非混相二氧化碳开采稠油

对埋藏深，油层薄，含油饱和度或孔隙度小的中等粘度稠油油藏来说，采用热采法开采不经济，需求寻一种开采效果比较好的非热采方法，该本通过对非混相二氧化碳开采稠油的室内研究和矿场试验的调研，证明非混相二氧化碳是开采这类稠油油藏的有效方法。     

海上强边底水油帽稠油油藏注CO2提高采收率

A油田馆陶组是受断层切割的低幅构造“水上漂”稠油油藏,其油层厚度薄、油柱高度低,边底水能量强.用Eclipse数值模拟技术进行了稠油油藏注CO2混相能力评价、注CO2流体相态模拟实验,以及不同开发方式注采参数优化、合理开发方式优选,形成了一套强底水稠油油藏高效开发模式.结果表明:在原始地层压力条件下,CO2无法与地层原油混相,同时由于油藏构造平缓,也无法实施重力稳定驱,因此只能实施CO2非混相采油;CO2具有很强的溶解能力和膨胀能力,对地层原油有很好降黏效果;注CO2单并吞吐开发效果好于CO2非混相平面驱,衰竭开发效果最差;CO2吞吐有利于降低油水流度比、降低生产压差,抑制底水上窜,是海上底水稠油油藏提高采收率一种较为合适的方法.     

油层纵向渗透率非均质性对蒸汽驱开采效果的影响

应用数值模拟的方法和渗透率变异系数的概念，研究了３各类型稠油油藏纵向渗透率非均质性对蒸汽驱开采效果的影响规律。结果表明：稠油油藏纵向渗透率非均质性对蒸汽驱开采效果有较大影响，其影响大小不仅与渗透率非均质程度有关，而且与沉积旋回有关。同时指出，要提高纵向渗透率非均质性严重的稠油油藏的蒸汽驱开采效果，应采取有效措施防止蒸汽带过早突破，提高蒸汽波及效率。     

稠油高温气体辅助蒸汽驱的可行性研究

针对目前稠油油藏开发效益差、产量低的现状,开展了适用稠油油藏的注气方式研究。从稠油粘温特性和流变特性入手,分析了蒸汽驱开采稠油的驱油机理以及目前开发中所存在的问题,并通过理论分析和室内实验,对利用氮气、二氧化碳气体的性质,辅助蒸汽高效开采稠油的可行性进行了深入研究。结果表明,加入氮气、二氧化碳的高温气体辅助蒸汽驱相比单纯蒸汽驱具有明显优势,原油采收率显著提高。     

龙虎泡油田高台子油层二氧化碳驱最小混相压力研究

最小混相压力是确定油藏能否采用混相驱的重要依据,测定最小混相压力方法最好的是细管实验法。应用细管实验法对大庆龙虎泡油田高台子油层进行了二氧化碳驱最小混相压力的测定,并利用经验公式对最小混相压力进行计算,确定高台子油层二氧化碳驱最小混相压力为21.7MPa,由于最小混相压力高于地层压力(地层压力18.18MPa),因此,二氧化碳驱油过程为非混相驱,但可以达到近混相。     

二氧化碳驱油

二氧化碳驱油是应用最为广泛的气体混相和非混相驱油方法。CO2驱适应范围广泛，在轻质油藏和重质油藏均可使用，一般能使原油采收率提高10％～15％。二氧化碳驱发展最快的国家     

蒸汽-二氧化碳-助剂吞吐开采技术研究

针对辽河油田杜84块生产中出现的问题而进行了二氧化碳吞吐开采,总结出蒸汽-二氧化碳-助剂辅助吞吐开采稠油工艺的技术机理.利用经验方法确定了二氧化碳吞吐开采稠油的热力学物性特征,包括溶解度和粘度.采用数值模拟方法比较了二氧化碳吞吐与常规蒸汽吞吐采油速度和采收率的差别.结合杜84块油藏的实际情况,对二氧化碳吞吐参数进行了研究,确定了适宜的注汽压力、注汽量和施工工艺.最后对施工效果的统计和分析表明,蒸汽-二氧化碳-助剂吞吐工艺可加快采油速度,是开采稠油、超稠油的经济、有效的工艺技术.     

孔隙型碳酸盐岩油藏提高采收率驱油方式实验

针对中东地区部分碳酸盐岩油藏以孔隙型储层为主、裂缝和溶洞不发育、渗透率较低的特点,在分析中东某油田A油藏流体物性的基础上,开展提高采收率驱油方式实验研究。结果表明：气驱可使原油体积膨胀、粘度降低、流动性改善,即使在非混相条件下也可提高采收率;在A油藏的储层条件下,注伴生气不能实现与原油混相,注二氧化碳则可以实现混相;二氧化碳—水交替混相驱采收率最高,伴生气—水交替非混相驱也可以在一定程度上提高采收率;水驱后再进行二氧化碳—水交替混相驱,采收率可提高近20%,而注伴生气非混相驱后再进行二氧化碳—水交替混相驱,采收率仅提高2%左右。由实验结果可知,在实际油田开发过程中,不宜进行气体非混相驱与混相驱组合的驱油方式,可先进行水驱,然后进行二氧化碳—水交替混相驱。     

胜利油田火烧油层现场试验

针对胜利油田大多数稠油区块及其他难动用区块开发方式单一，开采难度越来越大的情况。进行了火烧油层配套技术的研究。火烧油层的相关配套技术得到进一步完善，在高渗透稠油油藏、低渗透稠油油藏、蒸汽吞吐后稠油油藏及敏感性稠油油藏4种类型的油藏中进行点火试验取得了成功，获得了较好的效果，为今后火烧油层法开采难动用储量提供了技术储备。     

低渗透油藏二氧化碳驱修正毛管数理论及参数优化

由于注采压差较大,使得低渗透油藏二氧化碳驱注采井间同时存在混相、近混相和非混相3种状态,因此仅通过传统的最小混相压力来评价低渗透油藏二氧化碳驱效果存在较大的局限性。为此,综合考虑二氧化碳驱过程中的扩散作用、溶解膨胀作用、粘度降低作用、界面张力降低作用、气油粘度比与密度比变化及润湿性改善作用等,对传统的毛管数理论进行改进,建立了适用于低渗透油藏二氧化碳驱的修正毛管数理论。运用该理论,结合二氧化碳溶解前、后流体高温高压物性实验和不同条件下的长岩心驱替实验,评价并优化了腰英台油田低渗透油藏二氧化碳驱的注采参数。结果表明,目标油藏二氧化碳驱的临界毛管数为4.5×10~(-7)~6.0×10~(-7),二氧化碳驱的最佳注入速度为0.4 mL/min,最佳平均注入井底流压为28.84~33.43 MPa。自2011年4月起,将优化获得的注入压力和注入速度应用于腰英台油田腰西区块二氧化碳矿场试验,截至2015年3月,累积注气量为16.7×10~4m~3,累积增产原油19 253 t,取得了良好的开发效果和经济效益。     

CO2启动盲端孔隙残余油的微观特征

低渗透油藏中存在大量的盲端孔隙,其中赋存的原油通常难以被水驱启动,成为水驱残余油的一种表现形式。建立玻璃刻蚀微观盲端孔隙模型,饱和油后开展室内实验模拟水驱、CO2非混相驱和CO2混相驱等开发过程,利用微观可视系统观测盲端孔隙中残余油在各种驱替方式下的启动特征。实验结果显示,水驱仅可以进入盲端孔隙较浅的区域,难以启动残余油;CO2非混相驱可深入盲端孔隙,部分残余油被启动,并沿内壁流出,进入主通道;CO2混相驱则可以驱替盲端孔隙深部的残余油,且随着CO2注入孔隙体积倍数的增大,基本可以将盲端孔隙中的原油驱替干净。分析认为,水驱仅依靠压力变化及流体弹性启动极少量的盲端孔隙残余油,而超临界CO2则可以不停地与残余油发生组分交换,通过流体间的传质作用进入盲端孔隙,从而启动大量残余油。因此,超临界CO2不仅对常规驱替介质波及的可流动孔隙具有较高的驱油效率,还可以启动盲端孔隙中的残余油,降低残余油饱和度,提高采收率。     

低渗透油藏CO2驱注入方式优化

根据吉林油田某低渗透区块的油藏条件,运用数值模拟方法研究不同驱替方式下的驱油效果。数模结果显示,交替驱替方式优于注水方式和连续气驱方式,能大幅度提高原油采收率。在交替驱过程中,气段塞和水段塞的先后顺序对采收率有显著的影响,气水交替驱优于水气交替驱,随着注气速度的增加,采收率的差值也逐渐增加。气水交替驱注入CO2能够和原油充分接触,越早注入CO2,对提高原油采收率越有利。该研究不仅为低渗透油田CO2驱油技术提供了理论基础,而且对于国家下一步进行CO2驱油和埋存潜力评价及规划具有重要的借鉴意义。     

稠油油藏注CO2适应性研究

为了得到方便实用的稠油油藏注CO2选井标准,以辽河油田的高升、冷家堡油藏为例,运用数值模拟和油藏工程方法对稠油油藏注CO2吞吐/驱替进行了适应性研究,得出了CO2吞吐/驱替的适应性参数。可以看出,CO2吞吐和CO2驱替对油藏参数和施工工艺参数的要求有很大不同。研究表明,原油黏度和含油饱和度是影响CO2换油效果最敏感的油藏参数;而周期注入量(CO2吞吐)和注入速度(CO2驱替)是影响CO2换油效果最敏感的施工工艺参数。所得的结果对选择合适的稠油油藏实施恰当的注CO2工艺有一定的指导意义。     

下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱实践与认识

下二门油田核二段Ⅱ油组属于普通稠油油藏,油层厚度薄、非均质严重、地下原油粘度大。经过20多年的水驱、聚合物驱及后续水驱开发后,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差。二次聚合物驱采用井网调整技术、注采参数优化技术、全过程调剖技术、动态调整技术等关键技术,取得了较好的矿场应用效果。实践表明二次聚合物驱能较好地改善该油藏的开发效果,是进一步提高采收率的有效途径。下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱是国内第一个开展二次聚合物驱的单元,其成功经验为类似油藏的开发提供了借鉴。     

水驱废弃油藏注二氧化碳驱室内试验研究

为探讨进一步提高高温、高盐水驱废弃油藏采收率潜力,以河南濮城沙一下亚段油藏为目标,开展了注入CO2流体性质变化、细管驱替、长岩心驱替室内试验。试验验证了注入CO2可改善原油流动性、有效增加地层能量和可动油等驱油机理;油藏原油性质好,混相压力低,目前油藏条件可达到混相;优选CO2/水交替驱为最佳注入方式;优化了注入段塞组合;组分检测分析认为CO2/水交替驱波及到了水波及不到的原油。研究结果为濮城沙一下亚段油藏CO2驱矿场试验提供了技术支持,并对其他特高含水期油藏注CO2进一步提高采收率同样具有借鉴意义。     

CO_2驱后储层及剩余油物性变化探讨

目前对注CO2提高原油采收率相关问题研究已经比较深入,而对CO2驱后储层及剩余油物性变化的研究还不多。据统计,成功进行CO2驱后剩余油饱和度约30%,为进一步提高原油采收率,研究CO2驱后储层及剩余油物性的变化是非常必要的,主要从以下三个方面进行分析：CO2驱后储层物性变化、CO2驱后剩余油物性的变化及剩余油与储层之间的关系变化。     

热-化学技术提高稠油采收率研究进展

在稠油开采过程中,热力采油法一直是提高稠油采收率的主要方式。针对稠油油藏水驱采收率低及部分油层(如部分薄层、深层、热敏层等)不适宜于热采的特点,在稀油化学驱技术的基础上发展了稠油化学驱技术。近年来研究发现,将稠油热采和稠油化学驱技术相结合使用,可大大提高稠油采收率。在调研大量相关文献的基础上,综述了稠油化学驱以及稠油热(蒸汽)-化学复合采油技术的研究进展,分析了其提高稠油采收率的作用机理和存在的问题,认为热-化学水平井复合采油技术是今后稠油开采的一项重要技术。     

稠油油藏化学驱原油黏度界限数值模拟研究——以胜利油田孤岛东区普通稠油油藏为例

稠油油藏常规注水开发主要面临原油黏度高、储层非均质性强、采收率低等问题。以孤岛油田东区南15-5#站普通稠油油藏化学驱效果为基础,针对胜利油区不同原油黏度油藏条件,与矿场实际动态相结合,建立了化学驱油藏数值模拟模型;通过收集不同原油黏度油藏的高压物性、相渗曲线等开发试验数据,研究不同原油黏度对水驱、化学驱开发效果及注采能力的影响;考虑提高采收率和经济性两方面指标,初步确定适合化学驱的稠油油藏的地下原油黏度界限为500 mPa·s。在合适原油黏度条件下,应用化学驱技术可以提高稠油油藏原油采收率。     

冷42断块CO2吞吐试验研究

深层特稠油油藏冷42断块依靠蒸汽吞吐开发,由于回采水率较低,因此开发效果较差.利用GO2易溶于原油中、能够降低原油粘度、体积膨胀等特性,进行GO2吞吐研究.通过现场试验,改善了开发效果,提高了原油采收率,为同类型油藏开发提供了一定的借鉴.     

胜利油田特低渗透油藏CO2驱技术研究与实践

胜利油田适合CO2驱的特低渗透油藏资源量丰富,但这类资源具有埋藏深、丰度低、非均质性强、混相压力高的特点,特低渗透油藏CO2驱面临混相难、波及系数低等技术难题。综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法,采用物理模拟和数值模拟相结合的手段,形成了CO2驱提高采收率油藏适应性评价体系、室内实验技术、油藏工程方案设计优化技术系列,配套了CO2驱注采工艺等技术。矿场试验表明,CO2具有较好的注入能力,增油效果明显:高89-1块CO2驱先导试验区CO2累积注入量为30.7×104t,累积增油量为6.9×104t,中心井区采出程度为18.6%,已提高采收率9.7%。樊142-7-X4井组超前CO2注入量为1.9×104t,地层压力由17 MPa恢复至33.7 MPa,实现混相,对应油井自喷生产,单井日产油量稳定在5~6 t/d,远高于注气前的1 t/d。