小断块油藏单井CO2吞吐强化采油注气时机及周期注入量优选

低渗小断块油藏控制单元井间连通性差，边界封闭，地层能量有限，开采中地层能量下降快，难以采用早期注水等方式大规模开采。利用CO2吞吐强化采油对此类油藏可能是一种有效的方法。为此，首先对油井目前流体进行相态分析，并对油藏流体进行CO2膨胀实验，然后将注气前后地层流体的物性进行对比，确定CO2增产机理。再在此基础上建立单井CO2吞吐的数值模拟模型，并对注气前生产历史进行拟合，用拟合好的模型对CO2吞吐强化采油过程中注气时机和周期注入量等进行敏感性分析，从而得出一些对小断块单元油藏单井CO2吞吐强化采油开采机理的深入认识，为油井CO2吞吐强化采油可行性的工艺方案设计提供了技术依据。     

WC54井区CO2单井吞吐强化采油室内实验及数值模拟研究

鉴于WC54井区油藏单元目前处于低产、无法形成注采井组补充能量的开采状态，开展单井注CO2吞吐强化采油工艺措施，这是最为可行的增产提高采收率方法之一。为此，文章针对WC54井区油藏的地质开发特征，在对油井目前地层流体进行相态分析基础上，通过CO2-油藏流体膨胀实验，确定CO2吞吐的驱替机理，再通过CO2吞吐长岩心驱替实验，确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性，并与WC211井的试验结果进行了比较，分析了原油物性和注气时期对试验结果的影响。然后利用数值模拟对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数，进行了敏感性分析，为WC54井区油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计，提供了系统的室内综合评价结果。     

极复杂断块单井注水吞吐采油机理研究

本文以我国东部某断块油藏为例,通过CMG软件模拟,研究极复杂断块单井注水吞吐采油机理。单井注水吞吐提高极复杂断块采收率主要是通过提高注入水的波及系数实现的。单井注水吞吐采油过程分为注水、焖井和采油三个阶段:在注水阶段,井底压力高于地层压力,在压差作用下注入水由井底流向地层四周,渗流场逐渐扩大,提高注入水波及系数;在焖井阶段,注入水与中、小孔喉或基质中的油气发生置换,使地层中的流体饱和度重新分布;采油阶段,注入水由地层四周流向井底,将原油驱入井底一起开采出来。     

用模糊评判优选井位的CO 2吞吐强化采油技术

为提高单井注CO2 吞吐强化采油措施的成功率,增加中低渗复杂小断块油藏的开发效益,结合国内外相关开发实例 资料分析、理论研究结果,综合储层流体特性、油藏特性、储层岩石特性参数,建立了CO2 吞吐井位筛选评价指标体系及其分级评 价标准;基于模糊综合评判理论,提出了复杂断块油藏CO2 吞吐井位筛选的具体方法、步骤。利用建立的方法,在对实际复杂断 块油藏注CO2 吞吐井位优选的基础上,选择合理的注采制度,进行注CO2 吞吐强化采油开发实践。油田开发生产实践表明,采取 模糊评判井位优选的单井CO2 吞吐强化采油,降低了复杂断块低渗油藏措施实施的风险程度,提高了单井的开发效益。研究结 果对油藏单井注CO2 吞吐措施的实施提供了理论依据和技术支持,为相似油藏利用CO2 吞吐进行强化采油提供了有益的借鉴。     

小断块油藏CO2吞吐过程压力与含油饱和度分布

为了研究小断块油藏CO2吞吐过程中压力和含油饱和度分布,选择了中原油田复杂小断块单元油藏上一口有代表性的低产能产油井,采用数值模拟方法,首先建立了CO2吞吐数值模拟模型,对周期注入量进行评价,然后对吞吐过程中每个阶段不同累计注入量情况下压力和含油饱和度分布规律进行了研究.通过研究发现:在注CO2过程中,随着注入气量的增加,井周围地层中的压力上升,且距井越近上升的幅度越大.随地层压力上升,近井地带含油饱和度很快下降,井底附近下降幅度最大,而CO2所波及的渗流区边界上,含油饱和度稍有上升.在焖井过程中,并底附近的CO2气体向地层远处扩散,能量传递到地层远处.地层原油饱和度仅略有回升.回采时能量不断的被消耗,逐渐的向边界波及.注入量较少的已经基本上消耗完了能量,各处压力基本相等.地层平均含油饱和度下降.油井附近的含油饱和度回升.     

WC54井区CO2吞吐强化采油室内实验研究

针对WC54井区地质开发特征,在对目前油井地层流体进行相态分析的基础上,通过CO2注入油藏流体膨胀实验,确定CO2吞吐的驱替机理;通过CO2吞吐长岩心驱替实验,确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性,并与WC211井的试验结果进行了比较,分析了原油物性和注气时期对试验结果的影响.     

低渗稠油油藏CO2表面活性剂复合吞吐开发——以克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为例

克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为低孔低渗稠油油藏,储集层物性差,注水开发产量递减快,地层能量保持程度低,后油井全面关停。近年来重新压裂复产,初期效果显著,但产量递减率高。为解决油井低产低效的问题,开展CO₂表面活性剂复合吞吐技术研究,并进行提产试验。在增油机理实验的基础上,应用多组分油藏数值模拟技术,对CO₂表面活性剂复合注入方式及参数进行优化;建立了增产油量随不同吞吐周期注入量、注气速度、焖井时间、开采强度等参数变化的响应关系,确定了复合吞吐的最佳注入参数。矿场实施后,单井自喷达240 d,增产原油630 t,补充地层能量、改善流动性的效果显著,可供同类油藏开发参考。     

方4断块S156井区注二氧化碳提高采收率机理及注采参数优化

江苏油田方4断块S156井区构造复杂,储层物性差,地层能量补给不足,自然产能低,为了有效开发低渗透、超低渗透油藏,在该油田开展了注CO2提高采收率可行性研究和CO2吞吐的室内岩心驱替实验、注气膨胀实验等,分析了CO2与地层原油的相互作用,采用正交实验法对CO2的注入方式、注入参数与油藏的关系进行了研究,最终提出了一套CO2吞吐注采参数优化的方法。     

稠油井CO_2吞吐采油技术

通过对CO2吞吐采油机理的分析,认为稠油井进行CO2吞吐有利于降低地层渗流阻力,增加驱动能量,从而提高稠油井产量。特别是底水稠油油藏,CO2吞吐开采是一种较合适的方法。QK-18井CO2吞吐采油获得了成功,取得了明显的经济效益。     

复杂小断块油藏CO2吞吐工艺技术分析

在总结复杂小断块油田CO2吞吐系列配套技术的基础上，分别从油藏规模、物性、能量等角度剖析了71口吞吐井的实施效果，分析了影响CO2吞吐效果的关键参数，得出了注入量、注入压力、返排速度、吞吐周期等工艺技术参数的取值范围和标准，对提高采收率具有重要意义。     

复杂断块油田CO2驱油动态监测技术应用与分析

CO₂驱油是3次采油提高采收率的一项重要手段,其驱油前后油藏动态监测评价工作十分重要,目前国内外尚未形成一套成熟的CO₂驱油动态监测评价技术系列。苏北盆地溱潼凹陷CS油田Et组油藏开展了CO₂混相驱先导试验工作,通过运用井间示踪、试井、吸水吸气剖面、产液剖面、剩余油饱和度及油气水性质等动态监测技术及相应监测技术的组合,满足了复杂断块低渗透油藏开展CO₂混相驱试验方案的编制、试验参数的优化调整及效果评价的需求。      

管道输送二氧化碳单井吞吐工艺

利用江苏油田有CO2气源井这一有利条件,根据气源井出气的状况.研究成功了管道输送CO2工艺、液态CO2注入工艺及防腐、返排等配套技术,并因地制宜,就近选择了近10口井进行现场应用,获得较好的增油效果。管道输送CO2单井吞吐工艺是一项适合复杂小断块油田提高原油采收率的三次采油技术,在江苏油田有较高的推广价值。     

底水驱稠油油藏水平井多轮次CO2吞吐配套技术及参数评价——以苏北油田HZ区块为例

针对苏北油田底水驱稠油油藏水平井生产进入特高含水期后,易发生水锥并处于低产低效开发状态的难题,CO_2吞吐是提高低产低效稠油水平井产量的有效措施。为此,选取HZ区块水平井开展了CO_2吞吐试验,进行了CO_2吞吐的合理参数和配套工艺技术研究,并对影响CO_2吞吐效果的因素进行了分析。研究结果表明,影响水平井多轮次CO_2吞吐效果的主要因素包括水平井的选择、注入CO_2量、注气强度、注入速度、注入压力、闷井时间和采油强度等参数,添加CO_2缓蚀剂、不动管柱注入CO_2、使用抽油泵采油是与之相配套的工艺技术。     

低渗透油藏CO2吞吐参数的实践与认识

低渗透油田应用CO2吞吐可以提高油井产量和油藏采收率.从室内研究和矿场试验等方面对低渗透油藏开展CO2吞吐进行深入的研究,详细分析了选井选层、注入量、注入速度、注入压力、返排速度、浸泡时间、吞吐周期和转抽防冲距等参数对CO2吞吐效果的影响.结果表明,12口低渗透试验井累积注入CO23 916 t,累积增油2 888 t,CO2平均换油率0.74 t/t,试验成功率不断提高.只要方法得当,该项技术具有投资少、风险小和见效快等特点,值得加大CO2吞吐在低渗油藏中的研究和推广力度.     

稠油冷采技术在胜利油田应用的可行性探讨

注蒸汽开采是提高稠油油藏采收率的有效方法，但存在着采油成本高以及在高轮次吞吐后期含水上升、产量递减加剧等问题。针对以上问题，列举了各种稠油冷采方法及其适用条件，其中包括出砂冷采、低频脉冲采油、井筒化学降粘、化学吞吐、Vapex方法、碱驱、注CO2方法、注烟道气方法等。分析了胜利油田未动用稠油油藏的开发难度，对稠油冷采技术在胜利油田应用的可行性进行了探讨．提出了建议。     

利用CO2改善韦5稠油油藏开采效果

针对江苏油田韦5中低渗复杂小断块薄层稠油油藏进行CO2开采方式研究，为同类型稠油油藏利用CO2开采提供有益的借鉴。用数值模拟方法研究了CO2吞吐的敏感因素，结果认为，周期注气量、注气速度和生产过程的井底流压是影响吞吐效果的重要因素，浸泡时间对效果影响不大。以增产油量和换油率作为评价依据的计算结果表明，在大注气量、高注气速度和合理控制的生产井底流压下存在最优吞吐轮次，可以得到较好的CO2吞吐效果。     

吉木萨尔页岩油藏泡沫辅助注气吞吐试验研究

吉木萨尔页岩油藏储层渗透率极低,改造后存在大量人工裂缝和天然裂缝,采用注氮气吞吐方式开采易发生气窜,造成氮气波及范围小,页岩油采收率低.为了增大氮气波及范围、提高吉木萨尔页岩油藏的采收率,在评价泡沫封堵页岩裂缝能力的基础上,利用吉木萨尔页岩岩样进行了泡沫辅助注气吞吐试验,分析了泡沫辅助注气吞吐提高采收率的机理,研究了吞...     

Feasibility of Gas Drive in Fang-48 Fault Block Oil Reservoir

The Fang-48 fault block oil reservoir is an extremely low permeability reservoir, and it is difficult to produce such a reservoir by waterflooding. Laboratory analysis of reservoir oil shows that the minimum miscibility pressure for CO2 drive in Fang-48 fault block oil reservoir is 29 MPa, lower than the formation fracture pressure of 34 MPa, so the displacement mechanism is miscible drive. The threshold pressure gradient for gas injection is less than that for waterflooding, and the recovery by gas drive is higher than waterflooding. Furthermore, the threshold pressure gradient for carbon dioxide injection is smaller than that for hydrocarbon gas, and the oil recovery by carbon dioxide drive is higher than that by hydrocarbon gas displacement, so carbon dioxide drive is recommended for the development of the Fang-48 fault block oil reservoir.