苏丹Palogue油田CO2吞吐效果影响因素分析

针对苏丹Palogue油田3/7区Samaa 组高孔高渗稠油油藏,进行CO₂吞吐开采方式研究。通过实验,研究了CO₂注入量、浸泡时间、井底流压等因素对CO₂吞吐开采方式的影响。研究结果表明,浸泡时间对吞吐效果影响不大,井底流压对吞吐效果影响较大,存在最佳注入量,多次降压及吞吐前3 周期效果较好。通过注入适当的气量、合理控制井底流压、采用多次降压的方式,可以在较少的吞吐轮次中取得较好的吞吐效果。该研究对CO₂吞吐现场应用的设计具有一定的参考价值。     

CO2吞吐开采稠油油藏的数值模拟研究

为了深入了解CO2吞吐过程中的各种机理及其对提高采收率的影响,针对某一断块的地质条件和开发现状对其中一口井进行了CO2吞吐试验,建立了数值模型。在此基础上对开发指标进行计算,分析了五个敏感因素（周期注入量、井底流压、注入速度、焖井时间、粘度）对吞吐效果的影响,并提出了现场实施应选取的参数范围。     

高凝油藏注CO2吞吐影响因素数值模拟

为深入了解CO2吞吐过程中各种注采工艺参数对高凝油藏开发效果的影响,针对某高凝油藏的地质及油藏特征,在PVT实验和相态拟合数据的基础上,建立了数值模拟模型.在此基础上进行了数值模拟计算,分析了5个敏感因素对开发效果的影响.研究结果表明,对于高凝油藏,CO2吞吐的注入速度、注入时间、焖井时间、井底流压等参数都存在最佳范围,最佳注气速度为60 000 m3/d,最佳注入时间为40 d,最佳焖井时间为16d,生产时合理的井底流压为600 psi,计算比较了5个吞吐轮次的吞吐生产效果,从换油率指标来看前3个吞吐轮次的效果最好.     

稠油油藏CO_2吞吐合理吞吐轮次

冀东油田高浅北区稠油油藏高含水油井自2010年底实施CO_2吞吐控水增油以来,取得良好效果。但首轮吞吐失效后,面临吞吐增油量逐轮减少、换油率下降、吨油成本不断上升的问题。为了有效提高吞吐措施效果,在明确CO_2吞吐控水增油机理和主要注采参数优化的基础上,以高浅北区某典型底水稠油油藏为例,考虑不同构造位置、水平井轨迹差异及不同采出程度,进行CO_2吞吐合理吞吐轮次数值模拟研究。研究表明:多轮吞吐效果主要受构造位置、井轨迹及含油饱和度的影响,高部位物性好的油井实施5轮次吞吐效果较好;腰部采出程度相对较低的油井可实施4轮吞吐;采出程度相对较高的油井、边部中部位油井可实施3轮次吞吐。矿场实践证实,该方法可减少无效措施工作量,实现多轮吞吐经济效益最优化。     

渤海稠油油田多元热流体吞吐数值模拟研究

渤海Q油田稠油油藏原油粘度高,采用常规注水开发方式难以使储量得到有效动用,为此引入多元热流体吞吐技术来改善开发效果.运用数值模拟方法对多元热流体吞吐的注入参数进行优化设计,得到合理注入参数分别为：注入温度240℃,注入速度210 m3/d,周期注入量4 200 m3,焖井时间3～5 d.并对该油藏的整体开发效果进行了预测,研究结果表明,与常规水驱相比,在相同开发年限内,应用多元热流体吞吐技术可使油田的采收率得到明显提高.     

提高蒸汽吞吐阶段采出程度的数值模拟研究

针对辽河油区不同稠油油藏类型，选取典型蒸汽吞吐井进行数值模拟研究。分析了影响蒸汽吞吐开发效果的主要因素是渗透率、地层系数、油层在射孔井段位置。并以此为基础提出了提高该阶段采出程度的三种措施是选注合采、交互式注汽合采及加深注汽管柱注汽。从而不同程度地提高了开发效果。     

层内自生 CO2吞吐机理数值模拟研究

层内自生CO2技术是一种新的增油方式。在所建立的真实油藏单井径向模型的基础上,通过数值模拟研究,得出层内自生CO2吞吐可以降低原油粘度、膨胀原油体积、抽提原油中的轻质组分;生气剂注入速度过快会形成生气剂溶液对原油的驱替,不利于吞吐的进行,而焖井时间越长,吞吐的效果越好。因此,在自生CO2吞吐过程中应适当降低生气剂注入速度和延长焖井时间。     

CO_2吞吐采油技术在九区稠油油藏试验效果分析

针对新疆克拉玛依油田稠油油藏经过多轮次蒸汽吞吐后,油井压力低、油井产量及油气比下降、开发效果逐渐变差的实际情况,运用数值模拟及现场试验的方法,在九区稠油区块进行了CO2吞吐采油工艺技术可行性研究,并对数模和现场先导试验结果进行了总结,研究表明,CO2吞吐采油增油效果明显,吞吐轮次高的油井注CO2后的增油效果以及延长的周期生产天数比吞吐轮次低的油井显著。为下一步在新疆油田稠油区块实施CO2吞吐采油技术奠定了基础。     

LPG吞吐开采稠油数值模拟研究

通过建立典型区块三维地质数学模型,对冷43断块进行历史拟合,从而确定关键的油藏参数;通过数值模拟技术,对LPG吞吐采油机理以及主要工艺参数的优化进行了研究,并对LPG吞吐生产效果进行了预测.     

CO2吞吐增油机理及数值模拟研究

由于与其他气体相比较,CO2与原油接触达到混相所要求的压力更低一些,且CO2气藏丰富,这使得CO2成为三次采油中优先选用的气体.通过室内注CO2膨胀实验,研究了CO2溶于原油后使其体积膨胀、黏度降低,以及CO2对原油中轻质组分的萃取作用、内部溶解气驱作用、酸化解堵作用等增油机理.结合数值模拟技术,运用广泛被采用的CMG 2005数值模拟软件中的Builder储层建模软件对SW油田A2模拟井建立单井地质模型,分析了影响CO2吞吐效果的部分参数,包括周期注入量、焖井时间、注气速度.结果表明,焖井时间和注气速度不是影响该油藏注CO2吞吐效果的最敏感参数,周期注入量则是影响吞吐效果最敏感的施工工艺参数,并在此基础上从多套吞吐设计方案中优选出适合该油藏注CO2吞吐的最佳施工工艺参数.     

正理庄高89-1区块CO2混相驱参数优化数值模拟研究

为了确保高89-1区块CO2混相驱项目的顺利实施,依据该区块的精细油藏描述成果,在优化适于CO2混相驱模型基础上,建立了符合油藏地质特点的三维地质模型。在此基础上对开发指标进行计算,对五个参数(井网、开发方式、压力水平、注入量和采油速度)进行优化,并提出了推荐方案,预测采收率可达23.10%,比弹性开采方式提高15.16%。     

超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究

超稠油油藏蒸汽吞吐后期,油汽比低,周期含水量高,开采效果差,注氮气辅助蒸汽吞吐已经成为1种提高超稠油开采效果的有效手段。与常规稠油油藏不同,超稠油对于注氮参数以及筛选条件有更严格的限制。模拟研究得知,超稠油油藏蒸汽吞吐不同时期宜采用不同的注氮模式。因该类型油藏对原油黏度、油层厚度、采出程度敏感性较强,从而确定超稠油油藏选井标准。该研究对同类油藏注氮辅助蒸汽吞吐开采具有指导意义。     

利用CO2改善韦5稠油油藏开采效果

针对江苏油田韦5中低渗复杂小断块薄层稠油油藏进行CO2开采方式研究，为同类型稠油油藏利用CO2开采提供有益的借鉴。用数值模拟方法研究了CO2吞吐的敏感因素，结果认为，周期注气量、注气速度和生产过程的井底流压是影响吞吐效果的重要因素，浸泡时间对效果影响不大。以增产油量和换油率作为评价依据的计算结果表明，在大注气量、高注气速度和合理控制的生产井底流压下存在最优吞吐轮次，可以得到较好的CO2吞吐效果。     

复杂小断块油藏CO2吞吐工艺技术分析

在总结复杂小断块油田CO2吞吐系列配套技术的基础上，分别从油藏规模、物性、能量等角度剖析了71口吞吐井的实施效果，分析了影响CO2吞吐效果的关键参数，得出了注入量、注入压力、返排速度、吞吐周期等工艺技术参数的取值范围和标准，对提高采收率具有重要意义。     

低渗透油藏二氧化碳混相驱油机理数值模拟

二氧化碳混相驱是大幅提高油藏采收率的重要增产措施,但目前对二氧化碳驱油机理的研究多停留于室内实验阶段,对其混相驱油机理和影响因素缺乏全面系统的认识,因此,采用油藏数值模拟研究方法,以大情字油田黑59井区低渗透油藏为例,对二氧化碳混相驱油机理和影响因素进行了系统研究,对比了注水和注二氧化碳开发的效果。结果表明,注二氧化碳提高采收率的驱油机理是,二氧化碳溶于油相中增加了油藏流度,其与油相组分交换达混相,从而达到提高驱油效率的目的。注二氧化碳开发单井产油量可达注水开发的2倍以上,最终采收率提高14%以上,为研究区及同类低渗透油藏注二氧化碳混相驱开发提供了理论指导,为现场方案的实施提供了重要依据。在吉林大情字油田黑59井区实施混相驱方案后,初期平均单井产油量达10.2 t/d,是注水开发最高产油量的2.4倍,含水率下降了23.2%,与理论研究结果一致。     

苏丹Melut盆地Palogue油田高酸值原油成因

苏丹Melut盆地Palogue油田原油主要为中质油(20API°34),其次为重质油(API°20),但普遍高含酸,酸值最高可达10 mg/g。高酸值原油主要产于古近系砂岩储集层,上白垩统产层原油酸值相对较低,一般低于1 mg/g。地球化学分析认为:下白垩统Alrenk组烃源岩于晚白垩世末期开始生烃,并在上白垩统和古近系储集层中聚集成藏;由于渐新统末期构造运动造成地层抬升和剥蚀,烃源岩生、排烃停止,地表淡水注入古近系,形成重碳酸钠型地层水,使古近系油藏遭受生物降解,形成高酸值重油,深大断裂活动造成地壳深部CO2气体侵入,加速了高酸值油藏的形成;新近纪盆地发生拗陷作用,使烃源岩继续深埋,重新开始生、排烃,新生成的正常原油不断充注到古近系油藏,形成早期降解油与后期正常油混合的混合油藏,由此形成了酸值不等的高酸值油藏。图4表3参11     

茨34块CO2+水段塞驱工艺技术研究

茨榆坨油田茨34块经过近20年的常规开采，面临着油层亏空、注水开发采收率低、水淹情况比较严重等问题，急需进行开发方式的转换。通过油藏数值模拟，发现剩余油分布主要集中在茨15—156井组，选定该块茨15—156井组进行CO2＋水段塞驱现场试验。现场试验表明，该块运用CO2＋水段塞驱开采方式进行开发方式的转换是可行的，增油效果明显。该区块试验的成功为类似区块开发方式的成功转换提供依据。     

二氧化碳混相驱数值模拟结果的主要影响因素

结合胜利油区开展的低渗透油藏CO2混相驱先导试验，应用数值模拟方法，利用概念模型和实际油藏模型，确定了影响CO2混相驱数值模拟结果的主要因素，分析了模型设计及状态方程的选取等因素对CO2混相驱的影响程度。研究结果表明，网格参数的选取会对模拟结果产生重大影响，模型对储层参数的描述精度也是模拟成败的关键。