CO2驱合理注入时机探讨

建立苏北溱潼凹陷草舍油田泰州组油藏的数学模型,运用CMG软件对该油藏开展CO2驱合理注入时机研究。研究认为该油藏越早实施CO2驱越有利于提高采收率,CO2驱最晚注入时机应在不超过含水70%之前,目前泰州组注气仍处于有利时期。在含水70%之前,不同注入时机的最终提高采收率幅度呈线形下降趋势,而在含水70%之后注入CO2,最终提高采收率降幅较大,CO2驱油效果明显降低。     

液态CO2注入混相驱注采井层间产量劈分方法探讨

通过CO2混相驱油可实现提高未动用储量,特别是低渗储量的有效动用率以及高含水油田提高采收率的目的,而液态CO2的注入驱替过程存在相当距离上的液液驱替。在评价注液态CO2驱替过程的储量动用程度和开发效果中,理清注入井和生产井的层位对应关系以及混相驱效应是开发生产管理的主要工作之一。在注液态CO2驱替过程中的混相驱机理基础上,基于液液驱替条件下的渗流理论,提出了注采井分层产量预测计算方法。通过某油田试验区块中的注入剖面和产液剖面,表明该方法可一定程度上分析注采井间动态对应关系,从而为优化注采参数提供理论依据。     

CO2驱注入剖面测井方法及应用

基于现有注入剖面测井技术,结合CO2驱井特点,改进测井工艺、优化技术选择、建立解释方法.利用研究形成的CO2驱注入剖面测井方法,即五参数吸气剖面测井技术和脉冲中子氧活化测井技术,现场测井应用38井次,从所测资料统计分析,五参数吸气剖面测井技术井温曲线指示明显,结合温度拐点的情况,可定性分析吸气层;脉冲中子氧活化测井技术可以定量给出各层的吸入量,但低流量时成峰较为发散,其峰位特征不完全符合正态分布,由于受仪器源距的限制有轻微拖尾现象,氧活化测井仪的测量下限为10m3/d.     

CO2驱油与封存的地面注入工艺技术

延长油田靖边乔家洼油区开展了CO2驱油与封存先导试验,初步建成单井CO2注入能力为10~20 t/d的地面注入系统。该系统主要由低温储罐、屏蔽泵、注入泵、水浴式汽化器及阀门仪表组成,储罐为系统连续供液,屏蔽泵为注入泵预增压,水浴式汽化器为储罐增压。运行初期发现储罐充液速度慢,注入泵进口压力低、预冷周期长、易气阻。通过工艺改造和操作优化,该系统逐步实现了正常注入,为低渗油藏中小规模CO2注入工艺积累了经验。     

化学驱合理配产配注方法研究

化学驱是提高原油采收率的方式之一。为确保化学驱均衡驱替,减少药剂损失,在综合考虑合理注入速度、井组孔隙体积、合理注入强度、合理注采比、注采关系、连通状况、外部来水等关键因素的基础上,提出了化学驱合理配产配注的流程,以及井网上所有注入井合理注入量和采油井合理产液量的计算方法,强有力地支撑了化学驱油藏工程设计。     

低渗挥发性油藏CO2驱注入时机室内实验研究

低渗挥发性油藏流体性质特殊,弹性开采很容易变为衰竭开采,注气保压开采是低渗挥发性油藏的主要开采手段。针对低渗挥发性油藏CO_2驱开发技术难点,通过长岩心实验,研究了低渗挥发性油藏CO_2驱的注入时机。实验结果表明,地层压力衰竭至34.10 MPa时注CO_2后采出程度(96.44%)与在原始地层压力下注CO_2后采出程度(96.24%)相当;地层压力衰竭至28.58 MPa以下注CO_2后采出程度明显降低。确定了地层压力衰竭至34.10 MPa时为CO_2驱注入时机,为经济有效地实施CO_2驱提高低渗挥发性油藏原油采收率提供依据。     

树101区块注CO2驱水气交替注入工艺

国内CO2—EOR项目地面系统主要采用双套流程和轻烃段塞注入工艺,该工艺复杂,防爆等级高,投资大.树101注气试验区采用热水段塞取代轻烃段塞,在保证适当注入压力的前提下,选择合适的段塞温度和水量,可以保证水气平稳交替不冻堵.经计算,热水段塞注入工艺参数为注入温度50℃,热水配注量1.0 m3.热水段塞注入工艺实现了水气介质共用一套注入管网,降低了地面建设投资,避免了轻烃段塞带来的安全隐患.     

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。     

榆树林油田CO2驱采油配套工艺

榆树林油田储层物性致密,注水开发过程中渗流阻力大、注水压力高、驱油效果差,而黏度低、易流动的CO2在低渗透油田开发中具有独特优势,可大幅度地提高采收率.采用可钻式封隔器注入管柱,能满足CO2驱承压高、耐腐蚀和气密封的需要.针对油层非均质及小裂缝气窜,采取泡沫封窜技术是防止CO2早期突破的有效方法.建议对裂缝性气窜封堵采用凝胶封窜体系.     

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。     

苏中气田天然气集输干线合理注醇量计算

在冬季,天然气集输干线内易生成天然气水合物,将甲醇作为抑制剂注入到管线内是有效的防治方法.本文以降低管线内注醇量为目的,分析现有HYSYS软件注醇量计算模型的不足有:无法适用于苏中气田集输干线,缺少管线内气相含水量计算.从完整模拟苏中气田集气站内天然气集输工艺流程的角度出发,基于上述软件搭建了适用于苏中气田的注醇量计算...     

水气交替注入对CO_2驱油效果的影响

延长油田靖边203区块是典型的低孔低渗油藏,该区块正在进行CO_2驱先导性试验。水气交替注入(WAG)能有效控制驱替前缘流度,抑制气窜并延长见气时间,从而改善CO_2驱油效果。通过与连续气驱对比实验,研究了WAG对CO_2驱油效果的影响,并探讨了注气速度、段塞尺寸和气水比等注入参数对CO_2驱油效果的影响规律。结果表明:对于非均质性油藏,WAG比连续气驱具有更明显的优势;渗透率级差为10~30时,WAG能有效地抑制气窜,改善驱油效果;渗透率级差过大或存在裂缝时,WAG驱油效果变差;WAG的注气速度、段塞尺寸和气水比分别为50 m L/min,0.10 PV和1∶1时,驱油效果最佳,采出程度在水驱基础上提高了20.95百分点,最终采出程度为44.70%。     

注水井合理配注方法研究——以双河区块Ⅵ油组为例

油田注水开发后期,层间矛盾和平面矛盾日益加重,油层非均质严重,水淹不均衡,通过对注水井合理配注,改变液流方向,在油层中造成新的压力场,使注入水进入波及较差地区和井网未控制地区,从而使动用较低的相对富集的剩余油推向井底而被采出,提高油田开发效果。文中动静结合,既考虑储层本身物性差异,又考虑长期注水开发带来的平面和层间矛盾,以数模为手段,通过层间渗透率和注水强度的改变来确定垂向合理配注;然后以油井为中心,根据注采平衡,确定平面配注;综合垂向配注和平面配注,最终确定注水井在每个层上的合理注水量。     

CO2驱油实验研究

为研究CO2驱油机理，并为制定开发方案提供基础数据，严格按照规定取样，按拟合泡点压力的配样原则配样，通过室内高压相态实验、CO2减黏效果评价实验和细管驱油实验，测定CO2-原油多组分体系的相行为，评价压力-体积关系和CO2减黏效果，认识CO2驱的机理和规律。细管驱油实验结果表明，通过采收率随驱替压力曲线的变化规律来确定混相条件最为准确，本次实验油样(胜利油田油样)最小混相压力为26MPa。对比总结国内外大量相关资料，认为对于特定油田的不同油样，相对饱和压力、归一化体积系数、膨胀系数、CO2溶解度和相对黏度等参数与CO2注入浓度的关系曲线是一定的，可以用回归的曲线进行有关预测。图4表1参13     

温度和注入压力对二氧化碳驱油效果的影响规律实验

二氧化碳驱油过程中通过二氧化碳在原油中的溶解而改变原油物性,从而提高采收率,但温度和注入压力对二氧化碳驱油效果及驱替过程中原油物性的影响规律有待深入研究。通过岩心驱替实验及原油物性测试实验对其进行了研究,结果表明,在22℃条件下,原油采收率随注入压力的增加变化较小;在60℃条件下,当二氧化碳为气态时,注入压力对原油采收率影响较小,当注入压力升高使二氧化碳处于超临界状态时,原油采收率会大幅度提高,但换油率迅速下降,而当注入压力高于最小混相压力时采收率增幅变缓。见气时注气量对比结果显示,气态二氧化碳驱比超临界或液态二氧化碳驱更容易发生气窜。产出原油物性分析结果表明,二氧化碳驱过程中,随着生产时间的增加,产出原油组分越来越轻,原油密度和粘度也逐渐减小;相同温度下,随着注入压力的升高,产出原油密度和粘度减小。     

Oil recovery and CO2 storage in CO2 flooding

In this study, the interfacial tension (IFT) of crude oil-carbon dioxide mixtures was measured to determine the minimum miscibility pressure. CO₂ flooding with sand packs, long cores, and heterogeneous cores was conducted to investigate the oil recovery and storage efficiency. The experiment results show that the interfacial tension decreases linearly with increasing pressure at two different pressure ranges. Under immiscible condition, the oil recovery and storage efficiency are increased by 30.1% and 52.4% when the injection pressure is increased from 13 to 22 MPa, and improved by 16.3% and 22.04% when the permeability is decreased from 270 to 10 mD, respectively. Under miscible condition, increase of injection pressure can only lead to much slower increase of oil recovery and storage efficiency, and permeability almost has no influence on oil recovery and storage efficiency. The oil recovery and storage efficiency can be remarkably reduced by heterogeneity. Water alternating CO₂ injection can improve the oil recovery and storage efficiency by 35.5% and 13.55%, respectively, compared with continuous injection.     

一种CO2驱油井产能预测方法及其应用（） 引用格式:吴晓东，尚庆华，刘长宇，等.一种CO2驱油井产能预测方法及其应用［J］.石油钻采工艺，2012，34（1）:72-74. 摘要: 中图分类号:TE328

油井产能预测是油田开发和人工举升设计的重要基础和依据。为了建立CO2驱油井产能预测方法和模型,在考虑地层压力、泄油半径、渗透率、相渗曲线、原油组成、CO2含量及表皮因子等因素对其影响的基础上,进行了正交试验方案设计和油藏数值模拟计算,借鉴Vogel建立溶解气驱油井产能方程的方法,通过对数值模拟计算结果的综合无因次化,建立了CO2驱油井产能预测模型。应用该模型对吉林油田CO2试验区的2口井进行实例计算,11个数据点的平均相对误差为4.27%,最大相对误差为9.07%,说明该方法和模型的预测精度较高,在CO2驱油田开发方案编制和油井举升设计中具有一定的应用可行性。     

适合二氧化碳驱的低渗透油藏筛选方法

鉴于现有CO2驱油藏筛选标准缺乏体现未来生产效果的技术经济指标,向现有筛选标准中增补能够反映CO2驱经济效益的指标(单井产量相关指标),进而提出适合CO2驱的低渗透油藏筛选新方法。基于气驱增产倍数概念得出低渗透油藏气驱见效高峰期单井产量油藏工程预测方法,根据技术经济学原理得到反映CO2驱项目整个评价期盈亏平衡情况的经济极限单井产量确定方法,在此基础上提出了CO2驱低渗透油藏筛选新指标:若油藏工程方法预测气驱见效高峰期单井产量高于气驱经济极限单井产量,则目标油藏适合注气。进一步提出了气驱油藏4步筛查法:技术性筛选→经济性筛选→可行性精细评价→最优注气区块推荐。利用新方法重新评价了某油田17个区块CO2驱潜力,得到适合CO2驱的地质储量仅为传统方法的32.4%。建议按照新方法选择注气区块,确保项目的经济效益。     

水驱开发油田合理油水井数比的计算

根据水驱开发油田合理油水井数比和注采比的准确定义,由极值原理,详细推导了油水井地层压力相同和不同时油田合理油水井教比的计算公式.该公式不仅适用于注采平衡条件下油田合理油水井数比的计算,亦适合干非注采平衡条件及低渗透油田合理油水井数比计算.以往采用的算法均存在缺陷:"吸水、产液指数法"建立在注采平衡基础之上,"吸水、产液...     

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。