稠油油藏注CO2提高采收率影响因素研究

与稀油注CO₂提高采收率机理不同,CO₂与稠油无法达到混相,因此影响其开发效果的主要因素差别很大,特别是在热化学复合采油过程中,注入的CO₂主要发挥隔热、降黏、增能的作用。为了进一步研究不同因素对稠油油藏注CO₂驱替效果的影响,在稠油样品物性分析的基础上,利用正交实验方法研究了原油黏度、温度、压力和渗透率对稠油油藏注CO₂提高采收率的影响。温度对采收率影响最大,其他因素由大到小依次为:渗透率、压力、油样类型。根据实验结论及认识,综合考虑地层温度、油藏渗透率等因素,在胜利油田开展了稠油油藏注CO₂吞吐提高采收率矿场试验。从矿场实际生产结果来看,油藏温度增加以及油藏渗透率提高,都有利于注CO₂吞吐开发,都能够有效提高油井产量。      

稠油油藏CO2吞吐参数优化

向稠油油藏中注入CO₂具有降低原油黏度、增加流体流度、使原油膨胀和原油组分蒸发的作用,可达到提高原油产量的目的。针对三塘湖盆地马朗凹陷西北部的马北构造带上马46 井区低流度稠油油藏的特点,应用油藏工程方法结合数值模拟对该油藏进行了CO₂吞吐可行性研究,通过优选吞吐参数、CO₂吞吐矿场试验及跟踪评价,取得了较好的效果。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8储层致密砂岩油藏注CO2提高采收率

鄂尔多斯盆地红河油田地层压力系数低,天然能量开发递减较快、采收率低,难以实现有效开发。而长8储层裂缝较发育,注水补充能量开发存在油井水窜严重、见效低等问题。为了解决补充能量的问题,进行红河油田长8储层注CO₂提高采收率的可行性实验研究,室内开展了PVT实验、最小混相压力实验和裂缝岩心CO₂驱油实验,并评价了CO₂吞吐的开发效果。实验结果表明：红河油田原油注入CO₂后体积增大,具有较强的膨胀能力。而且随着混合体系压力逐渐增大,原油与CO₂能产生明显的相互扩散传质作用。长细管混相仪法测得红河油田原油与CO₂的混相压力为17.34 MPa,低于红河油田原始地层压力,注CO₂驱油能达到混相条件。通过多轮次CO₂吞吐实验,在弹性开发采收率4.04%的基础上可提高采收率3.14%。综合室内可行性评价实验结果看,红河油田长8储层注CO₂补充能量开发具有可行性。     

超低渗透油藏CO2吞吐利用率实验研究

CO₂吞吐技术是开发特低渗透、超低渗透油藏的有效方式,但吞吐过程中CO₂的利用率如何亟待研究。利用长庆油田某超低渗透油藏天然岩心进行了室内CO₂吞吐物理模拟实验,分析了不同注入压力下CO₂吞吐的采收率规律和CO₂利用率。研究发现,CO₂吞吐的累计采收率随着注入压力的升高而增大,并逐渐减缓;CO₂利用率随着吞吐轮次的增加明显降低,前4轮CO₂吞吐中CO₂的利用率较高;提高CO₂注入压力使CO₂-原油体系达到近混相或者混相状态,不仅能够获得更高的采收率,而且不会显著增加CO₂气源方面的成本。研究结果表明,油田应用CO₂吞吐技术时采用近混相或者混相方式进行4个轮次的吞吐,能够取得较好的开发效果和经济效益。      

中深层油藏注CO2吞吐可行性模拟研究

针对冀东油田中深层油藏地质特征和流体性质,应用数值模拟技术,对比分析影响中深层油藏注CO₂吞吐效果的油藏特征参数,提出了中深层油藏注CO₂吞吐的适宜条件。研究表明,对比浅层油藏,中深层表现出渗透率低、地层压力高,原油气油比高、饱和压力高、黏度低的特点;中深层油藏注CO₂吞吐的适宜条件应满足：地层压力适度高于泡点压力,但不高于混相压力,应采取适度非混相吞吐;剩余油饱和度不低于40%;渗透率高,有利于进行CO₂吞吐。     

注CO2重力驱技术在海拉尔油田高倾角断块油藏的适用性

海拉尔油田高倾角油藏石油探明地质储量规模大,地层倾角超过10°以上的储量占总探明地质储量的68.6%。受构造高差的影响,常规注水开发难以实现构造顶底部位油井均衡驱替,边底部油井含水率上升快,构造高部位油井受效差,整体开发效果不理想。针对海拉尔油田高倾角断块油藏水驱开发效果差的问题,以注CO₂重力驱油实验为基础,以油藏数值模拟为手段,开展注CO₂重力驱油机理、影响因素及适用性研究。结果表明：当以原始地层压力10.57 MPa注入1.2 PV的CO₂时,CO₂驱油效率可达55.9%,能大幅度提高高倾角断块油藏的采收率;地层倾角、储层渗透率、注气速度是影响注CO₂重力驱效果的主要因素;海拉尔油田有4 411.35×104 t石油探明地质储量适合开展注CO₂重力驱开发,注CO₂重力驱技术在海拉尔油田具有广阔的应用前景。     

致密砂岩油藏能量补充方式评价及优化

针对致密砂岩油藏大规模体积压裂开发后能量补充困难的问题,利用自主设计制作的大型人造三维岩心物理模型和物理模拟实验舱,开展致密砂岩油藏能量补充方式优化研究。实验结果表明:致密砂岩油藏压裂开发过程中,地层能量损耗严重,采取注水或注气的方式可有效进行能量补充;地层中裂缝规模越大,越有利于原油渗流,后续补充能量的传播范围越广,有助于进一步提高原油采收率;从提高驱油效率和扩大波及系数方面优选吞吐渗吸介质,CO₂均优于活性水,CO₂吞吐开发在矿场试验中取得了显著的增油效果,因此,CO₂吞吐作为一种有效的能量补充方式在致密油开发中展现了良好的应用前景。该文分析了致密砂岩储层水平井压裂开发的渗流规律,优选出致密砂岩储层大规模压裂开发后最佳渗吸介质,可为致密砂岩油藏开发设计提供重要的理论依据。     

吉木萨尔页岩油CO2吞吐方案优化及试验效果评价

针对吉木萨尔页岩储层衰竭式开发采收率低,传统提高采收率措施难以有效增产的问题,提出了CO₂吞吐提高采收率的方法。运用数值模拟方法,建立了工区储层油藏数值模拟模型,依据水平段长度及油层厚度优选了适用于CO₂吞吐的试验井,明确了基质增能对于CO₂吞吐的决定性作用,并对CO₂吞吐的工作制度进行了优化。最终将优化方案应用于现场试验,结果表明:试验井间存在裂缝窜扰,导致CO₂吞吐注入阶段气窜严重,CO₂未充分进入基质置换原油,整体开发效果较差。研究内容对页岩油藏注CO₂吞吐提高采收率具有参考意义,可为调整CO₂吞吐开发方案提供借鉴。     

稠油油藏蒸汽吞吐后转注CO2吞吐开采研究

利用物理模拟技术,对蒸汽吞吐后期的稠油油藏转注CO₂吞吐技术以改善其开采效果的机理进行了研究,结果表明,蒸汽吞吐后期油藏转注CO₂吞吐开采:1增加了弹性驱能量;2CO₂溶解于稠油中,使原油粘度降低;3乳化液破乳:高轮次吞吐使原油物性变差,粘度大幅度增高;而CO₂溶解于稠油和水中降低了油水界面张力,使原油粘度大幅度下降;4油水相对渗透率曲线特征得到改善,残余油饱和度降低.实验研究及现场试验结果表明,稠油油藏蒸汽吞吐后期转注CO₂吞吐开采在技术上和经济上都是可行的.该技术改善了稠油油藏蒸汽吞吐后期的开发效果.     

低渗小断块小砂体二氧化碳吞吐影响因素研究

低渗小断块油藏资源丰富，然而低渗透油藏由于孔吼细小、渗透率低，常规注水开发不是行之有效的方法。注CO₂可以大幅提高原油采收率，兼顾碳减排与提高采收率，是低渗透小断块改善开发效果的有效方式。胜利油田小断块、小砂体井网不完善，注CO₂驱油难以实施，CO₂吞吐技术通过注入-焖井-生产的方式开发，是一种井网不完善的小断块开发的有效方法。矿场实施CO₂吞吐影响因素较多，需要进一步开展研究。本文通过数值模拟，研究了不同油藏条件下CO₂吞吐效果，为矿场实施CO₂吞吐提供指导     

静态参数对板桥油田板南断块CO2吞吐效果影响研究

为改善板桥油田板南断块产能低、含水较高、采出程度低和地层能量不足等问题, 2018年12月对板14-1断块水平井45 H实施CO₂吞吐技术,降水增油效果明显。为了在板南断块推广该技术,进行静态参数对CO₂吞吐效果影响研究。根据板南断块的地质特征,运用油藏数值模拟方法,通过对比不同静态参数下单井累计增油量和换油率,开展储层孔隙度、渗透率、地层原油黏度、水平井长度及避水高度对水平井二氧化碳吞吐效果的影响研究。结果表明,地层原油黏度及水平井避水高度对底水能量活跃的常规稠油油藏CO₂吞吐效果影响较大,储层孔隙度、渗透率和水平井长度的影响较小。对于板南断块,适宜进行CO₂吞吐的区块孔隙度为30%~35%,渗透率（1 300~1 900）×10-3 μm2,地层原油黏度50~65mPa·s,水平井长度200~230 m及水平井避水高度4~6 m。     

玛湖凹陷致密砾岩油藏CO2异步吞吐提高采收率

CO2具有增能和降黏的特性,CO2异步吞吐是提高致密油藏采收率的有效途径之一,通过注气井组"注—采—焖"相互配合,可提高井间储量动用程度,有望成为准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩油藏提高采收率的接替技术.综合考虑地层压力、饱和压力及最小混相压力,设计双岩心并联的CO2异步吞吐实验,以明确储集层物性、注采压差和吞吐时机对开发效...     

致密油藏超临界二氧化碳吞吐开发特征实验研究

针对鄂尔多斯盆地致密油藏采油速度快速递减、油藏压力无法保持的问题,探索采用超临界CO₂吞吐开发方式开展超临界CO₂吞吐长岩心实验研究,探讨了超临界CO₂吞吐方式提高致密油采收率的作用机理、开发特征、影响因素等,探究了注气速度、注气相态、N₂辅助保压、衰竭压力等重要操作参数对提高致密油采收率的影响。研究表明:超临界CO₂吞吐能有效提高致密油采收率,效果优于常规CO₂吞吐;注气速度对采收率影响较小;注N₂辅助保压能大幅度提高致密油采收率及换油率;吞吐前3个周期开发效果最佳,占总采收率的91.5%。研究成果证实了注超临界CO₂吞吐提高致密油采收率的可行性及巨大应用潜力,可为鄂尔多斯盆地致密油藏高效开发提供理论基础和技术支持。     

二氧化碳混相压裂吞吐实验

针对南堡凹陷高5断块V油组常规水力压裂开发效果不佳的问题,通过开展PVT和岩心混相吞吐实验,明确CO₂混相压裂吞吐提高采收率作用机理,并利用矿场试验进一步验证技术有效性。研究结果表明:在目前地层压力(33.00 MPa)下,CO₂与原油可实现混相,且注入摩尔分数为60%的CO₂后原油体积膨胀41.01%,黏度降低33.08%,密度增加7.28%,表明CO₂对原油具有较好的增溶、膨胀、降黏作用;CO₂混相压裂吞吐采出程度可达到60%以上。试验井CO₂混相压裂吞吐后稳定生产26个月,累计增油2 200 t,原油重质组分得到了有效动用。该研究为低渗及致密油藏效益开发提供了有效技术途径。     

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。     

稠油油藏多轮次减氧空气吞吐后复合注气增油机理

为了提高稠油油藏注气吞吐生产效果,针对水驱后多轮次减氧空气吞吐接续注入不同气体或不同气体复合的吞吐增油机理认识不清这一实际问题,开展了一维和三维物理模型实验及正对井和反五点井网的数值模拟,采用不同轮次采油量和原油组分对比分析、渗流过程研究等手段,分析了减氧空气、二氧化碳、天然气等不同气体在稠油油藏吞吐过程中的驱油和洗油机理。结果表明：减氧空气吞吐以堵水为主,多轮次后水线容易突破而较快失效;前置二氧化碳段塞后续注入减氧空气的复合吞吐,发挥了堵水和驱替剩余油的协同作用;先注入减氧空气后注入天然气的复合吞吐,溶解了近井区域重质原油组分,起到了增能、降黏和疏通孔隙的多重作用。10轮次的实验和数值模拟综合研究,明确了3种气体及其复合吞吐的增油机理,得到现场实际井的验证,可供类似稠油油藏气体吞吐提高采收率参考。     

N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究

经CO₂多轮吞吐后,华北某稠油油藏增油效果逐年变差,为进一步改善开发效果,采用N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率。为明确N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率机理,通过泡沫体系动、静态性能评价试验,评价了N₂泡沫体系的封堵性能;采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N₂泡沫/CO₂复合吞吐室内物理模拟试验,分析了N₂泡沫与CO₂复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明,质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠（AOS）和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺（HPAM）可形成稳定的泡沫体系,其封堵率达到99.57%,可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明,N₂泡沫/CO₂复合吞吐可使采收率提高22.74百分点,吞吐过程中含水率最低可降至2.07%,有效作用期是纯CO₂吞吐的2.5～3.0倍。N₂泡沫/CO₂复合吞吐可有效扩大CO₂和后续水的波及体积,为其后续现场应用提供理论支撑。      

页岩油储层裂缝对CO2吞吐效果的影响及孔隙动用特征

为了分析页岩水力压裂后产生的裂缝对CO₂吞吐效果的影响,采用低场核磁共振测试技术,开展了不同渗透率级别页岩CO₂吞吐试验,研究了裂缝对不同渗透率储层CO₂吞吐效果的影响。研究发现,裂缝显著提高了CO₂吞吐初期的采油速度和采收率;但随着渗透率升高和吞吐次数增多,裂缝对采收率的影响程度逐渐降低;渗透率对裂缝岩心的吞吐效果影响明显小于无裂缝岩心,表明裂缝能够降低渗透率对CO₂吞吐采收率的影响;随着吞吐次数增多,裂缝提高大孔隙原油采出程度的幅度减小,而提高小孔隙原油采出程度的幅度增大,但大孔隙仍是原油的主要产出部位。研究结果表明,大孔隙原油的产出主要靠体积膨胀和溶解气驱,速度快且产量大;而小孔隙中原油的产出主要靠抽提和传质方式,过程缓慢且产量小。研究结果为评价裂缝性油藏的产油特征、改善生产动态提供了理论依据。      

带油环凝析气藏注气吞吐采出流体特征

凝析气藏注气吞吐可提高采收率,但凝析气藏注气吞吐实验一般多研究注气量、注气速度及采收率的变化,而缺乏对注气后采出流体组分变化规律的研究.在建立带油环凝析气藏多次注气吞吐室内物理模拟评价方法的基础上,开展了带油环凝析气藏衰竭式开采后注气吞吐开采实验.结果表明:凝析气注气吞吐开采过程中,随注气吞吐次数增多,产出流体N2+C...