摘要：CO_2驱替天然气气藏是将CO_2以超临界相态形式驱替天然气,在实现提高天然气气藏采收率的同时也达到将CO_2地质封存的目的。注CO_2提高气藏采收率仍处于探索阶段,目前CO_2驱气提高采收率程度不清楚、适合开展CO_2驱气提高采收率的地质条件不明确、CO_2驱替的合理工作制度也不明确。为此,首先开展长岩心驱替实验,以明确低渗透储层是否能通过注入CO_2提高采收率及提高采收率的程度,实验结果表明,当出口端CO_2含量为10%时,CO_2可提高气藏采收率12%;其次建立超临界CO_2驱替天然气多组分渗流数学模型,通过实验数据验证模型的准确性;然后应用该数学模型,开展超临界CO_2驱替天然气影响因素分析,明确选区条件;最后,以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例,优选出DK13井区作为CO_2驱替天然气评价区,并开展注CO_2提高采收率潜力的评价研究。数值模拟计算结果表明:当DK13井区生产井CO_2含量为10%(防腐成本较低)时,CO_2可提高气藏采收率介于8.0%~9.5%,同时可实现31.1%HCPV的CO_2封存量。结论认为,此举既提高了气藏采收率,又能实现对CO_2的地下有效封存,可实现社会效益与经济效益的双赢。

摘要：为了对水平井分段压裂产能影响因素进行模拟,研究了一种水平井分段压裂产能电模拟实验方法。首先,根据水平井分段压裂后的实际地层情况,模仿研制了一套三维电场模拟装置;然后,根据要模拟的砂体展布特征、油气藏的流动边界类型、水平井在砂体中的井眼轨迹、地层渗透率及地层厚度等,设置电模拟的电解液和电解池尺寸等,根据水平井长度、裂缝高度、裂缝长度、压裂段数、裂缝条数和缝间距等,设置模拟井筒及裂缝;最后,通过采集电流信号,以确定产能的大小。利用该实验方法分别开展了针对某河流相沉积砂体的水平井压裂裂缝形态及位置优化模拟、裂缝条数及间距优化模拟和不同地层厚度对比模拟实验,优化出的结论及参数为现场实施提供了技术支持。这种电模拟实验方法能够精确模拟水平井压裂完井的各项参数对产能的影响,对水平井压裂完井设计具有一定指导意义。

摘要：水平井多级分段压裂是鄂尔多斯北部定北气田致密气藏开发的有效手段。由于储层较深、物性较差,在定北区块盒1气层的前期压裂施工过程中不断出现砂堵和超压的现象,施工成功率低。为了探索前期加砂困难的原因,优化压裂设计,开展了支撑剂导流能力评价实验、支撑剂在裂缝中通过性物理实验和携砂液运移规律数值模拟等研究。实验结果表明,近井多裂缝及动态缝宽与支撑剂粒径不匹配等因素是导致施工加砂困难的主要原因。对定北盒1储层支撑剂体系、施工排量和砂比进行了优化,现场应用6口井45段,施工成功率达到97.8%,解决了定北区块盒1储层水平井压裂加砂困难的问题,提高了压裂效果,为相关致密气储层水平井的压裂工艺提供技术参考。

摘要：针对潜山底水油藏渗透率低、裂缝发育和底水锥进及堵剂选择性差等问题,对氮气泡沫控水增油可行性进行评价。在起泡剂优选的基础上,利用依据地质资料设计制作的三维底水模型,模拟底水作用下水平井氮气泡沫吞吐过程,考察氮气泡沫吞吐的控水增油效果及裂缝和注入压力等因素的影响规律。实验结果表明:在无裂缝的低渗透基质模型中,注入优选的氮气泡沫进行吞吐可使含水率降低78.49%,采出程度提高6.85%,氮气泡沫吞吐控水增油效果明显,说明氮气泡沫的注入增加了地层能量,起到了抑制底水锥进的作用;而对于基质-裂缝模型,含水率可降低17%以上,采出程度提高约2%,裂缝的存在直接影响其吞吐增油效果,说明氮气泡沫在此裂缝存在条件下的流度控制能力有限;提高注入压力,可进一步发挥氮气泡沫补充能量的作用,从而保证控水增油效果;采用高强度淀粉凝胶对裂缝进行封堵,可使氮气泡沫吞吐采出程度进一步提高近2%。

摘要：针对页岩气非均质储层水平井压裂有效段数少、段贡献率低的状况,研究了一种针对页岩气水平井分段压裂的选段方法。该方法筛选出影响页岩气含气量计算的地层密度、声波时差、自然伽马、气测全烃含量和钻时等主要参数,结合主要参数对压裂效果的影响程度,赋予每个参数特定的权值。根据各参数实际值的变化范围,建立该参数权评价系数计算公式,将各参数权评价系数相加得总评价系数,对页岩气水平井进行选段。经40多口页岩气水平井实际应用表明,水平井段内评价系数大于0.5段越多,压裂后产量高,水平井段内评价系数大于0.5段越少,压裂后产能较低。该方法提高了页岩气水平井段压裂选段的准确性,对页岩气水平井压裂方案设计具有一定指导意义和借鉴作用。

摘要：大牛地气田多层合采气井历年产量剖面测试数据差异较大,常规劈分方法难以适用,且大量未测试井需要开展产量劈分工作。针对合采井产量劈分问题,结合大牛地气田合采井生产动态数据,提出了累计产量剖面法;利用突变理论建立了合采气井产量劈分模型,得到了合采井各层产量劈分系数。研究表明,与产剖测试数据相比,累计产量剖面法能得到较稳定的产量剖面,计算方差可减小70%以上;与KH值劈分法相比,突变法平均误差能降低50%以上,更接近稳定的产量剖面劈分结果。因此,累计产量剖面法能削弱产剖测试异常对劈分结果的影响,突变法更适用于大牛地气田合采气井产量劈分计算。研究成果可提高大牛地合采井各层的动态储量、泄气半径等参数计算的准确度,为气田开发提供技术支持。

摘要：塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水驱开采后,仍残留有大量阁楼油、绕流油。利用氮气密度小,重力分异作用显著等特点将部分剩余油驱出,充分认识气驱之后剩余油的分布,对优化气驱设计方案具有借鉴意义。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,直观展示缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况,并探讨相关影响因素。实验结果发现:氮气驱能有效地提高缝洞型油藏水驱后剩余油的采收率,但仍有部分残留油,如因气体气窜、底水能量不足而残留溶洞中部的窜流油,因气体洗油效率低而残留在裂缝中的油膜和小油段塞等;同时,注入方式、注入井别和注入速度等人为因素对气驱效果也有影响。研究成果为注气提高水驱后剩余油开采以及气驱后再次提高采收率提供了实验依据,认为采用水气交替等不稳定注气方式、复杂区域注气以及适中的注入速度可提高气驱效果,也认识到了溶洞形状、缝洞分布等客观因素应作为后续深化研究的重点。

摘要：缝洞型碳酸盐岩稠油油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,非均质性极强,针对此类油藏,注气吞吐是一种有效的开发方式。为了探索缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐开发效果,设计并制作了适用于缝洞型油藏吞吐室内物理模拟实验装置,从换油率、产气速率、产气量等方面对比分析了4种吞吐介质(CO_2、N_2、先注CO_2后注N_2、先注N_2后注CO_2)的吞吐效果,分析了作用机理。实验结果表明:注气吞吐提高采收率效果显著,最低换油率的N_2吞吐也能达到0.422;CO_2与N_2混合气吞吐中,CO_2溶于原油中能使其黏度降低,N_2由于重力分异作用占据缝洞高部位形成气顶,这种协同作用使得CO_2与N_2混合气吞吐效果好于单一注气吞吐;而在注气顺序上先注N_2后注CO_2吞吐效果更加明显,换油率可达0.861。缝洞型油藏注气吞吐开采是一种行之有效提高采收率的方法,先注N_2后注CO_2混合气吞吐可获得更显著的开发效果。

摘要：塔河油田缝洞型油藏在底水驱动或注水替油开采结束后,仍存在阁楼油、绕流油和井间油等多种剩余油类型。为了获得不同缝洞连通情况下注气吞吐生产动态,揭示不同注气吞吐介质对轻质/重质原油采出程度的影响规律,利用依据地质资料设计的室内三维物理模型,模拟底水条件下典型缝洞结构单元的注水替油过程及注气吞吐过程,考察了相同条件下不同原油黏度(1094.5 mPa·s和23.6 mPa·s)与不同气体介质(N_2、CO_2、复合气(N_2∶CO_2=1∶1))对剩余油的启动效果。结果表明,注气吞吐控水增油效果明显,N_2、CO_2通过重力分异作用可置换阁楼油,通过气体膨胀作用携带井间油及绕流油;对于黏度为1094.5 m Pa·s的稠油,注N_2、CO_2、复合气(N_2∶CO_2=1∶1)对模型采出程度的提高幅度分别为19.59%、14.54%、7.55%,而对黏度为23.6 m Pa·s的稀油,注气吞吐采出程度分别提高10.87%、10.12%、7.41%,注气对稠油的吞吐效果优于稀油,且N_2和CO_2吞吐效果优于复合气(N_2∶CO_2=1∶1)。

摘要：塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现:排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求;随着时间延长,排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度,暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明,暂堵阶段排量控制在3.0 m^(3)/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m^(3)/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。