缝洞型碳酸盐岩油藏氮气驱效果影响因素

缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要的储集空间,具有非均质性强、缝洞结构复杂的特点,气驱是该类油藏重要的开发方式之一。为探索缝洞型碳酸盐岩油藏气驱动态特征、驱油效果的影响因素及规律,建立二维典型缝洞可视化模型,研究不同类型剩余油启动效果,并结合氮气驱物理模拟驱油效果定量对比,分析氮气驱效果的影响因素。研究结果表明:氮气驱可进一步启动水驱未波及区域的剩余油;氮气驱效果及油、气、水流动特征受到溶洞充填方式、原油粘度和底水能量等因素影响,溶洞充填方式主要影响流体的渗流特征,在一定程度上有利于扩大氮气驱波及范围;原油粘度和底水能量影响氮气和底水的相互作用,改变压力场的分布;在强底水作用下,水窜更为明显,但能改善氮气驱效果,提高采收率。     

碳酸盐岩缝洞型油藏氮气泡沫驱提高采收率机理可视化研究

为了探索塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水驱开发后期提高采收率技术,设计并制作了满足相似性条件的宏观可视化物理模型,在此基础上,对比研究了缝洞型油藏底水驱后氮气驱与氮气泡沫驱开采剩余油效果及提高采收率机理。实验结果表明:底水驱后,剩余油主要以阁楼油的形式存在于高部位溶洞以及局部构造高部位;底水驱后氮气驱与氮气泡沫驱可分别提高采收率30.44%和39.10%;氮气驱提高采收率机理主要是通过氮气与原油的重力分异作用顶替阁楼油,但氮气的高流度同时也使得氮气驱易发生气窜;氮气泡沫驱则在氮气驱提高采收率的基础上,通过泡沫对气体的流度控制和阻力效应,抑制气窜,进一步扩大气体的波及体积,同时,氮气泡沫驱具有更高的洗油效率,从而得到比氮气驱更好的提高采收率效果。     

碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率关键技术

中国碳酸盐岩缝洞型油资源量丰富,探明石油地质储量达29.3×10⁸ t,已经成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领域。由于深埋5 500 m碳酸盐岩缝洞体的描述精度低、流动模式多样、模拟预测难度大,注水窜流易造成油井暴性水淹,导致采收率低仅为15.9%,此类油藏开发是世界级难题。经过多年的研究与实践,形成地球物理描述、地质建模、注水注气和酸压改造等提高采收率系列技术,单元应用后储量动用率提高了42%,同时已提高采收率2.3%,对同类深层、超深层强非均质性油藏开发具有借鉴作用。     

缝洞型碳酸盐岩油藏岩溶储集体注氮气提高采收率实验

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间类型多样,形态复杂,在水驱过程中容易形成阁楼油和绕流油,采用气驱能够有效补充地层能量,提高剩余油的采出程度。为观察缝洞型油藏中注入气体的驱油动态,根据塔河油田实际地质资料和注采特征,依据相似性原则,设计制作二维缝洞型油藏可视化物理模型,开展缝洞型油藏岩溶储集体模型注气提高采收率实验研究。结果表明:以注气速度分别为20和5 mL/min进行驱替,宏观油水界面特征基本相似,在氮气驱替过程中会出现明显的气水同锥现象和气水协同效应;注气速度为20 mL/min下的最终采出程度约为70.5%,注气速度为5 mL/min下的最终采出程度约为78.9%,注气速度高易发生气窜,低注气速度可以延长注氮气时间,防止气体过早发生气窜,但是由于速度低,驱动能量低,氮气只能进入阻力相对较小的溶洞和裂缝中。因此,合理控制注气速度能够充分发挥气驱提高采收率的潜能。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,其非均质性极强,且多种流动方式共存,勘探开发属于世界级难题。综合分析了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的开发历程,确定油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足是天然能量开发阶段采收率低的主要原因;水驱效率低是注水开发阶段采收率低的主要原因。同时分析了目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率面临的主要问题,初步探索了缝洞型油蔵提高采收率的途径,提出了天然能量开发阶段以"整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力",补充能量阶段以"优化、改善注水开发为主,注气、稠化水驱等扩大波及体积的方法为辅"的提高采收率技术思路,对塔河油田进一步提高采收率具有重要的意义。     

缝洞型油藏超深井注氮气提高采收率技术

塔河碳酸盐岩油藏非均质性强,溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,储集体中流体以管流模式为主,储集体类型复杂导致对剩余油分布认识不清,前期主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。目前塔河油田缝洞型油藏注水开发后期面临挖潜困难、剩余油储量难以动用的情况,注氮气驱油工艺的提出为解决这一难题提供了思路和方法。通过对注入气源的选择、地面注入工艺的优化、井口及管柱优化,成功实现了气水混注降压工艺及多轮次注气—机抽生产转换作业,节约了成本,提高了生产时效,减少了施工风险。该研究为碳酸盐岩油藏注气提高采收率工作提供了新的借鉴。     

碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气驱后剩余油可视化研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水驱开采后,仍残留有大量阁楼油、绕流油。利用氮气密度小,重力分异作用显著等特点将部分剩余油驱出,充分认识气驱之后剩余油的分布,对优化气驱设计方案具有借鉴意义。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,直观展示缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况,并探讨相关影响因素。实验结果发现:氮气驱能有效地提高缝洞型油藏水驱后剩余油的采收率,但仍有部分残留油,如因气体气窜、底水能量不足而残留溶洞中部的窜流油,因气体洗油效率低而残留在裂缝中的油膜和小油段塞等;同时,注入方式、注入井别和注入速度等人为因素对气驱效果也有影响。研究成果为注气提高水驱后剩余油开采以及气驱后再次提高采收率提供了实验依据,认为采用水气交替等不稳定注气方式、复杂区域注气以及适中的注入速度可提高气驱效果,也认识到了溶洞形状、缝洞分布等客观因素应作为后续深化研究的重点。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气泡沫可行性及影响因素

为了研究缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气泡沫可行性及影响因素,研制了缝洞型碳酸盐岩油藏细观物理模型和宏观剖面可视化物理模型,可由细观到宏观对缝洞型油藏注泡沫可行性及其影响因素进行室内物理模拟。细观物理模型实验结果表明:水驱后,剩余油主要以封闭孔洞内剩余油、阁楼油、绕流油和油膜的形式存在;氮气泡沫能通过重力分异及阻力效应启动阁楼油与绕流油并剥离油膜。在宏观剖面可视化物理模型上进行了注泡沫影响因素研究。实验结果表明:在含油饱和度较低时,以低部位井注、高部位井采(低注高采)的方式注泡沫效果更好,注泡沫时机不宜过早,宜在充分水驱的基础上转注泡沫;底水能量过强则不利于注泡沫,同时存在一个最优的泡沫注入量。对于碳酸盐岩缝洞型油藏开采中后期,注泡沫开采能够有效维持高效开发,提高原油采收率。     

塔河油田缝洞型油藏氮气驱见效特征及其影响因素北大核心CSCD

塔河油田氮气驱矿场试验存在气驱井组见效差异大、影响因素不明、气驱井组选择依据缺乏等问题。根据地质成因及储集体分类,将氮气驱井组划分为8种类型,选取增油特征、控水效果、能量、见效响应特征、注采井对应关系等指标,对比分析了不同类型井组注气后见效特征;其中断溶体气驱井组见效最快,控水效果最好,但稳产期较短;风化壳和暗河气驱井组见效慢,但见效后稳产期较长。研究了岩溶背景、控制构造高点、储集体发育位置、注采位置、注气速度等因素对氮气驱效果的影响。在此基础上,提出了气驱井组选井原则及实施建议为:优选水驱失效的断溶体背景的井组实施氮气驱,油价升高后,逐步扩大到风化壳、暗河背景的井组;优选控制高部位储集体的井组;优选上注下采模式的井组,优化合理注气速度。按照所提原则和建议,选取了典型井组进行注气,受效井日增油15.9 t,含水率下降35.1个百分点,取得了较好的效果。     

塔河缝洞型油藏井组氮气驱影响因素分析

氮气驱三次采油技术在塔河油田应用广泛,增油效果显著,但井组氮气驱效果差异大,影响因素尚不明确。基于对缝洞型油藏的认识,将岩溶背景划分为风化壳+暗河复合岩溶、暗河岩溶和断溶体3大类型,研究不同岩溶背景下的储集体深度、剩余地质储量和注入气水比对井组注氮气增油效果的影响。从已完成评价的35个注气井组出发,分析不同岩溶背景下的注气效果影响因素,从而进一步指导油田的注气工作。     

缝洞型碳酸盐岩油藏周期注水驱油机理

针对在缝洞型碳酸盐岩油藏中能否实施周期注水的问题,在分析缝洞型油藏不同岩溶背景注采关系特征的基础上,利用CFD流体力学软件建立缝洞组合机理模型,开展了周期注水驱油模拟,并运用类比法总结了缝洞型油藏周期注水驱油机理:通过周期性地改变注水量和注入压力引起大尺度缝洞连通体中流体流动状态的变化(段塞流、管流),在重力及浮力以及流动压差综合作用下,使管道盲端、微裂缝、相连溶洞、孔洞中的剩余油得到动用,实现扩大注水波及体积的目的。缝洞型油藏周期注水驱油机理的初步明确,为矿场不同岩溶背景下注水方式的优选和注采参数的确定提供了理论依据。     

缝洞型油藏单裂缝中气驱油规律

为探索缝洞型碳酸盐岩油藏注气过程中气驱油特征及气体窜逸规律,文中从分析裂缝中油气流动特征着手,设计制作了不同开度的单裂缝可视化有机玻璃模型,开展缝洞型碳酸盐岩油藏单裂缝注氮气驱油实验。结果表明:对于一定开度的裂缝,随着注气速度的增加,驱替形态逐渐从活塞驱变为非活塞驱,注气换油率也随之降低;对于不同开度的裂缝,窜逸系数与注气驱替拟线速度的关系均可用分式方程变形式拟合,且随着拟线速度的增加,窜逸系数趋于一个极限值,裂缝开度越大,窜逸系数极限值越小。基于窜逸系数建立的单裂缝气驱油流体流动区域识别图版,可用来分析不同裂缝开度与驱替拟线速度时气体在裂缝中的窜逸规律,也为深入研究缝洞型碳酸盐岩油藏油气流动规律和分析开发动态提供支持。     

缝洞型碳酸盐岩油藏底水对后续注水注气开发的影响

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱开发后,通常存在较强底水能量。底水在后续开发中持续影响剩余油驱出,充分认识较强底水对后续注水注气开发的影响,具有重大意义。利用可视化物理模型进行水驱、气驱模拟实验,直观展示强底水与后续注入水、注入气的相互作用,并探讨相关影响因素。实验结果表明:较强底水对后续剩余油开发有促进作用;底水和注入水、注入气的相互作用原理不同,表现形式也不同。另外,底水强度、缝洞组合和重力作用等因素均会影响这一相互作用。研究成果为后续水驱气驱提高采收率方案设计提供了实验依据,同时注入水、注入气与底水的定量适配应作为后续深化研究的重点。     

碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素

缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间特殊、连接方式复杂、流体流动规律复杂等的特点,这些特点导致水驱开发后剩余油特征差异很大。文中通过可视化物理模拟实验,模拟了不同缝洞组合模式的油藏底水驱替开发过程。研究结果表明,缝洞型油藏剩余油分为：连通性差的孔洞剩余油、绕流油、阁楼油和油膜。与其他缝洞连通较差的孔洞几乎可以认为是封闭孔洞,因其无法进行油水置换从而形成剩余油;流体沿最低流动阻力方向流动导致重力效应降低,故在溶洞与裂缝出口处形成绕流油;沟通溶洞的裂缝在溶洞的低部位,故注入水无法达到顶端与油发生置换而形成阁楼油;受岩石表面润湿性、原油黏度以及温度的影响,在溶洞和裂缝表面易形成油膜。     

碳酸盐岩缝洞油藏注水替油失效井原因分析

从注水替油基本原理出发,根据注水替油基本地质模型总结出影响注水替油效果的3个因素：井筒附近油水置换速率、近井地带的油气富集程度、远井地带油气补充速度,并对注水替油失效井进行分类总结,最终针对不同类型注水失效提出相应的治理方法。