低渗砂岩油田CO2驱化学机理及提高采收率研究

针对低渗砂岩油藏进行了CO₂驱开发技术研究,分析了CO₂驱油化学机理及主要影响因素。基于目标油藏流体特征进行了PVT拟合,确定其CO₂驱最小混相压力,明确了不同压力及注入时机对CO₂驱采收率、气油比、含水率及驱动压差等的影响规律,探究了CO₂泡沫驱在提高采收率方面的效用。结果表明：24.5 MPa为目标区域CO₂驱的最小混相压力,采收率会随着压力的升高而增加,28 MPa时CO₂驱提高采收率可达30.57%。气体突破时间、总采收率与CO₂注入时机密切相关,CO₂注入越早,越有利于采收率的提高,出口含水率为60%时注入可提高采收率39.13%。CO₂泡沫驱可以在一定程度上起到提高采收率的效用。     

海上低渗凝析气藏注气解堵相行为变化研究

凝析气藏流体性质较为复杂，在开发过程中，当地层压力降至露点压力以下后，近井地带流体的性质及相态都会发生复杂的变化。针对海上深层低渗凝析气藏地质油藏特征，采用相态分析技术对其进行注气解堵以提高采收率。注入气体介质主要有CO₂、N₂、伴生气和干气。基于流体相态实验和气-液相平衡理论，对M气田凝析气藏进行注气解堵相态变化特征研究。结果表明：M气田凝析气藏流体体系随着气体注入量增加而逐渐变轻；同时，注入不同气体介质后流体体系相态变化特征表明：注CO₂驱替解堵效果最优，伴生气次之，其次是干气，注N₂最差。推荐吞吐注入伴生气对M气田凝析气藏解堵，降低反凝析污染程度，提高气井产能是可行的。     

致密油藏CO2驱油提高采收率实验研究

M致密气藏是我国典型的致密气藏，储层非均质性强、物性复杂等因素限制了气藏的开采，气藏开采难度大。通过室内物理模拟实验评价注CO₂提高气藏采收率的可行性。在模拟M气藏的地层温度85℃、地层压力25 MPa下进行了天然气衰竭后注CO₂驱替长岩心实验，分别研究了注入时机和注入速度对气藏注CO₂提高采收率的影响。结果表明：致密气藏注CO₂可以获得良好的流动率和稳定的驱替前缘。同时，由于重力分异的作用，最终可以提高致密气藏的采收率。气藏在废弃压力下注CO₂，虽然提高采收率幅度不是最高，但由于气藏大部分天然气早已采出，因此其最终采出程度反而最高；气藏衰竭后CO₂注入速度对提高天然气采出程度影响不大。M气藏注CO₂提高天然气采收率是可行的，早期衰竭开发到废弃压力后再从低处注气，是一种合理的开发方法。     

烟道气驱提高气顶油藏采收率研究

M块为带气顶的普通稠油油藏,50℃地面脱气原油粘度2800~3500mPa·s。M块于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过二十多年的降压开采,地层压力降至2MPa,单井日产油降为0.6t/d,经济效益差,亟需转变开发方式改善开发效果。运用数值模拟方法对CO2驱、天然气驱、烟道气驱进行对比,综合考虑气源问题,优选烟道气驱为M块吞吐末期的接替方式,并对关键注采参数进行优化。该研究为同类油藏吞吐末期转换方式提供了新的思路。     

数值模拟方法论证深层致密油藏二氧化碳驱关键注入参数

HZ区块阜三段油藏为封闭-半封闭层状未饱和复杂断块油藏,油藏埋藏深,属典型深层致密油藏。地层原油饱和压力低,为天然弹性能量驱动。试采显示油藏天然能量不足,地层压降快,单井产能低,储量难以有效动用。以HZ阜三段油藏为实例,应用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,对HZ区块阜三段深层致密油藏进行了CO_2驱参数优化,优选出了CO_2驱方式及关键注入参数,并对推荐开发方式下的主要开发指标进行了预测。研究结果显示,针对HZ区块低渗多层复杂断块油藏开发模式可采用直井或大斜度井压裂开发,推荐采用4注12采的注CO_2驱井网进行开采。预测末期年产油1.36×10~4m~3,采油速度0.68%。采出程度为21.40%。     

特低渗透薄互层油藏弹性开发方式探讨 --以梁家楼油田梁112块为例

特低渗透薄互层油藏利用常规注水开发效果很差。如何合理动用该类油藏,目前在开发中是一大难题。以梁家楼油田梁112块为例,对特低渗透薄互层油藏弹性开发中的合理井网、井距、经济效益评价、技术保障等进行了研究。经过一年实施取得了好的效果。区块2004年2月投入开发,到2005年2月投产15口,开14口,初期日产油186.9t/d,平均单井日产油14.0t/d,累产油2.7651×104t。     

CO2对长庆采出油水物性影响及乳状液稳定机理

二氧化碳(CO₂)驱作为一项日益完善的采油技术，已经成为提高低渗油田采收率的重要手段，具有适用范围广、开采成本低和洗油效率高等优点。然而，由于CO₂特殊的物理和化学性质，其采出液稳定性较常规水驱明显增强，为采出液处理带来了困难。通过光学显微镜、动态光散射、流变学等方法，研究了在不同压力下CO₂处理对长庆原油和采出水的物性以及所形成的油包水(W/O)型乳状液稳定性的影响，探究了CO₂驱采出液乳化和稳定的影响因素。结果表明，随着CO₂压力的增大，CO₂驱采出水中Ca²⁺和Mg²⁺质量浓度均有所下降，而CO₃^2-与HCO₃^-总体含量有所增加，水相pH值略下降，从弱碱性转变为弱酸性。CO₂处理导致原油中轻质组分减少，胶质沥青质等重质组分的含量升高，原油极性增强。CO₂处理后油的反常温度和析蜡...     

永宁油田特低渗水驱油藏提高采收率技术对策研究

基于永宁油田部分井区采出程度低、井区窜流严重等情况,优选永宁油田张柴窑子井区作为先导试验区,通过油藏模拟剩余油分布规律分析,明确其平面与纵向上的潜力方向。同时开展区域内标准井的空气泡沫驱试验,分析对比CO₂驱采油技术、空气泡沫驱采油技术通过挖潜剩余油来提高采收率的技术方法。结果表明：张柴窑子井区由于原始地层压力小以及CO₂驱成本相对较高等原因,不适宜采用CO₂混相驱采油技术;而张柴窑子井区采用空气泡沫液驱替,驱油效率平均为14.89%,与水驱相比驱油效率提高5.30～29.30个百分点,最终采收率平均可提高6.80个百分点,建议对永宁油田范围内与张柴窑子井区油藏特征相近的区块优先推广空气泡沫驱采油技术来提高采收率。     

挥发性油藏注天然气后气窜规律及注气参数优化

挥发性油藏普遍深层、低渗、高温、高压、高矿化度等特点,由于注水压力高,注入困难,天然气驱是该类油藏提高采收率的重要手段,能有效补充地层能量,但天然气驱易发生气窜现象,危害安全生产。通过研究弹性和注气生产对比界定气油比变化倍数,将气窜判别认定标准化。并通过对井距、非均质性等影响因素分析,采用正交优化方法,分析各参数对开发效果影响,明确了最优安全开发方式及注采参数,实现有效抑制气窜,安全生产。     

深层稠油油藏吞吐末期转换方式研究

M块为深层普通稠油油藏,油藏埋深-1510m~-1690m,50℃地面脱气原油粘度2800~3500m Pa·s。M块于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过二十多年的降压开采,地层压力降至2MPa,是原始地层压力的1/8,地层能量不足使吞吐效果逐渐变差,单井日产油降为0.6t/d,经济效益差,亟需转变开发方式改善开发效果。M块蒸汽驱试验效果较差,不适合蒸汽驱、SAGD,通过开展火驱可行性研究,认为M块适合火驱开发。该研究为深层稠油油藏吞吐末期转换方式提供了新的思路。     

稠油油藏吞吐末期转火驱开发技术研究

G块为普通稠油油藏,于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过20多年的降压开采,油藏压力水平低,油井产能低,进入低产低效阶段,迫切需要转变开发方式提高油藏采收率。G块油藏埋深-1510m~-1690m,不适合蒸汽驱、SAGD,适合火驱。运用数值模拟对火驱开发关键参数井网井距、燃烧方式、点火温度、射孔井段进行研究。该研究可为同类型油藏转火驱开发提供借鉴。     

高89-1块特低渗透油藏CO_2驱提高采收率先导试验

针对胜利油田特低渗透油藏常规开发方式地层能量补充困难、采收率低的特点,探索了CO2驱改善特低渗透油藏开发效果、提高采收率的方法。在CO2驱提高采收率室内实验研究的基础上,优化设计了CO2驱油藏工程方案。从方案实施效果来看,在低渗透油藏实施CO2驱,可有效补充地层能量,提高油井产能。针对注气现场实施过程中出现的气窜现象开展的研究表明:地层压力低与混相压力、储层非均质性强和存在裂缝是造成气窜的主要因素,保持地层压力达到混相压力、采取矢量化的注气井网以及采取合理注采调控措施可以减缓气窜发生,提高注气开发效果。     

致密油藏二氧化碳驱油技术研究进展

我国致密油藏地质勘探资源储量高,储层条件差。常规注水开发无法满足致密油藏目前的开发需求。CO₂驱油技术在致密油藏的开发中具有一定的应用潜力,但其驱油过程面临技术、经济等方面的制约。本文总结了CO₂驱油技术研究及应用现状,并从多角度对CO₂驱油技术的影响因素进行分析,旨在为CO₂驱油技术在致密油藏开采过程中的低能耗高产出提供指导。     

天然气气水交替驱注入参数优化研究

针对海上某油藏天然气气水交替驱开发方式设计了14个开发方案,利用组分模拟器对总注气量、注气速度和气水比注入参数进行了优化研究。通过对比各种方案下的原油采出程度和换油率两个指标,结果表明气水交替驱能有效控制气体流度,形成稳定的驱替前缘,对比每个方案采油指标后优选出的该油藏的注入参数为总注气量0.25HCPV,注气速度为20 000 m~3/d,气水比为1∶2。     

文南油田文72块沙三中高温、高压低渗透油藏注天然气提高采收率研究

针对东濮凹陷高温高压低渗、特低渗油藏开发难度大 ,水驱动用状况差、单井产能低等特点 ,选择了文南油田文 72块沙三中油藏开展贫气非混相驱提高采收率研究 ,进行了室内实验研究和油藏数值模拟研究 ,研究结果表明文 72块沙三中油藏最小混相压力为 47.1 MPa,在目前地层条件下可达到近混相 ,针对深层低渗透油藏开展注贫气近混相驱 ,可大幅度提高采收率 ,注天然气驱的最大注气压差是注水 0 .48倍 ,可通过注天然气驱实现深层高温高压低渗难采油藏的开发     

Y油田CO2驱水气交替规律

CO₂驱可以有效解决特低渗透油层注入难、采出难的问题,但同时也存在部分油井气油比上升速度快、气窜控制困难的问题。目前水气交替注入方式是应用最广、成本最低的一种治理气窜^[1]的方法。通过对油层岩心设定固定回压下,水气交替注入(WAG)与连续注CO₂气方式的驱替试验,研究在相同注入压差下,水气交替方式驱替效率明显高于连续注气方式,且在注入压差较低的情况下,水气交替注入的效果更好;通过填砂管试验,研究了水气交替过程中压力上升规律,在交替注入过程中,随着注入量的增加压差不断升高,其中注水压差迅速上升,注气压差上升速度较低。并通过理论研究指导现场CO₂驱工业化试验区水气交替实施,使试验区一直处于低气油比开发阶段。     

CO2/表面活性剂复合驱油提高采收率研究

随着油田中大量轻烃采出，CO₂与地层原油的极性差异变大，萃取原油效果变差，并且由于黏性指进和过早突破的问题，开发效果越来越不理想。基于此，初选6种目前常用的驱油表面活性剂，进行溶解度、降黏实验以及耐盐、耐温实验，对表面活性剂进行筛选和评价。通过细管驱替实验测定地层压力下纯CO₂驱和复合驱的驱油效率，评价复合驱提高采收率的可行性。实验结果表明：表面活性剂AES能大大降低原油黏度，有效改善其流动性，并能溶于超临界CO₂，具有良好的两亲性，同时化学稳定性也符合生产要求，可作为驱油剂使用；在不高于混相压力下，以0.08 PV的表面活性剂段塞注入地层，在各个压力点下，复合驱的驱油效率都比纯CO₂驱要高，证明了复合驱提高采收率的可行性，原油MMP降低了5 MPa，使得油田的CO₂近混相驱甚至混相驱具备可能性。     

兴古潜山油藏注气开发优化技术研究

兴古潜山油藏依靠天然能量开发,存在地层压力下降快、产量递减快以及采收率低等问题。本文通过对比不同开发方式,确定了注气开发为该油藏的最优开发方式。综合考虑不同注入气体的性质以及气源能实际条件的限制,选取烃类气体作为注气开发的注入介质。通过数值模拟的手段对注气开发方式下的注采参数进行优化,得到的最优注采参数为:注入时机为2014年1月、注采比1∶1、单井注入量91.6万方、采油速度1.5%~2.0%。所得结果可对现场注气开发起到一定的指导作用。     

低渗透油藏增效开发技术研究与应用

影响低渗油藏储层驱替压力系统建立的最主要因素是启动压力梯度。所以,在低渗透油藏的开发中,应按照一定标准适当缩小注采井距来提高驱替压力梯度,采取整体压裂措施减小启动压力梯度。此外,采用数值模拟的方法对油藏开发方案进行优化,优化项目主要包括注水和压裂时机的选择。这对低渗透油藏的高效开发有重要的意义。     

低渗透油藏CO_2驱油效果评价

针对低渗透油藏水驱采收率低,注水困难的特征,通过分析具体油藏的地质、储层及原油物性和最小混相压力等条件,确定了该油藏满足进行CO_2混相驱的要求。使用数值模拟软件Eclipse对该油藏进行模拟,对比连续注水、连续注气和周期注气三种开发方式,发现周期注气开发效果最好。当注停时间比为2:1时采出程度最高,分析其原因为注停时间比为2:1时,低渗透油藏能量的传播使地层压力重新均匀分布。对比不同CO_2驱替压力,发现当驱替压力在CO_2最小混相压力附近时采出程度最高,驱替压力大于最小混相压力,随着压力增大,采出程度越低,分析原因为储层发生堵塞现象。