CO2段塞辅助压裂技术在桩74区块的研究及应用

论文摘要

国内油田普遍进入高含水期,常规的油井增产措施如常规酸化、常规压裂、综合解堵等技术措施后有一定的增产效果,但常存在以下问题:措施增产幅度小,有效期短;适用范围小;措施造成新的油层伤害;油井重复压裂改造效果不尽人意;地层的堵塞物成分越来越复杂,综合解堵和常规压裂处理后效果往往不尽人意等。所以进行二氧化碳段塞辅助压裂技术研究十分必要和重要。桩74区块特低渗油藏开发处于“注不入、采不出”的现状,压裂与重复压裂仍是区块增产主要措施,初期均取得一定效果,但随着地层能量压降大、胍胶携砂液未及时返排等原因影响,近几年增油效果逐渐变差。为提高桩74等特低渗区块压裂增油效果,计划将水力压裂造缝提高低渗油藏渗流能力与CO2吞吐混相降低流度比和补充地层能量结合起来。通过注入液态CO2做为前置液,可有效扩大与储层原油接触面积,起到更好的混相效应,通过吸附与溶解气作用,起到压裂后助排和增产原油的目的。针对桩74区块的低渗透油藏特性,将水力压裂造缝提高低渗油藏渗流能力与CO2吞吐混相降低流度比和补充地层能量结合起来实现桩74区块的持续增产。研究了水力压裂及二氧化碳吞吐增油技术原理;设计并实施了确定二氧化碳吞吐最小混相压力的实验研究和二氧化碳辅助水力压裂实验研究;探讨并分析了最优化水力压裂设计方法之后,设计了二氧化碳段塞辅助压裂优化方案;并最终对所设计的方案进行了数值模拟评价;最后通过现场试验,对桩74区块二氧化碳辅助压裂技术的现场应用情况进行总结并做出相应的经济评价。

论文目录

• 摘要
• Abstract
• 第一章 前言
• 1.1 本文研究目的及意义
• 1.2 国内外研究现状
• 1.2.1 水力压裂技术国内外研究现状
• 2 吞吐技术国内外研究现状'>1.2.2 CO₂吞吐技术国内外研究现状
• 1.3 研究目标、研究内容、技术路线
• 1.3.1 研究目标
• 1.3.2 研究内容
• 1.3.3 技术路线
• 2吞吐工艺技术与水力压裂影响因素研究'>第二章 CO₂吞吐工艺技术与水力压裂影响因素研究
• 2 吞吐的增油机理'>2.1 CO₂吞吐的增油机理
• 2.1.1 降粘作用
• 2.1.2 膨胀作用
• 2.1.3 酸化解堵作用
• 2.1.4 改善界面张力作用
• 2.1.5 萃取作用
• 2.1.6 内部溶解气驱作用
• 2 吞吐的选井选层条件'>2.2 CO₂吞吐的选井选层条件
• 2 吞吐方案设计'>2.3 CO₂吞吐方案设计
• 2 注入速度'>2.3.1 CO₂注入速度
• 2 注入压力'>2.3.2 CO₂注入压力
• 2 周期注入量'>2.3.3 CO₂周期注入量
• 2.3.4 浸泡期
• 2.3.5 最大生产速度
• 2.3.6 吞吐周期数
• 2.4 水力压裂影响因素
• 2.4.1 选层的影响因素
• 2.4.2 压裂设计参数的影响
• 2.4.3 压裂液体系选择不佳的影响
• 2.4.4 压后地层处理的影响
• 2最小混相压力（MMP）试验'>第三章 桩74 块CO₂最小混相压力（MMP）试验
• 2 与桩74 块原油的最小混相压力试验'>3.1 CO₂ 与桩74 块原油的最小混相压力试验
• 3.1.1 实验模型、实验条件和实验结果
• 2 最小混相压力实验的因素'>3.1.2 影响桩74 块原油与CO₂最小混相压力实验的因素
• 2 最小混相压力数值模拟研究'>3.2 桩74 块原油与CO₂最小混相压力数值模拟研究
• 3.2.1 最小混相压力预测方法
• 3.2.2 状态方程选择
• 3.2.3 混相判据和程序迭代过程
• 3.2.4 桩74 块最小温相压力预测
• 2 最小混相压力的关键因素'>3.3 影响桩74 块原油与CO₂最小混相压力的关键因素
• 3.3.1 原油性质对MMP 的影响
• 3.3.2 油藏温度对MMP 的影响
• 3.3.3 注入气组成对MMP 的影响
• 3.4 小结
• 2段塞辅助压裂设计优化及数值模拟技术'>第四章 CO₂段塞辅助压裂设计优化及数值模拟技术
• 4.1 最优化水力压裂施工设计方法探讨
• 2 辅助压裂焖井时间优化研究'>4.2 CO₂辅助压裂焖井时间优化研究
• 2 注入时井筒温度场模拟'>4.3 CO₂注入时井筒温度场模拟
• 2 段塞辅助压裂设计优化及数值模拟技术'>4.4 CO₂段塞辅助压裂设计优化及数值模拟技术
• 2 及压裂联作一体化管柱及封隔器优化'>4.5 注CO₂及压裂联作一体化管柱及封隔器优化
• 4.6 小结
• 第五章 现场应用
• 5.1 Z702-4 井设计论证和实施情况
• 5.2 Z 某井井下压裂和井下压力温度监测结果分析
• 5.3 五口井试验效果统计
• 第六章 结论
• 参考文献
• 致谢
• 作者简介