北断块油藏注干气驱室内评价研究

应用王新10-2井地面分离器油气样按气油比21.36 m3/t进行配样,并用王四斜10-3井的天然岩心进行了长岩心实验测试,研究岩心平放和岩心倾斜50°时水驱后注干气的驱油效率.研究表明,在水驱的基础上,王场潜三段北断块在注入相同体积的干气时,岩心倾斜50°放置的采收率大于岩心平放的采收率.岩心平放时水驱后干气驱替提高采收率5.01%;岩心倾斜50°时水驱后干气驱替提高采收率8.41%.这说明岩心倾斜时注干气驱替效果更明显,获得的采收率更高.     

马36区块氮气泡沫水交替驱室内评价研究

应用马36-5-5井地面分离器油气样按气油比24.7 m3/t进行配样,并用马36井区新下23和新下24-5的两组天然岩心进行了长岩心实验测试,研究注氮气泡沫水交替的驱油效率.研究表明,在水驱的基础上,第一组岩心新下23氮气/水交替提高采收率6%左右,氮气/泡沫水交替提高采收率10%左右,如若继续实验,采收率还会进一步提高.第二组岩心新下24-5氮气/水交替提高采收率3%左右,氮气/泡沫水交替提高采收率8%左右,同样如若继续实验,采收率仍会进一步提高.注泡沫水交替效果明显,获得的采收率更高.但是注泡沫水交替的时间较长,注入体积较大,注入压力上升快.     

室内注气方式对鄯善低渗油藏驱油的影响

针对低渗、特低渗油藏注气段塞大小不同,提高采收率的效果也不同的问题,通过长岩芯驱替实验研究了鄯善低渗油藏水驱后烃气连续驱以及水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV烃气后再水驱三种注气段塞大小提高驱油效率的效果.研究结果表明,水驱后注0.3HCPV烃气再水驱气突破时间相对稍早,而水驱后连续注气与水驱后注0.6HCPV烃气再水驱气突破时间较接近;水驱后连续注气气油比远高于水驱后注0.3HCPV、0.6HCP、,烃气再水驱的情况,而注0.6HCPV烃气再水驱的气油比又高于仅注0.3HCPV烃气再水驱;水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV段塞烃气后再水驱时分别在水驱基础上提高驱油效率6.41%和13.61%,水驱后连续注烃气可在0.6HcPv注气量基础上驱油效率增加0.79%,增幅不大,说明注入0.6HCPV是合适的注入量.     

葡北油田气水交替注烃混相驱开发研究

对我国第一个注烃混相驱开发的砂岩油田葡北油田进行实例分析,该油田储层渗透率110.5×10-3μm2,构造完整,连通性好,断裂系统不发育,属典型挥发性油藏,最小混相压力(MMP)为33 MPa,注入气为油田伴生气.长岩心的实验表明先注气比先注水原油采收率更高,为了舛比先注气还是先注水好,采用东边先注水西边先注气的开发方式,地层压力保持在35 MPa,早期采用7采8注共15口井开发,到目前有采油井9口,注气井2口、注水井7口;区块日产油44t,日注水144 m3,日注气14.55×104m3,到2001年10月,已开发3年,原油采出程度19.05%,油田综合含水3%,有部份井气油比有所上升,但未出现气明显突破现象.设计是气水交替,但由于水井转注气注不进而未能实施.介绍了油田地质概况、基础研究实验、方案设计、开发情况、动态监测、实施中存在的问题等,并提出了相关建议,分析结果对类似的油藏混相驱开发有一定指导意义.     

基于正交试验设计的氮气泡沫稳油控水参数优化

在历史拟合的基础上,开展氮气泡沫稳油控水技术正交试验设计和数值模拟研究。根据正交试验设计原理,考虑注气量、注入方式、气液比、焖井时间和焖井后最佳产液量5个参数,以增油量和产出投入比作为评价指标,进行正交试验设计,找出泡沫稳油控水技术注采参数影响因素的主次顺序和最优组合。注气量和气液比对氮气泡沫稳油控水效果的影响最为显著,氮气泡沫稳油控水最优参数组合为:注气量40×104m3,连续注入,气液比为1∶1,焖井时间3d,焖井后最佳产液速度900m3/d。     

英东油田注气驱室内实验研究

为了研究英东油田注气提高采收率的可行性,在室内开展细管实验和长岩芯驱替实验,确定注气开发的最小混相压力及不同注入开发方式下的驱油效率。研究结果表明:在原始地层压力条件下,英东油田注气开发方式应为非混相驱;直接气驱、气水交替驱和水驱后气水交替驱这3种不同的注气开发方案中,气水交替驱的驱油效率最高,可达到58.41%。     

高含水砂岩油藏驱替压力调整研究

海上砂岩油藏进入高含水开发阶段注采结构优化调整是一项非常重要的工程,当生产井和注水井之间的距离恰好等于极限注采井距时,注入水驱替压力梯度的最小值等于储层的启动压力梯度,注采关系开始建立.以油藏地质参数和油水井生产动态数据为基础,基于均质地层不等产量一源一汇连线一点处的势理论,根据稳定径向渗流公式计算得到均质储层条件下源汇主流线上任一点M处的驱替压力梯度,分析了不同注采井距对注采井间压力梯度的影响.室内岩心实验表明,即使已进入高含水期,通过提高驱替压力梯度能够有效提高驱油效率.以渤海BZ油田A39井组为例,对4口生产井进行提液,1口注水井实施增注,提高驱替压力梯度;4口生产井提液高峰日增油50 m3/d,单井增油幅度10％～50％,累积增油1.76×104 m3,增油效果明显.     

低渗油藏注CO2/N2组合段塞改善驱油效率实验

针对江苏高集低渗低饱和低能量油藏,开展了先注CO2前置段塞再后续N2段塞顶替的驱油机理研究.通过高集油藏地层原油加注CO2/N2气体互溶性膨胀相态机理、多次接触抽提-凝析过程相态机理以及交替注CO2/N2组合段塞细管驱替最小混相压力测试、长岩芯驱替效率等实验和模拟研究,对CO2/N2组合段塞注气驱油机理及效果进行了分析评价.结果显示,先注CO2前置段塞再后续注N2顶替的驱替方式能更有效地发挥CO2增溶膨胀、近混相和N2弹性膨胀驱油的优势,其驱油效率能达到甚至超过单纯注CO2的驱油效率.这种驱替方式不仅有利于改善注非烃气体的驱替效率,还可减轻令人担忧的采油井气窜后所带来的采油管柱和设备的腐蚀问题.此外将这一方式推广到注CO2前置段塞再后续注烟道气的驱替过程,还可在提高油藏采收率的同时实现工业温室气体地下环保埋存.     

南堡2号潜山注氮气提高采收率研究

为了提高南堡2号潜山高含水油藏采收率，在剩余油研究的基础上，通过室内实验与数值模拟相结合，探索2号潜山注氮气提高采收率合理注入方式和注入参数。研究显示：南堡2号潜山注氮气能有效降低地层油黏度和密度，改善地层油流动性；氮气对地层油膨胀能力有限；合理注入方式为气水交替驱，合理注入参数为气水比1∶1。矿场实验揭示，当出现气窜迹象时，采用多段塞小剂量气水交替注入可有效防止气窜，是提高南堡2号潜山油藏采收率的有效方式。目前，通过实施注氮气，NP23-P2013井组累计增油3 200 t,投入产出比1∶3.6。     

气顶油藏高含水后期顶部注烃气保压气驱技术

根据K油田Ⅳa断块的地质条件和开发现状,建立顶部注烃气保压气驱数值模型,根据数值模拟计算结果,研究注气井位置、注气速度、采液速度和注气井数量对于顶部注烃气保压气驱效果的影响,提出一种适应气顶油藏高含水后期的开发模式。研究结果表明,气顶油藏高含水后期顶部注烃气保压气驱可有效的提高原油采收率,达到降水增油的效果;注气井位置对于开发效果有一定的影响,注气井应部署在气顶中心位置,远离油气界面;注气速度对于开发效果的影响较大,研究区块的最佳注气速度为0.023 PV/a;提高采液速度不能有效的改善顶部注烃气保压气驱的开发效果;注气井的数量对于顶部注烃气驱的开发效果有一定的影响,研究区块注气井数为5口时,既可以保证开发效果,又可以减少不必要的钻井成本。     

注气对轻油油藏流体物性影响的实验研究

通过研究油藏注气前后地层流体组成、密度、粘度和体积系数等物性的变化,揭示注气前后地层流体相态行为变化特征规律.研究结果表明,注入气后原油的膨胀系数变化较大,降粘效果较明显.泡点压力和原油体积系数上升较多,同时原油密度的降低较明显.根据国内外注气提高原油采收率技术的研究和现场应用情况,认为吐哈盆地鄯善油田采用洼气提高原油采收率技术是可行的.     

用状态方程模拟注气对凝析气藏采收率的影响

提高凝析油采收率和整体开发效益是凝析气藏开发的目标，注气是防止凝析出从面提高凝析油采收率的较好方法。以一个真实的凝析气藏为例，使用自行开发的PVTCOG软件和PR状态方程研究和对比了凝析气藏定容衰竭不同阶段，注干气、氮气及二氧化碳对露点的影响、对注气时机、对凝析油储量和凝析油采收率的影响。研究表明不同注入气影响露点的趋势不同，随注入气增加凝析油储量下降，但凝析油采收率上升，注入时机不一定是在于高于露点压力时最好。     

不同种类气体注入对原油物性的影响研究

膨胀试验作为单井吞吐工艺试验的重要评价手段之一。在油田注气混相与非混相驱试验中已得到应用。目前对不同种类气体洲主对原油相态影响国内外虽作了些分析和研究,但针对同一种流体究竟那种注入气体国好,还研究得不多。首先对ＣＯ２注入时原油膨胀试验和未注气时的ＰＶＴ数据进行模拟后,对ＣＯ２、Ｎ２、ＣＨ４和烟道气四种不同的注入气体进行了模拟研究,给出了在不同种类气体注入时原油的膨胀系数和泡点压力的影响,同时对混合     

注伴生富化气近混相多级接触驱替机理研究

根据近混相驱理论,适当选择注入气的组成,形成湿气或富化气,在低于最小混相压力下可能会形成蒸发-凝析双重传质作用的近混相驱,在适当降低注入压力的同时能使驱替达到与混相驱相同的效果.以我国海上油田某一实际油藏为例,采用该油藏伴生的富化气进行回注,通过注入气体与地层原油之间互溶性膨胀实验以及多级接触PVT相态特征实验和模拟研究,描述了近混相驱多级接触过程中注入气和地层油之间组成变化特征以及PVT高压物性变化规律,探索了我国海上油田注伴生富化气近混相驱油机理.     

油藏改建储气库注采速度敏感性实验研究

针对长岩芯试验研究注采速度敏感性中存在的可重复性差、围压与系统压力高、误差较大、注入速度与实际地层气水界面运动速度偏大等问题,提出了采用短岩芯进行物理实验的研究方案与技术思路,完成了注气速度敏感性实验和采气速度敏感性实验,取得了油藏改建成储气库时有关注气速度与库容能力、采气速度与水驱气效率的一般性认识.对我国的能源战略规划、西气东输工程等具有重大意义.     

裂缝性凝析气藏循环注气开采效果分析

对于裂缝性凝析气藏来说，由于压力下降至露点时析出凝析油，相态发生变化，加之驱动力、毛管压力、重力综合作用易发生渗吸、扩散现象，使得其渗流特征十分复杂，循环注气保压开采也会发生反常现象。通过裂缝性凝析气藏实例分析，研究了回注比、注气时机和注气年限对裂缝性凝析气藏循环注气开采效果的影响；并分析了注气阶段存在反常现象的原因。结果表明：在注气阶段，回注比越大，注气越早，注气年限越长，凝析油采出程度越低；但当注气结束一段时间后，呈现随回注比增加凝析油采出程度变大的趋势，相当长一段时间后回注比越大，注气越早，注气年限越长，疑析油采收率越高，明显优于衰竭式开发效果。     

凝析气藏水驱机理研究

目前全世界凝析气田开发主要采用衰竭和注气两种开发方式.由于诸多条件的制约注气,应用受到限制;衰竭式开采凝析油采收率低,对于凝析油含量高的气藏开采效果不好.凝析气藏注水开发是一新的开发方式,国内对此方面研究较少,值得探索.以大港板桥废弃凝析气藏室内岩芯注水驱替实验为基础,对水驱的可行性及其机理进行了探讨.实验表明:凝析油和天然气的采收率最高可分别增加3.39%、10.11%;较高速度下注水效果好于在低速下水驱效果;存在一最佳注水量值;在废弃压力条件下注水效果优于复压后注水效果.     

高压注气井套管强度的安全校核

结合某油田一口注水井(拟转为高压注气)实钻井眼轨迹以及注气时的实际工况,提出了应当建立三维轴向力模型,按工况分析内压和外挤力,充分考虑轴向力、外挤和内压力对套管强度的影响,进行三轴应力强度校核的思想.进行了具体的套管柱强度校核.所提出的校核方法得到了现场应用的证实,同时也可应用于新钻注气井的套管设计.