低渗油藏CO2 驱合理技术注采井距探讨

目前低渗CO₂驱油藏合理技术注采井距计算公式尚未综合考虑地层条件下CO₂相态特征、井网类型等因素,文章以CO₂在油藏状态下的物化特征分析为基础,应用渗流力学基本理论,综合考虑井网类型、注采量、启动压力梯度等因素的影响,推导注CO₂气井与采油井之间的压力梯度分布公式,表征驱动压力梯度随井距的变化关系。研究结果表明,当最小驱动压力梯度达到最大启动压力梯度时,注采井距即为油层有效动用的最大技术注采井距,以此为基础指导确定低渗CO₂驱油藏合理注采井距。实例表明!所述方法简单实用,较先前采用的注采井距计算方法更为合理。该项研究对其它低渗注气驱油藏合理井距确定具有一定的借鉴意义。     

注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率

不稳定注水广泛应用于非均质油藏的水驱开发,为进一步改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果,采用与目标油藏对应的径向流物理模型,分析了3种注采方式下平面非均质油藏井组生产井生产动态及采收率,明确了3种注采方式改善水驱开发效果的作用机理,并给出3种不同注采方式的适用性。结果表明:不稳定注水方式可形成不稳定压力场,形成油水交渗及弹性力驱油,改善低渗区域的驱油效果;同步平衡产液量注采方式可改善整体水驱波及效率,并利用不稳定注水提高低渗区域原油采收率,整体采收率较高;异步平衡产液量注采方式可在不稳定注水后,调整注采压差,提高低渗区域驱油效率,同时扩大注入水对低渗区域的波及效率,大幅度提高低渗区域的采收率。实验结果可为目标油藏水驱开发注采方式优化提供理论支持。     

低渗小断块小砂体二氧化碳吞吐影响因素研究

低渗小断块油藏资源丰富，然而低渗透油藏由于孔吼细小、渗透率低，常规注水开发不是行之有效的方法。注CO₂可以大幅提高原油采收率，兼顾碳减排与提高采收率，是低渗透小断块改善开发效果的有效方式。胜利油田小断块、小砂体井网不完善，注CO₂驱油难以实施，CO₂吞吐技术通过注入-焖井-生产的方式开发，是一种井网不完善的小断块开发的有效方法。矿场实施CO₂吞吐影响因素较多，需要进一步开展研究。本文通过数值模拟，研究了不同油藏条件下CO₂吞吐效果，为矿场实施CO₂吞吐提供指导     

水平井化学驱物理模拟及数值模拟研究

根据辽河油田J16区块实际资料,建立了30 cm×30 cm×1.5 cm的平面非均质和30 cm×15 cm×10 cm的纵向非均质水平井化学驱物理模型。通过开展水平井化学驱物理模拟与数值模拟综合研究,初步分析了水平井化学驱的驱油机理与生产动态,并提出注采水平井方向应尽可能平行于河道走向,采用平面上注入井布在高渗带、采油井布在低渗带,纵向上底层注顶层采的布井方式以及二元驱的驱油方式开发效果最好。     

平面非均质油藏均衡水驱调整方法研究

针对平面非均质油藏注采不均衡的问题,运用数值模拟和油藏工程方法,提出了基于多参数定量计算的均衡水驱调整方法。研究表明,井距调整和驱替压差调整是实现平面非均质油藏均衡水驱的2种有效方式。根据储层平面非均质性、流体分布状况与注采井距、驱替压差之间的水驱平衡关系式,可定量调整不同方向注采井距和驱替压差的大小及比例。实际油藏应用表明,均衡水驱调整能够减小储层平面非均质性对水驱开发的影响,提高注水利用率,有效改善油藏开发效果。     

油藏非均质性对聚合物驱开发效果的影响

聚合物驱是水驱后进一步提高原油采收率的三次采油技术,在不同类型油藏中均取得了较好的应用效果。聚合物驱开发过程中,油藏非均质性对聚合物驱的驱替效果有较大影响。基于油藏沉积微相展布形态,归纳出储层渗透率平面非均质性、厚度平面非均质性和几何形态非均质性等3类油藏非均质性。应用油藏数值模拟方法建立3类多个理论地质油藏模型,并且在每一类模型具有相同的生产约束条件下,研究了油藏非均质性对聚合物驱不同注采井网驱替效果的影响。研究结果表明,同一模型在相同工作制度和不同注采方式下,初期产油量和累积产油量存在较大差别。对于储层厚度平面非均质性油藏,厚注薄采的聚合物驱开发效果优于厚采薄注;对于渗透率平面非均质性油藏,高注低采的聚合物驱开发效果优于高采低注;对于几何形态的非均质性油藏,宽采窄注的聚合物驱开发效果优于宽注窄采。因此,合理地部署注采井网能有效地提高油藏聚合物驱的开发效果。     

东濮凹陷低渗透油藏二氧化碳驱先导试验

东濮凹陷低渗油藏储量丰富,注水驱油开发效果欠佳,亟需新的驱油技术降本增效。在对低渗油藏卫42块开展油藏研究和模拟试验的基础上,优化设计气驱注采比和注气量,在卫42块实施气驱先导试验,对比分析了注CO₂前后地层压力、CO₂驱油效果和CO₂泄漏监测情况。结果表明:低渗油藏卫42块注CO₂驱油有较好的效果,地层压力回升,但是受储层裂缝影响发生气窜。该区块的气驱试验为东濮凹陷其他低渗油藏下步气驱开发提供重要的参考价值。     

吉林特低渗透油藏CO2驱油开发效果探讨

特低渗透油藏的自身特征决定了其开发难度大于常规油藏,存在“注不进,采不出”等问题。注 CO₂提高采收率技术应用于特低渗透油藏潜力巨大,如何改善其驱油效果是合理高效开发的关键。通过室内特低渗透 长岩心物理模拟实验,采用12种方案进行CO₂驱油效果评价。研究表明,超前注气相对于同步注气可以提高采收率4.69％,驱油效果优于同步注气,其CO₂气体突破早于同步注气。不同注气时机实验采收率与转CO₂ 驱油时产 出液含水率呈负对数关系,总压力梯度变化呈 Ｍ型,转注CO₂驱油后存在滞后效应,采用小流量可以达到增产目 的。不同注气段塞实验采收率与总注入流体中CO₂所占体积比例呈正相关关系。不同气水比和CO₂ 驱油实验CO₂突破时间较为一致,水驱油和CO₂驱油实验总压力梯度变化较为一致。应用于特低渗透油藏开发,提出超前 低速注气、气水交替和后期水驱策略,多种注采方案,进行分区试验。     

苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识

苏北盆地复杂断块油藏CO₂驱油效果差异较大,为制定提高CO₂驱油效果的有效措施,分析了其主要影响因素。对苏北9个CO₂驱区块的相关数据进行了统计,分析了井型、压裂情况、注气前油井产油量、注采比和注气方式等对CO₂驱油效果的影响。分析结果为:直井的开发效果好于水平井,非压裂井的效果好于压裂井,油井初产量越高则CO₂驱油效果越好,最佳注采比为2.5左右,而注CO₂方式对开发效果影响不大。研究结果表明,低渗透油藏采用的井型、油井是否压裂、注气前油井产油量是影响CO₂驱油效果的主要因素,在研究制定提高苏北盆地复杂断块油藏CO₂驱油效果的技术措施时,应充分考虑这些主要影响因素。      

非均质多层储层中CO2驱替方式对驱油效果及储层伤害的影响

低渗透油藏注CO₂开发过程中沥青质沉淀和CO₂-地层水-岩石相互作用引起的储层堵塞加剧了非均质多层砂岩储层中驱替特征的复杂性，影响CO₂和CO₂-水交替驱（CO₂-WAG）驱油过程中流体在储层中的渗流和最终的原油采收率。研究中的CO₂和CO₂-WAG驱油实验是在混相条件下（70℃、18 MPa）模拟的具有相似物性的多层储层系统中进行的，从油气产量、剩余油分布和渗透率损害3方面评价了两种驱替方式。实验结果表明，CO₂驱后整个系统的采收率较低，产油主要来自高渗透层，剩余油分布在中、低渗透层。CO₂-WAG驱过程中CO₂突破时间较晚，整个系统的原油采收率显著改善。此外，CO₂驱后高渗透层的渗透率下降了16.1%，95.1%的下降幅度是由沥青质沉淀引起。在CO₂-WAG驱后，各层的渗透率下降幅度分别为29.4%、16.8%和6.9%，沥青质沉淀仍是主要因素，且引起的储层堵塞更严重，但高渗透层中CO₂-地层水-岩石相互作用引起的渗透率下降不容忽视，占20.7%的因素。因此，对于具有强非均质性的多层储层，CO₂-WAG具有更好的驱油效果，但是对沥青质沉淀的预防和控制措施是必要的。     

低渗透油藏CO2驱注采参数优化研究与应用——以胜利油田A区块为例

随着“双碳”政策的大力推行,围绕着碳捕集、碳利用和碳埋存的相关产业飞速发展,长远来看CO₂驱具有较广阔的应用前景。低渗透/超低渗透油藏储层具有复杂的孔隙空间结构,常规水驱开发均面临注水困难和采收率低的问题,而CO₂驱具有多种驱油机理,能较好地解决水驱开发困难的问题。针对胜利油田A区块的低孔低渗透油藏条件,基于原油组分信息和恒组成膨胀实验数据进行了PVT拟合并建立了具有7个拟组分的组分模型,得出初次混相压力为30.1 MPa,多次接触混相压力为26.6 MPa。首次提出了以气窜为限制条件的CO₂驱注气速度计算经验公式。基于均质组分模型针对A区块进行了CO₂驱油藏工程参数优化,确定了以五点法井网、井距为250 m、注气速度为20.0 t/d、生产压力为26.0 MPa的最佳注采参数;同时,以衰竭式开发、水驱、CO₂吞吐、连续注CO₂、气水交替(WAG)等不同开发方式进行了注采参数优化,将优化后不同开发方式的结果进行了对比分析,结果表明连续注气具有一定优势;最后...     

考虑流体非均质性的低渗透油藏CO2驱试井分析

CO₂ 驱是提高低渗透油藏采收率的一种重要方式,但目前对驱替过程中压力响应动态的认识不足。CO₂ 的注入使地层流体性质发生改变,形成CO₂ 区、CO₂ -原油过渡区和未波及原油区。基于复合油藏渗流理论,引入幂律型公式和牛顿插值公式来描述CO₂ -原油过渡区内流体非均质性的变化特征,建立了低渗透油藏CO₂ 驱试井模型,并采用数值方法进行求解。对CO₂ -原油过渡区内2 种流体非均质性变化形式下的试井曲线特征进行了分析。结果表明：当CO₂ -原油过渡区内流体黏度与综合压缩系数均呈幂律型变化时,其变化指数均增大,CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区流度比和导压系数比均增加,压力导数曲线斜率增大;当CO₂ -原油过渡区综合压缩系数呈非连续性变化时,压力导数曲线因CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区导压系数比的增加而呈现下凹趋势。最后,通过实例应用提出了CO₂ 驱试井解释方法。     

低渗透油藏提高采收率技术现状及展望

低渗透油藏储量丰富，具有广阔的开发前景，但其具有孔渗条件差、储层非均质性强、吸水能力差等特点，开发过程中面临的技术难度较高。针对该问题，通过调研，对低渗透油藏提高采收率技术进行了论述。研究结果表明：低渗透储层(10.0～50.0 mD)主要通过聚合物驱、聚合物-表面活性剂二元驱、微生物驱及深部调驱的方式进行开发；特低渗透储层(1.0～10.0 mD)主要通过表面活性剂驱、泡沫驱和纳米材料驱等方式进行开发；超低渗透储层(0.1～1.0 mD)主要通过渗吸法、CO₂驱、N₂驱及空气驱等方式进行开发。逐步完善驱替介质的驱油机理，研发低成本、高效的环保型驱油体系并推进其在矿场实践中的应用，将一直是中国低渗透油藏开发的发展趋势。该研究可为低渗透油藏的高效开发提供技术支持。     

特低渗透油藏CO2驱油多相渗流理论模型研究及应用

根据一系列实验成果,对特低渗透油藏CO₂驱油渗流数学描述进行了理论研究,建立了特低渗透油藏CO₂驱油渗流数学模型。该模型能反映特低渗透储层CO₂混相和非混相驱油过程中油和CO₂的混相作用以及水、油、溶剂(CO₂)的相互作用与传输、质量的相互转换,包括对流扩散、质量转换和气、液间的转换,并能反映各相流体的非达西渗流、相对渗透率及有效黏度等特性。运用该模型在扶杨油层进行了注CO₂开发试验,取得了较好效果。     

裂缝性低渗油藏注气提高采收率实验研究

HH油田为典型的低孔特低渗油藏,部分地层伴有裂缝发育,现面临衰竭式开采后注水开采压力高的难题。通过基质单管岩心驱替实验,探究目标地层进行注气开发的可能性,明确何种注入气体及驱替方式具有较好提高采收率效果。通过基质+裂缝双管并联岩心驱替实验,确定目标地层中微裂缝对提高采收率效果影响。结果表明,CO₂较减氧空气是更好的注入气体,CO₂/水交替驱替是提高采收率优秀的驱替方式;裂缝的存在会严重影响采收率,裂缝+基质双管并联岩心CO₂/水交替驱采收率较单管基质岩心降低27.09%。建议选择CO₂为注入气体,对基质储层或采取改善非均质性措施的裂缝区域采用CO₂/水交替开发,对裂缝性低渗油藏注气开采有一定参考意义。     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。     

非均质超稠油油藏双水平井SAGD布井方式研究

超稠油油藏的储层非均质性对SAGD(蒸汽辅助重力泄油)开发效果影响较大,尤其当储层内发育形态各异的夹层时,将对蒸汽腔的发育起到不同程度的阻挡作用,造成蒸汽腔发育迟缓。以国内某油田Z1区块储层特征为基础,通过数值模拟研究了非均质油藏不发育夹层、夹层位于SAGD井对上方以及夹层位于SAGD井对之间这3种情况下的布井方式,详细论述了储层非均质性对SAGD布井的影响,确定了非均质油藏SAGD布井的渗透率下限、夹层闭合度上限,并通过SAGD开发现场跟踪实例对布井方式进行了验证。     

低渗透油藏CO2混相驱注采耦合波及特征及气窜阶段定量划分方法

针对CO₂混相驱注采耦合波及特征认识不清,气窜阶段无法定量识别的问题,运用数值模拟方法,分析CO₂混相驱注采耦合波及特征,明确气窜程度表征指标和划分标准。结果表明:与CO₂连续气驱相比,注采耦合开发通过增压储能、放压释能过程,地下渗流场不断变化,扩大气驱波及面积,延迟气窜时间,提高油藏最终采出程度;新方法计算的气窜阶段划分结果与矿场监测数据吻合,可作为矿场气窜阶段识别的依据;储层孔隙度越大,注采耦合开发无气采油阶段变长,气窜发育阶段推迟;生产井离注气井越近,气体突破时间越早,反九点法井网、排状井网、五点法井网进入完全气窜时间分别为3 148、4 120、5 610 d。研究成果可为低渗透油藏CO₂混相驱注采耦合开发提高采收率提供理论指导。     

海上S 油田聚合物驱注采井网优化

海上S油田平面非均质性较强,经过多年聚合物驱开发,平面动用程度差异大,控水增油效果减弱,特别是聚合物驱后剩余油分布复杂,需通过注采井网优化进一步提高油田开发效果。依据海上S油田的沉积相分布特征与实际井网部署的关系,首先在室内建立了包括高、中、低渗透3个区域平面渗透率级差为3的物理模型,并在相同的注采条件下开展了5组不同井排距的物理模拟实验;然后采用油藏数值模拟方法,建立了与室内物理模型相对应的5个渗透率级差条件下油藏地质模型,每个地质模型设计了8个井排距模拟方案,共设计了40个井排距模拟方案。物理模拟实验结果表明:当平面渗透率级差为3时,井排距比为1.8,累积产油量最高,低渗透和高渗透储层2个方向上的驱替压力梯度基本一致,且微电极含油饱和度测试结果表明2个储层均能得到有效动用;通过油藏数值模拟进一步深入分析,得出了不同平面渗透率级差条件下的最优井排距,随着平面渗透率级差增大,最优井排距比也逐渐变大。在最优井排距认识的基础上,通过采用物理模拟实验和油藏数值模拟方法得出,水平井注直井采是最优的注采井网形式。     

用数值模拟研究低渗透油藏CO2 驱影响因素

低渗透油藏具有低丰度、低含油饱和度、低产等特点,经济有效开发难度较大。目前,“注气开发”是国内外针对低渗透油藏较为有效的开采方法。运用数值模拟器,确定了影响CO₂ 驱替效果的主要因素,用组分的劈分与拟合、状态方程的选取、实验数据回归等方法分析了CO₂驱替的影响因素及影响程度。研究结果表明：选用气水交替开发方式,并适度增加注入压力,选取合适的井底流压对增油和提高采收率效果明显。数模结果表明,不同井网井距、非均质性、裂缝方向、注气介质等是CO₂驱替的敏感控制因素,直接影响油藏开发指标和开发效果。