三叠系长６ 油藏二氧化碳驱技术方案优选

针对长庆油田三叠系长６ 特低渗透油藏物性差、水驱开发采收率低、含水上升快等问题,研究ＣＯ２ 驱在该油藏中的应用。利用油藏数值模拟技术,分别对ＣＯ２ 水气交替驱（ＣＯ２ －ＷＡＧ）和ＣＯ２ 连续气驱的注采参数进行了优选,并在此基础上对比了这２ 种开发方式。得到了最优的技术方案：采用ＣＯ２ －ＷＡＧ 驱技术,产油速度提高１􀆰 ５ 倍,单井平均产油速度为３ ｍ３ ／ ｄ,关井气油比为１×１０３ｍ３ ／ ｍ３,单井注气速度为１×１０４ｍ３ ／ ｄ,水气比为１,交替注入６ 个月。模拟结果表明,２０ ａ 预测期内,优选方案的采出程度比水驱增加了９􀆰 ７％。优化ＣＯ２ 驱方案适合特低渗透油藏的开发。     

CO_2－Prophet──一种应用广泛、效果明显的新型油藏模拟软件

ＣＯ_２－Ｐｒｏｐｈｅｔ──一种应用广泛、效果明显的新型油藏模拟软件ＣＯ２－Ｐｒｏｐｈｅｔ软件是美国Ｔｅｘａｃｏ有限公司在能源部的协助下开发出来的。它可以模拟包括水驱、ＣＯ２驱（各种不同比率的）、水气交替注入和这些驱动方式任意组合的不同注入方案。由于?..     

CO_2－prophet─—种应用广泛、效果明显的新型油藏模拟软件

ＣＯ＿２－ｐｒｏｐｈｅｔ─—种应用广泛、效果明显的新型油藏模拟软件ＣＯ＿２－ｐｒｏｐｈｅｔ软件是美国Ｔｅｘａｃｏ有限公司在能源部的协助下开发出来的。它可以模拟包括水驱、ＣＯ＿２驱（各种不同比率的）、水气交替注入和这些驱动方式任意组合的不同注入方案。由...     

数值模拟分析水气混注的影响因素

水气交替注入和水气混注能提高波及系数。因此,水和气混注能够提高衰竭式油藏的采收率。相对于水气交替注入方式来说对水气混注方式了解的不多,本文主要研究的是影响混相水气混注驱油的因素。本文使用油藏数值模拟方法,以固定比例分别注入水和气到两口水平井中。为了得到更好的波及效率并且增加在水气分离前运移的距离,气体注入到油藏的底部。测试了不同位置的注入水效果。还有储层纵向渗透率对储层波及系数和原油采收率的影响。     

水驱后油藏CO2驱提高采收率评价研究

我国注水提高采收率技术已成熟,但注水开发到后期仍有大量的剩余油无法开采出来。详细分析了油藏水驱后的储层变化特征,长期水驱后粘土矿物膨胀、渗透率降低、注入压力过高,无法进一步提高采收率。介绍了CO2驱驱油方式混相驱与非混相驱,对比分析了连续注CO2、重力稳定驱和水气交替注入三种CO2注入方式各自的优缺点及油藏适应性,优选了适合油藏水驱后CO2的最优注入方式为水气交替注入方式。水气交替注入方式不仅具有降低原油粘度、使原油膨胀、降低油水界面张力、改善油层渗透率及抽提和萃取原油中轻质组分等作用,还可以降低黏性指进,防止气体早期突破等作用,能很好的提高水驱油藏采收率。并进行了现场应用的可行性分析,研究表明注CO2提高我国水驱后开发后的油藏具有很好的应用前景。     

水驱后油藏CO_2驱提高采收率评价研究

我国注水提高采收率技术已成熟,但注水开发到后期仍有大量的剩余油无法开采出来。详细分析了油藏水驱后的储层变化特征,长期水驱后粘土矿物膨胀、渗透率降低、注入压力过高,无法进一步提高采收率。介绍了CO2驱驱油方式混相驱与非混相驱,对比分析了连续注CO2、重力稳定驱和水气交替注入三种CO2注入方式各自的优缺点及油藏适应性,优选了适合油藏水驱后CO2的最优注入方式为水气交替注入方式。水气交替注入方式不仅具有降低原油粘度、使原油膨胀、降低油水界面张力、改善油层渗透率及抽提和萃取原油中轻质组分等作用,还可以降低黏性指进,防止气体早期突破等作用,能很好的提高水驱油藏采收率。并进行了现场应用的可行性分析,研究表明注CO2提高我国水驱后开发后的油藏具有很好的应用前景。     

断块油田不同方式注氮气的研究与实践

断块油田水驱开发后期都面临高含水的问题,如何降低含水提高油藏采收率一直是研究重点。着重在通过氦气对地层由膨胀降粘及长岩心水气交替物模实验基础上介绍了注氮气降水增油机理和在现河断块油田采用氮气吞吐、气水交替驱以及泡沫驱等不同注入方式下的矿场实践情况,分析了影响注气效果的因素,为断块油田注氮气提供一些经验。     

低渗透非均质性油藏扩大波及体积技术

为了有效利用水气交替技术提高低渗透、非均质性油藏的采收率,引入注入速度差异控制(AOIR)、段塞比变化的水气交替驱(TWAG)和AOIR-TWAG技术研究了提高采收率的可行性.结果表明,渗透率变异系数越大,水气交替驱相对于连续注气驱的效果越好,3种技术的采收率均高于常规的水气交替驱.但是,如果考虑经济效益,则只有AOIR和AOIR-TWAG技术的净现值高于常规的水气交替驱.通过新疆油田某油藏的模拟验证了概念模型研究的可行性,对提高低渗透、非均质性油藏气驱波及体积具有指导意义.     

水气交替注入提高低渗裂缝性油藏采收率技术研究

水气交替注入应用于裂缝性油藏,注入的气体可以维持地层压力,交替注入的水可以增加注入气体的粘度,减少气窜,从而提高驱油效率。水气交替注入主要有二氧化碳水气交替注入、烃混相水气交替注入和氮气水交替注入等方面的研究。裂缝是气水发生突破或窜流的主要通道,因此,在该类油藏中进行水气交替注入开发需要对水气的窜流与突破进行特别的对待,注意防止这类现象的发生,以提高原油最终采收率。     

边底水驱油藏可动凝胶调驱研究

针对复杂断块边底水驱油藏含水上升快、多轮次调剖费用高的问题提出了可动凝胶调驱技术.通过数值模拟和物理模拟研究,确定了最佳注入井网、注入方式、注入段塞尺寸以及不同开发方式提高采收率潜力与经济效益关系.研究表明,4口井注入井网的见效井较多,提高采收率32.2个百分点,注入相同PV数情况下2口井注入井网见效井较少,提高采收率28.7个百分点;多级段塞注入方式提高采收率幅度高于单段塞注入方式;在非均质严重的油藏,在实施可动凝胶调驱前有必要进行先期调剖,调剖后可动凝胶调驱开发油藏最终提高采收率26.01个百分点,而可动凝胶调驱开发油藏可最终提高采收率23.15个百分点.该技术可提高边底水驱油藏开发效果.     

Experimental Investigation of Miscible CO2 Flooding

Abstract

Management of water alternating gas (WAG) injection projects requires making decisions regarding the WAG ratio, half-cycle-slug size, and ultimate solvent slug size. The impact of these decisions affects the capital cost and ultimate incremental oil recovery. Core flooding runs were conducted on 2 and 4 ft core samples. Injection scheme (continuous gas injection [CGI] vs. WAG), WAG ratio, and slug size were investigated. In addition, miscible WAG flooding as a secondary process was investigated and its efficiency was compared to the conventional tertiary miscible gas flooding. Miscible gas flooding at different miscible WAG parameters (WAG ratio and slug size) indicate that 1:2 WAG ratio at 0.2 PV slug size is the best combination yielding the highest recovery and tertiary recovery factors. Miscible WAG flooding as a secondary process indicated a higher ultimate recovery compared to the conventional tertiary WAG flooding. However, a larger amount of gas injection is consumed particularly in the early stages of the injection process. Miscible CGI mode conducted using n-Decane as oleic phase appears to have better performance than miscible WAG injection in term of recovery. When light Arab crude oil was used as oleic phase, higher recovery was obtained for miscible WAG flooding. The reversal trend seen in is believed to be due to the presence of crude oil, which alters the rock wettability toward an oil-wet condition, preventing the water blockage during the WAG process.     

低渗油藏CO2驱气水段塞比优化

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟方法,研究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,气水交替驱能大幅提高原油采收率。在气水交替驱过程中,在一定井底控制压力下,最佳气水段塞比是变化的,它与渗透率、注气速度和井底压力等因素有关。最佳气水段塞比对渗透率的变化比较敏感,注气速度其次,井底控制压力再次。随着渗透率的增加,最佳气水段塞比逐渐减小,而采收率也逐渐减小。渗透率在一定范围内,渗透率越低,气水交替驱的效果越好。这也从理论上证明,与中高渗透油藏相比,气水交替驱更适合低渗透油藏。它为油田CO2驱油技术提供了理论基础。     

注CO_2混相驱油藏合理采收率确定

为确定CO2混相驱油藏合理采收率,基于水驱油分流量方程、Buckley-Leverett水驱油非活塞理论及CO2混相驱特性(即混相驱油藏不存在界面张力,各相渗透率与对应相饱和度成正比),将水驱油分流量方程进行适当改进,其物理性影响因素更加明显,更适用于CO2混相驱油藏,并推导出CO2气体分流系数关系式和原油采出程度与累积注气量之间的关系式,用来设计和预测CO2混相驱开发参数。同时对采出程度与累计注气量之间的数学关系式求导,得到了注CO2混相驱油藏合理采收率导数方程的数学模型,可为计算合理注入CO2量及注CO2混相驱最终采收率提供参考。     

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。     

高含水期油藏开发方式选择及最优方案设计

通过数值模拟,确定了M1油藏高含水期合理的开发方式,在此基础上,利用正交实验设计确定了各井组最优的气水交替注入方案。该方案不仅考虑了CO2注入量、CO2注入速率、水注入速率、CO2段塞数、气水段塞比等因素,还对首段塞与后续段塞比、CO2浓度、焖井时间等因素进行了优化。实验结果表明,首段塞与后续段塞比应在2∶1左右;注入CO2浓度不应低于90%;首段塞合理焖井天数在15 d左右,后续段塞合理焖井天数在7～8 d。将实验结果与水驱方式进行了对比,在开采后期气水交替注入的采油量有了明显的提高,而含水率低于水驱方式,因此CO2气水交替驱技术可以在M1油藏使用。     

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。     

非离子低分子表面活性剂优选及驱油效率研究

目前国内外对低渗透油藏开发的主要趋势为注气开发,又以CO2混相驱居多。我国低渗油藏以陆上沉积为主,储量大且非均质性严重,油质较重黏度高一般不易达到CO2混相。为了降低驱油混相压力,在尽量少增加成本的情况下提高驱油效率,找到了一类不溶于水但溶于超临界CO2及原油中的非离子低分子表面活性剂,通过研制复配及溶解性与降黏评价实验,找到了2种表活剂CAE、CAF。以细管实验为载体,采用高温高压配样器配置地层油进行驱油效率评价,筛选确定了一种表活剂CAE。进行溶解式驱替及段塞式驱替以确定表活剂CAE的最佳注入方式;进行不同浓度的驱替实验确定表活剂CAE的最佳注入浓度。研究表明:段塞式驱替为该活性剂的最佳注入方式,最佳浓度为0.2%;表活剂CAE在最佳驱替方式下与纯CO2相比可以提高驱油效率约13.13百分点。该研究为国内低渗透油藏相对有效地降低混相压力、提高驱油效率找到了途径,是我国低渗油藏注气开发研究中值得探索和尝试的方法之一。     

X区块低渗油藏注气可行性研究

为研究X区块低渗油藏注气混相驱油的可行性,通过室内实验探讨了原油相态特征和注入气与地层流体的相态特征,开展细管实验测试了注入气与地层流体的最小混相压力,为X区块低渗油藏注CO2和注伴生气可行性提供基础。实验主要得到以下结论:该区块原始地层压力为31.1 MPa,饱和压力为11.03 MPa;注CO2在保压、降黏膨胀和抽提方面的效果好于注伴生气;两种气体注入与地层流体不能实现一次接触混相驱,可以实现多级接触混相,压力分别为27.85 MPa和29.2 MPa。细管实验的驱替效率在94.2%,确定了CO2与原油的最小混相压力为23.56 MPa,由此可见X区块油藏适合注CO2混相驱油,为目标区块后续注CO2驱油提供了理论依据。     

濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驱提高采收率试验

水驱废弃的高温高盐油藏,化学驱提高采收率的发展受到限制,为了探索进一步提高油藏采收率的新途径,在濮城油田沙一段水驱废弃油藏开展了CO2/水交替驱先导试验。通过细管实验确定了该区CO2驱的最小混相压力,利用长岩心物理模拟开展了完全水驱后CO2/水交替驱替实验。结果表明,该区注CO2的最小混相压力为18.42 MPa,目前油藏条件下,CO2/水交替驱可提高采收率35.89%。现场优选了1个井组开展先导试验,生产动态资料表明,地层压力保持在最小混相压力之上,产出油质变轻,驱替达到了混相,单井最高增油量16 t/d,采出程度提高5.15%。研究表明,CO2/水交替驱可以获得比水驱更高的采收率,试验规模可以进一步扩大。     

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。