高含水期,采出液的流动特性发生变化,使降低集输温度成为可能。然而,关于管道材质对低温集输特性影响的研究相对较少。因此,利用现场实验装置对钢管与玻璃钢管中高含水原油低温集输特性进行了研究。结果表明,... 目前,我国大部分油田已进入高含水期,采出液的流动特性发生变化,使降低集输温度成为可能。然而,关于管道材质对低温集输特性影响的研究相对较少。因此,利用现场实验装置对钢管与玻璃钢管中高含水原油低温集输特性进行了研究。结果表明,管线降低掺水量之后,井口回压上升,实验管道末点的油温缓慢下降;不同掺水量下井口回压上升过程不同,高掺水量下更容易实现低温集输;当掺水量相同时,玻璃钢管的黏壁温度低于钢管的黏壁温度,玻璃钢管低温集输的最低掺水量低于相同情况下钢管的掺水量。对黏壁温度实验数据进行拟合,得到了不同管材的黏壁温度计算模型,计算结果准确度较高,对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。 展开更多
关键词 油水管流 低温集输 高含水期 现场实验
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渝西地区高含水页岩气藏特征、形成机理及地质意义 被引量：1
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作者 吴永辉 姜振学 +7 位作者 吴建发 梁兴 石学文 包书景 吴伟 徐亮 唐相路 韩云浩 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第8期58-71,共14页
渝西地区深层龙马溪组页岩气藏是四川盆地海相页岩气增储上产的主要领域,然而该区域局部页岩气藏高含水给深层页岩气勘探开发带来了挑战。为此,通过基础地质、地球化学、孔隙结构、连通性、断裂活动期、页岩气成藏调整期、高含水页岩的... 渝西地区深层龙马溪组页岩气藏是四川盆地海相页岩气增储上产的主要领域,然而该区域局部页岩气藏高含水给深层页岩气勘探开发带来了挑战。为此,通过基础地质、地球化学、孔隙结构、连通性、断裂活动期、页岩气成藏调整期、高含水页岩的高角度方解石脉体与上下石灰岩地层锶同位素等分析,对高含水页岩气藏形成的关键因素、页岩中水的来源及路径进行了研究,并通过数值模拟明确了高含水页岩气藏的含水饱和度下限及高含水页岩气藏与低含水页岩气藏的平面边界,揭示了高含水页岩气藏的形成机理及地质意义。研究结果表明:①断穿龙马溪组地层且终止于二叠系岩溶储层的断裂是研究区局部页岩气藏高含水的关键因素。②断裂活动期与页岩气成藏调整期匹配,页岩气先散失,下二叠统栖霞组底部地层水再沿断裂进入龙马溪组页岩储层,进而形成局部高含水。③高含水页岩的含水饱和度下限为40%,断裂附近外来水供给充足时,断裂破碎带的5 km外为高含水页岩气藏与低含水页岩气藏的边界;外来水供给不充足时,可根据高含水井位向外推0.78~5.10 km,即为页岩气勘探有利区。结论认为,渝西地区二叠系岩溶储层与切穿龙马溪组且终止于二叠系地层的活动断裂是局部页岩气藏高含水的原因,该研究成果为规避渝西地区深层高含水页岩气藏、确定页岩气有利区边界及评价井井位部署提供了理论指导。 展开更多
关键词 四川盆地 渝西地区 龙马溪组 深层 页岩气藏 高含水饱和度 形成机理 地质意义
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高含水油田剩余油研究方法、分布特征与发展趋势 被引量：3
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作者 王吉涛 李俊键 《油气地质与采收率》 CAS CSCD 北大核心 2024年第2期58-69,共12页
为了提高高含水油田剩余油研究与评价效果,基于大量文献调研,梳理了剩余油的概念、影响因素,从剩余油微观分布、宏观分布和饱和度定量分析3个方面总结了剩余油研究方法及其适用条件,概括了水驱油藏、稠油油藏和化学驱油藏的剩余油分布特... 为了提高高含水油田剩余油研究与评价效果,基于大量文献调研,梳理了剩余油的概念、影响因素,从剩余油微观分布、宏观分布和饱和度定量分析3个方面总结了剩余油研究方法及其适用条件,概括了水驱油藏、稠油油藏和化学驱油藏的剩余油分布特征,进一步提出了目前剩余油研究的难点和发展趋势。结果表明:剩余油的影响因素主要包括地质构造、沉积微相、储层非均质性和井网密度、井网模式、注采系统的完善程度、生产动态等;剩余油研究方法包括实验分析方法、数值模拟方法和矿场测试方法等,各种方法的研究目的和适用条件不同,测试结果反映不同位置、不同尺度下的剩余油饱和度分布;高含水油田剩余油分布总体呈现高度分散和相对富集的特征,剩余油微观分布呈现连续相和非连续相多种形式;剩余油研究发展趋势包括但不限于以下5方面:超大物理模型的构建、多尺度高分辨率成像系统集成、考虑不同驱替介质及物性时变与非连续相非线性渗流的数值模拟改进方法、多学科多方法矿场测试的综合应用及大数据人工智能的广泛应用。 展开更多
关键词 高含水油田 剩余油 分布特征 非线性渗流 研究方法 适用条件 发展趋势
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泥水盾构高含水率超高黏粒含量废弃泥浆絮凝脱水试验研究 被引量：1
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作者 豆留盼 王峻 +3 位作者 李海涛 吴东阳 张心源 魏力峰 《隧道建设（中英文）》 CSCD 北大核心 2024年第4期771-782,共12页
针对江阴第二过江通道工程中泥水盾构产生的高含水率超高黏粒含量废弃泥浆泥水分离困难、处理效率低的问题,采用阴离子型聚丙烯酰胺(APAM)、聚合氯化铝(PAC)和聚合氯化铝铁(PAFC)3种絮凝剂开展泥浆絮凝试验,研究不同絮凝剂的絮凝脱水效... 针对江阴第二过江通道工程中泥水盾构产生的高含水率超高黏粒含量废弃泥浆泥水分离困难、处理效率低的问题,采用阴离子型聚丙烯酰胺(APAM)、聚合氯化铝(PAC)和聚合氯化铝铁(PAFC)3种絮凝剂开展泥浆絮凝试验,研究不同絮凝剂的絮凝脱水效果,选取底泥等效含水率、界面沉降速率、上清液浊度、泥浆脱水率以及Zeta电位作为评价指标,分析絮凝剂类型、用量、复配形式等对絮凝效果的影响,并探讨不同絮凝剂的絮凝机制。试验结果表明:1)不同絮凝剂对应的泥浆脱水效果排序为APAM>PAFC+APAM≥PAC+APAM>PAFC≥PAC,上清液浊度去除效果排序为PAFC>PAC>PAFC+APAM>PAC+APAM>APAM;2)有机絮凝剂APAM的最适投加量与其分子量密切相关,且不同分子量APAM的极限脱水率不尽相同,药剂分子量保持在1200万~1400万时,脱水效果最佳;3)PAFC+APAM复配絮凝剂对本依托工程中高含水率超高黏粒含量废弃泥浆调理效果最好,PAFC溶液和APAM溶液的最适投加量分别为33 g·L^(-1)和233 g·L^(-1),对应的PAFC和APAM干物质投加量分别为1.6 g·L^(-1)和0.466 g·L^(-1),在此条件下,泥浆90 min脱水率为29.6%,上清液浊度可降低至62.0 NTU;4)复配絮凝剂的脱水效果主要由有机絮凝剂APAM长链的吸附架桥作用主导,对上清液浊度的去除主要与无机絮凝剂PAC和PAFC的电性中和作用相关。 展开更多
关键词 泥水盾构 絮凝 废弃泥浆 超高黏粒含量 高含水率 脱水性能
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高含水稠油混合液当量黏度的测试研究 被引量：1
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作者 熊一凡 侯磊 +4 位作者 孙省身 朱祚良 胡占州 陈军毅 王文君 《油气田地面工程》 2024年第10期14-20,共7页
原油黏度是油田地面工程集输系统规划与设计的重要物性参数。传统搅拌法测定高含水稠油混合液黏度,存在低转速无法均匀分散、高转速偏离实际工况的问题,采用高速搅拌分散与低速剪切测试交替进行,此剪切程序设计适用于高含水稠油混合液... 原油黏度是油田地面工程集输系统规划与设计的重要物性参数。传统搅拌法测定高含水稠油混合液黏度,存在低转速无法均匀分散、高转速偏离实际工况的问题,采用高速搅拌分散与低速剪切测试交替进行,此剪切程序设计适用于高含水稠油混合液的搅拌测黏方法。此方法克服了环道法用油量大且实验操作复杂的缺点,并具备旋转黏度计连续测量且操作方便的优点。采用高低速交替搅拌法测定高含水稠油流动特性曲线,测量结果与实验环道法相比,1#油样的平均相对偏差为6.16%,平均绝对偏差为3.23 mPa·s,2#油样的平均相对偏差为2.61%,平均绝对偏差为3.69 mPa·s。结果表明:测试误差在允许范围内,测定得到的流动特性曲线呈现良好的规律性,混合液剪切稀释性随其含水率和温度降低而逐渐增强。 展开更多
关键词 高含水稠油混合液 当量黏度 搅拌测黏 高低速交替搅拌
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渤海陆相砂岩油田高含水期整体加密调整技术现状及展望 被引量：2
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作者 杨庆红 张章 李廷礼 《中国海上油气》 CAS CSCD 北大核心 2024年第4期119-130,共12页
渤海在生产陆相砂岩油田探明原油地质储量占渤海总探明原油地质储量超80%,目前主力油田均已进入高含水开发期,受海上平台丛式井网开发方式制约,持续稳产难度加大。为进一步改善油田开发效果、提高油田采收率,近10多年来攻关形成了油藏... 渤海在生产陆相砂岩油田探明原油地质储量占渤海总探明原油地质储量超80%,目前主力油田均已进入高含水开发期,受海上平台丛式井网开发方式制约,持续稳产难度加大。为进一步改善油田开发效果、提高油田采收率,近10多年来攻关形成了油藏精细描述、剩余油定量评价、注采井网加密调整、纵向注采细分等4项整体加密调整关键技术,建立了两种海上陆相砂岩稠油油田立体井网开发模式,应用于绥中36-1、秦皇岛32-6等20多个在生产油田整体加密调整,共实施开发井超过1000口,主力油田采油速度提高1.5倍以上、采收率提高10个百分点以上。本文系统总结了渤海油田高含水期整体加密调整关键技术和实践认识,并对今后特高含水期开发技术发展进行了展望,对推动海上油田中长期持续稳产和高效开发具有重要借鉴意义。 展开更多
关键词 渤海油田 高含水期 加密调整 水平井 开发模式
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