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低渗透油藏天然气驱提高采收率数值模拟研究 总被引:9,自引:3,他引:6
针对低渗透油藏的地质及开发特点,在PVT实验和相态拟合的基础上,应用数值模拟技术研究了天然气驱开发方式对开发效果的影响。研究结果表明,注天然气可以较大幅度的提高低渗透油藏的采收率;气水交替驱是最佳的开发方式,并且水驱后气水交替驱的效果比投产初期就采用气水交替驱效果更好。 相似文献
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延长油田乔家洼区块属于典型的低孔、特低渗油藏。针对该区块基质致密和非均质性严重造成注水开发效果差的问题,通过开展CO2室内驱油实验,在水驱基础上分别对连续气驱和气水交替驱驱油潜力进行评价,并对气水交替驱流体注入速度、段塞尺寸及气水比等注入参数进行优化;同时,对区块采用水驱、优化井网后水驱、利用优化的CO2驱注入参数开展气驱和注气5 a后转气水交替驱4种开发方案进行数值模拟产量预测。实验结果表明:CO2驱在目标区块高含水后有着较大驱油潜力,连续气驱和气水交替驱分别在水驱基础上可提高采收率8.43,20.95百分点;最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.727 m L/min,0.10 PV,1∶1。数值模拟结果表明,连续气驱和注气5 a后转气水交替驱,在开发15 a末,在水驱基础上分别可以提高采收率13.81,12.98百分点。 相似文献
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根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟软件,研究CO2不同注入方式下的驱油效果。数模结果显示,与水驱和连续注气方式相比,交替驱能大幅提高原油采收率。衰竭开采后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速增加,然后逐渐降低,不过采收率变化幅度较小。注水开发后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速降低,然后逐渐增加,采收率降低幅度较大。注水开发后,经过一段时间焖井,再进行气水交替驱,焖井时间与采收率关系比较复杂,最佳焖井时间可以通过数值模拟得到。 相似文献
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CO2驱油在特低渗油藏中具有较好的应用效果,是提高采收率的重要方法。以延长油田H区块为研究对象,分析目前注水开发存在的问题,根据动静态参数将井组分成2类,应用数值模拟方法,分别对2类井组CO2驱油的开发方式、注气时机、注气速度、井底流压及气水交替周期进行了优化。结果表明,以气水比1∶1且气水交替的方式在油井含水40%~60%时注气效果最佳。第1类注气井组的最优注气速度为10~15 t/d,井底流压1 MPa,气水交替周期60天;第2类注气井组最优注气速度为5~10 t/d,井底流压2 MPa,气水交替周期30天。该研究结果对H区块低渗油藏现场注CO2驱油设计具有重要的指导作用。 相似文献
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气水交替驱技术在稠油油藏中的应用 总被引:3,自引:0,他引:3
目前辽河油田的中深层稠油油藏大多数主力区块已进入蒸汽吞吐的中后期,蒸汽驱是蒸汽吞吐后提高采收率最有效的接替技术。对于不适合转蒸汽驱的稠油油藏如何提高采收率,在曙光油田杜66块曙43-530井组进行了气水交替驱的先导试验。试验已实施近1年,井组产液量、产油量明显增加,油井动液面上升,油藏能量得到补充,初步取得了较好的效果。对于已处于吞吐中后期、油藏能量亏空严重而不适宜转蒸汽驱的普通稠油油藏来说,注入烟道气等非凝析气体进行气水交替驱是一种可供选择的开采方式。图2参2(李秀娈摘) 相似文献
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影响CO2气水交替驱开发效果的参数较多,为了得到最佳开发效果,以特高含水开发阶段的A井组为研究对象,运用数值模拟方法,对该井组CO2气水交替驱注入参数进行了优化,建立了一套CO2气水交替驱、提高采收率注入参数优化的思路和方法。结果表明:实施CO2气水交替驱能使高含水井含水率下降5~10个百分点,增加产油,并保持地层压力稳定,维持油井长时间经济有效生产。 相似文献
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针对工艺酸性凝液注入循环水系统以后出现铁离子超标,加剧腐蚀速率,水质运行较差的情况,重新筛选出了调整药剂,并将调整药剂应用到循环水中,取得了预期的效果。 相似文献
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累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系 总被引:1,自引:1,他引:0
鉴于目前很多文献中出现错误的累积存水率和累积水驱指数与含水率的关系式,从累积存水率和累积水驱指数的定义出发,结合石油天然气标准中推荐的6 种水驱特征曲线,推导出了正确的累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系表达式。用该系列公式可以正确评价水驱油田的注水适应性及开发效果。 相似文献
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《Petroleum Science and Technology》2013,31(6):819-823
Abstract: A new model for predicting water content of natural gas in equilibrium with water is obtained. This formula is a function of pressure and temperature and is applied within a wide range of temperatures and pressures. This new formula shows good data fit, with an average absolute error of 4.2 for 164 data points. 相似文献
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A new model for predicting water content of natural gas in equilibrium with water is obtained. This formula is a function of pressure and temperature and is applied within a wide range of temperatures and pressures. This new formula shows good data fit, with an average absolute error of 4.2 for 164 data points. 相似文献