低渗油藏CO_2驱中注采方式优化设计

低渗油藏储层致密,衰竭与注水效果差,由于CO_2具有易流动、降黏、体积膨胀的特点,在解决低渗透油藏开发方面表现出独特的优势.讨论了低渗油藏CO_2驱中的注采方式,分析了目前常用的连续注气、水气交替和生产井控制等注采方式的优缺点,提出应综合考虑原油采收率、CO_2埋存量、经济效益及其在低渗油藏中的适用性.并针对以上方法的不足提出了另外3种改进注采方式,通过油藏工程研究、典型模型和实例油藏的数值模拟进行测试分析,表明改进的依据生产井气油比和平均静压两种指标实施开关井控制的CO_2驱注采方法能够满足低渗油藏注气能力需要,且具有开发周期短、油藏采收率高、CO_2埋存潜力大等特点,油田实施简易,能够取得较好经济、社会效益.     

低渗油藏注CO2/N2组合段塞改善驱油效率实验

针对江苏高集低渗低饱和低能量油藏,开展了先注CO2前置段塞再后续N2段塞顶替的驱油机理研究.通过高集油藏地层原油加注CO2/N2气体互溶性膨胀相态机理、多次接触抽提-凝析过程相态机理以及交替注CO2/N2组合段塞细管驱替最小混相压力测试、长岩芯驱替效率等实验和模拟研究,对CO2/N2组合段塞注气驱油机理及效果进行了分析评价.结果显示,先注CO2前置段塞再后续注N2顶替的驱替方式能更有效地发挥CO2增溶膨胀、近混相和N2弹性膨胀驱油的优势,其驱油效率能达到甚至超过单纯注CO2的驱油效率.这种驱替方式不仅有利于改善注非烃气体的驱替效率,还可减轻令人担忧的采油井气窜后所带来的采油管柱和设备的腐蚀问题.此外将这一方式推广到注CO2前置段塞再后续注烟道气的驱替过程,还可在提高油藏采收率的同时实现工业温室气体地下环保埋存.     

K稠油油藏开采优化数值模拟研究

我国西部K油藏为浅层稠油油藏,油层平均埋深240 m,属于边缘氧化型稠油油藏.针对K油藏开发过程中注入蒸汽波及的效率低,热连通不充分,油汽比低,经济效益差的现状,选择该油藏有代表性的井组,利用数值模拟方法,对该油藏连续汽驱、间歇汽驱、低干度汽驱等技术方案进行了深入的研究,综合经济因素和最终采收率确定了合理的开发方案为高注汽强度的间歇汽驱,注汽强度80～100 m3/d,注汽周期为6个月.数值模拟结果对油田实际开发有指导作用.     

致密低渗油藏压裂井网气驱深度学习预测模型

压裂井网气驱将油藏压裂与注气井网驱油结合,是当前致密低渗油藏提高采收率有效技术之一．水力裂缝及多相流动复杂性,使得基于精细油藏数值模拟的压裂井网气驱效果预测变得困难且耗时．提出一种基于均方根传播（root mean square propagation,RMSProp）深度学习的压裂井网气驱效果预测方法．通过建立压裂直井/水平井混合井网气驱数值模拟模型,引入高斯函数定量表征压裂水平井多级裂缝分布特征．利用正交试验筛选试验样本方案,自主编程实现数值模拟结果自动提取与数据处理,建立致密低渗油藏压裂井网气驱样本数据库．基于随机森林算法,筛选油藏地质、裂缝、生产等关键参数重要性特征,通过误差逆传播（back propagation,BP）神经网络、长短期记忆单元（long short-term memory,LSTM）、双向长短期记忆单元（bi-directional long short-term memory,BiLSTM）等深度学习算法,建立日产油、地层压力和采出程度预测代理模型,通过与油藏数值模拟对比,验证模型准确性．结果表明,BiLSTM算法在预测压裂井网气驱和压裂衰竭开发时效果最好...     

注水开发油藏CO_2驱可行性研究

阐述注CO2驱驱油方式和注水开发后油藏CO2驱的优势,对比分析CO2注入方式的优缺点及油藏适应性,优选适合油藏水驱后CO2的最优注入方式。最后对注水驱后的高含水期油藏注CO2提高采收率问题进行现场可行性分析。     

注水开发油藏CO2驱可行性研究

阐述注CO2驱驱油方式和注水开发后油藏CO2驱的优势,对比分析CO2注入方式的优缺点及油藏适应性,优选适合油藏水驱后CO2的最优注入方式。最后对注水驱后的高含水期油藏注CO2提高采收率问题进行现场可行性分析。     

低渗透复杂小断块油藏合理井网模式探讨

以浙江油田丰探区块低渗小断块油藏为例,通过对油藏数值模拟压裂情况注采井网形式进行研究,比较三角形井网、矩形反五点井网、正方形反九点井网和菱形反九点井网等不同井网下的注水开发效果,研究结果表明压裂情况下矩形反五点井网开发效果最好。同时对不同渗透率和储层厚度下,小断块油藏反五点井网合理注采井距进行了研究探讨。研究成果对低渗断块油藏的早期开发设计和开发调整具有一定的借鉴指导作用。     

兴北S3块CO2吞吐可行性及注采参数优化研究

注CO2吞吐是提高复杂小断块油田采收率的有效途径之一,相态和数值模拟研究是确定目标区块吞吐可行性研究的重要参考依据。在注CO2吞吐相态实验和CO2粘温关系研究的基础上,对低渗纵向非均质油藏兴北S3块进行可行性论证和数值模拟预测,同时对该区块CO2吞吐的注采参数进行了数值模拟优化研究。结果表明：在辽河兴北S3块进行CO2吞吐具有较好的效果,模拟井组CO2吞吐效果较好,在300d内可累积产油1577t,累积增油410t,换油率达到2．05。     

基于多指标正交试验设计的CO2非混相驱注气参数优化

根据吐哈油田牛圈湖油藏储层和流体特征,应用油藏数值模拟和多指标正交试验相结合的方法对影响生产动态指标的主控因素进行了分析.结果表明,关井气油比是CO2连续注气非混相驱替的主要影响因素,水气交替段塞比、注气周期、生产井井底流压是CO2WAG非混相驱替的主要影响因素.应用优化的注气参数进行了水驱、CO2驱与CO2WAG驱开发方案设计,通过采出程度、换油率、气油比、CO2埋存系数、CO2滞留率和平均地层压力等指标的综合对比,确定CO2WAG非混相驱为最优开发方案,并进行了开发方案指标预测.研究结果对吐哈油田提高采收率技术具有一定指导意义.     

井口注入参数对CO_2注入井井底温度、压力影响研究

CO2驱既可以提高原油采收率又可以实现CO2气体的埋存,是目前国内外研究较多的驱油技术。对于CO2驱,一个重要工作就是根据油藏工程设计的井底压力通过井筒计算来优选井口注入参数,从而为注入井设计提供理论依据。目前CO2注入井筒温度、压力剖面计算主要将井筒中的CO2考虑为单一相态进行计算,因而计算结果精度较差。若将井筒中CO2的相态变化加以考虑,建立计算模型,对实例井进行计算。计算结果与实测结果对比显示模型计算精度较高。在此基础上,对注入温度、注入量等CO2井口注入参数进行了敏感性分析,结果表明,二者对CO2注入井井底温度、压力均有一定影响。     

基于多指标的致密油藏CO_2吞吐影响因素及筛选方法

基于层次分析法,建立了CO_2吞吐多指标综合评价函数。在此基础上采用正交实验设计和数值模拟方法,分析并指出致密油藏多级压裂水平井CO_2吞吐效果的主控因素为原油饱和度、天然裂缝密度、原油黏度、油藏厚度等;采用Box-Behnken实验设计和数值模拟技术相结合的方法,建立了致密油藏CO_2吞吐多指标综合评价函数计算的代理模型。根据油井基础参数,利用该代理模型可快速对油井CO_2吞吐效果进行预测并排序。     

核磁共振在低渗透油藏气驱渗流机理研究中的应用

对于超低渗透油藏和特低渗透油藏,注二氧化碳开采已成为提高原油采收率的重要技术手段之一。本文利用核磁共振,研究了超低渗透油藏和特低渗透油藏气驱的渗流机理。利用吉林油田岩样,设计了不同原油混相气驱、非混相气驱岩心注入工艺实验。从微观的角度分析了二氧化碳气驱混相驱、非混相驱驱油效果与驱油机理。研究表明：二氧化碳混相气驱和非混相气驱都能提高岩样的驱油效率。从孔隙结构可以看出气驱驱走了岩心大部分大孔隙中的可动流体,并有一部分原油进入小孔隙成为不可动流体;相对于非混相气驱,混相气驱可动流体的采出程度高是混相气驱提高采收率的根本原因;注采压差的提高,增加小孔隙中不可动流体的采出程度是在混相气驱的基础上进一步提高采收率的有效方法。由此可以看出在低渗透油藏采用注二氧化碳气驱提高采收率的方法在理论上是可行的。     

N2与CH4对CO2非混相驱油效果的影响

在矿场应用中,注入CO2中混有的杂质气体会影响其驱油效果.为制定更加合理有效的开发方案,有必要研究杂质气体对CO2驱的影响.利用油藏数值模拟方法,在纯CO2气体注入参数优化的基础上,研究了N2与CH4两种杂质气体对CO2非混相驱体积波及系数、驱油效率、油井见气时间和采收率的影响;以尽量提高原油采收率为目标,确定了注入气中杂质气体的临界含量.结果表明,杂质气体的存在会导致CO2非混相驱体积波及系数增大,驱油效率降低,油井见气时间缩短;注入的CO2中N2的摩尔分数最高不应超过5%,CH4的摩尔分数最高不应超过14%.     

低渗透油藏CO2气驱渗流机理核磁共振研究

对超低渗透油藏和特低渗透油藏注入CO2开采,已成为提高原油采收率的重要技术手段之一.利用吉林油田超低渗透和特低渗透砂岩岩样,设计混相气驱、非混相气驱、高压水驱和低压水驱4种岩心注入工艺实验,采用核磁共振技术,从微观孔隙角度分析CO2混相气驱、非混相气驱和水驱渗流机理.研究表明:气驱驱走了岩心大部分大孔隙中的可动流体,并有一部分原油进入小孔隙成为不可动流体;相对非混相气驱,混相气驱可动流体的采出程度高是混相气驱提高采收率的根本原因;注采压差的提高,增加小孔隙中不可动流体的采出程度是基于混相气驱提高采收率的有效方法.气驱优于水驱,混相气驱优于非混相气驱.     

CO_2混相驱油井产能预测方法

为预测CO2混相驱油井产能,基于混相驱机理,建立一注一采和五点法井网布井方式下CO2混相驱油井产能预测模型.模拟结果表明:在油层和流体相同条件下,一注一采和反五点井网布井方式下CO2混相驱相对于水驱油井产能有明显提高,油井产能随混相区向采油井的不断推移而增大,CO2与原油混相区突破后,存在某一井底流压,使油井产能达到最大,随着井底流压降低,产能减小;随段塞长度增大,采油指数与累计产油量由线性关系向乘方关系转化;随累计产油量增大,采油指数和段塞长度呈类似规律变化.CO2超临界区增大对油井产能的贡献比CO2溶于原油起到作用更明显.该研究结果为配产及油井举升工艺设计提供参考.     

新疆油田CO2驱提高原油采收率与地质埋存潜力评价

CO2驱油与埋存技术既可以大幅提高原油采收率,又可以有效降低温室气体排放,在世界范围内已得到广泛重视,我国近些年来已开展了深入研究并取得了很大进展．基于分流理论,提出一套CO2驱提高原油采收率与埋存潜力评价方法,并针对新疆油田进行了CO2驱提高原油采收率和地质埋存潜力评价．评价结果显示：水驱后转CO2气驱比连续水驱原油采收率有较大幅度的提高,并且CO2混相驱比非混相驱的采收率和地质埋存潜力大．评价结果表明CO2驱在新疆油田具有较好的应用前景．本研究提出了一种可靠、快捷的CO2提高采收率与埋存潜力评价方法及步骤,将可为全国范围内进一步开展潜力评价提供可靠的方法和技术手段．     

非均质油藏CO2泡沫与CO2交替驱提高采收率研究

针对非均质油藏注CO2驱油时普遍存在CO2易沿高渗层过早发生气窜,导致CO2驱提高采收率低,低渗层难以动用的问题,开展了CO2不同注入方式优选的室内试验,并对优选出的注入方式进行了包括段塞大小、段塞比以及气液体积比在内的影响因素的研究。结果表明：相对于CO2气驱、CO2水气交替驱以及CO2泡沫驱,CO2泡沫与CO2交替驱（FAG）能够解决层内矛盾,延缓气窜发生时间,扩大波及体积,提高采收率;FAG驱存在最优注入段塞大小0.4PV,最佳段塞比1：1以及最佳气液体积比1：1。     

降低CO2驱油最小混相压力新方法

从CO2气体着手,探索液化气对CO2混相驱油MMP的影响,研究降低最小混相压力的方法,并利用自主研制的高温高压界面张力仪,采用悬滴界面张力法测定CO2与原油的界面张力。结果表明,向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的,而且不同含量CO2与相应MMP近似呈线性关系。据此可根据地层压力设计CO2混相驱油方案,优化CO2比例,从而达到CO2混相驱提高原油采收率的目的。     

Spatial-temporal coupling between high-quality source rocks and reservoirs for tight sandstone oil and gas accumulations in the Songliao Basin,China

The spatial-temporal relationship between high-quality source rocks and reservoirs is a key factor when evaluating the formation, occurrence, and prospectivity of tight oil and gas reservoirs. In this study, we analyze the fundamental oil and gas accumulation processes occurring in the Songliao Basin, contrasting tight oil sand reservoirs in the south with tight gas sand reservoirs in the north. This is done using geochemical data, constant-rate and conventional mercury injection experiments, and fluid inclusion analyses. Our results demonstrate that as far as fluid mobility is concerned, the expulsion center coincides with the overpressure zone, and its boundary limits the occurrence of tight oil and gas accumulations. In addition, the lower permeability limit of high-quality reservoirs, controlled by pore-throat structures, is0.1*10~(-3) lm~2 in the fourth member of the Lower Cretaceous Quantou Formation(K_1 q~4) in the southern Songliao Basin, and 0.05 *10~(-3) lm~2 in the Lower Cretaceous Shahezi Formation(K_1 sh) in the northern Songliao Basin. Furthermore, the results indicate that the formation of tight oil and gas reservoirs requires the densification of reservoirs prior to the main phase of hydrocarbon expulsion from the source rocks.Reservoir ‘‘sweet spots" develop at the intersection of high-quality source rocks(with high pore pressure)and reservoirs(with high permeability).