利用试井技术确定低渗透油藏CO2驱替前缘的方法

为了认识CO2驱替过程中压力响应特征,确定驱替前缘位置,进行了CO2驱替前缘试井解释方法研究。考虑CO2驱油机理、低渗透油藏启动压力梯度、储层非均质性等因素的影响,建立了低渗透油藏多组分CO2驱试井模型。采用非结构化网格进行网格剖分,基于有限体积方法,利用牛顿迭代进行全隐式求解。根据流动形态特征,将试井曲线划分为井筒存储段、过渡段、CO2区平面径向流动段、CO2波及区流动段和CO2未波及区流动段等5个主要阶段。通过追踪流体性质变化对试井曲线的影响,进一步研究了CO2浓度变化对压力的影响,建立了驱替前缘确定方法。矿场应用实践表明,该方法可分析CO2驱替前缘位置,预测前缘推进状况,为认识低渗透油藏CO2驱开发规律和优化开发方案提供了有效手段。     

应力敏感性低渗透油藏CO2混相驱试井模型

对于低渗透油藏,通过分析CO_2注入井的井底压力双对数曲线特征,可以有效评价CO_2混相驱的开发效果,但低渗透油藏存在强应力敏感效应,将会影响解释结果的可靠性,目前考虑应力敏感的CO_2混相驱试井模型较少。基于三区复合油藏渗流理论,设计考虑应力敏感效应的CO_2混相驱物理模型,并建立试井模型,从而获得井底压力的双对数曲线特征。结果表明:CO_2混相驱试井模型曲线分为5个渗流阶段;应力敏感效应使得整个CO_2混相驱试井曲线特征不再遵循0.5M规则,试井曲线后期出现较明显的上翘;CO_2注入井井筒储集系数过高,纯CO_2径向流阶段逐渐消失;流度比、各区驱替前缘半径将对整个CO_2混相驱的渗流过程产生较大影响。试井模型应用于CO_2注入井,能够准确确定纯CO_2区和过渡区驱替前缘半径及其他相关参数,提高低渗透油藏CO_2混相驱相关参数的解释精度。     

低渗透油藏CO2驱采收率评价理论模型

经过多年开发实践,针对低渗透油藏CO2驱提高采收率作用机理等方面的研究已相对成熟,但油藏工程理论研究尚不完善,目前尚无针对低渗透油藏CO2驱采收率评价的理论模型.基于低渗透油藏CO2驱提高采收率作用机理,利用广义油藏工程方法,筛选用于CO2驱采收率评价理论研究的基本相似准则及关键参数,建立能够表征低渗透油藏CO2驱开发...     

CO2驱提高低渗透砂岩油藏采收率的技术评价

为了提高澳大利亚南部Cooper盆地的原油采收率，对CO2驱进行了技术评价。     

低渗透油藏CO_2驱技术界限研究

为了确定低渗透油藏CO2驱技术界限,在室内进行了多组长岩心驱替实验。结果表明:在驱替压力较低时高渗岩心采收率较高,驱替压力较高时低渗岩心采收率较高;在低渗与特低渗范围内岩心气水交替驱效果好于连续气驱,超低渗范围内连续气驱效果好于气水交替驱;高渗岩心选择气水交替驱时要注意防止气段塞过大加快气窜,低渗岩心选择气水交替驱时要适当增加气段塞比例大小。     

低渗透油藏CO2驱油数值模拟方法与应用

为弄清正理庄油田樊142块CO2驱油前缘特征和驱油效果,开展CO2驱油数值模拟方法和采油井开井顺序研究。利用多相渗流理论和数值求解技术,研制全隐式CO2驱油油藏数值模拟器。运用地质和生产资料分析和数值模拟相结合的手段,研究了压力恢复阶段连续注入CO2油层中CO2的分布和前缘推进情况。发现CO2前缘存在明显指进,注入2 a后,前缘已到达樊142-6-2井,前缘距樊142-6-3井和樊141-1-1井的最短距离分别为52和45 m。低压区的樊142-8-3和樊142-7-3井先开井,生产1 a后其余4口井再开井生产为最佳方案,该方案比同时开井累积生产5 a的采收率高1.34%,增产油量为5 407 t。通过采出程度、CO2埋存率和换油率对比可以看出开井顺序对驱油效果影响显著。     

低渗透油藏气水交替驱不同注入参数优化

气窜是影响低渗透油藏注气开发效果的重要因素,气水交替(WAG)注入方式可以很好地稳定驱替前缘,从而提高宏观波及效率.低渗透油藏渗流机理复杂,影响气水交替开发效果的参数多,为了得到最佳开发效果,有必要对注入方式和参数进行优化.文中利用数值模拟方法研究了CO2注入方式和注入参数等对低渗透油藏开发效果的影响,并对长庆油田某超低渗透油藏CO2水交替注入方式及参数进行了优化.结果表明,最佳注入方式为CO2水同步注入,注入周期为1a,段塞气水比为1∶1,段塞最佳注入总量为0.44 HCPV,最佳注入层位为底部4个小层.     

低渗透油藏CO2驱气窜通道识别方法

低渗透油藏CO2驱开发过程中,面临的最大问题是容易发生气窜.针对目前尚无定量的气窜识别标准,以及现有的气窜通道体积计算方法实用性较差等问题,通过分析产出气中CO2含量的动态变化特征,将气窜类型划分为明显气窜和微弱气窜两大类,明确了见气时间确定方法,建立了气窜识别判断标准.在此基础上,利用物质守恒原理分别计算注入端和产出...     

低渗透油藏CO2驱提高采收率技术进展及展望

CO2驱技术可以提高低渗透油藏采收率和实现CO2地质封存,在中国具有广阔的应用前景.针对中国陆相低渗透油藏复杂的地质和开发特征,系统阐述了中国石化CO2驱油理论、油藏工程优化设计、注采工程及防腐工艺、产出CO2回收利用等技术进展及矿场试验情况.分析了低渗透油藏CO2驱技术面临的挑战和技术需求,从低成本CO2捕集、输送、...     

一种高温低渗透油藏CO2气驱封窜剂的制备与驱替效果评价

开发了一种适用于高温低渗透油藏的CO₂气驱封窜剂,通过对封窜剂配方中缓聚剂ES、引发剂、改性剂加量的筛选,得到封窜剂的最佳配方如下:丙烯酰胺加量4.5%（质量分数,下同）,乳化型引发剂INI-E（甲苯溶液）加量0.25%,改性剂（阳离子单体）加量0.3%,缓聚剂ES加量0.5%。该封堵剂溶液在常温下的黏度为1.1 mPa·s,易泵送易注入。100℃下成胶时间可控,在2.5¹2 h左右,成胶黏度达到120×10⁴mPa·s以上。封窜剂体系在126℃、CO₂压力8.0 MPa、矿化度57728.92 mg/L条件下,成胶黏度达到170×10⁴mPa·s以上。在直径2.5 cm、长120 cm、渗透率1.631μm²的填砂管中,水驱注入压力为0.08 MPa,成胶后CO₂驱替的突破压力为2.2 MPa,实验表明该体系的注入性好且对CO₂有较强的封堵作用。岩心驱油实验表明,该体系有很好的CO₂封窜性能,同时能进一步提高原油采收率5.1%。     

胜利油田低渗透油藏CO2混相驱合理注采井距研究

针对利用组分数值模拟优化井距复杂、常规技术极限井距计算方法不能考虑储层非均质性和CO2驱原油黏度随空间变化的问题,通过大量室内实验,回归得到胜利油田低渗透油藏启动压力梯度与储层空气渗透率的关系式;基于非达西渗流理论,考虑储层非均质性、CO2降低原油黏度、对流、扩散、吸附等特性,建立了CO2混相驱直线井排注采压差数学模型...     

气水交替改善CO2驱油效果的适应界限*

针对低渗特低渗透油藏CO2驱油效果差、气窜现象严重等特点,开展了CO2驱气水交替注入(WAG)方式改善CO2驱油效果研究,评价了岩心渗透率及其非均质性对气水交替驱油效果的影响;选取天然露头和人造非均质岩心,对气水交替的注入速率、注入参数及注入量进行优选,进行了WAG驱的适应性评价。研究表明,对于0.5×10^-3、1×10^-3和5×10^-3μm^2的低渗特低渗均质岩心,气水交替驱能够实现良好的流度控制作用,延长CO2的窜逸时间,且渗透率越低,气窜时间越晚;渗透率级差为5、10和50的非均质性岩心,渗透率级差越小,气水比越高,提高采收率效果越好。渗透率级差大于10时,气窜时间明显提前,特别是当级差大于50时,气水段塞无法有效启动低渗基质中的剩余油,快速气窜而无经济效益。利用气水交替在适应界限范围内可显著降低CO2流度,延长CO2窜逸时间,启动基质中的剩余油,提高剩余油采收率。图16表2参20。     

低渗油藏水驱后CO_2驱潜力评价及注入参数优化

延长油田乔家洼区块属于典型的低孔、特低渗油藏。针对该区块基质致密和非均质性严重造成注水开发效果差的问题,通过开展CO2室内驱油实验,在水驱基础上分别对连续气驱和气水交替驱驱油潜力进行评价,并对气水交替驱流体注入速度、段塞尺寸及气水比等注入参数进行优化;同时,对区块采用水驱、优化井网后水驱、利用优化的CO2驱注入参数开展气驱和注气5 a后转气水交替驱4种开发方案进行数值模拟产量预测。实验结果表明:CO2驱在目标区块高含水后有着较大驱油潜力,连续气驱和气水交替驱分别在水驱基础上可提高采收率8.43,20.95百分点;最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.727 m L/min,0.10 PV,1∶1。数值模拟结果表明,连续气驱和注气5 a后转气水交替驱,在开发15 a末,在水驱基础上分别可以提高采收率13.81,12.98百分点。     

CCUS 全球进展与中国对策建议

碳捕集利用与封存(CCUS)是CO2深度减排以应对气候变化的重要途径。近十余年,全球特别是中国CCUS技术和产业取得重要进展。基于多年来CCUS研究与实践经验,阐述了CCUS技术类型划分情况和中国CCUS发展部署,着重分析了全球重点地区驱油类CCUS(CCUS-EOR)技术发展历程和项目情况、不同CO2驱替类型与特点及中国特色CCUS-EOR配套技术,系统分析了CCUS-EOR可持续发展的主要影响因素;在此基础上,对比了中美CO2驱油技术发展条件,指出了中国CO2驱油技术发展决策的难点,最后从发展基础、主要任务、优先区域、项目运作和政策法规等方面,提出了中国CCUS-EOR产业可持续发展的具体建议,为CCUS政策制定部门提供必要的决策参考。     

吉林油田低渗复合油藏CO_2驱数值模拟研究

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟方法,研究了不同储层类型CO2驱油效果。数模结果显示,注水开发时,正复合储层的开发效果最好,均质储层次之,反复合储层的开发效果最差。气水交替驱时,均质储层的开发效果最好,正复合储层次之,反复合储层的开发效果最差。因此,注水开发时,要优先选择正复合储层,注入井应在低渗透区,生产井应在高渗透区;储层改造时,应尽量提高生产井附近的渗透率。交替驱开发时,要优先选择均质储层,或渗透率差异较小的储层,其次是选择正复合储层。     

低渗透油藏CO2驱注入方式优化

根据吉林油田某低渗透区块的油藏条件,运用数值模拟方法研究不同驱替方式下的驱油效果。数模结果显示,交替驱替方式优于注水方式和连续气驱方式,能大幅度提高原油采收率。在交替驱过程中,气段塞和水段塞的先后顺序对采收率有显著的影响,气水交替驱优于水气交替驱,随着注气速度的增加,采收率的差值也逐渐增加。气水交替驱注入CO2能够和原油充分接触,越早注入CO2,对提高原油采收率越有利。该研究不仅为低渗透油田CO2驱油技术提供了理论基础,而且对于国家下一步进行CO2驱油和埋存潜力评价及规划具有重要的借鉴意义。     

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...