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CO_2在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油中的溶解性研究
被引量：
13
1
作者
高敬善
但顺华
+3 位作者
杨涛
张小红
岳红星
于岐
《中国石油勘探》
CAS
北大核心
2018年第5期65-72,共8页
为论证CO_2驱油技术在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油开发中的可行性,开展了原油注CO_2膨胀实验及细管驱替实验,以研究CO_2在研究区稠油中的溶解特性。实验结果表明:(1)在目前16.41MPa地层压力的条件下,当CO_2注入比例达到50mol/mol时...
为论证CO_2驱油技术在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油开发中的可行性,开展了原油注CO_2膨胀实验及细管驱替实验,以研究CO_2在研究区稠油中的溶解特性。实验结果表明:(1)在目前16.41MPa地层压力的条件下,当CO_2注入比例达到50mol/mol时可使原油黏度降低42.3%~66.7%,原油密度由0.9011g/cm3降低至0.8428g/cm3,体积系数增大20%,原油膨胀系数增加至1.13~1.24,气油比增加6.3~8倍,饱和压力增大140%~306%;(2)随注入压力提高,地层原油采收率不断增加,气体突破较晚,当注入压力为45MPa时,地层原油采收率为46.68%,表现为非混相驱特征;(3)实验结果表明CO_2对研究区稠油具有很好的降黏和膨胀作用,表明CO_2非混相驱油技术适用于研究区特深层稠油油藏开发。
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关键词
昌吉油田
稠油
CO2驱油
细管驱替实验
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职称材料
温度对昌吉油田吉7井区稠油油藏油水相对渗透率的影响
被引量：
3
2
作者
秦军
张宗斌
+2 位作者
崔志松
巴忠臣
于岐
《中国石油勘探》
CAS
北大核心
2018年第6期107-112,共6页
为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相...
为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相对渗透率实验。实验结果表明:(1)在50～200℃之间,束缚水饱和度随温度升高而增大,残余油饱和度随温度升高而减小;(2)在同一含水饱和度条件下,油相相对渗透率随温度升高而明显增大,随着含水饱和度增加,油相相对渗透率增加的幅度逐渐减小;(3)当渗透率在50～200mD之间时,岩心渗透率的改变对温度与束缚水饱和度、温度与残余油饱和度以及温度与稠油/水相对渗透率之间的相对关系没有影响。
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关键词
相对渗透率
昌吉油田
稠油
实验
热采
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职称材料
A井区梧桐沟组稠油油藏水平井体积压裂开发论证
被引量：
1
3
作者
秦军
王仕莉
+3 位作者
李思远
米热尼沙·吐尔逊
崔志松
于岐
《科学技术与工程》
北大核心
2019年第20期174-179,共6页
A井区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、中孔、低渗等特点,地层原油具有高黏度、高密度、中等含蜡量等特点,属于难动用储量。由于原油流度低,渗流困难,导致单井自然产能低,衰竭式或注水开发适应性差;由于油藏埋藏深度大,导致热采措施中井筒...
A井区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、中孔、低渗等特点,地层原油具有高黏度、高密度、中等含蜡量等特点,属于难动用储量。由于原油流度低,渗流困难,导致单井自然产能低,衰竭式或注水开发适应性差;由于油藏埋藏深度大,导致热采措施中井筒热损严重,经济效益差。为了改善本区开发效果,在中国类似稠油油藏压裂经验的基础上,结合该区前期直井压裂效果分析,论证了采用水平井体积压裂开发本区的必要性及可行性,采用了有限元压裂数值模拟技术优化了压裂规模、裂缝导流能力等参数,选取典型井组预测水平井体积压裂实际开发效果,单井衰竭开采15a,累产油达23 031t。
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关键词
深层稠油
水平井
体积压裂
昌吉油田
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职称材料
题名
CO_2在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油中的溶解性研究
被引量：
13
1
作者
高敬善
但顺华
杨涛
张小红
岳红星
于岐
机构
中国石油新疆油田
公司
准东采油厂
克拉玛依华信能源技术服务有限公司
出处
《中国石油勘探》
CAS
北大核心
2018年第5期65-72,共8页
基金
中国石油天然气股份有限公司重大科技专项"新疆油田浅层稠油稳产提效技术研究与应用"(2017E-0408)
文摘
为论证CO_2驱油技术在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油开发中的可行性,开展了原油注CO_2膨胀实验及细管驱替实验,以研究CO_2在研究区稠油中的溶解特性。实验结果表明:(1)在目前16.41MPa地层压力的条件下,当CO_2注入比例达到50mol/mol时可使原油黏度降低42.3%~66.7%,原油密度由0.9011g/cm3降低至0.8428g/cm3,体积系数增大20%,原油膨胀系数增加至1.13~1.24,气油比增加6.3~8倍,饱和压力增大140%~306%;(2)随注入压力提高,地层原油采收率不断增加,气体突破较晚,当注入压力为45MPa时,地层原油采收率为46.68%,表现为非混相驱特征;(3)实验结果表明CO_2对研究区稠油具有很好的降黏和膨胀作用,表明CO_2非混相驱油技术适用于研究区特深层稠油油藏开发。
关键词
昌吉油田
稠油
CO2驱油
细管驱替实验
Keywords
Changji oilfield
heavy oil
CO2 flooding
slim-tube displacement experiment
分类号
TE345 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
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职称材料
题名
温度对昌吉油田吉7井区稠油油藏油水相对渗透率的影响
被引量：
3
2
作者
秦军
张宗斌
崔志松
巴忠臣
于岐
机构
中国石油新疆油田
公司
勘探开发研究院
克拉玛依华信能源技术服务有限公司
出处
《中国石油勘探》
CAS
北大核心
2018年第6期107-112,共6页
基金
中国石油天然气股份有限公司重大科技专项"新疆油田浅层稠油稳产提效技术研究与应用"(2017E-0408)
文摘
为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相对渗透率实验。实验结果表明:(1)在50～200℃之间,束缚水饱和度随温度升高而增大,残余油饱和度随温度升高而减小;(2)在同一含水饱和度条件下,油相相对渗透率随温度升高而明显增大,随着含水饱和度增加,油相相对渗透率增加的幅度逐渐减小;(3)当渗透率在50～200mD之间时,岩心渗透率的改变对温度与束缚水饱和度、温度与残余油饱和度以及温度与稠油/水相对渗透率之间的相对关系没有影响。
关键词
相对渗透率
昌吉油田
稠油
实验
热采
Keywords
relative permeability
Changji oilfield
heavy oil
experiment
thermal recovery
分类号
TE345 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
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职称材料
题名
A井区梧桐沟组稠油油藏水平井体积压裂开发论证
被引量：
1
3
作者
秦军
王仕莉
李思远
米热尼沙·吐尔逊
崔志松
于岐
机构
中国石油新疆油田
公司
勘探开发研究院
克拉玛依华信能源技术服务有限公司
出处
《科学技术与工程》
北大核心
2019年第20期174-179,共6页
基金
中国石油天然气股份有限公司重大科技专项(2017E-0408)资助
文摘
A井区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、中孔、低渗等特点,地层原油具有高黏度、高密度、中等含蜡量等特点,属于难动用储量。由于原油流度低,渗流困难,导致单井自然产能低,衰竭式或注水开发适应性差;由于油藏埋藏深度大,导致热采措施中井筒热损严重,经济效益差。为了改善本区开发效果,在中国类似稠油油藏压裂经验的基础上,结合该区前期直井压裂效果分析,论证了采用水平井体积压裂开发本区的必要性及可行性,采用了有限元压裂数值模拟技术优化了压裂规模、裂缝导流能力等参数,选取典型井组预测水平井体积压裂实际开发效果,单井衰竭开采15a,累产油达23 031t。
关键词
深层稠油
水平井
体积压裂
昌吉油田
Keywords
deep heavy oil reservoir
horizontal well
multi-stage fracturing
Wutonggou Formation
分类号
TE345 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
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职称材料
题名
作者
出处
发文年
被引量
操作
1
CO_2在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油中的溶解性研究
高敬善
但顺华
杨涛
张小红
岳红星
于岐
《中国石油勘探》
CAS
北大核心
2018
13
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职称材料
2
温度对昌吉油田吉7井区稠油油藏油水相对渗透率的影响
秦军
张宗斌
崔志松
巴忠臣
于岐
《中国石油勘探》
CAS
北大核心
2018
3
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职称材料
3
A井区梧桐沟组稠油油藏水平井体积压裂开发论证
秦军
王仕莉
李思远
米热尼沙·吐尔逊
崔志松
于岐
《科学技术与工程》
北大核心
2019
1
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职称材料
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