特低渗透油藏二氧化碳驱油先导性试验研究

鉴于温室气体对世界大气环境的污染和危害,CO2地质封存及高效利用引起;、们高度关注。向油藏中注入CO2可使部分CO2有效地吸附在油藏的孔隙中,起到碳捕集和地质封存的作用,同时可以有效地补充地层能量,增强原油流动性,有效提高油井产能,提高石油采收率。川口油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部,是典型的特低渗透油田,通过室内储层模拟研究表明：随着注CO2气量的增加,驱油效果越来越好,且CO2水气交替、非固定气液比的注入试验见效快,原油采收率高;同时．矿场CO2驱油先导性试验表明：CO2驱油能显著提高低渗透油藏油井产能,改善开发效果,油层对CO2吸附和埋存量大,利用C02驱油技术开采特低渗油藏是有效可行的。     

压裂液滤液对特低渗透储层驱油效率的影响

水力压裂是开发特低渗透锗层的有效措施之一。随着特低渗透锗层整体压裂规模的不断扩大和重复压裂井次的不断增多，压裂液滤液对特低渗透储层的伤害已不是单一的近井地带伤害，而是对储层整体开发效果有直接影响。利用天然特低渗透岩心，从压裂液滤液对特低渗透储层的伤害研究入手，进行了压裂液滤液对特低渗透锗层驱油效率影响的室内实验。实验结果表明：不同体系的压裂液滤液对特低渗透锗层均会产生伤害。基质渗透率的降低、润湿性的改变以及毛细管压力的增大是储层驱油效率降低的主要因素。     

特低渗透砂岩微观模型水驱油实验影响驱油效率因素

通过鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩微观模型水驱油实验,探讨了驱油效率的控制因素。研究发现,特低渗透砂岩储层水驱油过程中,润湿性不同,驱替机理不同。水湿储层表现为驱替机理和剥蚀机理;油湿储层表现为驱替机理和油沿孔道壁流动机理。特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,其中包括物性、孔隙结构、注入量、注水速度、润湿性等。特低渗透砂岩储层水驱开发效果对注水速度较为敏感。针对不同的储层,采取合适的注水速度,才能取得较好的开发效果。     

水驱压力对特低渗储层水驱油效率及产液速度的影响

以西峰油田长8特低渗透储层为侧，通过建立不同试验条件进行水驱油实验的方法，研究了开发初期和不同开采阶段提高水驱压力对驱油效率和产液速度的影响，结果表明，不同开采阶段提高水驱压力均有利于低渗储层水驱驱油效率和产液速度的提高，但开发初期压力不能过高，否则由于储层的非均质性，注入水易沿高渗条带突进，过早形成水窜，不利于驱油效率的提高；相反，晚一些提高水驱压力，即在无水期结束或含水95％后提高注水压力驱油，更有利于驱油效率和产液速度的提高。     

张天渠特低渗油藏表面活性剂驱油先导实验研究

张天渠油田属于特低渗油藏,其主力开发层位长2,经过近20年的注水开发,目前综合含水84%,已进入高含水开发阶段,且采出程度达到20.5%,水驱采收率标定25.0%,已达到水驱开发比较理想的效果。为进一步提高油藏的采收率,开展表面活性剂驱油技术研究,通过表面活性剂单剂优选、复配筛选、临界胶束浓度测定,优选出4种表面活性较优的驱油体系,并进行性能评价及岩心驱替实验。室内实验结果表明,表面活性剂驱油技术可使张天渠油田长2储层驱油效率提高17.7%。     

平面非均质性对特低渗透油藏水驱油规律的影响

对于特低渗透油藏,平面非均质性对储层的驱替效率和油气最终采收率的影响很大。通过考虑特低渗透油藏的储层特征,建立一维油水非混相驱替数学模型,并进行数值求解,重点分析了渗透率的平面非均质性及其分布方式对特低渗透油藏水驱油规律的影响。结果表明,渗透率的平面非均质性造成地层平均含水饱和度和地层压力下降,油井出口端含水率升高,驱替效率降低;在渗透率平面非均质性确定的情况下,按线性增加型和先增后降型2种分布方式驱替时,驱替效果较好;在水驱油过程中,地层注入端的平面非均质性对水驱油规律影响较大。     

特低渗透油层水驱油效率实验研究

对于一个注水开发的油藏，利用现场取心的岩样，通过实验室的模拟实验，可以得到不同样品注水采油的生产数据，并可计算出油水两相的相对渗透率曲线。本文是对安塞和靖安长６特低渗透油层水驱油实验结构的综合分析。     

低渗-特低渗储层微观水驱油特征及其影响因素

通过鄂尔多斯盆地延长组低渗-特低渗透砂岩微观模型水驱油实验,总结微观水驱油特征,探讨微观水驱油驱油效率的影响因素。研究发现,低渗-特低渗透砂岩储层水驱油过程中,水驱油特征主要表现为:驱油方式主要以非活塞式驱替为主;残余油主要以绕流残余油为主;非均质性越强,驱油效率越低;原油黏度越低,驱油效率越高;驱替速度不同,驱油效率不同;通道类型不同,去提效率不同;影响因素包括:物性;孔隙结构非均质性;微观孔隙结构;水驱倍数;驱替压力和开采方式。低渗-特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,但是主控因素是微观孔隙结构和非均质性。因此对于低渗-特低渗透砂岩储层水驱开发,应选择合理的工艺参数和具有针对性的改善水驱开发效果措施,才能保证较好的开发效果。     

安塞特低渗透油藏微生物驱油矿场试验研究

为解决安塞特低渗透油田开发中后期生产区块综合含水逐年升高、采收率提高难度大的问题,引进了先进的微生物采油技术,通过菌种优选、菌液性能评价以及合理注入参数界限选择,成功地开展了矿场研究和试验,试验结果证实,微生物驱油具有较好的降水增油作用,是特低渗透油藏提高采收率技术的发展方向.     

特低渗透油藏水驱后氮气驱油实验

利用物理模拟实验,开展了特低渗透油藏水驱后氮气驱油的效果及特征研究.结果表明:氮气驱可在水驱波及区内提高原油采收率3.4％左右,见气前与低气液比阶段是油井的主要采油期,后续注气压力梯度为注水压力梯度的1/4 ～ 1/3;多个油层合注合采时,氮气驱波及程度低,低渗透层不具备吸气能力,气体完全进入高渗透层;气窜在高渗透层形成后,剩余油主要分布于低渗透层.选用SCT-1复合凝胶体系对已形成气窜的高渗透层进行封堵,调节高渗透层与低渗透层的吸气能力,封堵后的高渗透层吸气能力变弱,低渗透层剩余油被有效开发.注气封堵结合可有效抑制气窜,提高氮气驱波及程度.     

西峰油田长8储层水驱压力对驱油效率的影响

对西峰油田长8特低渗透储层进行不同驱替压力的水驱油实验结果表明，提高水驱压力有助于驱油效率的提高和油水渗流能力的增强，但驱替压力不能太大，否则储层发生速敏堵塞孔喉，虽然驱油效率仍有增加，但油水渗流能力变差，不利于注水的正常进行。     

长庆油田特低渗透油藏二氧化碳驱提高采收率室内评价

为了有效开发低渗透、超低渗透油藏以及降低周边企业温室气体的减排压力,合理有效利用二氧化碳(CO2)气体,在长庆油田开展了注CO2提高采收率的室内岩心驱替实验,对CO2的注入方式、注入量及与渗透率的关系进行了研究.实验结果表明,低渗透油藏采用CO2水气交替驱能提高驱油效率,平均可提高13.3%;对于渗透率大于1.0×10-3μm2的相对高渗透岩心,驱油效率提高幅度最大,平均提高了17.6%;为了获得较高的驱油效率并且降低生产费用,水气交替驱注入孔隙体积倍数应为0.5～1.0.     

特低渗透油藏水驱油效率影响因素研究——以西峰油田白马中区长8油层为例

以西峰油田白马中区长8低渗储层为例,通过在不同条件下对研究区的岩心做水驱油效率和压汞试验,了解实验室岩心水驱油的基本特征,进一步分析影响水驱油效率的因素.结果表明,注入压力、注入倍数、渗透率、水驱速度和孔喉的结构特征在一定程度都会影响岩心的水驱油效率,不同的条件下水驱油效率的变化趋势不同.     

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.     

表面活性剂对特低渗油藏渗吸驱油的影响

为了促进延长油田化学渗吸驱油提高采收率的目的,以延长HZP区块长6油藏为研究对象,针对水驱波及范围小,水驱动用程度低的问题,运用室内实验测试及分析的方法,分析不同润湿性和界面张力渗吸体系的渗吸驱油效率和规律。结果表明,润湿性不同的岩心渗吸驱油速度和效率由强到弱依次为亲水性、中性、亲油性,注入水体系中,原油在亲水岩心中的粘附功最小,仅有2.464 5×10^-3 J/m²,在亲油岩心中的粘附功达到16.743 7×10^-3 J/m²,是亲水岩心的6.8倍,不同表面活性剂均可以使粘附功不同程度的降低。十六烷基磺酸钠溶液渗吸效率最高,亲水岩心中渗吸效率达到25.2%,中性润湿岩心中渗吸效率为20%,均高于注入水渗吸驱油效率。矿场应用后油井综合含水下降20个百分点。对低渗油藏化学渗吸提高采收率具有重要意义。     

卫42块特低渗透油藏氮气驱研究

在研究中原油田卫42块油藏构造,储层物性特,流体性质及开发特点的基础上,探讨了深层特低渗透油藏提高收率,提高开发水平和经济效益的有效途径。利用室内实验结果,分析了氮气驱油和水驱油的特征以及对其采收率的影响,研究分析氮气驱技术和经济上的可行性,认为卫42块低渗油藏完全满足氮气驱的条件,在卫42块进行单井注氮矿场试验,结果周围对应的2口井产量增幅达53．0％,数值模拟预测,采收率可提高8．0％。     

水驱后特低渗透油藏氮气驱驱油特性分析

特低渗透油藏水驱采收率低,注入压力高,而氮气在特低渗油藏具有良好的注入性。本文在特低渗透岩心水驱后分别进行了常规的注氮气、水驱后水气交替、水驱后脉冲注氮气驱替实验。实验结果表明:特低渗储层微观非均质性导致气体在大孔道易形成窜流,水驱后常规注氮气提高采收率的效果有限。水气交替通过多轮次的注入使油藏中不同相态流体的分散程度提高,在优势流动通道中形成毛管阻力,促使后续注入气体进入局部致密区,可有效提高采收率16.37%;脉冲注气通过周期性注气方式,在局部高渗区和局部低渗区间形成压力扰动与交互渗流,使流体在地层中不断地重新分布,从而启动油层低渗区原油,提高采收率15.94%。此外,脉冲注气的注气压力比较低,与水气交替开采方式比较注入性提高。图6表1参12     

特低渗透油藏CO2驱油多相渗流理论模型研究及应用

根据一系列实验成果,对特低渗透油藏CO₂驱油渗流数学描述进行了理论研究,建立了特低渗透油藏CO₂驱油渗流数学模型。该模型能反映特低渗透储层CO₂混相和非混相驱油过程中油和CO₂的混相作用以及水、油、溶剂(CO₂)的相互作用与传输、质量的相互转换,包括对流扩散、质量转换和气、液间的转换,并能反映各相流体的非达西渗流、相对渗透率及有效黏度等特性。运用该模型在扶杨油层进行了注CO₂开发试验,取得了较好效果。