原油指纹分析技术在葡北油田的应用

原油指纹分析方法在油田开发领域已得到广泛应用。该技术主要通过对采油井单层、合层流体样品开展指纹分析研究，建立产出流体的“指纹”对比档案库，分析评价不同层位、不同时间原油指纹的差异，计算油井分层产能贡献率、描述和评价地层流体特征变化规律。以吐哈盆地葡北油田为例，首次将原油指纹技术拓展应用到注气混相驱油田开发研究领域，通过对比评价不同时期原油“指纹”的变化，研究注气混相驱替过程中产出流体组分特征变化规律，计算出分层产油贡献率，经过实际产液剖面测试资料验证，所计算结果与实测值吻合程度较高，证明原油指纹分析技术作为新手段应用到注气混相驱油田开发研究领域是可信的。另外，还介绍了应用色谱法开发出的计算软件，应用该软件对典型井葡北101和葡北20进行分层贡献率计算，计算结果与实测结果误差小于6％。     

南天鹅山油田利用水平注入井恢复混相驱中的后期活力

南天鹅山单元是位于加拿大阿尔伯塔省西北部的碳酸盐岩生物礁，原始原油地质储量约8．5亿bbl。油田于二十世纪六十年代期间开始注水，于七十年代期间开始进行分段烃混相驱动，跟踪注气截止于九十年代中期。但是，1994年在油田礁体边缘区域利用水平注入井并且缩短井距重新开始进行混相驱动。礁体边缘是一种厚的叠积生产层区域，在原来的混相驱动期间遭受高度的重力分离上窜。迄今油田已开发了四个井网组合，最早的两个井网组合已完成溶剂注入，目前正在进行跟踪注水。两个井组分别从区域内采出80万bbl和90万bbl的增产原油(为井组原始原油地质储量的10%以上)，该区域是原来混相驱动的一部分。本将详述油藏混相驱动生产、礁体边缘区域利用水平混相注入井的二次开发和四个井组到目前实施的动态，还将论述促成二次开发成功的多种因素及其对油田生产的影响。最后还将论述这种老油田的未来开发方案。     

最小混相压力计算方法对比分析

混相压力是确定油藏能否实现混相驱的重要依据。本文简要介绍经典的确定最小混相压力计算方法的原理，引入一种新的计算混相压力的方法，即系线解析法，解释其计算原理，对计算过程进行探讨，应用这些方法求解四组分系统的混相压力。计算结果表明：与经典的计算方法相比，系线解析法不仅能反映气驱油的多级接触和相互传质过程，且能准确可靠计算混相压力。     

低渗透油藏CO2混相驱提高采收率试验

大多数低渗透油藏注水开发效果差,为了验证CO2混相驱在此类油藏的适用性,掌握其提高采收率的程度,以大庆榆树林油田为依托,进行了原油的细管试验与微观试验、天然岩心的驱油试验以及油藏的数值模拟研究,确定了CO2与榆树林油田原油的最小混相压力,试验与数值模拟测试了不同驱替方式在天然岩心上的采收率,二者非常吻合。试验表明:CO2混相驱可以应用于榆树林油田;天然岩心试验无水混相驱可以提高采收率19个百分点以上,水气交替可以提高采收率10~19个百分点;注入1个气体的合适段塞可以减少水对混相的影响,更大程度提高采收率。该研究表明CO2混相驱可提高低渗透油藏开发效果。     

CO2注入技术提高采收率研究

21世纪环境保护受到高度关注，由于温室气体大量排放而引起的全球气候变暖问题日趋严峻，必须采取积极有效的措施。应用CO2提高采收率是埋存CO2的重要途径，CO2注入包括水与气交替注入方式和重力稳定注入方式。通过研究CO2注入机理和最佳应用思路，实现CO2埋存与提高原油产量的有机结合。CO2提高采收率技术应用广泛，必将为全球石油资源的高水平、高效益开发和可持续发展提供理论及实践依据。     

涠四段油藏注天然气非混相驱油层非均质模拟

涠洲12—1油田涠四段油藏是国内海上第一个注天然气开发的油田。油藏构造倾角20°左右，利用油气重力分异作用，方案设计在油藏的高部位注气，低部位采油，开发方式为非混相驱。通过组分模型与黑油模型模拟该油藏的二维剖面和油藏三维地质模型后，对比分析模拟结果，选择了黑油模型模拟油藏的非均质因素对注气开发效果的敏感性，以及模拟预测了注气非混相驱的开发方案，而没有使用混相驱工程中常用的组分模型。     

冷43块稠油油藏氮气泡沫调剖实验研究

在模拟辽河冷43块稠油油藏的烧结模型上进行了氮气泡沫调剖实验研究。起泡剂HL-1溶液与氮气质量比为1：1，驱替流量按相似条件求出，驱替程序包括：饱和地层水，水驱，氮气泡沫驱，后续水驱。常压下在均质模型中注入起泡剂溶液和氮气时，阻力因子随LH-1浓度增大而增大，随温度升高而略减小，在30、60、80℃下，0．5％LH-1浓度时分别为5．81，5．78，5．67；后续注水时残余阻力因子随温度升高略有减小，在以上3个温度下分别为1．83，1．78，1．68。在非均质模型上，在围压高于内压2MPa条件下，高渗低渗层流量比在水驱时为3．00～3．17。注入1．0％LH-1溶液和氮气时下降至1．44～1．67，后续水驱时回升至2．08～2．23；常压(0．1MPa)、60℃或80℃下该组流量比值相差不大；60℃、压力0．1、10、20MPa下的该流量比，注剂时分别为1．44，1．63，1．67，后续水驱时分别为2．08，2．08，2．13。两组实验结果表明：LH-1的浓度宜选择0．5％～0．6％；同时注入起泡剂溶液和氮气可在岩心中产生泡沫，泡沫先进入高渗层，起调剖和使后续泡沫流和水流转向的作用；在高压下泡沫仍具有这种调剖和使流体流转向能力，只是略有减弱。表2表4．     

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混相压力是确定油藏能否实现混相驱的重要依据，确定混相压力的方法很多，但每种方法由于具有各自鲜明的特点和适用条件，使用都有一定的局限性，为此提出了一种能广泛适用并准确计算混相压力的新方法——系线解析法，它具有计算方法简单、用时少、结果准确可靠等优点。文章首先介绍了负向闪蒸的基本概念和原理，在此基础上，详细介绍了系线解析法的基本理论、计算方法以及应用系线解析法求解混相压力的原理，然后应用系线解析法求解了四组分系统的混相压力。计算结果表明，与其它方法相比，系线解析法确定的混相压力更准确，更可靠。     

华北BN油藏注二氧化碳混相驱室内试验评价

对CO2与华北BN油藏原油之间的相态特性和驱替特性进行了较系统的实验室试验评价，内容包括：油气系统的相态特性试验研究、注CO2模型试验研究和CO2与地层原油间的界面特性测量。通过这些试验认为，CO2溶于地层原油后，可以较大幅度地降低油气界面张力和原油粘度，提高驱油效率。