胜利油田高89区块低渗油藏CO2近混相驱替机理研究

低渗透油藏中CO2驱较难实现混相,而非混相驱驱替效率较低。为实现高效率非混相驱油,以胜利油田高89区块油藏为对象,研究了CO2近混相驱技术可行性及提高采收率机理。通过PVT实验和细管实验,确定了油藏原油的最小混相压力;通过不同相态下的岩心驱替实验,研究了相态变化对CO2驱替效率的影响;通过油藏数值模拟分析了CO2近混相驱提高采收率的机理。实验结果表明,近混相驱与混相驱相似,同样具有溶解、抽提等作用,对于较难实现混相驱的低渗透油藏,近混相驱同样可以达到较好的开发效果。     

延长油田低渗透油藏提高采收率技术进展

延长油田低渗透油藏储量大,受储层基质致密、裂缝系统复杂的影响,常规注水开发效果差,原油采收率低,油田提高采收率需求迫切。基于延长油田CO2非混相驱油与封存一体化、低温油藏空气泡沫驱、生物活性复合驱和微生物驱技术及矿场实践,提出了低渗透油藏CO2非混相驱“溶蚀增渗、润湿促渗”新理论,形成了以提高CO2驱混相程度和CO2驱立体均衡动用为主的CO2非混相驱油技术,揭示了浅层低温油藏复合耗氧机制,完善了空气泡沫、生物活性复合剂和内源微生物激活剂配方体系。矿场实践表明低渗透油藏提高采收率技术在延长油田具有广阔的应用前景。     

渤南油田义34块特低渗透油藏二氧化碳混相驱实验

特低渗透油藏物性差,注水开发见效难,为了探索合理的开发方式,采用渤南油田义34块特低渗透油藏地层原油,进行了二氧化碳(CO2)混相驱实验研究.通过细管实验确定了CO2驱的最小混相压力,采用长岩心物理模型对完全水驱、完全水驱后持续CO2混相驱及初始持续CO2混相驱3种方式的驱替效果进行了实验研究.结果表明,该油藏最小混相压力为30.76 MPa,在目前地层温度和压力下,3种驱替方式下的最终采收率分别为42.15%,75.0%和69.21%.研究表明,CO2混相驱油可以获得比水驱更高的原油采收率,应尽早在渤南油田义34块油藏开展CO2混相驱矿场试验.     

超低渗透油藏CO_2驱提高采收率技术研究与应用

为进一步提高超低渗透油藏采收率,在研究CO_2驱油机理的基础上,以红河油田长8油藏为目标,通过岩心物理模拟实验对CO_2驱油方式进行了室内评价。实验确定红河油田长8油藏原油与CO_2最小混相压力为20.2 MPa,红河油田长8油藏CO_2驱可以实现近混相驱甚至是混相驱。长岩心室内实验表明CO_2混相驱的驱替压力小于水驱,CO_2/水交替驱可以大幅度提高采收率,相比于水驱可提高28.75%。CO_2驱矿场先导试验表明,CO_2驱油能显著提高超低渗透油藏油井产能,改善油井开发效果,能满足超低渗透油藏开发的需要,具有广阔的应用前景。     

CO_2驱提高低渗透油藏采收率的应用现状

国外注CO2混相和非混相驱油技术已在低渗透油藏中得到了广泛的应用。本文在阐述CO2混相和非混相驱提高采收率原理基础上,系统整理和归纳了实施CO2驱油藏的适应性和混相驱、非混相驱筛选标准。通过国内外低渗透油藏注CO2驱提高采收率应用情况分析,指出CO2驱能起到明显的增油降水和提高采收率的效果,提出应积极开展注CO2驱油技术的研究和现场试验的建议。     

大庆榆树林油田天然气驱油研究

随着勘探开发的不断深入和发展，我国低渗油藏所占的比例正不断加重，如何高效开发这类油气藏是石油工作者面临的一项重要任务。注天然气开发油藏已成为提高原油采收率的重要技术手段，对于高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和低渗透油藏，注天然气开采具有显著的效果。注天然气可更好地保持地层压力，解决注不进水造成的困扰。大庆榆树林油田属于低渗透的大型油田，注水开发效果差，为了大幅度提高此类油田的采收率，进行了一系列天然气驱油实验，包括细管实验和长岩心注入工艺实验，分析了影响采收率的因素和机理，并且采用数值模拟技术手段进行了模拟研究，结果表明大庆榆树林油田天然气驱只能非混相驱，天然气驱非混相驱可以大幅度提高油田采收率，天然气驱关键的因素是注入段塞的大小和注入的压力等方式的选择。     

岩心驱替实验法测定低渗透油藏 CO2近混相最小混相压力

CO_2在驱油过程中能否与原油达到混相,直接影响驱油效果和最终采收率。因此需对CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及近混相区域中最小混相压力进行系统研究。选取YC油田低渗目标区块,以室内油藏物理模拟为基础,通过均质和非均质长方形岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、采收率、驱替速度、气油比和渗透率级差的基础上,建立了测定最小混相压力的岩心驱替实验法。结果表明,该方法重复性好,可模拟低渗超低渗孔隙介质以及油藏非均质等性质,在模拟YC目标区块油藏非均质条件下测得CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa,与数值模拟软件计算结果相同,比传统细管实验测值17.8 MPa高出0.7 MPa。两种方法所测结果基本一致。用岩心驱替实验法可以探究渗透率及其非均质性和驱替速度等不同因素对最小混相压力的影响规律。该岩心驱替实验方法可用于确定CO_2近混相驱最小混相压力,为深化CO_2近混相驱油机理的认识及矿场应用提供技术基础和理论指导。     

CS油田阜三段CO_2驱室内试验研究

以苏北CS油田阜三段油藏岩心为研究对象,进行CO2驱室内试验研究。PVT恒质膨胀试验表明,注CO2气可使地层原油黏度降低78.3%,体积膨胀系数提高69%;细管试验表明,MMP为26.62 MPa小于地层压力29.888 MPa,能够实现CO2混相驱;对比CO2持续气驱、完全水驱后转CO2驱、水气交替这三种驱替方式,长岩心驱替试验表明,在低渗透小断块油藏早期进行水气交替混相驱可延迟CO2突破时间,最终采收率可达80%以上,较水驱提高34.44%,为现场CO2驱替方式的优选提供了依据。     

松南气田CO_2驱油试验研究

松南气田天然气CO2组分含量约为20%,不能直接排放到大气层。通过物理试验和数值模拟的方法确定好合理的参数,将分离出来的CO2注入到低渗、特低渗油藏,与地层原油形成混相,可以提高松南气田上覆腰英台油田的采收率。研究结果显示,通过物理试验和数值模拟可以很好的确定混相所需要的压力,组分等混相参数,同时可以通过模拟进行注入量和注入方式的优选。研究结果显示:CO2混相驱油,可以综合利用天然气中的CO2组分,形成CO2的零排放,同时提高低渗透油藏的采收率10%,效果显著,为解决类似问题提供了科学借鉴。     

沙一下油藏CO2混相驱替提高采收率的研究

以沙一下区块油藏为对象,研究了CO2混相驱技术可行性及提高采收率,通过PVT实验和细管模拟实验,确定了油藏原油的最小混相压力为18.41 MPa,原油采收率达90.01%。实验结果表明,注气驱达到混相压力后,注入压力对驱油效率影响不大,而在混相压力以下的近混相区,注入压力对驱油效率影响非常大。通过长岩心驱替模拟实验,对比了水驱和CO2驱替效率,结果表明CO2混相驱提高采收率达40.8%。     

CO_2混相驱驱油方式对榆树林油田采收率影响研究

CO_2混相驱中为减少气体发生指进,现场常用水气交替注入方式。为了研究CO_2混相驱不同水气驱方式对大庆榆树林油田提高采收率效果的影响,在长岩心上进行了采油工艺实验,研究了气体段塞总量和交替注入气体小段塞大小、含油饱和度大小和水气比对采收率的影响,结果证明了同条件下这些都是CO_2混相驱很重要的因素,注入气体0.3到0.4PV最佳,混相条件下最佳的水气交替驱工艺是至少要有先注入或者间断注入至少一个CO_2的0.1 PV以上的段塞,同条件下提高采收率最大。     

文13西块富气混相驱提高采收率室内试验研究

文13西块富气最小混相富化量以注入溶剂的拟临界温度表示为235．8K，长岩心驱替试验中水／富气交替注入比水驱采收率提高34．9个百分点，数值模拟研究结果为富气驱比同期水驱提高采收率11．33～16．95个百分点。室内试验研究表明，该区块通过注天然气驱开发采收率有较大幅度的提高，这一结果为中原油田富气混相驱提高原油采收率做好了技术准备。     

二氧化碳混相驱数值模拟结果的主要影响因素

结合胜利油区开展的低渗透油藏CO2混相驱先导试验，应用数值模拟方法，利用概念模型和实际油藏模型，确定了影响CO2混相驱数值模拟结果的主要因素，分析了模型设计及状态方程的选取等因素对CO2混相驱的影响程度。研究结果表明，网格参数的选取会对模拟结果产生重大影响，模型对储层参数的描述精度也是模拟成败的关键。     

文昌海相水驱砂岩油藏驱油效率新认识

驱油效率是表征油藏驱油能力的重要参数,传统方法是利用短岩心驱替实验结果来标定油藏的驱油效率,并进一步评价油藏的开发潜力,文昌13-2油田Ⅱ油组目前采出程度为56.8%,已经远大于早期短岩心测试水驱油效率47.08%。这表明传统标定方法存在不合理性,必须重新研究文昌13-2油田的水驱油效率。此文利用分形维动态相渗、RPM饱和度测井、密闭取心饱和度测试及长岩心水驱油实验方法对Ⅱ油组水驱油效率进行了综合研究。分析表明长岩心驱替实验结果更适合标定文昌海相水驱砂岩油藏的驱油效率,最终标定文昌13-2油田Ⅱ油组驱油效率为84.27%。这在水驱油效率研究方面有了颠覆性的认识。通过将水驱油效率研究成果应用到油藏数值模拟研究中,提高了油田剩余油认识精度,能更好地指导油田后期调整挖潜工作的开展。     

苏北盆地草舍油田CO_2混相驱替试验与效果分析

苏北盆地草舍油田泰州组油藏为复杂小断块油藏,水驱采收率仅32%。该文通过将CO2混相驱油室内试验和数值模拟结果与矿场试验相结合,进行了开采效果的理论和实际分析与对比。室内试验和数值模拟结果研究表明,采用CO2混相驱可以使该油藏采收率达到47%,比水驱油的方式提高15%。2005年7月至2009年12月,草舍油田泰州组油藏已累计注入CO2气5 842×104m3,增产原油3×104t,提高采收率2%,取得了显著的增产效果。因此,CO2混相驱油是有效的三次采油方法,对复杂断块油藏开展三次采油具有重要借鉴价值。     

无碱二元复合体系驱油试验研究

针对大规模三元复合驱工业化应用中出现的一些问题,特别是注入的碱能引起地层黏土分散和运移,导致地层渗透率下降,碱也与油层流体及岩石矿物反应,形成碱垢,对地层造成伤害并影响油井正常生产;碱还会大幅度降低聚合物的黏弹性,从而降低波及体积等,研究合成了NEP无碱二元体系,对体系进行了评价,并进行了驱油试验研究与数值模拟,证明优化后的体系既克服了三元复合驱的缺点,又达到了其效果。在无碱二元体系中,表面活性剂的选择是关键技术,按界面张力达到10-2 mN/m数量级标准,最终选定了配制的活性剂NEP。系列驱油试验结果表明,所选体系也可以提高采收率约20个百分点。     

过热蒸汽吞吐开采界限及注采参数优化研究

过热蒸汽吞吐相比普通湿蒸汽吞吐能够大幅度提高浅薄层超稠油油藏的开发效果,是提高该类油藏采收率的有效途径。建立浅薄层超稠油油藏三维地质模型,进行过热蒸汽吞吐数值模拟研究,确定了不同油层埋藏深度和油汽比条件下的厚度下限;研究原油产量与原油粘度的关系,确定了过热蒸汽吞吐原油粘度上限,并进行注采参数优化研究,优选出最佳的周期注汽量、注汽速度、焖井时间和最大排液量。从井楼油田过热蒸汽吞吐试验区的实施效果看,取得了显著的成效,大大增加了该类油藏的技术可采储量。     

石油磺酸盐复配体系在胜利油田稠油热采中的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复配体系提高稠油开发效果室内研究。对石油磺酸盐复配体系配方进行优化研究。通过高温岩心驱替试验研究磺酸盐复配体系降低注汽压力的能力。研究石油磺酸盐复配体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力。研究不同注入方式对提高采收率的影响。研究结果表明。石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力。提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次。单井降低注汔压力0．5～2.6MPa．周期采油量增加190～480t．截至2004年底已累计增油4600t。     

低渗透油藏CO2驱注入时机研究

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。