注气驱替前缘位置的预测方法及应用

注气开发的油藏中注入气体示踪剂,对于研究油层连通性、储层物性、断层封闭性、注气对应关系以及注气的推进速度、判断气窜,驱替前缘等方面有着重要的作用,是注气油藏开发动态监测的重要手段之一,是了解注入流体和被驱替流体在油藏多孔介质中的流动特征的重要方法。目前,气体示踪剂在油田注气过程中确定注气前缘已经取得较好的应用。     

港东油田一区三次采油聚合物驱工艺适应性分析

三次采油是通过向油层注入化学剂、热介质或能与原油混渗的流体,改变油层中的原油物性并提高油层压力,从而提高油田最终采收率,这种开采方式称为三次采油,也称强化采油。与二次采油相比,三次采油的特点是高技术、高投入、能使油田采收率较大幅度提高,可以获得较高的经济效益,三次采油的最终采收率一般可达50％~70％。其主要技术：热力采油技术、气体混相驱采油技术、化学驱采油技术和其它采油技术。其它采油技术主要包括微生物驱、超声波法驱油、电磁法驱油等。其中现场采用的化学驱采油技术主要是聚合物驱。     

大庆油田A区块三类油层井间示踪监测成果研究

井间示踪技术是一种直接测定油层特性的方法,用生产井监测到的示踪剂产出曲线(示踪剂的浓度与累积产水量的关系曲线),反馈相关油层特性及开采现状的信息。通过观察示踪剂在采油井中的开采动态,可定性地判断地层中高渗透条带、大孔道、天然裂缝、人工裂缝、气窜通道、封闭断层、封闭隔层等的存在与否,而且可定量地求出高渗条带、大孔道、天然裂缝、人工裂缝、气窜通道的有关地层参数,为今后开发方案调整及调剖、堵水等效果评价提供科学依据。指导制定可行的提高油田最终采收率调整措施。     

应用数值模拟研究原油脱气后注气效果

近年来,采用注气方式开采低渗油藏成为有效的提高采收率的三次采油方法。注气驱主要分为混相驱和非混相驱。调研发现,许多学者已经针对混相驱和非混相驱进行了相应的研究,但在非混相驱中,对于低于饱和压力下注气的相关理论和实验研究很少。目前,室内注气实验均建立在饱和压力之上,而且实验周期较长,花费较大。为此,采用数值模拟方法在室内实验的基础上建立起对应的数值模拟模型,验证其正确性,进而模拟研究原油脱气下注气的效果。结果表明:利用数值模拟方法开展压力低于饱和压力下注气,结果可靠;原油脱气后注气驱油,其采收率随压力变化出现上翘趋势;压力仍是影响注气驱油采收率的一个关键性因素。此次研究补充和丰富了油藏注气研究的相关内容,为更好地开展油藏注气驱提供了理论指导。     

低渗透油田小井距注CO_2方案优化研究

为解决大情字井油田水驱控制程度低,注水压力高,开采效果差以及长岭气田天然气的脱碳埋存难问题,决定大情字井油田开展小井距CO_2混相驱替试验。为研究CO_2驱油机理,提高注气开发效果,通过数值模拟技术并结合矿场试验,对开发层系划分、井网部署、注入方式、注气速度、气水段塞比以及油井流压等参数进行了优化,确定优化方案如下:确定青一段7、11、12和14小层为注气试验层;采用五点法井网,注采井距为225 m,采用气水交替的方式注入,年注气速度为0.07 HCPV,气水比为1:1,油井流压为12 MPa。经矿场实施结果表明,小井距注CO_2驱替,增油效果明显,并且试验周期短,能有效解决地层压力亏空、水驱见效慢以及砂体控制程度低等问题,并且选择物性相近,具有良好隔层的油层注气,采用气水交替的注入方式可有效抑制小井距易气窜问题,更大程度提高油田采收率。     

在美国油气田中注入CO2提高油层采收率的概况

美国CO2气源丰富,向油层中注入CO2,其溶于水后呈酸性,它的酸化作用使储层渗透率提高,解除地层堵塞,从而提高生产井的产能。在CO2气源丰富的地区广泛采用CO2驱,是被认为最有潜力的油田开采方法。交替注水和CO2可以减弱沿某些高渗透带的气窜,从而提高驱替效率,也是提高采收率一种行之有效的方法。     

萨中油田聚驱后蒸汽吞吐工艺技术研究

大庆油田萨中开发区主力油层聚驱后,油层含水高,剩余油分布零散,但丰度仍然很高,开采难度大。为探索聚驱后进一步提高采收率的新途径,应用蒸汽吞吐可以改善原油流动性能、提高驱油效率的技术特性,着重进行了聚驱后油井蒸汽吞吐技术的矿场试验,并以北一区断东中块萨中开发区北部的北1-4-P37井进行现场应用与分析,探索出合理的注气参数、注入方式,掌握吞吐后油井的动态变化规律,为进一步取得聚驱后蒸汽吞吐后开采效果提供依据。     

低渗透油田CO_2非混相驱油机理及效果评价

低渗透油田开发难度大,驱替介质注入困难,常规水驱很难取得理想经济效益。CO_2混相驱混相压力高,虽然采收率较高,但是经济效益较差。而CO_2非混相驱注入能力强,具有膨胀驱油、降粘作用及弹性驱动等三个驱油机理,比水驱提高采收率28个百分点,是一种理想的低渗透油藏的开发手段。     

不同开发方式下礁灰岩油藏驱油效率研究

南海东部礁灰岩油田具有储量开采程度低、裂缝发育复杂、非均质性强等特点,优化开发方式是提高开采效果的有效途径。以南海东部裂缝性中高渗礁灰岩L油田为例,选取目的层段的4块全直径密闭岩心,拼接成直径10 cm,长度30 cm的长岩心组,在实际油藏条件下,模拟顶部注气、底部注水、底部注水驱至残余油后转顶部注气和底部高含水转注气段塞驱等实验,深入分析影响不同驱替方式下开采效果变化原因。结果表明:①顶部注气0.78 HCPV时,注入气处于临界突破点,大量形成油、气互溶混相驱,凝析混相驱和重力稳定驱效果明显,驱油效率高达70.7%,注入气突破临界点后,入口压力下降,驱油效率趋于稳定;②底部注水量从0到0.37 HCPV,驱油效率增长较快,最高仅为43.3%,较顶部注气效果差;③底水驱油后,不论顶部注气或底部注气段塞驱,渗流优势通道中气水混合流动均易形成贾敏效应,波及范围变大,随着注气倍数增加,驱油效率可提高3.0%～6.4%。该研究成果可为裂缝性中高渗礁灰岩油藏合理高效开采开发提供技术支持。。     

CO_2驱提高煤层气开采效果注入参数的实验研究

我国煤层气面临低渗、含气饱和度低和储层压力低等问题,CO_2具有较好的置换、驱替煤层气的效果,同时可以减少碳排放量,对CO_2注入参数优化至今尚没有具体研究。采用正交设计原理对影响CH_4采收率的参数:注气时机、注气方式、注气速度和温压体系进行合理的水平设置和实验方案设计,通过室内长岩心驱替实验得到最佳的注气方式为衰竭式开采采收率为20%时转注CO_2,注入方式采用间歇注入,段塞大小为0.2 PV,注入速度为0.2 m L/min,室温、压力9 MPa条件下,注气约17 PV后衰竭式开采效果最好。注气时机和注气方式对CH_4采收率有显著影响,注气速度影响比较显著,温压体系影响较小。希望对我国煤层气开采提供一定的借鉴和参考。     

聚合物驱提高采收率技术与应用

随着油田石油资源的不断开发、开采,油井内的水含量不断升高,开采难度越来越大,有效的原油开采主要依靠聚合物驱的技术手段。聚合物驱可以有效地提高油田的采收率,油田经过聚合物驱开发之后,剩余的将会更加分散,开采难度更加困难,当油田开始三次采油时,进行聚合物驱技术手段的应用,增加注入剂波及体积,从而提高采收率。针对聚合物驱提高采收率技术的实践与认识进行探索,可以发掘聚合物句中的不足之处,促进聚合物驱技术的发展,提高采收率,让油田的开采可以长期稳定。     

喇嘛甸油田三类油层弱碱三元复合驱方案设计

喇嘛甸油田三类油层具有层数多、厚度薄、渗透性差、非均质差异小的特点,依靠水驱挖潜难度较大,数模预测水驱含水达到98%时,最终采出程度在40%左右。为了探索三类油层弱碱三元复合驱提高采收率技术,开展了喇嘛甸油田喇8-4井区高二组油层弱碱三元复合驱现场试验。本文通过室内实验、数值模拟、空白水驱注入情况,并结合2口试注强碱和表活剂的情况,优化三类油层弱碱三元体系配方及段塞参数设计,研究适宜的三类油层提高采收率技术。     

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。     

海上油田水驱后气水交替驱室内实验和数值模拟研究

为了提升油藏的生产潜力,以海上N油田为研究对象,开展了室内岩心水驱转气水交替驱实验研究.长岩心注气驱替实验比短岩心能准确反映流体流动参数,因此进行了长岩心水驱转气水交替驱提高采收率的对比.实验验证了气水交替驱可保持地层压力、增强原油流动性并减缓气窜.基于室内长岩心水驱转气水交替驱实验结果,应用岩心数值模拟方法拟合含水率与采收率曲线,确定气水交替驱数值模拟参数,进而得到可靠的岩心数值模拟模型.在此基础上分析注入速度、注入周期、转驱时机及渗透率对气水交替驱开发效果的影响.结果表明:增大注入速度、增加注入周期可有效降低含水率,延长开采时间.     

天然气驱提高原油采收率试验研究

以中原油田文88块油藏为研究对象,进行天然气驱室内实验研究,注入气为甲烷含量95.5%的外输开封天然气。地层流体相态特征实验研究表明,文88属于高饱和油藏,饱和压力高达41.954MPa,在目前地层压力29.60MPa下油藏流体性质发生了很大变化。细管实验研究表明,在地层温度下的最小混相压力约为45.16MPa,在目前地层压力29.60MPa下注入外输开封天然气无法实现混相驱。三组长岩心驱替实验研究表明,目前地层条件下注天然气的采收率只略高于衰竭开采,可以提高采油速度;如果高于饱和压力注气保持压力开采将获得非常高的采收率,可以达到82.9%。     

涠洲A油田注气提高采收率技术与实践

涠洲A油田W4油藏为实施过程中发现的新油藏,开发初期为近衰竭式开发,地层脱气严重。为改善其开发效果,结合地质油藏特征与区域气资源情况,采取了注气提高采收率技术。以涠西南油田群外输气与地层原油的互溶性膨胀试验和多次接触过程PVT实验数据为基础,结合PVT物性参数及相态特征的模拟计算,分析了注伴生气膨胀和多次接触实验特征,结果表明,工区注气驱为非混相驱。该区块在2007年11月开始注气后,地层压力回升,产油大幅度提高,预测该区块采收率可达25%,注气开发效果显著。     

一类油层聚驱后弱碱三元复合驱提高采收率

A油田一类油层聚合物驱后最终采收率在50%左右,有近一半的地质储量留在地下。但聚驱后剩余油空间分布高度分散,开采难度大。为探索聚驱后进一步提高油田采收率技术,2014年在A油田B区块开展一类油层聚驱后弱碱三元复合驱试验,通过试验研究弱碱三元复合驱在一类油层聚驱后技术经济可行性及提高采收率幅度,为大庆油田可持续发展提供技术支撑。     

混相溶剂法降低CO_2驱最小混相压力研究

CO_2驱是目前国内外提高原油采收率和实现温室气体埋存的一项重要技术,开展CO_2混相驱方面的研究具有十分重要的意义。但在低渗透油藏中,受到最小混相压力值的限制,CO_2驱较难实现混相驱。本文提出了一种通过混相溶剂法实现降低CO_2最小混相压力的方法,通过细管实验法,研究了其降低最小混相压力的效果;通过室内驱油实验,研究了其提高CO_2驱油采收率的效果。实验结果表明,注入段塞尺寸为0.3%HCPV的柠檬酸异丁酯后,测得的最小混相压力值降低了2.3 MPa;当注入段塞尺寸为0.3%HCPV时,混相驱阶段采收率最大,为17.22%,较单纯注入CO_2驱油方案提高了7.97个百分点。以上实验结果均表明,利用该混相溶剂法降低CO_2驱最小混相压力具有一定可行性。     

影响低渗透油藏空气泡沫驱的多参数综合评价

根据敖南油田M区块的开发特征,对比分析了各种改善低渗透油藏开发效果的提高采收率方法优缺点,开展了M区块高含水期的空气泡沫驱技术研究。针对现场应用参数存在一定的不确定性,缺乏参数定量值等问题,本文运用数值模拟软件对对比方案进行预测,首次以增油量和投入产出比作为评价指标,对敖南油田M区块空气泡沫驱注入参数进行优化评价。研究结果表明,对于敖南油田,注空气效果影响因素的重要性大小依次为气液比起泡剂浓度注气速度≈起泡剂注入量。注入参数最优方案为气液比为3:1;起泡剂浓度为0.3%;注气速度为40 m~3/d;起泡剂注入量为0.5 PV。对敖南油田空气泡沫驱提高采收率开发方案的制订及优化具有重要指导意义。     

文南油田文72块沙三中高温、高压低渗透油藏注天然气提高采收率研究

针对东濮凹陷高温高压低渗、特低渗油藏开发难度大 ,水驱动用状况差、单井产能低等特点 ,选择了文南油田文 72块沙三中油藏开展贫气非混相驱提高采收率研究 ,进行了室内实验研究和油藏数值模拟研究 ,研究结果表明文 72块沙三中油藏最小混相压力为 47.1 MPa,在目前地层条件下可达到近混相 ,针对深层低渗透油藏开展注贫气近混相驱 ,可大幅度提高采收率 ,注天然气驱的最大注气压差是注水 0 .48倍 ,可通过注天然气驱实现深层高温高压低渗难采油藏的开发