塔河地区缝洞型油藏注气替油效果实验

缝洞型油藏储层具有非均质性严重、流体分布复杂、缝洞本身的多尺度性和连通多样性的特点,随着现场开发的不断深入,只采用注水措施难以保证需求,还需从机理入手提高原油采收率和改善开发效果.因此,结合单井物模注气替油实验,研究了底水和注气方式以及含油体积对注气效果的影响.结果表明:底水充足时可借助底水能量驱油,在注气轮次相同时底水充足油藏注气采收率高于无底水;针对底水油藏采用单纯注气、水气交替及水气混注3种方式,在底水充足的情况下,纯注气吞吐方式效果明显好于气水混合注入方式和气水段塞注入方式;在相同的注气吞吐条件下,含油体积大的油藏注气效果更加明显.     

注CO2气驱提高采收率效果影Ⅱ向因素分析

目前油田常规注水开发难度不断增加,应用注CO2气驱技术能够有效解决注水困难等问题,提高了原油采收率。在室内实验研究的基础上,应用数值模拟技术优化了注气方式及注气时机;分析了油藏地质参数对注CO2气驱提高采收率的影响。研究表明：水气交替注入方式更优;非均质性越强,开发效果越差;油藏渗透率越大、含油饱和度越高、原油粘度越低,注CO2驱油效果越好。     

非均质岩心模型中水-CO_2交替驱油特征研究

针对非均质油藏中水-CO_2交替注入中各个段塞所发挥的作用无法确定等问题,在非均质岩心模中设计了水-CO_2交替驱油和不同注气方式后水-CO_2交替驱油四组对比实验进行研究。结果表明,水-CO_2交替、续注气、间歇注采和周期注气提高采收率幅度分别为78%、41.9%、32.2%、42.3%,然后在后三种注气方式基础上进行水-CO_2交替驱油,分别再提高采收率9.5%、43.7%和16.6%。在非均质岩心模型中,水-CO_2交替驱能够在其他开发方式基础上增大压力梯度、扩大波及体积并提高采收率;CO_2段塞是驱替残余原油的主要段塞,水段塞主要起增加CO_2段塞渗流阻力的作用。     

塔河油田气水协同提高采收率实践及认识

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏经历注水、注气开发阶段后,形成了新的剩余油赋存模式,单一的注水、注气方式难以有效动用剩余油。本文在借鉴碎屑岩油藏气水交替非混相驱开发经验、缝洞型油藏注水注气开发政策及剩余油分布研究的基础上,探索开展气水协同提高采收率矿场实践,初步形成了气水交替协同、气水同注协同、多井分注协同三种气水协同模式,为塔河油田提高采收率开拓了新方向。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究

塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N2开采裂缝一溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类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;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10％左右。     

平面非均质油藏水气交替驱提高采收率室内实验研究

水气交替(WAG)驱提高采收率技术和应用研究在我国处于起步阶段。借助室内驱替实验,明确了WAG驱在平面非均质油藏的适应性及其提高采收率的作用机理。将并联式填砂管替代常规岩心夹持器,进一步减弱了长岩心驱替产生的末端效应和应力敏感现象,模拟真实的平面非均质油藏条件。实验结果表明,WAG驱可减缓气窜,改善吸水剖面。注入N2可加强三相分子之间的交换、扩散、渗吸作用。对于非均质性严重的储层,水气交替注入后水驱封堵高渗带,气驱驱扫小孔隙,帮助形成稳定的驱替前缘,提高低渗储层的驱油效率。     

塔河特超稠油油藏CO_2吞吐试验取得阶段成果

塔河缝洞油藏特超稠油占有较大比例,随着油田的开发产量递减较快。为控制产量递减主要采取了两项措施,即注水替油和注氮气开采"阁楼油"。为进一步改善油田开发效果和提高油田采收率,近年开展了CO_2室内相关实验和研究,同时结合实验和研究的成果,针对性开展了油田矿场的先导试验,对单一注CO_2和氮气与CO_2复合注入,以及不同复合注气方式优化进行了对比试验。室内实验和矿场试验取得了一致的结果,阶段成果证实CO_2在塔河缝洞特超稠油油藏提高采收率有独特优势。     

碳酸盐岩缝洞型油藏高含水单元井组气驱探索与实践

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集体埋藏深、储层非均质性强、储集空间变化大等特点,可借鉴的经验少,大部分高含水单元现有治理手段有限,为保持高产稳产,迫切需要研究注气提高井组采收率的可行性。在深入调研国内外注气开发、注气机理和影响因素等基础上,开展注气开发物理模拟实验,推导出井组气驱开发的理论模型、注气机理,初步得出井组注气的优选原则。并且通过实例分析进一步论证井组气驱对大尺度缝洞型碳酸盐岩油藏有很好的适应性,为缝洞型碳酸盐岩提高油田采收率、控制递减提供新的思路和方法。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油实践与认识

塔河油田碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,属于非均质性极强的缝洞型碳酸盐岩油藏。经过多轮次的注水替油后,采油效果逐渐变差。根据塔河油田碳酸盐岩油藏的注气可行性研究,使用氮气进行注气替油方式挖潜剩余油,在进行试验阶段的过程中,对注气替油效果进行分析总结,并提出相应建议,为进一步提高该油藏的采收率提供参考。     

CO_2驱油扩大试验区水/CO_2交替驱室内实验研究

通过非均质岩心水/CO_2交替驱油实验,采用双管并联的方式,模拟正、反韵律地层,对注入压力,注入强度,采油速度,地层采收率和动用程度进行研究。结果表明,不同方式的非均质岩心,水气交替驱效果差别很大。在同样条件下,反韵律地层采收率明显高于其它两种情况,正韵律地层的采收率最低;反韵律地层注入压力最高,注入强度最低;高渗层的相对吸水(气)量占90%以上,高渗层贡献的采收率占总采收率的83%以上。因此对于纵向非均质地层,水气交替驱时,主要开采高渗层原油,低渗层动用程度非常低。对反韵律地层进行水/CO_2交替驱,是经济有效的提高采收率的工艺方法。     

气体示踪技术在油田中的应用和研究现状

注气是用于二次和三次采油中的一种驱替方式。与注水相比,注气的最大优点在于可以降低注入溶剂与原油之间的界面张力,使得注入溶剂具有较高的洗油效率;如果实施水/气交替注入,还可以改善注入剖面,较大幅度地提高注入溶剂的波及体积。目前的注气驱开采包括:混相驱、蒸汽驱、非混相驱、天然气驱、注气提高煤层气采收率等。提高采收率研究是油气田开发永恒的主题之一,气体示踪剂技术能够测定油层参数为提高油田采收率提供了一种直观的方法。生产井检测到的示踪剂产出浓度曲线,反馈了有关油层特性及开采现状的信息。这样我们可以通过观察示踪剂在生产井中的开采动态,如示踪剂的突破时间,峰值大小及个数、相应注入流体的总量等参数,进一步研究和认识注入流体的分布及其运动规律和油藏的非均质特性。根据这些信息制定合理的调整方案,从而提高油田采收率。     

碳酸盐岩缝洞型油藏井组气驱机理及应用研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有储层埋藏深、非均质性强、油水关系复杂等特点,开发进入中高含水期后剩余油开采难度加大。结合碳酸盐岩油藏单井注氮气驱油机理,创新提出了井组气驱提高采收率的观点,通过优选9个井组进行试验,效果显著,累计增油3.27万吨。结合井组气驱现场应用和缝洞型油藏地质模型,分析得出了井组气驱的机理认识,并进行了模型刻画。     

低渗油田氮气泡沫驱注入参数优化研究

通过开展室内长岩心氮气泡沫驱替实验,研究了在不同的注入方式、注入速度、气液比和注入量条件下的驱替压差和原油采收率,分析了低渗油藏氮气泡沫在不同注入条件下驱替时泡沫的封堵能力和驱油效率,为低渗油藏氮气泡沫驱提高采收率方案提供依据。结果表明,泡沫的封堵能力和提高采收率效果与泡沫的注入参数联系紧密,经过综合对比分析,优选出了低渗油藏氮气泡沫驱替注入参数:在注入速度为0.20 mL/min、气液比为1︰1的条件下进行驱替,泡沫的封堵能力和提高采收率效果最好,且随注入量的增大,封堵能力和驱油效率都随之增大。     

二氧化碳气水交替混相驱提高采收率技术研究

中国陆上东部油田经过长时期的注水开发,逐步进入高含水开发后期,但是总体上水驱开发后采收率偏低,且地下储量基数大,仍然具有丰富的矿场资源。因此,研究如何有效通过三次采油方法,提高原油采收率具有重要的意义。本文在地层流体相态、细管最小混相压力驱替试验以及长岩芯气水交替驱替试验研究基础上,充分利用实验资料进行油气藏地质精细描述、油藏工程分析和注气驱油藏数值模拟,研究二氧化碳气水交替注入提高原油采收率的技术,以便有效改善高含水油藏开发后期储量的动用程度,探索提高采收率三次采油主体技术。     

低渗油藏气水交替驱参数优化研究

针对低渗透砂岩油藏,储层物性差,孔喉半径小,层内、层间非均质性较强,水驱控制程度低,注水见效时间缓慢等问题,采用了注CO_2气体的开发方式,但研究区块已进入高含水阶段,在用气体驱替原油的过程中,由于CO_2气体和油相两相间的粘度差异,导致了CO_2气体成指状在原油中穿过,这种粘性指进现象的存在引起了驱替前缘的不稳定,降低了波及体积效率,导致了气窜现象的发生。为了减少气窜现象的发生,应用气水交替驱转换注入方式。为了获取最佳开发效果,结合了油田开发历史以及地质资料,应用油藏数值模拟软件,研究了注CO_2对低渗透砂岩油藏开发效果的影响并对注入总量、注入周期、年注气速度、气水比等参数进行了优化。研究结果表明,最佳注入方案为:CO_2注入总量为0.6 HCPV,注入周期为180 d,年注气速度为0.07 HCPV/a,气水比为2:1。     

低渗透油藏二氧化碳驱油实验模拟研究

低渗透油藏在全世界油气资源中所占比例较大,气体驱替提高采收率是低渗透油藏开发的主要技术手段。本文研究了二氧化碳气体驱替原油的影响因素,并利用长细管实验法测出了本实验条件下二氧化碳的最小混相压力为20MPa,研究了不同注入压力,不同注入PV数,以及以氮气为主的杂质气体,温度等因素对二氧化碳提高采收率的影响,以期为今后二氧化碳气体驱油理论做实验参考。     

浅析水气交替注入提高低渗裂缝性油藏采收率技术

现代油田由于经过了长期的开采情况较为复杂,或者地质条件的限制,石油的采收率逐渐下降,特别是低渗透性裂缝性油藏,需要应用水气交替注入的方式提高其采收率。水气交替注入的形式有二氧化碳水气交替注入、烃混相水气交替注入、氮气水交替注入等。注入的气体作用在于能够保持地层压力,注入的水能够提高注入气体的粘度,避免出现气窜现象,提高驱油的效率。本文简单分析了水气交替注入技术的原理,各类参数的设置,为从事低渗透裂缝性油藏开发的人员提供一定的参考与借鉴。     

欢北杜家台油层氮气驱可行性评价

欢北杜家台油层储层平均渗透率小于100 md,属于中低渗透储层,非均质性严重,开发时间长,含水率高,注水困难,为了提高采油速度,计划实施氮气驱开发。对欢北杜家台油层原油首先进行了相态模拟,计算出了氮气驱最小混相压力,确定了该区块氮气驱为非混相驱替,然后对区块典型井组进行了数值模拟研究,优选出了最佳的氮气驱开发方案。确定了注气方式为气水交替注入,累计增油量4 275 m~3。     

注气过程中沥青质沉淀对孔隙型碳酸岩油藏储层伤害的实验研究

中东地区大部分油藏属于孔隙型碳酸岩油藏,开发初期采用衰竭开采,中后期二次采油基本采用注气方式。而无论是衰竭开采还是注气提高采收率,沥青在地层和井筒沉淀都是一个普遍现象。它是制约原油生产的一个重要因素,本次重点研究了实验模拟条件下注气过程中沥青沉淀对储层的伤害程度。这对于中后期注气开发过程中控制沥青沉淀,提高原油采收率有重要的意义。实验表明:沥青沉淀会对储层的孔隙度和渗透率造成伤害,不同的注入速度对储层的伤害程度不同,注入速度较高时,沥青沉淀对储层的伤害更严重;气驱后注入气体突破对储层的伤害进一步加剧。因此在对油藏特别是孔隙型低渗透碳酸岩油藏实施注气时,尽量延长气体突破的时间,同时针对沥青沉淀需采取一定的预防措施。     

低渗透油藏CO_2、水交替驱提高采收率及其影响因素分析

低渗透油藏储层致密,水驱后期,含水率逐渐增高,驱替效率也随之降低,剩余油潜力依然较大。应用CO_2驱油技术,一方面可以较大幅度的提高采收率,同时也可将一部分的CO_2封存在地下。通过室内CO_2、水交替驱油实验以及实际生产,分析了采收率提高情况以及影响采收率提高的因素。结果表明:气水交替驱最终驱油效率51.2%~62.7%,平均58.7%,比水驱油平均高10.1%;尤其以渗透率大于1.0×10~(-3)μm~2的样品采收率提高比较显著;气水交替驱,不同渗透率岩样在注入0.5 PV的气体或者水时躯替效率提高最大;驱替压差与渗透率呈反比关系,随着驱替压差的减小驱油效率增大;低渗透油藏在实际注气生产过程中,应综合考量各类因素的影响,制定合理的注采方案。