温米油田温西三区块加气膨胀实验研究

注气提高采收率技术已经越来越引起人们的重视，而实验研究工作是研究油田注气开发至关重要的一步。这些研究包括油藏流体的普通PVT测试、加气膨胀、多次接触实验、细管和长岩心驱替实验。通过做这些工作，可以确定适合地层特点的注气开采方式。针对吐哈盆地温西三区块室内加气膨胀实验，分析了注气作用机理，开展了相态拟合研究，获得了与地层流体相匹配的热力学参数，为油藏整体数值模拟研究奠定了基础。     

注水开发后期油藏注气驱评价的实验研究

尽管我国的注水开发配套技术处于世界领先地位，但单一的注水开发模式难以继续提高主力油田的采收率。注气是一种较好的提高采收率技术，探索水驱后期油藏注气驱进一步提高采收率正成为我国主力油田开发研究的主要任务之一。针对注水开发后期油藏开展注气驱特征研究，通过原始流体相态特性及长岩心驱油特性的实验室评价，研究油藏水驱后期注气的可行性及驱油效果。实例评价表明，该研究对油田水驱后注气开发的实施有较好的指导意义。     

温吉桑低渗油田水气交替非混相驱方案研究

通过对吐哈盆地温吉桑油田注气区块优选，注气影响因素分析，注入气筛选，注气方式、气驱油方式及注水转注气时机的确定，注气工程参数优化设计，水井注气能力、配注气量及井口注气压力的论证，注气井网部署优化，注气方案实施及注气监测工作量部署，完成温五区块、温西一区块、温西三区块注天然气水气交替非混相驱提高采收率方案设计，形成一套低渗透油田有效实用的水气交替非混相驱注气方案设计方法。     

低渗透油藏注气提高采收率方法及应用综述

注气提高采收率技术在国内外低渗透油藏开发中取得了较好的应用效果。我国吐哈、长庆等低渗透油田已开展注气的现场试验，有一些成功的经验。通过对该技术应用现状的分析，系统总结了低渗透油藏注气提高采收率的研究方法，结合油田实际，提出了该项技术的应用潜力和今后攻关方向。     

基于模糊层次分析的储、注气油藏筛选综合评价方法

综合分析了国内外储气库建造标准与注气驱油藏开发基本条件，提出了同时满足储气库油藏和注气驱提高油藏采收率的筛选标准指标，利用模糊数学中最新的研究成果，建立了基于模糊层次分析的三级模糊综合评判方法。实例应用表明该方法对某一油田的多个油藏进行储、注气提高采收率综合评价具有科学性，可以避免过去传统方法的评价失效与偏差。     

温西一区块氮气泡沫驱提高采收率技术研究

吐哈油田温西一区块油藏属于特低渗油藏,经过多年注水开发,已进入高含水期开发阶段。结合低渗油田水驱开发后期提高采收率技术需求,优选温西一区块开展氮气泡沫驱技术研究,通过对区块油藏地质概况研究,泡沫辅助气驱机理研究及可行性论证、注采工艺方案、地面工程方案等关键技术进行研究,开展了温西一泡沫辅助减氧空气驱矿场试验,本次矿场试验取得了一定的效果,累计增油2328t,增气1535.4万m~3,为吐哈油田在低渗透油藏的采收率技术上指明了新的方向。     

台南阜三段油藏注气开发效果分析

台兴油田阜三段油藏采用CO2驱油开发,能解决未动用阜三段油藏低渗难采储量的动用问题,提高已开发中高含水阜三段油藏的采收率。油藏注气开发后,注气压力稳定,油层能量得到有效补充,地层压力保持较高水平,增油效果明显。     

美国油田注气开发的发展近况

低渗透油田注气开发提高采收率是目前国内油田开发的一个新课题。本文是在考察了美国十家公司的五个油田后,综合整理的采用注气混相驱提高采收率的动向及研究成果。论述了各种注入剂的使用条件和经济效益,提出了注氮气混相驱是今后提高采收率的主要驱替剂。气水交替注入和多种驱替剂段塞法是目前美国混相驱的主要方法,一般可以比注水开发提高采收率10~15%。对华北油田低渗透碳酸盐岩油藏提高采收率具有一定实用价值。     

纯107块低渗透油藏注气开采数值模拟研究

纯107块新区油田是低渗透油藏。这类油藏注水开发困难、井况较差、油井产量低。“注气开发”是国内外针对低渗透油藏最为有效的开采方法。针对纯107块新区的地质特征及开发现状,研究了注气开采方案,运用数值模拟器论证了不同井数、不同注入气体、不同注气速度、不同注气时机对油藏开发指标和开发效果的影响。研究结果表明:该油藏通过注气开采,能大幅度提高该区块的原油采收率;不同注气速度、注入介质对增油和提高采收率效果明显;新增生产井和注气井,也可大幅度增加原油产量。     

基于模糊层次分析的储、注气油藏筛选综合评价方法

综合分析了国内外储气库建造标准与注气驱油藏开发基本条件,提出了同时满足储气库油藏和注气驱提高油藏采收率的筛选标准指标,利用模糊数学中最新的研究成果,建立了基于模糊层次分析的三级模糊综合评判方法。实例应用表明该方法对某一油田的多个油藏进行储、注气提高采收率综合评价具有科学性,可以避免过去传统方法的评价失效与偏差。     

濮城油田深层低渗透储层驱替特征实验

产能低、注水开发困难、采收率低是深层低渗油藏开发面临的主要问题。为探索特低渗透油藏有效的开发方式和提高采收率途径,针对濮城油田沙三中油层深层低渗的特点,进行了系列驱替实验。研究了水驱油、气驱油特征及其对采收率的影响,分析了影响驱替特征的因素。研究结果表明,较大的驱替速度和净覆压使驱油效率和采收率降低;特低渗油藏气驱采收率明显高于水驱采收率,采取注气开发可以提高其开发效果和采收率。这一研究成果对濮城油田经济、高效开发低渗透油藏具有重要的指导意义。     

吐哈油田注气开发技术研究与实践

吐哈油田重点针对低渗透油田,系统开展了注气提高采收率现场应用技术攻关,建成了葡北油田注气混相驱矿场试验基地及温五区块注气非混相驱先导试验区,获得了良好效果。同时,结合注气开发实践认识,不断优化和完善了低渗轻质油藏注气开发所涉及的油藏精细描述方法、开发实验评价、注气参数优选、开发指标预测及现场动态监测等方面的矿场应用技术,为积极推动国内注气开发技术的发展和丰富国内三次采油技术系列提供了必要的矿场实践经验。     

温五区块注气非混相驱提高采收率配套工艺技术研究与应用

温五区块属于吐哈油田早期投入开发的主力区块之一,随着区块含水上升,稳产难度增大。根据区块地质及油藏流体特征,结合提高采收率潜力分析,主力油田具备注气提高采收率的潜力和条件。2002年开始在温米油田温五区块开展了注气非混相驱提高采收率先导试验,在先导试验实施过程中,进行了注气工艺技术的研究与配套,形成了高压注气完井工艺技术、高压分层注气井的投捞调配技术、水气交替注入技术等配套工艺技术,为注气提高采收率技术在油田的工业化推广应用提供了可靠的工艺技术保障。     

塔河油田缝洞型油藏水驱后气驱提高采收率可视化实验

塔河油田缝洞型油藏注水开发后,开展单井注气提高采收率实验,注气效果显著,但油藏开发中后期逐渐出现注水、单井注气效果变差,大量水驱后剩余油未能动用。为了提高此类油藏的注气开发效果,需要针对性地开展多井单元注气提高采收率机理研究。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,探讨缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况及其影响因素。实验结果表明,水驱后氮气驱,能有效提高驱油效率,注气方式、注入位置和模型充填等因素对气驱效果有影响,采用连续稳定注气方式,在构造高部位注气,低部位采油,可有效提高气驱效果,为类似油藏单元水驱后剩余油的开采提供借鉴。     

涠洲12-1油田注气重力辅助稳定驱替机理研究

涠12-1油田涠四段油藏注采井网不完善,并且在钻完井过程中由于储层受到严重污染,注水较晚,最终导致涠四段油藏地层压力下降,开发效果不好。为改善该油藏开发效果,试图进行注气开发,为确定油藏注气开发的效果,结合油藏的地质油藏特点,综合运用带倾角的长岩心注气重力稳定驱、带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型,并采用注气驱机理数值模拟的方法对注气驱替机理进行了研究。模拟结果表明,涠洲12-1油田中块涠四段注气非混相驱油的主要机理为重力分异辅助作用,储层非均质性、油气毛管压力和注入气黏度变化对注气驱油的采收率影响较小。采油速度不超过5%,注气近混相驱可以形成比较稳定的下倾气驱油界面,且比注水开发将提高采收率10个百分点以上。     

葡北油田注气混相驱开发技术

以葡北油田为例，系统阐述注气混相驱油田开发所涉及到的油藏条件，油藏精细描述，注气混相驱关键指标确定，整体开发方案设计，强调低渗透油田开展注气混相驱之前必须开展包括油藏精细描述，混相驱室内试验评价，混相驱数值模拟，经济评价等方面的综合研究，还针对葡北油田实际生产过程中所暴露的问题和油田开发效果进行了详细的分析和评价，从而丰富了低渗透油田混相驱开发的实践经验。     

低渗油田高含水期氮气泡沫驱提高采收率研究

针对低黏低渗稀油油田高含水期剩余油挖潜难度大、水驱效果差等突出问题,探索低渗油田如何提高最终采收率的技术需求。通过各种驱替介质分析,优选氮气泡沫开展低渗油藏水驱后提高采收率技术研究。机理研究和室内实验表明:泡沫驱油机理不仅具有氮气驱保持地层压力、提高驱油效率的作用,而且泡沫液具有封堵高渗通道,扩大波及体积的作用。优选能代表温米油田主力区块目前开发状况的温西一区块的温西1-74井组开展氮气泡沫驱先导试验,现场实施效果表明氮气泡沫驱能改善剖面动用情况,起到增油降水的作用。     

任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。     

国内外注气提高石油采收率技术回顾与展望

提高或改善石油采收率（EOR或IOR）是油田开发永恒的研究主题之一。本文对世界注气EOR技术的发展作了概述，着重阐述了注气油藏描述、水气交替（WAG）混相驱、近混相驱、轻油油藏注空气（低温氧化）采油、应用水平井进行气驱及注气单井吞吐等重要问题。综合国外经验和我国具体情况，指出发展我国注气事业的关键是气源问题，应采取多种途径解决。当前，要抓住汪气驱先导试验，加强注气提高采收率的理论和实验研究，作好技术和人才储备。     

埃尔姆古力油田的CO2驱开发

由于埃尔姆古力油田的储层渗透率非常低（0．01～0．04md）,因此在油田的开发过程中采用了长水平井和大规模压裂技术。该油田一次采油的采收率非常低,只有约5％～10％。尽管一次采油之后地下仍剩余大量的石油,但是由于储层的渗透率极低,二次采油技术的应用受到了一定的限制;例如,因储层注入能力很差而不适用于注水开发。二氧化碳驱可能是提高采收率最好的选择,但是这类油藏的CO2驱开发技术仍不成熟。本文以埃尔姆古力油田为例,介绍流体流动通道以裂缝为主的致密油藏水平井CO2驱开发的效果。为了分析埃尔姆古力油田CO2驱开发的效果。选取了油田的一个开发单元进行油藏模拟。这个开发单元的面积为2英里×2英里,有6口单分支水平井。建立了两个不同的油藏模型：一次采油模型和CO2驱模型,用于确定CO2驱开发可以提高的采收率。此外,还在不同的奈件下对CO2驱开发模型进行了运行,确定最佳的注入井住和注气方案。这些模型的模拟结果表明,埃尔姆古力油田水平井CO2驱开发可以提高石油产量。对垂直井和水平井注气的效果进行了对比,结果表明水平井连续注CO2驱油的效果更好;这种方法的注气量更多,而且也有利于长期开采。具体到水平并注气,最好的方案是在把现有的生产井转注的同时钻新的水平注气井。为满足生产需求,最好在两口生产井之间部署一口注气井。采用这样的水平井注采井网,可在注气开发18年后将油田的采收率提高16％。相比之下,单并周期性注气只能提高采收率1％;但是在无法获得连续CO2供应的情况下,这种方法也可以用来提高埃尔姆古力油田之类油藏的采收率。本文只从技术层面讨论埃尔姆古力油田CO2驱开发,不涉及经济层面的问题。从本文的研究看来,在该油田开展CO2驱采油是可行的,但具体哪种方案最佳,要取决于油价以及钻水平注入井或生产井转注的成本.