任11井潜山油藏改建地下储气库库容评价技术

通过任11井油藏注气地质特征综合评价和水驱开采特征的研究，认为任11井油藏具备改建地下储气库的地质条件。对任11井裂缝性底水油藏改建地下储气库后的库容评价进行了研究，重点开展了室内实验、数值模拟研究，借鉴华北雁翎油田注氮气驱油现场试验经验，进行了类比计算等油藏工程研究。综合利用已有的认识和结论建立了任11储气库的三维数值模拟模型。在精细历史拟合的基础上，对库容和溶解气量等重要基础参数进行了指标预测。结果表明，任11井油藏改建储气库后，可以形成30×108 m3的库容。     

裂缝性底水油藏储气库最大工作气量的预测方法

利用华北油田水驱开发晚期裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建大型地下储气库，对保障京、津、冀等地区安全、平稳供气，具有重要意义。虽然前期对华北任11井裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性已开展了相关研究工作，但没有解决工作气量、气垫气量优化评价的关键技术问题。文章通过借鉴国外含水层储气库注采运行的经验，在物质平衡原理基础上，提出了描述裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库工作气量预测的数学模型。该模型能较准确地预测随油气界面下移，气库能达到的最大工作气量和相应气垫气量。通过实例求解得出注气增压系数对工作气量及其在库容量中所占的比例影响较大。随着注气增压系数的增大，工作气量及所占的比例迅速增加，气库效率随之提高，因此，提高注气增压系数是提高裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏储气库效益的重要途径。     

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。     

底水油藏提高采收率方法及其增油效果——以吐哈油田红连油藏为例

底水油藏开发受到底水锥进的影响,具有无水采油期短、见水后含水率上升速度快甚至暴性水淹等特点,给油田开发带来不利影响。本文以新疆吐哈红连油藏地质特征和流体性质为实验平台,开展了底水油藏开发效果及其影响因素实验研究。结果表明,对于底水比较发育油藏,扩大水驱注入速度采收率仅为17.7%,,采用两性离子聚合物凝胶调剖剂封堵底水后采收率增至28.4%。调剖后二元复合驱的驱油效果好于聚合物的驱油效果,在调剖剂用量相同条件下,单井封堵后二元复合驱采收率为25.9%,油水井同时封堵后二元复合驱采收率为29.5%,可见,与单独实施水井封堵相比较,同时对油水井底水实施封堵作业可以获得更好的水驱和化学驱增油效果。     

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。     

任11井山头注氮气可行性研究

碳酸盐岩潜山油藏是华北油区的主要油藏类型,其动用地质储量占全油区的60%左右,目前已进入高含水开发期,如何挖潜剩余油潜力,进一步提高采收率,是目前的主要工作方向。针对任11井山头块状底水潜山油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在数值模拟的基础上,论证了任11井山头注氮气提高采收率的可行性,对注气井数、油气水平衡时间、采液速度、注气采油方式、注气速度、注气时机和开发井网等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,任11井山头在一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计注气形成的富集油带厚度约200m,采收率提高4%左右。     

任11井潜山油藏改建地下储气库的分析

根据任11井潜山油藏的地质和周边环境情况，分析了任11井潜山油藏改建地下储气库油、气、水三相渗流，气驱渗流阻力，气库的密封性，库容规模，钻井井位布置，老井处理及地面安全距离等需要解决的问题，提出了相应的建议和研究的方向。     

缝洞型碳酸盐岩油藏岩溶储集体注氮气提高采收率实验

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间类型多样,形态复杂,在水驱过程中容易形成阁楼油和绕流油,采用气驱能够有效补充地层能量,提高剩余油的采出程度。为观察缝洞型油藏中注入气体的驱油动态,根据塔河油田实际地质资料和注采特征,依据相似性原则,设计制作二维缝洞型油藏可视化物理模型,开展缝洞型油藏岩溶储集体模型注气提高采收率实验研究。结果表明:以注气速度分别为20和5 mL/min进行驱替,宏观油水界面特征基本相似,在氮气驱替过程中会出现明显的气水同锥现象和气水协同效应;注气速度为20 mL/min下的最终采出程度约为70.5%,注气速度为5 mL/min下的最终采出程度约为78.9%,注气速度高易发生气窜,低注气速度可以延长注氮气时间,防止气体过早发生气窜,但是由于速度低,驱动能量低,氮气只能进入阻力相对较小的溶洞和裂缝中。因此,合理控制注气速度能够充分发挥气驱提高采收率的潜能。     

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。     

碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气驱后剩余油可视化研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水驱开采后,仍残留有大量阁楼油、绕流油。利用氮气密度小,重力分异作用显著等特点将部分剩余油驱出,充分认识气驱之后剩余油的分布,对优化气驱设计方案具有借鉴意义。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,直观展示缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况,并探讨相关影响因素。实验结果发现:氮气驱能有效地提高缝洞型油藏水驱后剩余油的采收率,但仍有部分残留油,如因气体气窜、底水能量不足而残留溶洞中部的窜流油,因气体洗油效率低而残留在裂缝中的油膜和小油段塞等;同时,注入方式、注入井别和注入速度等人为因素对气驱效果也有影响。研究成果为注气提高水驱后剩余油开采以及气驱后再次提高采收率提供了实验依据,认为采用水气交替等不稳定注气方式、复杂区域注气以及适中的注入速度可提高气驱效果,也认识到了溶洞形状、缝洞分布等客观因素应作为后续深化研究的重点。     

Black Oil and Compositional Reservoir Simulation for Increasing the Recovery Performance of an Iranian Fractured Carbonate Reservoir

Abstract

Naturally fractured reservoirs contain a significant amount of world oil reserves. Accurate and efficient reservoir simulation of naturally fractured reservoirs is one of the most important, challenging, and computationally intensive problems in reservoir engineering. Black oil and compositional reservoir simulators have been used to determine the reservoir management and production strategies to increase the oil recovery from a low-porosity, low-permeability fractured carbonate reservoir, with an average matrix permeability of 0.8 md, average fracture permeability of 500 md, and an average matrix porosity of 10%. This reservoir is a candidate for an enhanced oil recovery (EOR) process, because the reservoir production rate has been declined due to increasing the water cut as a result of rising the water oil contact. The injection techniques that have been considered in this study for black oil model include (a) gas injection, (b) water injection, and (c) simultaneous water alternating gas injection and for the compositional model include (a) dry gas injection, (b) CO₂ injection, and (c) N₂ injection. Simulation results show that CO₂ injection has the maximum oil recovery between the EOR scenarios.     

裂缝性低渗油藏注气提高采收率实验研究

HH油田为典型的低孔特低渗油藏,部分地层伴有裂缝发育,现面临衰竭式开采后注水开采压力高的难题.通过基质单管岩心驱替实验,探究目标地层进行注气开发的可能性,明确何种注入气体及驱替方式具有较好提高采收率效果.通过基质+裂缝双管并联岩心驱替实验,确定目标地层中微裂缝对提高采收率效果影响.结果表明,CO2较减氧空气是更好的注入...     

气顶稠油油藏气驱(窜)特征及平复对策

高3块为中深、巨厚、块状、高孔、高渗气顶底水稠油油藏，气顶具有较大的驱油能量，在油田井网调整及热力采油过程中．先后发生气顶横向驱油及纵向气窜。通过对气顶气开发历程、阶段特点进行了综合论述，对油井气窜的的响因素及合理利用气顶能量控制油井气窜的主要技术措施进行了研究。实践证明，气顶稠油油藏实施油气平衡开采，发挥气顶驱油作用，有利于控制和延缓气顶气窜。     

确定地下储气库工作气量的优化方法

块状底水砂岩油藏在开采后期改建地下储气库需要解决的核心关键技术之一就是如何确定最大库容量和最佳工作气量。通过借鉴国外含水层储气库注采运行的经验，在物质平衡原理基础上，提出了描述块状底水砂岩饱和油藏改建地下储气库注采运行的预测模型。该模型能够比较准确地预测建库能够达到的最大油气界面位置和库容，并在此基础上进一步预测最佳工作气量和相应的气垫气量。通过实例求解得出工作气体积与油气界面深度存在着极值关系：即在一定的增压系数范围内，存在一个油气界面的最佳深度，在这个深度时，工作气体积达到最大值；同时随着增压系数的增大，工作气与气垫气的体积比迅速增加，气库效率随之提高。因此提高增压系数是提高块状底水油藏储气库效益的重要途径。     

大庆油田敖南区块扶余油层致密油提高采收率潜力评价

在致密油藏中,何种提高采收率技术可以取得更好的效果尚不明确.针对此问题,文中建立了由2条半缝组成的注采单元,借此对注水与注气在驱替和吞吐2种开发方式下的提高采收率潜力进行了分析,并研究了基质渗透率、注采间距对最终采收率的影响.结果表明:由于气体的注入性较强,因此注气的开发效果优于注水;对于基质渗透率为l.00×10-3...     

低渗透裂缝性油藏水气交注非混相驱提高采收率研究

低渗透油田进入注水开发以后,由于储层天然裂缝发育,导致油井含水急剧上升,产量迅速下降,油藏采出程度低。为进一步提高油藏采收率,达到降水稳油的目的,进行了水气交注非混相提高采收率室内试验,通过实验分析了注入方式、气液比及温度对采收率的影响。实验结果表明,氮气驱+水-氮气交替注入段塞效果最好;气液比在1∶1至3∶1范围变化时,随着气液比增大,最终驱油效率提高,并且提高效果较明显;温度对水-氮气交注非混相驱的驱油效率有一定的影响但不明显。在低渗透裂缝性油藏实施水气交注非混相驱是切实可行的,具有较好推广应用价值。     

低渗透油藏水驱转空气泡沫驱提高采收率物理模拟实验

为进一步提高镇泾油田低渗透油藏原油采收率,利用室内驱油物理模拟技术,开展了水驱转空气泡沫驱提高采收率实验研究,探讨了空气泡沫驱对低渗透油藏水驱开发效果的影响。实验结果表明,在模拟地层条件下,初始水驱阶段的平均采收率为29.06%,水驱转空气泡沫驱后,采收率得到明显提高,增量均在10%以上;再次水驱后,最终采收率平均可达到45.42%。随着空气泡沫注入速度的增加,采收率呈上升趋势,但增幅逐渐减小。注入速度越大,气体突破时间越早,不过实验过程中并未发生明显的因气窜而导致采收率降低的现象;在相同条件下,空气泡沫注入总量为1倍孔隙体积时的采收率比0.6倍孔隙体积时的高5%。研究认为,通过交替注入起泡剂溶液与空气实现空气泡沫驱对于注水开发的低渗透油藏进一步提高原油采收率是可行的。