高压氮气混相／非混相驱提高采收率

注高压氮气是用于裂缝性厚碳酸盐岩储层的提高采收率工艺。该储层含有轻油 ,轻油下面有无限大含水层。注氮气的目的是保持储层压力 ,以经济地提高最终原油采收率。本文描述了注氮气前进行的一些评价研究 :①细管驱替试验显示 ,在氮气前注一C2 ～C6 烃溶剂窄带将最小混相压力(MMP)从 5 30 0lb/in2 降低到了 35 0 0lb/in2 ,大约降低了 34% ;②用 1m长、渗透率为10mD的均质岩心进行了采油试验 ,在 35 0 0lb/in2 注入压力下注 1 2PV (孔隙体积 )氮气达到混相时 ,采收率提高了 15 % ;③在混相条件下在该油田的单井中进行的注氮气试验显示 ,平均日采油量增加了 3m3。     

注氮气控制稠油油藏底水水锥技术

针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重,热采油汽比接近蒸汽吞吐经济极限的现状,对注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术进行了有益探索。矿场试验结果表明,该技术有效地抑制底水锥进和蒸汽超覆,改善了吞吐井生产效果,成为“十五”期间巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后控制底水锥进、提高热采采收率的有效手段之一。     

大庆油田注天然气非混相驱矿场试验研究

大庆油田已进入高含水期，河流三角洲相正的律厚油层存在着严重的非均质性，注水开发效果较差，为了改善开发效果，选择低，高弯度河型厚油层两个试验区进行了注天然气非混相驱先导性矿场试验，试验表明，水，气交替注入后，在油层中的形成油，气，水三相流动，增加了渗流阻力，改善了吸入剖面，由于重力分异作用，驱扫了正韵律厚油层顶部的剩余油，对于河流相储层，顺点坝走向或河道沉积方向注气效果好，试验区现已有提高采收率３．     

水气交替方式氮气非混相驱试验研究

江汉油田由于地层水矿化度特别高、区块小，限制了一些三次采油方法的开展。本文通过室内平面模型、长岩心驱油实验研究了地层韵律、注气位置、倾角、水气比等因素对驱替效果的影响，同时优化氮气非混相驱筛选标准，在理论研究基础上选择黄场油田黄16井区开展井组水气交替方式氮气非混相驱先导试验，增油效果显著。     

高压注氮气提高采收率

约120×108bbl原始石油地质储量(OOIP)的油藏经过15年的一次采油只生产出10×108bblb/in2,并且迅速接近2750lb/in2的泡点压力.高压注氮气混相驱油法已衩选为底伏为水层、含轻油、天然裂缝、厚的碳酸盐岩油藏提高采收率(EOR)的工艺.目的在于保持油藏压力和提高最终采收率.     

注天然气混相驱油藏筛选新方法

注天然气混相驱是提高原油采收率的重要手段之一.在注富气和贫气天然气混相驱替机理分析和注气工程动态分析的基础上,找出各种影响注气效果的因素,并选取其主要的参数,建立其相应的评价指标体系;结合油层物理和油藏工程评价方法,在对相应评价指标进行量化的基础上,引入现代决策分析方法,利用基于理想最优方案的指标赋权法,对候选油藏进行筛选排序和综合评价,体现各种影响因素对注气的整体影响,最后用于矿场试验.     

文184断块二氧化碳混相驱及油藏数值模拟研究

依据１８４断块油藏条件和原油物性特点,认为采用ＣＯ２混相驱是提高该区采收率的一种有效方法。通过对全区注水处理的历史拟合,设计了两种不同注入方式－－单段塞注气和水气交替注入。油藏数值模拟结果表明,ＣＯ２与１８４断块地层流体在目前压力下可以混相,水气交替注入方式比单段塞柱气方式提高采收率幅度要高。     

裂缝性油藏水气交注非混相驱实验研究

为解决低渗裂缝性油藏在注水开发中出现含水率急剧上升的问题,开展水-气交注非混相驱室内实验研究。分析注入方式、气液比、温度等因素对采收率的影响。实验结果表明,氮气驱＋水-氮气交替注入段塞效果最好。气液比为1∶1-3∶1时,随着气液比增大,最终驱油效率明显提高;温度对水、氮气交注非混相驱的驱油效率有一定影响,但不明显。该研究具有较好应用、推广价值。     

高压注氮气提高石油采收率

原始石油地质储量（OOIP）接近120亿桶的油藏，一次开采15年后仅能生产10亿桶原油，油藏压力从11500psi降至4100psi，快速逼近3750psi的泡点压力。混相注氮气驱油可以提高天然烈缝致密碳酸盐油藏的石油采收率（EOR），该碳酸盐油藏的含水层之上含有轻质原油。采用该种方法的目的是保持油藏压力，提高最终原油采收率。     

马36油藏(氮)气水交替非混相驱数值模拟研究

根据马36油藏的地质特征和注水开发生产历史，利用多组分模型软件，在完成三维地质模型的建立和油田开发生产历史拟合之后，研究其剩余油分布规律。在动态预测方案中，模拟计算了4种气（氮水）水交替非混相驱井网，共计29套开发方案。在分析对比了各个开发方案的主要开发动态指标之后，认为该油田通过气（氮气）水交替非混相驱与注水开发相比，10年后可提高采出程度2个百分点。     

裂缝性底水潜山油藏注气数值模拟研究

碳酸盐岩存在裂缝发育,先期水驱时,裂缝的高导流能力致使注入水充满了大部分裂缝,高含水与高效开发产生了深刻的矛盾。注气能够保持地层压力,波及效率较水驱高。为评价CO2的驱油效果,用正五点法单元井网,应用数值模拟软件,对华北任丘裂缝性底水潜山油藏CO2驱注气参数进行优化,主要包括段塞大小优化、注气速度优化、气水交替中的小段...     

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。     

聚驱后三元复合驱进一步提高采收率数值模拟研究

首先利用正交实验设计,确定了化学剂最佳注入程序为0.1PV聚合物前置段塞、0.45PV三元复合剂主段塞、0.05PV聚合物后续保护段塞,其次再依据聚驱后区块特点及实际情况,设计了三套井网方案并开展了聚驱后三元复合驱进一步提高采收率数值模拟研究。数模结果表明,三元复合驱与前一阶段聚驱相比平均可提高采收率12.9%,其中,水平井和直井的注采组合方案提高的采收率幅度最大,达到15.97%,所以聚合物驱后应综合考虑水平井的注采调整和三元复合驱的多重优势,以期取得更好的开发效果。     

Investigation of immiscible CO2 and C1 injection and comparison with water injection for enhanced oil recovery in naturally fractured reservoirs

Reservoir oil and gas content tends to rise up to the surface as long as their potential energy levels are sufficient. In order to amplify this energy, either during the time when oil is uprising on its inherent energy or since after, so as to facilitate the traveling of oil to the surface, enhanced oil recovery (EOR) methods come into play. Furthermore, the increasing demand for oil from one hand, and the shrinkage of producible reserves on the other hand, have made it unavoidable to undertake EOR techniques. Built in this research was a 10-element model of reservoir fluid to simulate its behavior. Furthermore, slim tube simulation was undertaken to determine minimum miscibility pressure for various gases. Then, different scenarios of natural depletion, CO₂ injection, methane injection, and water injection were simulated by ECLIPSE 300 software package with the results of different scenarios compared. The results indicated water injection to be associated with higher recovery factor.     

高246块二氧化碳非混相驱可行性分析及数值模拟

高246块处于低产低效开发水平,继续蒸汽吞吐开发潜力不大,必须研究适合该块的产量接替方式.应用数值模拟方法和油藏工程方法,进行了高246块二氧化碳非混相驱可行性论证.选取该块典型井组高2-4-72侧作为研究对象,建立了油、水、气三相三组分数值模拟模型,在井组历史拟合基础上对开发方式、注采参数和开发指标进行了研究.结果表明,高246块适合二氧化碳非混相驱开发,其开发过程中合理的注采参数包括二氧化碳段塞为0.02倍孔隙体积,气水比为3:1,二氧化碳注入速度为2.71×10-5m3/(m3·d)(地下体积),注水速度为2.71×10-3m3(m3·d)(地下体积),采注比为1:1.二氧化碳非混相驱在该块具有较广阔的前景,可有规模地实施于12个井组,提高采收率13%左右.     

低渗透油藏的热水驱研究

热水驱仅包括两个被加热相的流体,热水驱的主要机理是热膨胀,降低黏度,润湿相改变和油水界面张力的降低。热水驱实验使用的岩心样本取自某稠油低渗透油藏,主要是未被饱和的砂岩。实验在相同的油藏压力,不同的温度（范围在110oC以内）和不同种类的原油下进行的。对比了每个试验的最终原油采收率、残余油饱和度、束缚水饱和度、和压力降落。应用JBN方法分析了动态恒温驱替的结果,从而得到岩心的相对渗透率及低渗透砂岩中温度对油水相对渗透率的影响。结果显示在低渗透率的砂岩中使用高温热水在较高压力下驱替稠油,也有可能获得较高的采收率。在稠油体系中,原油生产的热水注入率比在中质油和超稠油要高,但是在传统稠油油藏它的价值很少被报道。另外,研究发现当岩石被加热时,油水的相对渗透率取决于温度,而残余油饱和度会降低,束缚水饱和度会增加。     

强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验

珠江口盆地海相砂岩稠油油藏底水活跃,夹层分布复杂,开发难度较大,现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。基于南海东部X稠油油藏特征,设计了水平井三维水驱物理模拟实验,抽提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发效果的主控因素,分析了强底水稠油油藏水驱开发中的水脊形态与波及规律。结果表明：稠油油藏水脊变化过程为局部锥进—局部见水—局部上托—围绕见水点拓展;稠油油藏水驱存在明显的油水过渡带,在开发后期波及范围增大有限,可采用大排量提液措施,重点挖潜在波及区油水过渡带中的剩余油;稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性;对于含夹层稠油油藏,小范围夹层底部剩余油较少,大范围夹层易发生底水绕流形成次生边水,沿井筒方向波及范围增大幅度较大,在夹层下部残存大量剩余油,表现为“屋檐油”。该成果可为强底水稠油油藏治水防水及剩余油挖潜提供方案。     

稠油油藏热力泡沫复合驱数值模拟研究

以河南油田某区块为例,研究了蒸汽吞吐开发后储层地质特征,并进行了蒸汽吞吐转热力泡沫复合驱方案优化设计。研究发现,蒸汽吞吐结束后储层中仍有大量的剩余油,主要集中在油藏下部储层和距离井点较远的区域;蒸汽吞吐后,储层平均压力大幅降低,有利于蒸汽吞吐转蒸汽驱、蒸汽氮气泡沫驱接替技术的开展;油藏上部储层温度大幅升高并在井间形成有效热连通通道,利于热力泡沫复合驱过程中泡沫流体封堵上部储层,改善吸汽剖面。对该区块进行方案优化设计,蒸汽吞吐转热力泡沫复合驱最佳气液比为2∶1,最佳注入量为0.1 PV,最佳注入方式为段塞式注入,同时发泡方式宜采取地上发泡-伴随注入。