任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。     

潜山油藏注气重力驱高精度数值模拟

雁翎油田雾迷山组潜山油藏为碳酸盐岩底水块状油藏,早期曾开展过井组注氮气现场试验,形成了44 m的油柱,目前油藏已进入可采储量采出程度高和含水率高的双高开发后期,亟需转变开发方式。以室内实验、早期现场井组试注经验、测井解释成果等为基础,通过优化地质模型,搭建数值模拟高性能云计算平台,优化双重介质潜山油藏数值模型,在网格精度为60 m×60 m×3 m,总网格数为97×10 ⁴的模型基础上,开展了注气重力驱高精度数值模拟,编制了雁翎油田潜山油藏注气重力驱方案。方案预测提高采收率11.8%,最终采收率可达43.4%,效果显著,可为同类型油藏的开发方案设计提供借鉴。     

雁翎油田注氮气提高采收率工艺技术

在现有的提高采收率方法中,注气驱是应用较广、效果较好的方法,特别是注氮气驱由于其气源广泛、价廉经济、无腐蚀性,以及要求的油藏地质结构特征和原油的物理性质等因素的变化范围广泛等特产,这种提高采收率的方法应用的最为普及,代表了目前提高采收率的发展方向。结合雁翎油田实例,简要介绍了注氮气提高采收率的机理、注气井组建设、制氮工艺及注气后的采油完井方式、方法。     

塔河缝洞型油藏注氮气工艺参数优化研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过历年多轮次注水替油,油水界面不断抬升、注水失效井逐渐增多。针对构造顶部"洞顶油"难以动用的问题,塔河油田形成了以气水混注为主导的注氮气提高采收率技术。为达到提高注气效果的目的,通过理论研究和现场试验总结对注气量、注气速度、焖井时间、开井工作制度等工艺参数进行优化。注气量设计以注气井剩余油估算和注气补能为依据,采用油藏工程方法计算;注气速度考虑"气液滑脱"影响,以大于6×104m3/d为宜;焖井时间不宜超过20 d;工作制度优化主要采用嘴流公式和多项管流公式进行油嘴设计。截至2013年底,塔河缝洞型油藏累计注气施工102口井/127井次,有效率87.5%,累计增油97 040 t,效果显著。     

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。     

任11井潜山油藏改建地下储气库库容评价技术

通过任11井油藏注气地质特征综合评价和水驱开采特征的研究，认为任11井油藏具备改建地下储气库的地质条件。对任11井裂缝性底水油藏改建地下储气库后的库容评价进行了研究，重点开展了室内实验、数值模拟研究，借鉴华北雁翎油田注氮气驱油现场试验经验，进行了类比计算等油藏工程研究。综合利用已有的认识和结论建立了任11储气库的三维数值模拟模型。在精细历史拟合的基础上，对库容和溶解气量等重要基础参数进行了指标预测。结果表明，任11井油藏改建储气库后，可以形成30×108 m3的库容。     

塔河油田井组注氮气提高采收率技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后底水锥进,水驱效果逐渐变差,剩余油主要以阁楼油的形式富集。为了提高油藏开发效果,2014 年塔河油田在A 单元探索多井缝洞单元井组注氮气先导试验,开展井组注气后一年间邻井受效逐渐显现,截至2015 年8 月已增油3×104 t,说明井组注氮气可以有效驱替井间阁楼油。试验结果表明,高注低采井组注气量高、见效慢、波及体积大,而低注高采井组见效快但是易发生气窜,井组注氮气采油技术是一种提高采收率的有效技术手段。     

纯107块低渗透油藏注气开采数值模拟研究

纯107块新区油田是低渗透油藏。这类油藏注水开发困难、井况较差、油井产量低。“注气开发”是国内外针对低渗透油藏最为有效的开采方法。针对纯107块新区的地质特征及开发现状,研究了注气开采方案,运用数值模拟器论证了不同井数、不同注入气体、不同注气速度、不同注气时机对油藏开发指标和开发效果的影响。研究结果表明:该油藏通过注气开采,能大幅度提高该区块的原油采收率;不同注气速度、注入介质对增油和提高采收率效果明显;新增生产井和注气井,也可大幅度增加原油产量。     

涠洲12-1油田注气重力辅助稳定驱替机理研究

涠12-1油田涠四段油藏注采井网不完善,并且在钻完井过程中由于储层受到严重污染,注水较晚,最终导致涠四段油藏地层压力下降,开发效果不好。为改善该油藏开发效果,试图进行注气开发,为确定油藏注气开发的效果,结合油藏的地质油藏特点,综合运用带倾角的长岩心注气重力稳定驱、带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型,并采用注气驱机理数值模拟的方法对注气驱替机理进行了研究。模拟结果表明,涠洲12-1油田中块涠四段注气非混相驱油的主要机理为重力分异辅助作用,储层非均质性、油气毛管压力和注入气黏度变化对注气驱油的采收率影响较小。采油速度不超过5%,注气近混相驱可以形成比较稳定的下倾气驱油界面,且比注水开发将提高采收率10个百分点以上。     

塔河油田缝洞型油藏注气替油机理研究

塔河油田碳酸盐岩油藏２０１１年底标定采收率为１５．６％,低于国内外的平均水平２０％,具有很大的提升空间潜力。通过注水替油和单元注水,从一定程度上改善了开发效果,但随着注水替油效果变差,剩余油主要分布在缝洞体的高部位,有必要探索通过注气动用高部位的剩余油。通过实验并结合数值模拟技术,开展了典型的单井缝洞单元注氮气吞吐提高采收率机理研究,ＴＫ４０４井现场注氮气取得了良好的增油效果,证实了单井定容体残丘高部位富集有大量剩余油,通过注氮气能有效提高这部分剩余油的采出程度,为塔河油田缝洞型油藏今后实施注气提高采收率现场试验提供了积极的参考和指导。     

华北古潜山油藏天然气驱机理及可行性研究

通过分析天然气对原油高压物性的影响，研究了古潜山油藏的注气机理。筛选合理的注入压力、注入速度等参数，为预测注气开发效果、提高碳酸盐岩古潜山油藏开发后期采收率提供了依据。研究表明，任丘古潜山油藏的储层特性和流体性质较适合注气开采，其研究成果对现场实施注天然气开采具有指导意义。     

裂缝性油藏改建地下储气库注采能力评价

陕京二线的开工建设，大大提高了西部油气田向华北地区大中城市供气的能力。作为该项目的配套工程，在华北地区建设大型地下储气库，确保对京、津、冀等的平稳供气，具有非常重要的意义。通过前期库址筛选，任丘油田任11井古潜山油藏具有改建地下储气库的有利条件。改建储气库研究过程中，对改建后储气库注采能力的评价，是一项非常重要的工作。文章详细分析了任11井古潜山油藏的地质特征和开发特点，并在此基础上应用常规的油藏工程等方法，对古潜山油藏注采气能力进行了评价研究。通过油藏工程理论计算和类比采液指数方法，估算的采气指数都很高，反映任11井古潜山油藏裂缝系统的渗流能力相当好，认为地层基本达到了无限供流的条件。     

从任4井到牛东1井古潜山油气藏（田）的发现与勘探

在冀中坳陷内冀门1井所钻石门桥断块尚未试油,相继在辛中驿断块上钻探任4井,于1975年发现了任丘古潜山油田．这是我国最大的海相碳酸盐岩高产潜山油田。,该油田为一复式油气聚集带．由蓟县系雾迷山组、寒武系腐君山组、奥陶系马家沟组和亮甲山组3个古潜山油藏及古潜山上覆的古近系沙河街组和东营组油藏构成．从而开创了“新生古储”潜山成藏理论．为潜山油气藏勘探开发奠定了实践和理论基础。继任丘古潜山油田发现后,在不到十年时间相继又发现10个潜山油气田．而后由于物探深层资料精度不够高．该区的潜山勘探处于停滞状态达20余年之久。任丘古潜山油田发现36a之后．由于华北油田主管勘探领导的重视和深层物探资料的提高,牛东1井深潜山油气田才被发现。     

胜利油田注空气提高采收率数模研究

根据胜利油田轻质油样的室内氧化实验,通过拟合动态氧化实验产出的O2与CO2含量,建立其低温氧化(LTO)动力学模型,并结合组分模型、PVT模型及相渗模型,研究低渗透油藏注空气低温氧化工艺的数值模拟方法;以胜利渤南油田罗36块为例,初步评价了油藏参数、开发参数及工艺参数等因素对注空气驱油效果的影响,同时分析了注空气提高采收率机理,并对比注空气与氮气工艺的驱油效果及经济可行性,对注空气开发矿场试验具有一定指导作用。结果表明,实验模拟与实际气体含量拟合较好,从而确定动力学参数;油藏初始温度、初始含油饱和度等是影响注空气效果的重要参数,而油藏倾角、网格大小、射孔位置等对采收率也有影响;注空气相对于氮气而言成本低,驱油效果好。     

潜山注气重力驱富集油采出技术研究与试验

华北油田于20世纪90年代在古潜山油藏开展了注氮气重力驱提高采收率试验,在试验区形成了“气顶-富集油带-底水”的格局,先期采用裸眼完井利用旧井采油,只出气不出油,为此,进行了油藏工程、采油工艺一体化研究,提出“隔—控—分”采油工艺设计理念,通过克服重力分异、密度差影响的有效驻留承压堵漏,隔绝气相、水相与井筒直接沟通。借助火山熔岩喷发、岩浆冷凝堆积的自然原理,基于热敏树脂特殊的温敏流变性能,实现了“滞留温控闪凝”承压堵漏,解决了高角度大缝大洞发育储层恶性漏失的问题,提高了固井完井质量,结合人工举升控制生产压差,实现了有限厚度富集油的有效采出,坚定了古潜山发展注气重力驱的信心。     

苏4潜山凝析气藏开发数值模拟

华北苏4潜山凝析气藏于1989年投产，截至2005年7月，该气藏累积产气11×10⁸m³，累计产凝析油25×10⁴t，天然气和凝析油的采出程度分别为22%和20.8%。为了高效开发该气藏，以获取较高的采收率和经济效益，对该气藏进行了开发数值模拟研究。通过采用组分模型并结合地质分析和油藏工程测试结果，对气藏的产气量、产油量、含水率和井口压力等进行了历史拟合。在此基础上，设计了采气速度分别为1.5％、1.8％、2.0％和2.5％等4套开发方案，并对其开发指标进行了预测计算。通过分析对比，采气速度控制在1.8%~2.0%之间的各项开发指标为最佳，可以获得较好的经济效益，为合理开发苏4潜山凝析气藏提供了依据。     

多元注水技术在裂缝性古潜山油藏的探索与实践

针对大民屯凹陷古潜山油藏注水开发过程中遇到的水窜严重、水驱采收率低等问题,加强了古潜山内幕研究,在对储层特征及剩余油分布进一步认识的基础上,将常规水驱方法与渗析采油机理相结合,发展出多种井型组合注水、古潜山分层注水、异步注采等多元化注水技术,在扩大注水波及体积、提高储量动用程度方面有良好效果。该研究对同类型古潜山油藏的开发有一定借鉴意义。     

任11井潜山油藏改建地下储气库关键技术研究

利用油藏改建地下储气库在国内还没有先例,利用潜山油藏改建地下储气库在国外也很少见。借鉴华北雁翎油田注气矿场试验经验,结合国外油藏改建地下储气库主要理论基础,对双重介质潜山油藏注气驱动机理、库容及损失量、建库过程控制和建库周期等进行了评价研究,解决了潜山油藏改建地下储气库的多项技术难点,初步建立了一套双重介质潜山油藏改建地下储气库评价理论体系和方法。     

辽河齐家潜山油气藏特征研究及潜力评价

利用岩心、测井、地震等资料,对齐家潜山储层岩性和物性等进行综合研究,并从构造运动、运移通道、生储盖配置等方面分析了潜山成藏条件:剧烈的构造运动控制了潜山的演化形成,为油气藏提供了良好场所;断层和不整合面为油气运移提供条件;圈闭与油气运移的时空配置关系,决定了能否聚集油气;良好的盖层使潜山圈闭聚集成藏。研究认为齐家潜山是倒装式成藏模式,并预测了潜山油气圈闭有利区为齐古6井区和齐2-12-14井区,对下一步勘探具有指导意义。