摘要：为明确特低渗透油藏水驱后CO2气水交替驱见效特征,通过动静结合的方法,结合物理模拟实验获得的驱替动态数据和高温高压相态系统测定的CO2在油水中的溶解度静态数据,开展水驱后CO2气水交替驱动态特征研究。结果表明,CO2驱过程中适当增加气油比可产出溶解CO2的油气,在油藏条件下为单相油带,该阶段对驱油效果的贡献率为71.98%。建议油藏方案设计时可适当增大第1周期CO2段塞的尺寸,并选择在气窜临界点交替水驱,可有效提高CO2的利用率,并改善驱油效果。该研究结果对气水交替驱注入参数的优选具有一定的指导意义。

摘要：中国陆相沉积低渗透油藏在平面上因受到不同沉积微相分布的影响,储层有效厚度、渗透率平面非均质性较强,实施CO_(2)驱的效果受注采井平面相对位置的影响较大。为探索合理的布井方式,改善开发效果,采用数值模拟方法,以大庆榆树林油田某注CO_(2)试验区的典型地质油藏参数和注采参数为依据建立理论模型,得到了不同平面非均质性、不同注采井布井方式下的CO_(2)驱开发规律。结果表明:CO_(2)驱注采井布井方式为“高渗注低渗采”和“厚注薄采”时的整体开发效果优于“低渗注高渗采”和“薄注厚采”;储层平面非均质性越强,不同布井方式下的开发效果差异越明显。研究成果可为低渗透平面非均质油藏CO_(2)驱注采井位的优化设计与调整提供重要参考。

摘要：缝洞型碳酸盐岩油藏由于非均质严重,流体流动规律复杂。本文结合油藏实际地层条件,利用天然露头岩心设计并制作出可视化裂缝网络模型和裂缝溶洞模型。考察了不同底水压力梯度下各种模型见水特征。分析了不同模型中剩余油分布特征。实验结果表明:裂缝网络模型无水采油期短,油井见水后,含水率上升很快。与裂缝网络模型相比,裂缝溶洞模型的无水采油期较长。此外,两种模型中的剩余油也存在较大差别。裂缝网络模型中的剩余油以水平裂缝中未波及油为主,而裂缝溶洞模型剩余油则以阁楼油和绕流油为主。

摘要：为经济有效开发低渗透、低丰度油藏,延长油田利用旧井场部署加密水平井进行调整开发,直井段丛式井网密集,交碰风险严峻。为准确地评价直井段交碰风险,从实钻数据出发分析了延长油田水平井直井段轨迹水平位移偏差,并采用数学统计的方法对加密井直井段交碰风险进行量化,结果表明,直井段实钻轨迹水平位移偏差在同一井深下符合正态分布,随井深的增加,其均值和方差逐渐增大,正态分布形态越来越扁平,井眼位置不确定性越来越大。杏4003平34井应用结果表明,基于概率统计与可信度计算的直井段交碰风险定量分析,可较准确地判断直井段井眼碰撞风险,为丛式井网加密水平井直井段轨迹设计提供了新的参考。

摘要：针对姬塬油田侏罗系油藏边底水发育、递减快、采收率低等开发矛盾问题,运用CO_(2)气体重力分异及气顶的膨胀原理,开展重力辅助CO_(2)驱油机理研究、影响因素分析、注采工程方案设计、矿场试验工作。研究表明,要保障重力辅助CO_(2)驱效果,要求油藏是具备一定地层倾角、油层厚度大、隔夹层不发育的背斜构造的轻质油藏,同时要有稳定的气源;要采用高部位均匀注气,低部位逐级开井,平面上混相驱油,采出端控液生产;注采井井筒需要配套气密封及防腐措施,地面要配套紧急截断装置,防止气窜风险。H436区油藏矿场试验表明,重力辅助CO_(2)驱油能够使濒临废弃的侏罗系低渗透油藏“起死回生”,单井日增油达1.57 t,含水率下降35.7%,降水增油效果显著。研究成果为长庆油田探索侏罗系低渗透油藏提高采收率提供了技术方向,同时为国家“双碳”目标储备技术。

摘要：为了优化设计致密/页岩油藏水力裂缝参数,针对传统拟稳态设计方法的局限性,开展统一压裂设计与三线性流模型的结合,得到水力裂缝参数与全流态产能的对应关系。以长庆油田长-7段一口压裂水平井为例,研究得到其最优的裂缝半长为150 m,对应的无因次导流能力为1.84,单缝10年最大累产量为4 015 t。进一步分析可知,给定支撑剂量一定时,当油藏渗透率较低时(如0.001 mD),无因次导流能力较大(>10),产能随着半缝长的增加而增大,更适合造长缝。研究结果对致密/页岩储层压裂优化设计具有一定指导意义。