低渗透油藏注气提高采收率前景分析

低渗透油藏的储量是难采储量的主要部分，如何提高低渗透油藏采收率已成为当务之急。文章分析了低渗透油藏的特点，介绍了国内外低渗透油藏注气提高采收率情况及实例，分析了低渗透油藏注气方式，认为先注气效果好于先注水，段塞的长度、注入体积、注入压力、注入速度等要根据具体情况来确实，文章还对我国低渗透油藏注气提出了若干建议，这为低渗透油藏注气项目的开展提供了参考依据。     

低渗透油田氮气吞吐采油技术研究与应用

针对延长低渗透油藏注水开采难度大、易污染等问题，开展了氮气吞吐采油工艺技术研究。对适应注氮气的边界条件，吞吐的最佳时机进行了优化。设计了氮气的注入强度、最高注入压力等。对不同油藏的注入方式进行了选择。对低渗透油藏氮气的扩散压力的变化规律进行了探索，设计了回采参数。该技术在延长油田现场应用68井次，成功率100％。充分挖掘了低渗透油藏潜力．为低渗透油藏开发提供了一项新的吞吐采油技术。     

低渗透油藏空气泡沫复合驱油室内实验研究

针对低渗透油藏注水开发过程中存在着油井含水上升快,污水处理难度大,产量下降快,油藏采出程度低,生产成本高等问题,对低渗透油藏空气泡沫复合驱提高采收率技术的可行性进行了探讨。通过室内实验对泡沫剂的发泡性、稳泡性、泡沫与原油界面张力性能和稳泡剂的稳泡性能进行评价,优选出最佳泡沫配方;通过驱油实验分别从注入量、气液比、注入压力等方面对低渗透油藏空气泡沫复合驱油工艺参数进行研究。实验结果表明,当气液比在1：1～3：1范围变化时,采收率随气液比增加而升高,随着注入泡沫液量的增加而增大,当注入量增加到0．4PV时增加不明显;同时当气液比为3：1时,采收率随着注入压力增加而增大,直至趋于平稳。因此,空气泡沫复合驱是一种很有前景的提高低渗透油藏采收率方法。     

注水井试井曲线用于砾岩油藏调剖压力设计的探讨

在施工中，注入压力的控制很重要，如果控制过高，低渗透层受到严重损害，达不到封堵高渗透层，启动低渗透层的目的；如果控制过低，挤入总量往往达不到深度调剖的目的。特别是对于非均质性严重的砾岩油藏来说，注入压力的控制显得更为重要。通过对深度调剖施工参数设计，现场施工的总结，发现砾岩油藏调剖压力（特别是深度调剖时）的设计存在不足，针对砾岩油藏调剖时，提出了一种简单、实用的确定注入上限压力的方法，即运用注水井试井曲线确定调剖注入压力上限值。     

注水压力对低渗透储层渗流特征的影响

低渗透油藏中流体的渗流规律是当前渗流力学重要的研究领域。低渗透油藏储层的主要特征是渗透率低,油水流动的孔道微细,渗流阻力大,固-液界面及液-液界面之间相互作用显著。这些特点造成了低渗透油藏渗流规律的复杂性。通过室内岩心流动实验,研究了注入压力对岩石渗透率和流体渗流规律的影响。结果表明,低渗透储集层存在非线性渗流特征,当注入压力较低时,流体在岩心中流动速度随压力梯度的变化很小,也就是在低压下,注入水很难进入地层;当压力梯度较大时,渗流速度与压力梯度的关系呈近似的直线关系;在上覆压力和压力梯度不变的条件下,注入压力越高,岩石渗透率就越高。由此可见,在考虑储层保护的前提下,对低渗透储层采用高压注水,有利于提高注水效果。     

低渗透油藏CO_2吞吐压力响应曲线分析

CO_2吞吐是低渗透油藏提高采收率的一种重要方式,但是目前对吞吐过程中的压力响应认识不足。低渗透油藏注入CO_2后,黏度等流体性质随CO_2浓度分布变化而产生平面非均质现象。为了表征低渗透条件下的压力动态,基于Fick定律求解CO_2浓度分布来反映流体的性质差异,在达西渗流方程中引入渗透率模数和启动压力梯度来反映油藏的低渗透特性,通过黏度耦合浓度方程和渗流方程,建立了低渗透油藏CO_2吞吐压力响应模型,采用数值方法对模型进行求解,并通过解析方法和数值模拟对模型可靠性进行了验证,最后分析了低渗透特性参数以及CO_2浓度相关参数对压力响应曲线的影响。研究结果表明:启动压力梯度越大,CO_2注入压力越大,压力及压力导数曲线斜率也越大;渗透率模数越大,压力及压力导数曲线末期斜率越小;CO_2注入速度越快,其注入压力越大,浓度扩散越快,波及区与未波及区的界限越明显;CO_2扩散系数越大,储层流体性质的非均质性越小,波及区与未波及区界限越不明显。该模型可应用于低渗透油藏CO_2吞吐注入过程试井分析、地层参数预测以及CO_2浓度分布动态分析。     

注水井试井曲线用于砾岩油藏调剖压力设计

近年来深度调剖技术在全国各油田的应用越来越多，在施工中，注入压力的控制（一方面与排量有关，另一方面随着注入量的增加压力不断升高）很重要，如果控制过高，低渗透层受到严重污染，往往达不到封堵高渗透层、启动低渗透层的目的。特别是对于非均质性严重的砾岩油藏来说，注入压力的控制显得更为重要。本文通过对深度调剖施工参数设计、现场施工的总结，发现砾岩油藏调剖压力（特别是深度调剖时）的设计存在着一些不足之处，这里针对砾岩油藏调剖，提出了一种简单、实用的确定注入压力上限的方法，即运注水井试井曲线确定调剖注入压力上限值。     

石油磺酸盐复配体系改善低渗透油藏注水效果室内研究

针对胜利油区外围油田部分注水井注入压力高和注水驱替效率低等情况,开展了石油磺酸盐复配体系降低注水井注入压力室内实验研究.对于低渗透油藏来说,由于油藏条件和地层流体性质的差异,使胜利石油磺酸盐在油水两相界面的活性大幅度下降,因此,必须通过添加表面活性剂建立以胜利石油磺酸盐为主体的复配体系.室内实验结果表明,添加少量表面活性剂后,复配体系的油水界面张力可降至10-3mN/m.岩心试验显示,注入以胜利石油磺酸盐为主的复配体系后,油水界面张力降低,残余油饱和度下降,水相相对渗透率上升,后续水驱替压力下降了57.3%左右,该体系能够有效改善低渗透油藏注水效果.     

润湿性反转剂在低渗透和底水油藏中的应用

低渗透油藏和底水油藏的开发难度大,有很多技术问题亟待解决.低渗透油藏在开发过程中需要很大的注入压力,造成驱替液注入困难,而且油藏压力难以保持平衡;底水油藏极易产生底水锥进,见水后如不及时采取有效的控水措施,油井就有可能被水淹而导致油产量大幅度下降.润湿性反转剂可作为一种新型的堵水荆应用于低渗透油藏和底水油藏的开发,通过实验和数值模拟2个方面来证实特定润湿性反转荆应用于低渗透油藏和底水油藏的开发过程时,能实现降水增油和提高最终采收率的目的.     

提高薄互层低渗透砂岩油藏采收率的有效开发技术

以胜利油田纯41块沙河街组沙四段薄互层低渗透油藏为例,从低渗透油田渗流机理出发,分析了低渗透油田由于存在井距偏大、井网与裂缝匹配不佳、没能适时转注、油藏保护意识薄弱等问题对开发效果的影响。应用渗流机理、地应力场研究成果,提出了低渗透砂岩油藏合理井距确定、井网形式优化、适时增压注水、加强油藏保护等配套开发技术。实施后日产油量、采油速度、日注水量明显提高,含水率、注入压力下降,预测采收率可提高523%。因此,该项配套技术对改善该类低渗透油藏开发效果、提高采收率具有广泛的使用意义。     

对低渗透油藏提高单井产能与渗透率表征等技术的新思维

以油藏地质与开发理论为基础,通过矿场实际资料的深入分析,运用超越性思维方法,提出了低渗透油藏提高单井产能的新做法。即采取超前注水达到异常高压油藏,不仅可以提高单井产能,还可以延长油井稳产期及低含水开发期。实施这一做法,将更多的有效开发动用低渗透油藏的地质储量;明确提出了油藏描述中以往对储层渗透率采取的常规线性内插的不足,而应以对数规律内插更为科学这种渗透率表征的新思路,将更科学合理描述储层物性变化;提出了低渗透油藏开发中注水井注入压力可以超过油层的破裂压力的设想,突破了多年制定的适用于中高渗透油藏的注水技术政策,将为低渗透油藏工程设计实施提供理论依据并节省大量的重复建设注水系统的资金。     

透镜体低渗透岩性油藏合理井网井距研究

透镜体低渗透岩性油藏具有砂体分布零散、非均质性强等特点,开发过程中核部水淹严重,扇缘部水驱效果较差。为此,基于油藏工程方法与理论推导,确立了环形井网环距及采油井井距的计算方法并绘制了计算图版,同时,结合数值模拟方法,对透镜体低渗透岩性油藏有效开发的合理井网井距进行了研究。结果表明：基于相控剩余油条件下的核注翼采井网模式,可有效缓解正方形面积注水井网形式注水憋压的难题,进而降低注水难度,提高水驱效率;与正对井网相比,采用注采井数比为1∶2的核注翼采交错环形井网时,油水井流线分布较均匀,开发效果较好;对于3注6采与4注8采的环形井网,当环距为200 m时,最优采油井井距分别为300 m和250 m。该研究成果为透镜体低渗透岩性油藏的持续高效开发提供了理论基础和借鉴。     

薄互层油藏水平井注采试验数值模拟研究

与水平井采油一样,水平井注水作为一种高效的油气开采技术,越来越多的应用于各类复杂油藏开发中。以特低丰度薄层油藏实际区块为实例,通过理论分析、数值模拟及矿场试验等方法,研究薄互层油藏水平井注采开发规律。研究结果表明:水平井注水可形成很好的线性均匀驱替,延缓注入水突破时间,提高水驱波及效率,达到增加注入量、降低注入压力、改善油田开发效果的目的。以肇州油田M井区为例,提出水平井见水后应以注水井为重点调整对象,合理调整注入量或封堵高渗吸水层位,可实现水平井单井含水率下降的目的。     

一种合理注采压力系统关系图版的建立——以A油田为例

在油田开发过程中,注采压力系统优化研究是水驱开发油藏研究工作的关键环节之一,合理与否直接影响油田开发效果。利用油藏工程计算方法,创建一种判别注采压力系统合理性的关系图版,即在充分发挥油井产能的基础上,考虑注采平衡关系,以破裂压力与注水设备许用压力为限定条件,计算不同含水阶段的注水井井口与井底压力;同时,构建不同地层压力水平、不同开发阶段、不同注采比条件下,注水压力与油井产量的对应关系曲线图版,直观判定注采压力系统的合理性。应用结果表明,该方法能够准确判别油田注采压力系统的合理性及安全性,符合油田实际生产需求,对不同类型水驱油藏压力系统的研究均有借鉴意义。     

龙虎泡低渗透油田井网适应性研究

在油田实际开发中实施了反九点法和五点法两种井网开发,解剖对比了两个区块的开发特点。在采出程度相同的情况下,五点法井网油井含水高,两个区块的单井产液量接近。反九点法井网开发中后期采取加密结合注采系统调整方式,能够提高差油层的动用程度和好油层的注水波及体积进而提高采收率。同时,应用水驱特曲线和Weibull模型等油藏工程分析方法对其最终采收率和水驱波及体积系数进行了评价,认为龙虎泡油田应采用反九点法注采井网开发。     

注采耦合技术提高复杂断块油藏水驱采收率——以临盘油田小断块油藏为例

复杂断块油藏具有断块小、纵向上小层多的特点,注水开发后期剩余油分布受控于平面和层间非均质性,常规注水提高采收率较为困难.应用注采耦合技术可提高复杂断块油藏剩余油的动用程度,以临盘油田三角形封闭断块油藏为数值模拟研究模型,结合其地质特点及剩余油分布将其划分为7个特征区,研究注水和开采过程中各特征区的压力、剩余油饱和度以及液流速度的变化特征.结果表明,注采耦合技术注水阶段在压差作用下,中心区剩余油被水驱至夹角区和夹角间区,并在开采阶段随压力降低而采出;中心区的剩余油饱和度动用程度最高,为5.2％.利用数值模拟方法对注采耦合周期内的压力恢复水平、压力保持水平以及注采比等参数进行了优化,优化结果为油藏压力系数保持在0.8～0.9,采用注采比为1.5恢复压力.注采耦合技术通过复杂断块油藏内压力的交替变化,改变油藏内流场,扩大油藏水驱波及面积,从而提高复杂断块油藏的剩余油动用程度和水驱采收率.     

缝洞型油藏超深井注氮气提高采收率技术

塔河碳酸盐岩油藏非均质性强，溶洞是最主要的储集空间，裂缝主要起连通通道作用，储集体中流体以管流模式为主，储集体类型复杂导致对剩余油分布认识不清，前期主要依靠弹性和水驱开发，采收率较低。目前塔河油田缝洞型油藏注水开发后期面临挖潜困难、剩余油储量难以动用的情况，注氮气驱油工艺的提出为解决这一难题提供了思路和方法。通过对注入气源的选择、地面注入工艺的优化、井口及管柱优化，成功实现了气水混注降压工艺及多轮次注气—机抽生产转换作业，节约了成本，提高了生产时效，减少了施工风险。该研究为碳酸盐岩油藏注气提高采收率工作提供了新的借鉴。     

水驱后油藏CO2驱提高采收率评价研究

我国注水提高采收率技术已成熟,但注水开发到后期仍有大量的剩余油无法开采出来。详细分析了油藏水驱后的储层变化特征,长期水驱后粘土矿物膨胀、渗透率降低、注入压力过高,无法进一步提高采收率。介绍了CO2驱驱油方式混相驱与非混相驱,对比分析了连续注CO2、重力稳定驱和水气交替注入三种CO2注入方式各自的优缺点及油藏适应性,优选了适合油藏水驱后CO2的最优注入方式为水气交替注入方式。水气交替注入方式不仅具有降低原油粘度、使原油膨胀、降低油水界面张力、改善油层渗透率及抽提和萃取原油中轻质组分等作用,还可以降低黏性指进,防止气体早期突破等作用,能很好的提高水驱油藏采收率。并进行了现场应用的可行性分析,研究表明注CO2提高我国水驱后开发后的油藏具有很好的应用前景。     

江苏油田MQ火山岩油藏开发技术政策研究

火山岩油藏是一种与沉积岩油藏完全不同的特殊类型油藏,储渗机理较沉积岩油藏更为复杂,因而在开发过程中有其独特的生产特征,所采用的开发技术政策也与砂岩油藏有所不同。对江苏油田MQ火山岩油藏的开发技术政策研究表明,油井有效位置是影响开发指标和经济效益的重要因素,开采初期应采用井距为900m稀井网控制构造高点和孔洞缝发育带,中后期可适当将井距调整为500m。合理注水方式为低部位或边缘注水,最佳注水压力水平为0.45～0.65。油井射孔井段尽量在油水界面之上30m,注水井应避射沉积夹层,注水井注入压力应低于沉积夹层进水的临界压力。     

朝阳沟油田注采系统调整效果

搞好油藏的注采系统调整，是高效开发低特低渗透油田的重要措施。朝阳沟油田是大庆长垣外围油田中开发规模最大的低特低渗透油田，根据油藏数值模拟、数理统计的预测，结合现场试验资料和生产成果，对朝阳沟油田不同类型储集层注水方式的调整方法、效果、时机和水驱控制程度界限值等问题进行研究。研究结果表明，天然裂缝较发育的储集层适于进行线性注水调整，储集层裂缝不发育及砂体零散分布、断层较多的区块适于进行不规则点状注水调整。进行注采系统调整，能够有效提高低特低渗透储集层的水驱控制程度，通过调整压力场变化，改变注水驱油的液流方向，提高了注入水波及体积和驱油效率。朝阳沟油田注采系统调整所取得的成果对其它低特低渗透油田的合理开发有参考价值。图６参２（陈志宏摘）