濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驱提高采收率试验

水驱废弃的高温高盐油藏,化学驱提高采收率的发展受到限制,为了探索进一步提高油藏采收率的新途径,在濮城油田沙一段水驱废弃油藏开展了CO2/水交替驱先导试验。通过细管实验确定了该区CO2驱的最小混相压力,利用长岩心物理模拟开展了完全水驱后CO2/水交替驱替实验。结果表明,该区注CO2的最小混相压力为18.42 MPa,目前油藏条件下,CO2/水交替驱可提高采收率35.89%。现场优选了1个井组开展先导试验,生产动态资料表明,地层压力保持在最小混相压力之上,产出油质变轻,驱替达到了混相,单井最高增油量16 t/d,采出程度提高5.15%。研究表明,CO2/水交替驱可以获得比水驱更高的采收率,试验规模可以进一步扩大。     

交替注CO_2/N_2驱油机理数值模拟研究

针对江苏油田已投入开发断块油藏,开展交替注CO2/N2段塞驱提高采收率可行性研究。在地层复合流体相态特征实验数据拟合计算基础上,采用数值模拟技术开展均质剖面、正韵律剖面、反韵律剖面、含夹层剖面、层间非均质剖面模型注N2、注CO2、交替注注CO2/N2气驱开发效果敏感性分析,阐述交替注CO2/N2段塞驱替机理。     

吉林油田低渗复合油藏CO_2驱数值模拟研究

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟方法,研究了不同储层类型CO2驱油效果。数模结果显示,注水开发时,正复合储层的开发效果最好,均质储层次之,反复合储层的开发效果最差。气水交替驱时,均质储层的开发效果最好,正复合储层次之,反复合储层的开发效果最差。因此,注水开发时,要优先选择正复合储层,注入井应在低渗透区,生产井应在高渗透区;储层改造时,应尽量提高生产井附近的渗透率。交替驱开发时,要优先选择均质储层,或渗透率差异较小的储层,其次是选择正复合储层。     

氮气泡沫、水交替驱采油数值模拟研究

根据M井区油藏的地质特征、流体特征、氮气泡沫驱油试验数据和注水开发生产历史 ,利用多组分模型软件 ,在完成地层原油相态拟合、驱油试验数值模拟拟合、三维地质模型的建立和油田开发生产历史拟合之后 ,研究其剩余油分布规律。在动态预测方案中 ,模拟计算了 3种氮气泡沫、水交替驱采油方案 ,共计 1 9套采油方案。在分析对比了各个采油方案的主要开采动态指标之后 ,该井区通过氮气泡沫、水交替驱采油与注水采油相比 ,9a后增产原油(1 .6～ 4.2 )× 1 0 4 m3,而万方氮气换油率为 3 3 7～ 42 6m3。     

冀东油田浅层非均质油藏CO_2驱数值模拟与方案设计

冀东油田高浅北区Ng6(馆陶组6层)油藏属于天然边底水驱普通稠油油藏,为了改善开发效果,决定在主体部位开展CO2驱油试验。建立了符合油藏特点的三维地质模型,应用数值模拟技术,对3种不同CO2注气方式—连续气驱、气水交替驱、气+泡沫交替驱进行了评价筛选,并进行注气参数的筛选优化。由于Ng6油藏非均质性比较严重,为防止注气过程中过早地发生气窜,在注气前,进行了前期调剖段塞进行。计算结果表明:试验区对CO2驱具有较好适应性,以CO2+泡沫交替注入(气泡沫体积比)为最佳允驱替方式,CO2的最佳用量为0.055HCPV,预测试验区的综合含水达到99.2%时的采收率比边底水驱提高2.29个百分点。     

濮城油田低渗高压注水油藏转CO2驱技术及应用

濮城油田卫42区块油藏埋藏深,储层物性差,导致该区块注水开发难度大,采出程度低,开发效益差。为此,针对高压低渗注水困难油藏,开展核磁共振实验及长岩心驱替实验,并在实验研究基础上,对卫42区块开展CO_2驱方案设计优化,建立可以模拟人工裂缝的油藏数值模拟模型,进行井网井距论证及参数优化。现场选取6个井组,开展注CO_2驱先导试验,注气压力较注水压力降低了17 MPa,有效补充了地层能量,在水驱基础上可提高采收率15%,取得了良好的增油效果。     

特高含水油藏CO_2气水交替驱注入参数优化方法

影响CO2气水交替驱开发效果的参数较多,为了得到最佳开发效果,以特高含水开发阶段的A井组为研究对象,运用数值模拟方法,对该井组CO2气水交替驱注入参数进行了优化,建立了一套CO2气水交替驱、提高采收率注入参数优化的思路和方法。结果表明:实施CO2气水交替驱能使高含水井含水率下降5~10个百分点,增加产油,并保持地层压力稳定,维持油井长时间经济有效生产。     

CO2驱水气交替注采参数优化——以安塞油田王窑区块长6油藏为例

针对安塞油田王窑区块长6特低渗透油藏现阶段注水开发矛盾突出的问题,为进一步提高油藏采收率,评价CO2驱油效果,应用油藏数值模拟方法,优化了CO2驱水气交替注采参数。利用Eclipse的PVTi模块模拟了注气膨胀实验,研究了注CO2对原油相态的影响;采用正交试验设计方法,以提高采出程度和换油率为目标,对CO2驱水气交替过程中的气水比、注气速度、关井气油比和段塞注气量4个参数进行了优化研究,并用直观分析方法对试验结果进行分析。结果表明,当原油中溶解的CO2物质的量分数达到60%时,原油粘度降低幅度达80.51%,原油体积膨胀1.44倍;优化得到的最优气水比为1∶1,注气速度为13 000 m3/d,关井气油比为1 000 m3/m3,段塞注气量为0.005倍孔隙体积。     

倾斜油藏水气交替驱提高采收率机理研究

以冀东油田柳北大倾角油藏为原型建立了剖面地质模型,在流体相态拟合基础上．应用数值模拟技术讨论了地层倾角、油层厚度、地层压力、注入速度、气水比等参数对倾斜油藏水气交替驱开发效果的影响。结果表明,倾角的存在可显著提高水气交替驱开发效果,模型中倾角15°时提高采收率比无倾角时大6．18％;对于倾斜油藏。油层厚度越大对水气交替驱越有利．而无倾角时,规律相反;通过控制注入速度,倾斜油藏水气交替驱在较低的适宜压力下也可获得较好的开发效果;此外注入速度、气水比等对倾斜油藏水气交替驱的影响与无倾角时规律不同且均存在最佳取值。     

CO_2驱油技术在靖边油田乔家洼油区的应用

靖边油田是典型的低渗油藏,油田如今已经进入中高含水、剩余油富集的开发阶段,水源不足、注不进、产量递减较快等问题成为当前开发难题,所以需要寻找一种新的工艺来达到增产目的。根据靖边油田的储层特征、水驱规律、剩余油分布状况以及CO2驱油机理,以靖边油田南部地区为例开展了注CO2提高采收率的室内实验。考虑到驱油效率和生产费用的因素,实验采用水气交替驱注入0.3 PV气量。结果表明,CO2水气交替能使驱油效率达到77.3%。     

延长低渗透油藏CO2驱油参数优化数值模拟研究

CO₂驱油在特低渗油藏中具有较好的应用效果,是提高采收率的重要方法。以延长油田H区块为研究对象,分析目前注水开发存在的问题,根据动静态参数将井组分成2类,应用数值模拟方法,分别对2类井组CO₂驱油的开发方式、注气时机、注气速度、井底流压及气水交替周期进行了优化。结果表明,以气水比1∶1且气水交替的方式在油井含水40%～60%时注气效果最佳。第1类注气井组的最优注气速度为10～15 t/d,井底流压1 MPa,气水交替周期60天;第2类注气井组最优注气速度为5～10 t/d,井底流压2 MPa,气水交替周期30天。该研究结果对H区块低渗油藏现场注CO₂驱油设计具有重要的指导作用。     

低渗透油藏CO_2驱井网模式数值模拟

文中介绍了几种CO2驱常用井网模式的特点及适用范围,根据大庆油田外围某低渗区块地质与流体物性参数建立地质模型,在相态拟合的基础上对CO2驱不同井网模式进行了数值模拟研究。结果表明：该区五点井网的采出程度和地层压力保持程度要高于正方形反九点井网;五点井网中,排距与井距之比处于0.20~0.33和0.90~1.12范围内时采出程度较高,正方形井网的采出程度最低;储层中渗透率的各向异性、层内非均质性及天然裂缝的发育,使得同一井网密度下不同井排距方案的采出程度差异变大,并且会造成CO2的不均匀推进,影响采出程度。     

文72沙三中注天然气驱油藏数值模拟

针对文72沙三中油藏的特点，进行了注天然气驱油藏数值模拟。利用长岩心驱替实验模拟．对地层流体参数进行了校正；通过油藏数值模拟显示．注富化气可以降低原油的混相压力；应用数值模拟技术．对不同的层位、注入量、注入时间和注入方式进行了混相驱和非混相驱研究；数模结果证实．天然气驱能提高采收率15．98%。     

濮城油田多油层强非均质油藏水驱开发研究

结合油藏地质特点和开发状况。总结分析了濮城油田沙二下多油层非均质油藏在注水开发过程中采取早期注水保持能量，加密井网调整，细分层系调整，优化注水结构和产液结构。以及高含水期精细油藏研究，重建地质模型。精细调整等，挖掘层间，平面剩余油潜力的主要做法及效果。并在生产实践中取得较好的技术和经济成效。对同类型油藏注水开发具有一定的指导和借鉴作用。     

延长油田致密砂岩油藏CO_2驱油机理研究

CO_2驱是提高低渗透油田产量、缓解温室效应的有效途径。针对鄂尔多斯盆地油藏压力系数低、原油轻质组分含量高的特点,通过PVT和最小混相压力等测试分析方法,揭示了低压、低孔、低渗油藏CO_2驱提高采收率主要机理。开展了CO_2注入储层与无机、有机物作用后的沉淀研究,表明CO_2在无机盐溶液中不会形成沉淀堵塞孔隙,CO_2与有机质作用后沉积点高于油藏压力,且注入压力越高,CO_2在地层原油中的溶解能力越强,目标区块CO_2注入后不易形成沥青质沉淀。物模驱替实验结果表明,均质岩心的采出程度明显高于非均质岩心,且随着岩心非均质性的增加,水驱采出程度、气驱采出程度及最终采出程度均明显下降。     

濮城高温、高矿化度油藏CDG调驱体系性能研究

介绍了CDG驱油机理、配方组成，在室内对影响CDG的性能因素进行了试验，根据濮城油田高温、高矿化度的特征，筛选出适合濮城油田的CDG驱油配方，同时对CDG的性能进行了室内评价模拟驱油试验，现场应用表明CDG不但可以提高波及系数，同时能提高洗油效率，进一步提高油藏采收率。     

低渗透油藏天然气驱提高采收率数值模拟研究

针对低渗透油藏的地质及开发特点,在PVT实验和相态拟合的基础上,应用数值模拟技术研究了天然气驱开发方式对开发效果的影响。研究结果表明,注天然气可以较大幅度的提高低渗透油藏的采收率;气水交替驱是最佳的开发方式,并且水驱后气水交替驱的效果比投产初期就采用气水交替驱效果更好。     

冀东油田高13断块注烃气驱提高采收率优化研究

冀东油田高13断块油藏渗透率低,水驱开发效果差。但油藏温度和压力较高,原油粘度小,适宜注烃气驱提高原油采收率。针对高13断块油藏,在流体相态拟合的基础上,应用油藏数值模拟技术进行了注烃气驱提高采收率方案优化研究。研究结果表明,气水交替驱是最佳的注入方式。优化后的气水交替驱注采参数为：最佳的注气段塞大小为0．3HCPV,气水比为1：1～1：2,注入速度为0．03～0．04HCPV／a,注采比为1．0～1．1,优化方案与水驱方案相比提高采收率9．7％。     

濮城气顶气藏油气水界面数值模拟

针对濮城南区带油环气顶气藏和特点,采用数值模拟软件包进行模拟研究。通过参数准备与储量、动态历史与饱和度拟合,模拟出濮城南区Ｅｓ＾上２亚段１,２砂组不同阶段油气水的变化,结合可视化技术描述了濮城气顶气藏油气水界面的变化规律及流体饱和度的分布。     

低渗油藏水驱后CO_2驱潜力评价及注入参数优化

延长油田乔家洼区块属于典型的低孔、特低渗油藏。针对该区块基质致密和非均质性严重造成注水开发效果差的问题,通过开展CO2室内驱油实验,在水驱基础上分别对连续气驱和气水交替驱驱油潜力进行评价,并对气水交替驱流体注入速度、段塞尺寸及气水比等注入参数进行优化;同时,对区块采用水驱、优化井网后水驱、利用优化的CO2驱注入参数开展气驱和注气5 a后转气水交替驱4种开发方案进行数值模拟产量预测。实验结果表明:CO2驱在目标区块高含水后有着较大驱油潜力,连续气驱和气水交替驱分别在水驱基础上可提高采收率8.43,20.95百分点;最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.727 m L/min,0.10 PV,1∶1。数值模拟结果表明,连续气驱和注气5 a后转气水交替驱,在开发15 a末,在水驱基础上分别可以提高采收率13.81,12.98百分点。