空气泡沫驱采油技术在特低渗透油藏的应用

长庆油田大部分已开发的三叠系延长组油藏属于特低渗透、超低渗透油藏,平均水驱标定采收率21.0%,远低于国内中高渗透水驱油藏标定采收率,如何利用三次采油技术继续提高油田采收率,对于特低渗透油藏的开发具有重要的现实意义。本文立足于空气泡沫驱采油技术在特低渗透油藏适应性和驱油规律的研究,优选了五里湾长6油藏部分井组进行了先导性矿场应用,矿场应用表明了空气泡沫驱采油技术能够有效起到"封堵调剖",改善井组注入剖面,均衡平面渗流场,有效动用剩余油的作用,预计可提高试验井组最终采收率4.2%,应用效果显著。     

低温低压油藏注空气提高采收率耗氧初探

延长油区甘谷驿油田的主要开发层系长6油藏具有低温、低压、低孔、特低渗透的特点,自2007年以来该油区尝试空气泡沫驱油技术,取得了良好效果。为了在理论上明确低温低压油藏开展空气驱的安全可行性,利用高压恒温氧化仪模拟30℃和6MPa油藏注空气提高采收率过程中的耗氧情况,在432h实验中平均每24h监测1次氧气含量,发现氧气含量呈指数递减,注空气80d左右氧气含量降至爆炸极限以下,若气体在地层中滞留的时间足够长,氧气基本能在地下耗尽。该规律在甘谷驿油区空气泡沫驱试验现场得到了验证。现场与室内研究证明了空气泡沫驱可以在30℃的低温低压油藏中实施。     

浅层低温特低渗透油藏空气泡沫驱研究与应用

甘谷驿油田唐80井区具有埋藏浅、低温、特低渗的特点,针对井区由于储层裂缝发育和基质渗透率低造成在注水开发中注入水波及效率低、注水井注入压力不均衡的问题,通过开展优选泡沫驱油体系、分析空气泡沫驱可行性及评价驱油体系对井区裂缝的调剖封堵性能实验以研究空气泡沫驱在目标井区的适应性。实验结果表明:乙氧基化烷基硫酸钠型起泡剂最佳质量分数为0.5%,部分聚丙烯酰胺型稳泡剂最佳相对分子质量和质量分数分别为1.6×106和0.1%。当低温氧化反应时间达到65d时,O2体积分数已低于爆炸临界值,且空气泡沫驱可在水驱基础上提高采收率16.19%。对等效渗透率为300×10-3,500×10-3和1 000×10-3μm2的裂缝,注入0.4PV该驱油体系进行调剖后开展后续水驱,可分别提高低渗部分采收率15.73%,16.03%和6.43%;在注入0.4PV空气泡沫前需注入0.05PV凝胶后,即可将等效渗透率为1 000×10-3μm2的裂缝的低渗部分岩心采收率提高16.04%。现场空气泡沫驱试验表明,该驱油体系对目标井区起到了明显的控水增油效果。     

特低渗透油藏注空气、N2室内实验研究

以大庆外围油田州2区块特低渗透储层为目标研究区块,从特低渗透油藏注空气、N2时的室内实验入手,研究了特低渗透油藏空气、氮气驱时的拟启动压力、混相非混相特征,进行了空气驱时的低温氧化实验、燃烧管实验.研究表明,气驱时的启动压力低于水驱时的启动压力,N2与空气在油藏中表现为非混相特征.通过特低渗透油藏注空气低温氧化反应实验,研究了在油藏温度、压力下的氧化特性和影响因素.由燃烧管实验,给出了空气低温氧化前缘气驱油效率和低温氧化剧烈反应带驱油效率.     

特低渗油田泡沫辅助减氧空气驱矿场试验效果及认识

W区块长6油藏为典型的"三低"油藏,进入中含水开发阶段后,平面、剖面矛盾加剧,水驱油效率降低,常规水驱调整效果有限,稳产形势日益严峻。泡沫辅助减氧空气驱具有"遇油消泡、遇水稳定"的性能,能起到封堵调驱作用。因此在注入参数优化设计的基础上,通过十年的矿场试验,结果表明泡沫辅助减氧空气驱在特低渗透油田具有良好的适应性,取得较好的阶段效果,并形成新的认识,对同类油藏开展泡沫辅助减氧空气驱具有借鉴意义。     

特低渗透油藏提高采收率驱油体系筛选及应用

为提高特低渗透油藏采收率,以长庆W油田三叠系延长组长6特低渗透油藏为对象,开展与油藏特征相适应的提高采收率驱油体系研究。通过对不同界面活性、乳化性能、黏度等性能的驱油体系驱油效率评价,明确了适合特低渗透油藏提高采收率的表面活性剂性能指标,首要指标是乳化性能,其次是界面活性,只有两者兼顾,才能大幅度提高驱油效率。岩心驱替实验结果表明,高界面活性强乳化低黏型CQ-Ⅰ驱油体系,可在水驱基础上提高驱油效率28.9%以上。根据室内研究成果,在长庆W油田A区开展了4井组现场试验,截至2017年12月,试验井组累计增油量5 889.9 t,阶段投入产出比1∶2.25,取得了较好的应用效果。     

特低渗透油藏水平井减氧空气泡沫驱油藏方案优化设计

为了提高特低渗透油藏水平井的开发效果，针对志丹油田河川区长6油藏水平井地层能量得不到有效补充，地层能量亏空严重，单井产量递减快等问题，探索利用减氧空气泡沫驱技术高效补充致密砂岩油藏地层能量，开展了减氧空气泡沫驱油藏方案的优化研究。利用数值模拟优化研究得到如下注入参数：根据当前井网形式，确定转注1口水平井作为减氧空气泡沫驱试验井，注入方式采用气液交替泡沫驱；2)初期泡沫液配注量60m³/d，初期减氧空气配注量4500nm³/d;3)段塞组成：0.003PV前置段塞×起泡剂浓度0.7%,0.197PV主体段塞×起泡剂浓度0.35%，泡沫驱总段塞：0.1PV;4)气液交替注入周期为15d;5)初期设计气/液比为3∶1(地下体积比)。该研究成果在试验井组应用，预测能取得较好的经济效益，为深化减氧空气泡沫驱应用研究，提高致密砂岩油藏的采收率奠定了技术基础。     

超低渗裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油数值模拟——以红河油田105井区为例

红河油田为超低渗裂缝性油藏,为改善水驱开发效果,开展了泡沫辅助空气驱提高采收率数值模拟研究。根据该油田105井区的地质油藏条件,建立三维地质模型,在历史拟合的基础上,对泡沫辅助空气驱参数进行了优化设计,并进行经济评价。研究结果表明,泡沫辅助空气驱最佳参数为:注入方式为空气、起泡液交替注入;空气、起泡液的注入速度均为15 m3/d;起泡液浓度为2 500 mg/L;段塞周期为30 d;气液比为3∶1。经济评价表明,采用泡沫辅助空气驱方案,其产出投入比在2∶1以上。该井区采用泡沫辅助空气驱技术可较好地改善注水开发效果,达到降水增油和提高原油采收率目的。     

空气泡沫驱适应性模糊综合评价方法及应用

针对空气泡沫驱适应性评价中涉及影响因素繁多,且每个因素的影响方式和影响程度各不相同,甚至个别因素无法定量评价等问题,在综合研究的基础上,从调剖、低温氧化及泡沫液性质等方面的影响进行分类,分析筛选了每个方面隶属的二级影响因素,并建立了单因素评价标准。同时,通过制订评分原则和单项影响因素定量化评分,综合利用层次分析法和岭形分布计算函数等数学工具,建立了基于模糊数学的空气泡沫驱适应性综合评价方法和体系。利用研究成果对甘谷驿油田唐80区块空气泡沫驱的适应性进行评价。结果表明:调剖作用适应性好,低温氧化作用适应性较好,泡沫液性质适应性较好。该区块实施空气泡沫驱矿场试验后含水率由受效前的51%降至阶段评价前的30%左右,平均单井日产油较注水区高0.19 t/d,较非注水区高0.25 t/d,阶段累计增油6 300余吨。     

超低渗裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油实验

鄂尔多斯盆地南部红河油田长8油藏为典型的超低渗裂缝性油藏,水驱开发中注入水沿裂缝窜流,导致油井水淹。泡沫辅助空气驱油技术是利用空气作为驱替介质,同时采用泡沫作为调剖剂来封堵裂缝,从而达到提高采收率的目的,是非均质性强、高含水油藏提高原油采收率最有发展前景的技术之一。为此,对超低渗裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油进行了研究。实验表明,红河油田长8油藏原油在油藏条件下能发生低温氧化反应,同时泡沫对高渗透率地层具有较好的封堵性能,能有效地防止注入空气窜流;相比于水驱,泡沫辅助空气驱油技术能大幅度提高原油采收率,同时气体突破时氧气含量在甲烷-空气混合物的爆炸极限以下。     

裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计

裂缝性特低渗透储层注采井网模式只有适应裂缝发育方向与强度,同时建立有效的驱替压力系统才能合理有效开发。以甘谷驿油田唐80井区三叠系延长组长6油层组裂缝性特低渗透油层为例,研究认为:原近于圆形的反九点丛式井网严重不适应裂缝性特低渗透储层渗流特征是造成开发效果差的主要原因;菱形反九点为首选初始基础井网,合理排距为140m,井距为500m;在开发后期适时调整为矩形反五点井网或排状注采井网,实现平行裂缝方向注水,垂直裂缝方向驱油。     

特低渗透油藏CO_2驱油室内实验与矿场应用

延长石油特低渗透油藏储量丰富,注水开发中存在易水敏、注水困难等问题。CO_2驱能有效补充地层能量,改善地层原油性质,进而提高油藏采收率。利用CO_2-地层原油接触实验、岩心渗流和驱替室内实验,描述CO_2-地层原油两相渗流特征,分析CO_2驱油机理和驱油特征,并在靖边特低渗油藏进行了矿场实验。研究表明,特低渗储层CO_2-原油油气两相共渗范围大,CO_2具有降低原油黏度,使原油体积膨胀等作用,非混相驱和混相驱均可较好地开发特低渗透油藏,其中生产井见气前与低气液比阶段是油藏主要生产期。CO_2驱矿场试验表明,特低渗透油藏注气能力是注水能力的2倍,注气能快速有效补充地层能量,增加油田产量,目前试验区生产整体呈日产液、日产油上升态势。     

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。     

特低渗透油藏天然气非混相驱实验

利用单层和双层物理模型,开展了特低渗透油藏注天然气开采模拟实验。单层模型实验结果表明,特低渗透油藏天然气驱同水驱相比不仅可以提高驱油效率,还能提高微观波及效率;天然气驱采收率比水驱采收率高4.50%,水驱后注天然气的开采效果更好,可提高采收率幅度达12.50%;未见气与低气液比阶段内油井的产能高,是主要生产期。双层非均质模型实验结果表明,由于油藏内实际的层间渗透率级差比实验室内测定的级差大得多,同一套开发层系内低渗透层不具备吸气能力,气体完全进入高渗透层,高渗透层的开发效果非常好;天然气在高渗透层中形成窜流后,剩余油主要分布于低渗透层中,需要用凝胶体系对高渗透层进行封堵;封堵后,低渗透层的吸气能力非常强,能被充分开发利用,双层非均质模型的采收率由30.85%提高到55.91%。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向

针对中国石化东部老油田的油藏特点和开发矛盾,介绍了水驱、化学驱、稠油热采、CO2驱等不同开发方式下提高采收率技术的主要进展和矿场应用效果.水驱调整以局部注-采关系完善为主,配套工艺采取智能分注分采技术,特低渗油藏开展了压驱注水试验;化学驱形成了无碱二元复合驱和非均相复合驱技术并已工业化推广应用,研发了耐温、耐盐、抗钙镁...     

空气泡沫／表面活性剂复合驱在明15块的应用

针对中原油田明15块油井含水上升快、产量自然递减加速的问题,提出了空气泡沫／表面活性剂复合驱技术,在空气泡沫驱油的基础上．交替注入空气泡沫与表面活性剂,进一步提高原油采收率。通过室内物模实验,考察不同驱替倍数、段塞比、交替次数对提高采收率的影响,确定空气泡沫,表面活性剂复合驱的注入参数。实验表明,当驱替倍数为0．30PV、空气泡沫与表面活性剂段塞比为1：1、交替次数为0—5、小段塞交替注入时,空气泡沫与表面活性剂能够发挥较强的协同作用．采收率提高幅度最高可达22．59百分点。矿场试验表明,空气泡沫／表面活性剂复合驱能够大幅度提高明15块油藏原油采收率,并具有在同类油藏进一步推广应用的价值。     

特低渗小断块油藏流场调整实践与认识——以东北分公司油田为例

针对东北油气分公司特低渗小断块低品位油藏储量动用率低、开发成本高,难以形成效益开发的问题,开展了剩余油分布特征及其主控因素研究,提出了流场立体调整的对策。研究结果表明,特低渗小断块油藏具有平面、层间、层内三种剩余油富集特征及七种剩余油分布模式,水井分注、边外注水、注采调整、水井调驱等流场调整对策可实现不同剩余油分布模式中的流场立体调整。研究成果应用于现场取得了良好效果,提高了低品位油藏的开发效益。     

CO2 miscible flooding in low permeability sandstone reservoirs and its influence on crude oil properties

Miscible CO₂ injection process has become widely used technique for the enhanced oil recovery in low permeability reservoirs. Core flooding experiments and field test of CO₂ miscible flooding in low permeability sandstone reservoirs and its influence on crude oil properties was studied. The results showed that CO₂ miscible flooding in low permeability sandstone reservoirs can enhance oil recovery both in laboratory study and field test. The permeability of sandstone reservoirs decreased during CO₂ miscible flooding due to the precipitation of asphaltene of crude oil. The precipitation of asphaltene lead to a reduction of asphaltene content and the apparent viscosity of crude oil. A further study on inhibitors and removers for asphaltene deposits from crude oil should be investigated to prevent and remove asphaltene deposits in low permeability sandstone reservoirs.     

Profile improvement during CO2 flooding in ultra-low permeability reservoirs

Gas flooding such as CO2 flooding may be effectively applied to ultra-low permeability reservoirs, but gas channeling is inevitable due to low viscosity and high mobility of gas and formation heterogeneity. In order to mitigate or prevent gas channeling, ethylenediamine is chosen for permeability profile control. The reaction mechanism of ethylenediamine with CO2, injection performance, swept volume, and enhanced oil recovery were systematically evaluated. The reaction product of ethylenediamine and CO2 was a white solid or a light yellow viscous liquid, which would mitigate or prevent gas channeling. Also, ethylenediamine could be easily injected into ultra-low permeability cores at high temperature with protective ethanol slugs. The core was swept by injection of 0.3 PV ethylenediamine. Oil displacement tests performed on heterogeneous models with closed fractures, oil recovery was significantly enhanced with injection of ethylenediamine. Experimental results showed that using ethylenediamine to plug high permeability layers would provide a new research idea for the gas injection in fractured, heterogeneous and ultra-low permeability reservoirs. This technology has the potential to be widely applied in oilfields.