塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注CO2可行性研究

为了探索塔河油田注水替油开发后期提高采收率的技术手段,开展了注CO2驱油实验和数值模拟研究.选择典型碳酸盐岩缝洞单元S86,采用物理模拟和理论模拟相结合的方法,评价了塔河油田稀油注CO2开发的可行性.利用高温高压PVT仪研究了S86地层流体注CO2气的增容膨胀性;利用细管实验测试了地层流体注CO2的最小混相压力.在实验分析和模拟的基础上,运用组分模型开展了塔河油田S86区块注气数值模拟研究,对比了衰竭式开发、注水开发、注烃类气和注CO2气开发的效果.研究结果认为,塔河油田S86区块稀油注CO2混相压力为26.3 MPa,在地层条件下可实现混相驱;数值模拟结果显示注CO2驱在水驱基础上可提高采出程度9.45％.     

渤海B油田胶质沥青沉积规律研究

胶质沥青质沉积对储层渗透率造成伤害,严重制约油田产能释放,及时判断是否存在沉积及其对产能的影响程度对油田生产开发具有重要意义。采用气-液-固三相平衡热力学模型,结合原油组分组成实验数据,判别渤海B油田容易发生胶质沥青质沉积。利用实际油田参数建立单井径向流模型,分析了胶质沥青质沉积与地层压力的关系,模拟了胶质沥青质沉积对产量的影响及储层伤害程度。研究发现:随着油田开发时间增加,地层压力逐渐下降,当压力下降到36～40 MPa时,胶质沥青质开始析出,当压力下降至28～33 MPa时,胶质沥青沉积速度加快,对储层渗透率伤害增大,产量大幅下降,胶质沥青沉积可使产量降低80%以上。     

氮气泡沫热水驱物理模拟及数值模拟研究

针对强非均质油藏提高采收率的需要,开展了泡沫驱油技术研究。利用油田现场提供的起泡剂和原油等资料,通过室内物理模拟和数值模拟,对氮气泡沫热水驱提高采收率的机理进行了研究。建立了三维、三相、多组分数学模型,编制了氮气泡沫热水驱油藏数值模拟软件。模型考虑了相平衡以及温度、界面张力对油、气、水三相渗流的影响以及起泡剂损失的各种机理,较全面地反映了氮气泡沫热水驱的作用机理。实验和数值模拟的结果均表明,氮气泡沫热水驱能大幅度地提高驱油效率,降低残余油饱和度。在非均质油层(模型)中泡沫的驱油效果比在均质油层(模型)中更好,残余油饱和度降低了21.1%,采收率提高了31.2%。     

泡沫油油藏冷采后期注气吞吐开采实验

以脱气原油与活油为参照,利用非常规PVT实验方法开展了泡沫油溶气特性实验,揭示了泡沫油溶气特性,明确了天然气在泡沫油中的溶解能力以及地层压力对其溶解的影响规律,并通过岩心驱替实验研究了天然气吞吐提高采收率的可行性以及注气时机、注气轮次对泡沫油天然气吞吐开发效果的影响。泡沫油溶气特性实验表明,天然气溶解过程分为快速溶解、波动下降和稳定3个阶段。注气前期天然气溶解速度较大,累积溶气量增加迅速;天然气溶解能力随深度的增加逐渐减小,垂向上可形成一定的混相区域;增大地层压力有利于增加天然气溶解速度和累积溶气量;各压力下泡沫油溶气能力小于活油及脱气原油,但同一深度处其含气量最多,黏度最小。泡沫油天然气吞吐实验表明,天然气吞吐比冷采开发提高采收率7.8%,注气时机应在泡点压力与拟泡点压力之间,且焖井时间不宜过长,并应最大限度地提高地层压力。     

蒸汽驱开发后期热空气泡沫复合驱油研究

为改善辽河油田齐40块蒸汽驱开发后期的开发效果,利用罗氏泡沫仪评价了泡沫体系的耐温性、抗盐性、抗油性,通过一维填砂模型驱替实验确定最佳气液比、注入速度及注入方式,在物理模拟和数值模拟的基础上确定不同因素对热空气泡沫复合驱油体系的影响。研究表明:优选0.5%十二烷基二甲基羟基磺基甜菜碱+十六烷基三甲基溴化铵作为发泡剂以及耐温性较强的亲水性二氧化硅作为泡沫体系的稳泡剂,该体系具有良好的耐温、抗盐和抗油性能;泡沫体系气液比的最佳应用范围为1∶1～2∶1;气液混注封堵效果优异,气液交替注入的频率越高,阻力因子越大,泡沫驱油效果越好,热空气泡沫复合驱油比单项蒸汽驱的驱油效率提高了7个百分点。研究认为,热空气泡沫复合驱油可有效改善蒸汽驱开发后期汽窜以及平面动用不均等问题,具有较好的应用前景。建议在低于地层破裂压力下,应尽量提高注入速度。     

稠油溶解气驱渗流特征物理模拟和数值模拟

为了改善稠油冷采开发效果,通过物理模拟实验和数值模拟方法研究了稠油溶解气驱渗流特征。首先测定了稠油和气体在不同压力下的界面张力,然后通过微观可视化实验和填砂管驱油实验研究了溶解气驱不同阶段渗流特征,最后对室内实验结果进行了数值模拟。研究结果表明：溶解气驱过程中气体逐渐由分散相聚并形成连续相;泡沫油会增大流体的弹性能量,有利于维持溶解气驱地层压力和增大生产压差,从而改善稠油溶解气驱开发效果。在室内实验的基础上,通过3种气体组分（溶解气、分散气和连续气）的转化来描述稠油溶解气驱渗流过程,数值模拟值和物理实验值拟合效果较好。     

泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发数值模拟

泡沫油型超重油油藏原始溶解气油比高,地下可形成泡沫油流,水平井冷采初产较高,但一次衰竭开发采收率低。因此,开展了泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发技术研究。根据研究区块油藏地质特征,建立了泡沫油冷采及热采数值模拟模型,研究了泡沫油SAGD驱油机理和开发技术政策。研究结果表明,与油砂SAGD不同,泡沫油具有流动性,泡沫油SAGD驱油机理为在注采井形成热连通之前蒸汽驱油为主、重力泄油为辅,形成热连通后蒸汽驱油为辅、重力泄油为主。泡沫油SAGD启动阶段不需要预热,注采井间垂向井距应适当增大。地层压力下降后油相中析出的溶解气附着在蒸汽腔侧面上影响蒸汽腔的横向扩展。因此,冷采转SAGD时机应尽量延后,当冷采至较低地层压力、溶解气含量大幅降低时转SAGD开发效果更好。由于区块构造具有倾角,生产井水平段井轨迹应保持水平,有利于形成合理的SAGD汽液界面;在满足技术经济条件下,缩小SAGD排距可提高采出程度。提出了提高SAGD开发效果的措施：1采用上下两口水平井冷采,有利于减少溶解气含量,提高SAGD开采效果;2对于多井SAGD,采用（交替）不平衡注汽,可促进蒸汽腔发育,提高采出程度。     

泡沫油模型综述

泡沫油是国内外常见的存在于重油油藏的流态,是一种在液气驱生产阶段的气油两相流,须有一个液相使其连续才能流动,并且包含分散气泡。国内外文献对泡沫油的形成、性质、渗流规律、流动特性等都有介绍,认识到泡沫油流动特性的重要性。泡沫驱作为一项重要的三次采油技术,在降低气油比、增加原油产量、提高波及效率等方面具有很大的发展潜力,对如何开发和管理这种油藏具有重要意义。针对泡沫油流的数值模拟研究所提出的多种数学模型的优缺点做了简要综述。     

稠油冷采泡沫油溶解气驱油藏开发动态数值模拟

稠油注蒸汽等热采开发方式面临着油层出砂、气窜和采油成本高等问题,而稠油冷采过程中形成的泡沫油,则使稠油油藏具有采油速度快、采收率高和生产气油比低等特点。在论述STARS模拟泡沫油机理及模型局限性的基础上,建立了稠油冷采泡沫油溶解气驱油藏模型。模拟结果表明,与常规溶解气驱油藏相比,泡沫油溶解气驱油藏具有生产气油比上升缓慢、累积产油量高等特点;在油相中气泡形成频率一致的情况下,气泡破裂速度越快,生产气油比越大,产油量越低;原油粘度越高,地层渗透率越低,开发效果越好,稳产时间越长。     

稠油注气二次泡沫油形成机理及数值模拟

从油气形成二次泡沫油的角度出发,研究改善稠油油藏冷采后期开发效果的新方法。首先,设计泡沫油非常规注气膨胀实验,验证注气二次泡沫油形成的可行性,揭示其提高采收率机理。在此基础上,通过填砂管实验研究天然气吞吐、连续和间歇气驱过程中二次泡沫油形成过程,并建立考虑泡沫油注气特征的油藏数值模拟模型,模拟注气二次泡沫油形成机理,评价实际油藏中不同注气方式下二次泡沫油提高采收率效果。实验研究表明,注入天然气可以形成二次泡沫油,其主要的提高采收率机理为体积膨胀、粘度降低以及轻组分含量增加。天然气吞吐较衰竭开发提高采出程度7.24%,而连续与间歇气驱导致泡沫油现象减弱或消失,进而使得采出程度低于衰竭开发实验。油藏数值模拟研究表明,由于注气二次泡沫油的形成,平台12口井8轮次天然气吞吐累积产油量较衰竭开发增加14.7%。行列连续、间歇和边部气驱气窜现象严重,无法形成二次泡沫油。     

稠油溶解气驱泡沫油特征实验研究

压力衰竭速度是影响稠油溶解气驱泡沫油生产的一个关键因素。为定量描述压力衰竭速度对泡沫油现象的影响,实验选取了4组不同压力衰竭速度进行实验。研究不同压力衰竭速度下稠油衰竭开采中的采收率、产油量、生产气油比以及实验压力的变化。通过实验发现稠油溶解气驱过程中出现明显的泡沫油阶段,且压力衰竭速度越大,泡沫油拟泡点压力越小,泡沫油阶段越长。随着压力衰竭速度增加,采收率增加,生产气油比减小,油藏压力递减变慢。     

Foamy oil properties and reservoir performance

In this study, the pseudo-bubble point pressure model is modified to more accurately model the foamy oil properties by modifying the properties of conventional oil and to study the performance of foamy oil reservoir. The calculated results give reasonable fit to the experimental results. The properties of foamy oil and reservoir performance are dominated by the entrained gas. Above the bubble point pressure, foamy oil has the same properties and performance as the conventional oil. Between the pseudo-bubble point pressure and bubble point pressure, the formation volume factor and recovery factor of foamy oil both increase sharply due to the increase of entrained gas fraction. In this period, the recovery factor is as high as 15%. Below the pseudo-bubble point pressure, the formation volume factor decreases significantly and the recovery factor increases slowly resulting from the decrease of entrained gas fraction. The recovery factor in this period is 6%. The overall recovery factor of foamy oil reservoir is 21%, much higher than the recovery factor of 9% of conventional oil reservoir. Most oil is produced in the pseudo-single phase period for foamy oil reservoir. Therefore, it is favorable to prolong this period.     

Visual Experimental Study of the Factors Affecting the Stability of Foamy Oil Flow

Abstract

Some of the heavy oil reservoirs in Canada, Venezuela, and China under solution gas drive illustrate important features: low gas–oil ratio, high production rates, and very high ultimate oil recovery. It is generally believed that the foamy oil flow is one of the important mechanisms contributing to these unusual performances. A series of two-dimensional etched glass micromodel experiments was carried out to gain an insight into the processes involved in foamy oil flow. In these experiments, the bubble nucleation, migration, coalescence, breakup, and ultimate generation of a continuous gas phase can be observed continuously. On the basis of the experimental analysis, there are two bubble-point pressures in the foamy oil: One is the true bubble-point pressure, and the other is the pseudo-bubble-point pressure. The greater the difference between these two bubble-point pressures, the more stable the foamy oil flow is and the greater the contribution to oil recovery from the foamy oil drive mechanism is. The visualization experimental results show that there are many factors affecting the stability of the foamy oil, including pressure depletion rate, crude oil viscosity, temperature, dissolved gas–oil ratio, etc.     

关于泡沫油黏度的若干问题

泡沫油现象被认为是加拿大和委内瑞拉一些稠油油藏在开采中出现异常高产和较高采收率的主要原因,对于泡沫油黏度的研究目前学术界尚无一致结论。针对泡沫油的黏度,主要从泡沫油黏度与异常高产之间的关系、泡沫油黏度模型以及泡沫油黏度的影响因素等3 个方面进行研究。压力衰竭速率、静置时间、测量装置、分散气体积分数、压力和流量、膨胀率和表面活性剂、分散气泡大小和剪切速率以及常规测试和非常规测试等对于泡沫油的黏度均有影响,目前学术界对于稠油泡沫油黏度的争议可能和这些影响因素有关,泡沫油黏度的测量问题可能是引起对泡沫油黏度争议的一个主要原因。泡沫油黏度的研究有利于澄清泡沫油的渗流机理,泡沫油的渗流机理对于稠油油藏数值模拟,尤其是稠油油藏注气开发过程中的优化设计均具有重要意义。     

超稠油注气次生泡沫油生成机理及渗流特征

为探索泡沫油在超稠油油藏中的形成机理、渗流特征及驱油效果，采用准噶尔盆地西北缘乌夏断裂带侏罗系齐古组原油及油藏参数，进行注气形成泡沫油介质筛选及原油泡点压力测定实验，并开展注气微观可视化和填砂管驱油实验，深入解析注气形成泡沫油过程中的渗流特征，评价了注气泡沫油驱油效果。研究结果表明：①准噶尔盆地西北缘乌夏断裂带侏罗系齐古组原油泡点压力为9.7 MPa，拟泡点压力随着注气量的增加而增加，随温度的上升而上升，50℃的拟泡点压力随着CO₂注入量的增加而增大，压力上升速度较缓，储层具有较好的注气特性。②研究区的泡沫油渗流可分为5个阶段：无气泡阶段、气泡析出阶段、气泡扩张阶段、气泡聚并阶段和气泡消亡阶段。③研究区蒸汽+CO₂方式驱油开采过程较纯蒸汽填砂管驱的采收率可提升13.3%，开采过程中随着压力的释放，气泡数目逐渐增多，产油量逐步缓慢上升；当压力降至泡点压力后，气泡数目趋于平稳，形成较稳定的泡沫油，产油量大幅提升，为主力产油期；当压力释放至拟泡点压力后，气泡数目迅速下降，泡沫油逐渐消亡，产油量缓慢下降。     

Successful simulation of solution gas drive in heavy oils using conventional modeling

Detailed investigations into the production behavior of heavy oil reservoirs under foamy solution gas drive have been conducted extensively in the past. Historically, two approaches have been used to explain and model the solution gas drive in heavy oil reservoirs. The first approach is the base of foamy oil models in which solution gas drive is governed by parameters such as compressibility, viscosity, nonequilibrium phenomena, and the supersaturation. In the second approach, conventional modeling, which we show to be suitable for the history matching and prediction of the production data and macroscopic modeling of a series of depletion experiments (using a live combination of heavy oil and methane gas in a three-dimensional rectangular laboratory model), the foamy oil flow mechanism, dispersed flow of gas and the supersaturation are nonexistent. The conventional modeling uses parameters such as critical gas saturation, very low gas relative permeability, and the assumption of no supersaturation in the reservoir.     

泡沫油国内外研究进展

在加拿大、委内瑞拉以及中国的一些稠油油藏溶解气驱过程中,表现出了异常的开发动态:低的生产气油比、高的采油速度和高于预期的一次采收率。"泡沫油"被认为是这种异常生产动态的原因之一,油相连续的含有大量气泡的原油称为泡沫油。在参考大量相关文献的基础上,总结了国内外在泡沫油定义、性质、形成过程、影响因素以及机理研究等方面的进展,其中重点研究了过饱和度、临界气相饱和度、原油黏度、压力衰竭速度和溶解气油比对泡沫油特性的影响,进一步分析了一些解释泡沫油机理的数学模型,指出了各自的优缺点以及存在的问题,并对稠油冷采泡沫油今后的研究方向提出了一些建议。     

复杂油藏开发中的能量保持研究

对于边底水驱油藏、应力敏感油藏与高油气比油藏等复杂油藏,如果地层能量保持不适当,将会改变储层的渗流特征,显著降低油藏的采收率和开发效益。在深入研究复杂油藏生产特征的基础上,根据渗流理论阐述了边底水驱油藏水侵对储层的伤害、高油气比油藏脱气对渗流的影响、应力敏感油藏在较大应力下对渗流的影响,同时分析了其影响程度与地层能量保持的相互关系。在此基础上,提出了复杂油藏能量优化控制措施:对于边底水驱油藏,可以通过控制采油速度与产量、采用合理的井型及控制地层能量,改善油藏渗流特征,促进油藏的高效开发;对于应力敏感油藏和高油气比油藏,可以通过采用合理的井型、适时注水、采用合理的开采速度、改善油藏的渗流特征,提高采收率。