温吉桑低渗油田水气交替非混相驱方案研究

通过对吐哈盆地温吉桑油田注气区块优选，注气影响因素分析，注入气筛选，注气方式、气驱油方式及注水转注气时机的确定，注气工程参数优化设计，水井注气能力、配注气量及井口注气压力的论证，注气井网部署优化，注气方案实施及注气监测工作量部署，完成温五区块、温西一区块、温西三区块注天然气水气交替非混相驱提高采收率方案设计，形成一套低渗透油田有效实用的水气交替非混相驱注气方案设计方法。     

古708区块地层原油烟道气驱细管实验

为了探索大庆外围低渗透油层有效动用方法,以低渗透油藏古708区块为例,进行了烟道气驱地层原油细管实验.结果表明,随着注气量的增加,原油采收率增大,在同样注气量下,注入压力提高,地层原油采收率增高,烟道气驱表现为非混相驱.注气量达到0.3 PV后,气体突破,生产气油比上升明显,注入压力越大,突破后生产气油比上升越快.     

压力对二氧化碳驱油效果影响的实验研究

为研究CO_2注入压力对驱油效果的影响规律,在模拟大庆扶杨油层及恒定注采压差条件下,利用细管法进行CO_2驱油实验。研究结果表明:扶杨油层原油与CO_2的最小混相压力为22.5 MPa,注气压力越高,CO_2突破时注气量及采收率、累计采收率、生产气油比及注入能力越大;达到混相驱后,注气压力对CO_2驱油效果影响非常小,但生产气油比明显高于非混相驱。因此,CO_2非混相驱油时,为取得好的驱油效果,应尽可能提高注入压力;混相驱油时,提高注气压力对增加采收率效果不大。CO_2突破后不宜继续进行CO_2驱,应改用其他的开采方式。该项研究在相同注采压差条件下注入压力对驱油效果影响方面取得了突破。     

注气压力和注入气体对驱油效率影响的实验研究

在石油的开采中,CO2混相驱是提高采收率的一种行之有效的方法,尤其在气驱的过程中达到混相.针对吉林油田黑59区块低孔低渗油藏,开展了注气驱油效率细管实验.通过多组细管实验,研究了吉林油田油藏在不同注入压力和气体组成下注入气的驱油效率,分析了注入压力和注入气组成对驱油效率的影响.实验结果证实,注入压力对驱油效率影响明显,...     

注气参数对注气驱非稳态驱替效果的影响

非均质油藏注入气与原油由于受粘性指进、重力和毛管力作用,表现出复杂的非稳态驱替特征.使用标定多相流态的无因次量组,采用组分数值模拟技术研究无因次注气参数(扩散数Nd、重力数Ng)对注气混相驱非稳态驱替效果的影响.结果表明,对于注气混相驱随着扩散数增大,溶剂与原油之间传质效果增强,与原油混相更加充分,驱油效率增大;而对于注气非混相和近混相驱,随着扩散数增大,驱油效率减小,采收率越小.注气速度引发的重力数越小,表现为驱替特征稳定程度由强变弱而最终影响驱油效率;而密度差异造成的重力数越小,驱替前缘越稳定驱油效率越高,控制合理的注气参数可以有效改善注气驱替效果,从而提高采收率.     

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。     

富民油田CO2混相驱提高采收率现场分析

注气是继水驱、聚合物驱、蒸汽驱之后提高原油采收率的又一重要技术.富民油田富14块具有CO2 混相驱的各种有利地质条件;CO2混相驱有效地提高了该区块的采收率,在试验阶段内原油采收率提高了2.09%;CO2混相驱的关键在于确保油藏的地层压力高于最小混相驱压力值及合理的注入方式与注入速度.     

温吉桑油田水气交替非混相驱研究

吐哈温吉桑油田储集层以正韵律或复合正韵律沉积为主，断层、裂缝不发育。油层少，砂体连通性好。同时，吐哈油区有丰富的天然气资源，这些特征非常适合注气驱，为此开展了注气非混相驱方案研究。通过对注气区块优选 ，注气影响因素分析，注气工程参数优化设计，完成温吉桑油田注天然气水气交替非混相驱方案，形成了套低渗透油田有效实用的水气交替非混相驱注气方案设计方法。方案采用顶部注气，边部注水，水气交替非混相驱方式。水气比为1：1，交替周期半年，累计注入气段塞为0.25倍孔隙体积，提高采收率6%-7%。     

Laboratory experiment of enriched-gas miscible flooding in top layer of Devonian F4 in Zaraitine Oilfield

在扎尔则油田F4顶层油藏开展富气混相驱,具有良好的储层物性和流体性质条件.长细管实验研究了注入富气组成对混相驱效果的影响,确定了目前地层压力、温度条件下注入富气的最小混相组成,并揭示注入富气组成在影响驱油效率的同时,也影响驱油速度,且在近混相驱范围内对富气驱效果的影响更为强烈.长岩心驱替实验表明:开发初期注富气效果要好于水驱后注富气,但水驱后注入最小混相组成流体仍可获得非常高的驱油效率,高含水油藏注富气混相驱有望大幅度提高原油采收率;随着富气注入量的增加,混相驱最终采收率也增加,但存在增幅减缓的“拐点”,原因是轻烃组分超越原油流动,使有效驱替容积部分损失,气油比的“台阶”式变化将是经济确定富气注入量的重要标志;在富气注入量较小时,连续注入比气水交替注入效果好,建议扎尔则油田小型先导试验采用连续注气方式.     

二氧化碳混相驱的长岩心物理模拟

为优化胜利油区拟进行CO2混相驱先导性试验区大芦湖油田樊124断块的注气工艺参数，利用长岩心物理馍拟流程。针对该断块的地层原油。在30MPa、116℃条件下，研究了CO2混相驱的驱油效果、驱替特征以及CO2注入时机、注入方式、注入量对混相驱效果的影响。实验表明：对于樊124断块。在30MPa条件下可以实现CO2混相驱，提高采收率16％以上。在均质长岩心模型中，CO2的注入时机、注入方式对混相驱采出程度影响不大，但早期注入可延长无水采油期，提高采油速率。气水交替注入可有效抑制因地层非均质性而造成的气窜现象。因此。现场还是早期实施CO2与水的交替注入较好，CO2注入量应在0．25倍孔隙体积以上。图3每10     

黄16井区水气交替注氮参数和注氮方案优化研究

通过组分数值模拟方法针对黄场油田黄16井区开展了水气交替方式氮气非混相驱的注入方式、注入周期、注氮量和注入气水比等注入参数优化研究。优化结果为：注气方式为水气交替注入．注气周期为30d,单井注入量为目前注水量的1．2倍。气水比为1.2：1。并进一步研究了黄16井区水气交替方式氮气非混相驱方案．推荐黄新33井水气交替方式注氮气方案为现场实施方案。     

大庆榆树林油田天然气驱油研究

随着勘探开发的不断深入和发展，我国低渗油藏所占的比例正不断加重，如何高效开发这类油气藏是石油工作者面临的一项重要任务。注天然气开发油藏已成为提高原油采收率的重要技术手段，对于高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和低渗透油藏，注天然气开采具有显著的效果。注天然气可更好地保持地层压力，解决注不进水造成的困扰。大庆榆树林油田属于低渗透的大型油田，注水开发效果差，为了大幅度提高此类油田的采收率，进行了一系列天然气驱油实验，包括细管实验和长岩心注入工艺实验，分析了影响采收率的因素和机理，并且采用数值模拟技术手段进行了模拟研究，结果表明大庆榆树林油田天然气驱只能非混相驱，天然气驱非混相驱可以大幅度提高油田采收率，天然气驱关键的因素是注入段塞的大小和注入的压力等方式的选择。     

文72沙三中注天然气驱油藏数值模拟

针对文72沙三中油藏的特点，进行了注天然气驱油藏数值模拟。利用长岩心驱替实验模拟．对地层流体参数进行了校正；通过油藏数值模拟显示．注富化气可以降低原油的混相压力；应用数值模拟技术．对不同的层位、注入量、注入时间和注入方式进行了混相驱和非混相驱研究；数模结果证实．天然气驱能提高采收率15．98%。     

低渗透裂缝性油藏水气交注非混相驱提高采收率研究

低渗透油田进入注水开发以后,由于储层天然裂缝发育,导致油井含水急剧上升,产量迅速下降,油藏采出程度低。为进一步提高油藏采收率,达到降水稳油的目的,进行了水气交注非混相提高采收率室内试验,通过实验分析了注入方式、气液比及温度对采收率的影响。实验结果表明,氮气驱+水-氮气交替注入段塞效果最好;气液比在1∶1至3∶1范围变化时,随着气液比增大,最终驱油效率提高,并且提高效果较明显;温度对水-氮气交注非混相驱的驱油效率有一定的影响但不明显。在低渗透裂缝性油藏实施水气交注非混相驱是切实可行的,具有较好推广应用价值。     

关于注烃气非混相驱油藏筛选准则的探讨

一般来讲,混相驱驱油效果优于非混相驱,但混相驱要求的混相压力极高,这在油藏注气工程中有时是不可能达到的,因此只能采用非混相驱。非混相驱同样可以提高原油采收率。由于气源限制,目前我国很多油田采用注伴生气的方式来提高原油采收率。目前为止还没有一个适合注烃气非混相驱油藏的筛选准则,在充分调研国内外注烃混相驱现行项目的基础上,提出了一个新的注烃类非混相驱油藏的筛选准则,希望能够给各大油田的注气现场实践提供借鉴。     

An Investigation of and Comparison Between the Simulation of Miscible and Immiscible Gas Injection in an Undersaturated Fractured Reservoir in the South of Iran

M-Reservoir is a dual porosity fractured reservoir having active aquifer and heterogenous production zones. It had had only a total oil recovery of 8.4% with the total production of 240 MMSTB up to 2008. By simulation of slime tube experiment using Eclipse 300 software, minimum miscibility pressure of 3700 psia was obtained, which was below its average pressure. Production optimization and final recovery increment were performed via analyzing and matching of fluid reservoir, history matching of past reservoir performance, and investigating on different location of gas injected well. The best location of injected well was selected based on the recovery coefficient and gas injection method of miscible and immiscible at various rates and were compared with natural depletion in selected locations. The results represent that the miscible gas injection has more recovery coefficient than natural depletion and there is somewhat recovery coefficient in comparison with immiscible gas injection.     

An Experimental Study on the Applicability of Water-alternating-CO2 Injection in the Secondary and Tertiary Recovery in One Iranian Reservoir

Abstract

The objective of this study was to experimentally investigate the performance of water-alternating gas (WAG) injection in one of Iran's oil reservoirs that encountered a severe pressure drop in recent years. Because one of the most appropriate studies to evaluate the reservoir occurs generally on rock cores taken from the reservoir, core samples drilled out of the reservoir's rock matrix were used for alternating injection of water and gas. In the experiments, the fluid system consisted of reservoir dead oil, live oil, CO₂, and synthetic brine; the porous media were a number of carbonate cores chosen from the oilfield from which the oil samples had been taken. All coreflood experiments were conducted using live (recombined) oil at 1,700 psi and reservoir temperature of 115°F. A total of four displacement experiments were performed in the core, including two experiments on secondary WAG injection and others on the tertiary water and gas invaded zones WAG injections. Prior to each test porosity and permeability of dried cores were calculated then 100% water-saturated cores were oil-flooded to obtain connate water saturation. Therefore, all coreflooding tests started with the samples at irreducible water saturation. Parameters such as oil recovery factor, water cut, and gas-oil ratio and production pressure of the core were recorded for each test. The most similar experimental work with the main reservoir condition, indicated that approximately 64% oil were recovered after 1 pore volume of WAG process at 136,000 ppm brine salinity. Although tests show ultimate recovery of 79% and 55% for secondary and tertiary injection in gas and water invaded zones, respectively, immiscible WAG injection efficiency in the gas and water invaded zones will not be proper. In the similar test to field properties, the average pressure difference about 70 Psig was observed, which shows stable front displacement. These experiments showed that there was significant improvement in the oil recovery for alternating injection of water and CO₂, especially in the secondary recovery process. Water breakthrough time in almost all of the tests shows frontal displacement of injected fluid in cores and produced gas-oil ratio changes a little whenever the injection is miscible and increases rapidly in immiscible processes.     

轻质油藏注空气提高采收率的影响因素研究

针对WX轻质油藏,采用数值模拟和物理模拟方法进行了轻质油藏注空气、天然气动态驱油实验,结果表明,较高的油藏温度、压力及较低的注入压差有利于注入空气与原油发生氧化反应,提高轻质油藏注入空气的采油效果。由于原油的低温氧化效应,以及气体对原油中轻质组分的抽提作用增强了空气驱的驱油能力,空气驱提高采收率幅度与天然气驱基本相当。综合提高采收率成本和经济效益等因素,注空气驱技术有助于提高WX轻质油藏的开发效果。     

凝析气藏循环注气三元开发机理与提高凝析油采收率新技术

塔里木盆地牙哈凝析气藏2000年开始采用循环注气开发技术提高凝析油采收率。但随着注气时间的延长,气油比受气窜的影响呈快速上升趋势。气藏历年的动态监测显示,注入的干气与地下凝析气并不能完全混相。室内多相流体PVT实验证实,干气与凝析气存在明显的界面,明确了驱替作用下干气和凝析气的非混相特征。基于瞬时平衡假设的相态和渗流理论无法准确描述其运动规律。熵增数学模型确定了不同储层物性特征对不同性质流体达到相平衡的影响;微元数学模型确定了重力作用对干气和凝析气渗流规律的显著作用;二维机理模型明确了3种作用力在注气井和采气井之间的作用范围。现场试验数据反映了气藏尺度的干气—凝析气运动规律,室内实验数据与数学模型分析反映了孔隙尺度和岩心尺度的开发机理,从而揭示了凝析气藏循环注气"扩散—驱替—重力分异"三元开发机理,明确了重力分异作用是影响循环注气效果的主要因素。基于循环注气三元开发机理,建立考虑扩散、重力分异与储层结构等多因素耦合的非平衡渗流数学模型,提高了循环注气开发过程中的流体分布预测精度,并建立了凝析气藏注气重力辅助立体驱替提高采收率新方法。该技术在塔里木盆地牙哈凝析气田得到了成功应用。