致密砂岩气藏注CO2提高天然气采收率微观机理

中国致密砂岩气藏资源储量丰富,复杂的气水渗流关系和气水同产特征制约了单井产能的发挥和天然气采收率提高,注CO₂是提高气藏采收率(EGR)和实现碳埋存的双赢途径。为明确致密砂岩气藏CO₂驱替微观渗流和提高天然气采收率机理,指导致密砂岩气藏CO₂-EGR方案设计,基于格子玻尔兹曼方法(LBM)建立了孔隙尺度多相多组分流动模型,揭示了致密砂岩气藏储层微观气水分布特征和CO₂-EGR的微观渗流机理,并明确了CO₂-EGR的主控因素。研究结果表明：(1)驱动压差显著影响了致密砂岩气藏的气水微观分布和水锁程度,使得气水流动能力和气水相对渗透率特征不同;(2) CO₂-EGR微观渗流过程包括气水两相的非混相驱替和CO₂-CH₄的混相驱替,对应EGR机理为分别受生产压差和地层压力控制的黏性驱替和混相扩散;(3)注入的CO₂可有效缓解水锁现象和贾敏效应,与CH₄良好的混相能力能促进沟通分...     

凝析气藏注CO2提高采收率机理物理模拟

为深入研究凝析气藏注CO₂提高采收率机理,应用室内实验手段开展了CO₂对凝析气藏流体物性的影响实验。结果表明：注CO₂降低了凝析气的露点压力,降低幅度随注入量增加越来越大,注入0.4倍时的下降幅度达到了15.42%;CO₂注入倍数较小时,对凝析油以溶解、降黏、膨胀作用为主,凝析油膨胀体积的增量是萃取产出凝析油体积的9倍以上,溶解气油比和相对密度随注入倍数增加而增加;CO₂注入倍数较高时以萃取作用为主,生产气油比迅速增加,凝析油相对密度越来越大,采出程度达83%以上。在实际地层条件下,注CO₂开发,在远井区主要发挥降低露点压力的作用,并将露点线向产出井推移;在过渡带初期以溶解膨胀为主,压缩了该区带范围,后期主要为萃取作用,将液动线向产出井推进,缩小了近井带范围;在近井带初期主要为驱替作用形成气流通道,中后期主要为溶解、膨胀、携带和萃取作用。综合以上,凝析气藏注CO₂开发压缩了气液两相区,可大幅提高凝析气藏采收率。研究成果为凝析气藏的注CO₂开发和技术推广提供了重要的技术支撑。     

底水砂岩气藏注CO2驱气提高采收率机理及埋存效果

注CO₂已被广泛应用于提高油气藏采收率,但有关底水砂岩气藏注CO₂驱及CO₂埋存协同开发的研究较少,气态CO₂和超临界态CO₂驱替天然气的机理和差异尚不明确。为了改善底水砂岩气藏水侵情况和明确气态与超临界态CO₂驱提高采收率及CO₂埋存机理,以X底水砂岩气藏为例,开展了注CO₂驱适宜度评价,提出了X气藏CO₂驱最优开发方案,并对比了气态和超临界态CO₂驱提采机理和效果,最后对注CO₂驱最优方案开展了生产及埋存预测。研究结果表明：(1) X气藏适合进行注CO₂驱,注CO₂提高采收率的最优方案即注采井网为低注高采、关井时机为采出气CO₂浓度达10%～20%、转注时机为地层压力7.5 MPa、压力恢复水平为地层压力7.5 MPa、注气速度为3.5×10⁴ m^...     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO2吞吐提高采收率机理

页岩油藏的成功开发在缓解我国能源紧缺的问题上发挥了重要作用,但衰竭式开发采收率较低,传统提高采收率的措施难以有效增产,因此明确页岩油藏注CO₂提高采收率的机理,对于探索页岩油的开发技术具有重要意义。为此,以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏为例,开展了一系列注CO₂实验并结合流体注入能力和油气组分传质评价实验,揭示了注CO₂吞吐提高采收率的机理,并明确了注CO₂吞吐的埋存形式、埋存效率与其生产动态之间的耦合关系。研究结果表明：(1) CO₂的注入能力是水的7.77倍、N₂的1.18倍;增加注入压力,促进CO₂与原油之间的相互作用,能有效提高CO₂的注入能力。(2) CO₂对原油物性的改善能力显著强于N₂,在CO₂—原油组分传质的协同作用下,注CO₂吞吐的采收率比N₂高6.84%。(3)原油膨胀和黏度降低是注C...     

CO2驱不同注采模式提高采收率实验研究

非均质、黏性指进是决定CO2驱开发效果的关键因素,而调整注采方式是控抑气窜、扩大波及的有效手段。目前该方向的研究以数值模拟为主,亟需开展CO2驱不同注采方式的物理模拟研究,以进一步明确CO2驱连续气驱、轮换开采和注采耦合等模式的动用机制、开发特征和油藏适应性。通过CO2驱相似物理模拟实验,对比CO2连续气驱、轮换开采和注采耦合模式的开发特征差异,并分析CO2驱不同注采模式的适用性。实验结果表明：连续气驱模式下不同渗透率区域开发效果差异大,低渗透率区域见气后的增油潜力较低,适合相对均质油藏开发;轮换开采模式通过采油井交替开启,改变注采井间主流线方向,有效改善非均质储层中低渗透率区域的开发效果,适合强非均质油藏或气窜后的开发调整阶段;注采耦合模式利用注采交替引起的压力场交替变化,可以较均衡的提高全区波及范围,提高难动用边角区储量动用率,适合弱非均质油藏或前期开发阶段。     

CO2提高低渗油田采收率研究现状

目前,低渗透油田已经成为油气开发建设的主战场,但由于低渗透油藏普遍存在储层物性差、渗透率低、非均质性强等特点,使得水驱效果差。而CO2驱由于具有较高的驱油能力,良好的注入性,以及能够实现温室气体的地下埋存,逐步成为当前提高低渗、特低渗油藏原油采收率的研究重点之一。     

考虑地层水的凝析气井注CO2提高产能研究

注CO2吞吐被认为是解除凝析气井反凝析污染、提高气井产能的较好方法。利用CMG数值模拟软件,以一口实际的含水凝析气井数据为基础,建立了单井径向数值模拟模型。对比研究凝析气井自然衰竭开采和注CO2吞吐不同情况下,反凝析液饱和度和气相相对渗透率的变化规律,并利用陈元千的"动态污染表皮系数"法进行产能提高效果评价。研究表明:反凝析现象在近井带形成了一个10m左右的动态径向污染区,致使气井产能急剧下降。注CO2吞吐可通过CO2与凝析液的反蒸发作用有效地消除近井带的反凝析液污染,从而提高气井产能。CO2注入量越大,吞吐效果越好,但也存在一个最优值(实例为16×104m3),超过后的产能提高幅度明显减小,而注入速度和焖井时间对产能的提高不敏感。     

中国油气田注CO2提高采收率实践

在调研大量相关文献的基础上,详细综述了中国油气田50多年的注CO2提高采收率实践。首先依据中国各大油区公开发表的文献实验数据,从室内机理实验统计CO2驱油关键技术参数,对比分析原始地层压力与最小混相压力。其次,根据不同储层类型,总结了国内在低渗透油藏、高含水油田、复杂断块、稠油油藏、碳酸盐岩油藏及煤层气等储集层开展的注CO2矿场项目。现场试验结果显示,提高采收率幅度为1.07%～6.00%,换油率为0.98～2.49 t/t。最后结合矿场已有经验及存在问题,提出CO2驱油技术攻关方向。     

水驱废弃油藏CO2驱提高采收率技术研究

中原油田经过30多年高速水驱开发,已进入总体递减阶段,但油藏高温、高地层水矿化度特点限制了化学驱的应用。为改善特高含水开发后期油藏开发效果,中原油田在濮城油田沙一下水驱废弃油藏开辟了先导试验区。以CO2驱提高水驱废弃油藏采收率为目的,研究形成的特高含水期油藏剩余油微差异刻画技术、CO2驱驱油机理认识、注采参数优化方法,以及配套防腐、防窜工艺技术,已应用于2个试验井组,采出程度提高了6.5%。预计濮城沙一下整体实施后,原油采收率提高9.9%,年增产原油超过2×104t,为探索水驱废弃油藏及特高含水油藏提高采收率提供了一项新技术。     

构造倾角对凝析气藏注气效果的影响

构造倾角是影响注气开发效果的关键因素。不同构造倾角的凝析气藏具有不同油气水渗流规律和开采特点,开发策略和措施不同。以大涝坝2号构造凝析气藏流体相态数据为基础,利用数值模拟方法,对比不同构造倾角对注气开采效果的影响,探究凝析气藏凝析油采收率的变化规律。建议在凝析气藏开发过程中,在构造高部位多布注入井,在构造低部位多布生产井,将更有利于提高凝析气藏循环注气的总体开发效果。     

凝析气藏循环注气三元开发机理与提高凝析油采收率新技术

塔里木盆地牙哈凝析气藏2000年开始采用循环注气开发技术提高凝析油采收率。但随着注气时间的延长,气油比受气窜的影响呈快速上升趋势。气藏历年的动态监测显示,注入的干气与地下凝析气并不能完全混相。室内多相流体PVT实验证实,干气与凝析气存在明显的界面,明确了驱替作用下干气和凝析气的非混相特征。基于瞬时平衡假设的相态和渗流理论无法准确描述其运动规律。熵增数学模型确定了不同储层物性特征对不同性质流体达到相平衡的影响;微元数学模型确定了重力作用对干气和凝析气渗流规律的显著作用;二维机理模型明确了3种作用力在注气井和采气井之间的作用范围。现场试验数据反映了气藏尺度的干气—凝析气运动规律,室内实验数据与数学模型分析反映了孔隙尺度和岩心尺度的开发机理,从而揭示了凝析气藏循环注气"扩散—驱替—重力分异"三元开发机理,明确了重力分异作用是影响循环注气效果的主要因素。基于循环注气三元开发机理,建立考虑扩散、重力分异与储层结构等多因素耦合的非平衡渗流数学模型,提高了循环注气开发过程中的流体分布预测精度,并建立了凝析气藏注气重力辅助立体驱替提高采收率新方法。该技术在塔里木盆地牙哈凝析气田得到了成功应用。     

凝析气藏两相拟稳态模拟方法

长期以来,凝析气藏合理、高效的开发一直是困扰业界与学术界的难题。由于传统模型对地层油气相态估计不足,造成了对凝析气藏气井产能分析与计算的误差,影响其合理经济的开发。凝析气藏油气两相拟稳态模拟方法能够真实地反映凝析气藏开发过程中的流体渗流状态,针对地层流体的相态变化,优化地层拟压力的计算方法,从而准确反映出凝析油的分布和饱和程度对气井产能的影响。通过凝析气藏实例,将此方法与“一点法”经验公式和无限导流径向模型进行对比,可以看出此模型更加适合于凝析气藏气井产能分析。     

牙哈凝析气藏注气开发过程反蒸发动态相态特征

针对牙哈凝析气藏出现的反凝析问题,利用油气相平衡理论,在对典型气井YH301井地层流体相态实验拟合的基础上,模拟研究了该凝析气藏的反凝析相态特征和组分变化特征,同时分析了注入气与地层剩余凝析油和剩余井流物的反蒸发相态变化特征。结果表明：①随着地层压力的降低,凝析气中C1含量逐渐增加,C₁₀⁺的含量逐渐降低,反之也成立;②加载不同比例注入气后,随着注入气比例从20%增加到80%,地层反凝析油的ｐ-T相图临界点从右向左偏移,当注入气摩尔含量超过40%后,整个体系在地层温度134 ℃下已经变成露点状态;③地下剩余流体注气后混合物体系反凝析液量降低,注入气所占摩尔含量越高,反凝析液量降低越多;④注入气摩尔含量大于40%有利于降低体系露点压力和反凝析液量,使凝析气不会再显著发生反凝析损失,反凝析饱和度明显降低,有利于牙哈凝析气藏开发中后期进一步提高凝析油的采收率。     

凝析气藏油气体系相态测试与拟合

凝析气藏是经济价值很高的特殊类型气藏。凝析气藏的开发与其油气体系的相态特征密切相关,其相态特征直接关系到开发阶段的划分,开发技术政策的制定,油、气井的正常生产开发指标预测等。文章通过实例介绍了凝析气藏油气体系PVT分析的测试、拟合以及流体类型判别方法。     

塔河油田缝洞型凝析气藏注水保压技术研究

塔河油田D区奥陶系凝析气藏是其主力气藏。其D2井区近年来产量递减迅速,如何提高该类气藏的采收率是区块持续高效开发亟待解决的难题。根据气藏储集体特征及开采特性,分析了注水保压机理、选井依据、先期注水与后期注水的适用范围及最佳时机,利用物质平衡法分析注水量与压力恢复、储量动用的关系以确定合理注水量,提出了较完整的注水保压技术,通过现场实践表明注水保压可有效提高碳酸盐岩缝洞型凝析气藏天然气采收率。     

低渗富含凝析油凝析气藏气井干气吞吐效果评价

为了研究低渗富含凝析油凝析气藏开发中后期干气吞吐效果,在相态拟合基础上选择实际开展过单井吞吐的气井(柯克亚凝析气田西四二—西五一区块K233井、K416井)建立单井模型,开展注气历史拟合并对单井储量进行校正,然后在停喷井底压力基础上研究单井吞吐的效果,并对吞吐方式进行优化。研究表明,注气速度、焖井时间、焖井结束后的采气速度对油气采收率影响不大;封闭气井模拟预测表明,随注入气量增加,凝析油采出程度增幅较小,天然气采出程度增幅几乎不变,注气目的主要是解堵,气井压力不会上升很多。现场开展了3次单井吞吐试验,其试验效果与理论计算结果较为一致:单井注气吞吐可以实现反凝析污染气井解堵,大幅度地提高天然气采出程度,降低气藏废弃压力,但对提高凝析油采收率贡献不大。表5参12     

基于凝析气相变的凝析油聚集规律研究

在凝析气藏衰竭开发过程中，当压力低于露点压力时反凝析油会在井筒附近聚集，堵塞凝析气的渗流通道，降低气相有效渗透率，导致产能降低，且两相流动区和凝析油堵塞区将随着生产的延续不断向远井处扩展。根据Fevang和Whitson等对凝析油气的流动分区，利用物质平衡原理和拟稳态渗流理论，对凝析气藏衰竭开发过程中的3区变化规律进行了严格推导，得到凝析气藏衰竭开发过程的3区扩展模型。利用3区在凝析气藏中扩展和缩小的规律，能够准确预测凝析油气两相流动区和凝析油堵塞区变化规律，为正确评价凝析气井的产能提供理论依据。实例计算表明，新模型预测的3区扩展模型是正确的。     

注烃提高凝析气井产能方法研究

凝析气井在低于露点压力生产时，由于凝析油析出并在井筒附近发生聚集，导致气井产能下降，通过向井内注入烃类溶剂，利用反蒸发及混相机理，可以恢复气井产能，提高凝析气藏采收率。以实际凝析气藏为例，利用数值模拟方法研究注入介质、储层物性、流体性质等因素对提高气井产能的影响。结果表明，注入丁烷加戊烷可以完全解除近井地带凝析液堵塞，改善凝析气藏开发效果。     

双六井区凝析气顶油气藏开采特征研究

双六井区是辽河油田最为典型的大气顶(凝析气藏)、窄油环(稀油)、边底水的块状油气藏,文章系统总结了双六井区凝析气顶气藏的开采特征,指出采用衰竭式开采方式和“先采油,后采气”的开发技术政策是适合的,并且取得了显著的开发效果和经济效益。对指导同类气藏的开发具有一定的参考价值。