低渗透非均质性油藏扩大波及体积技术

为了有效利用水气交替技术提高低渗透、非均质性油藏的采收率,引入注入速度差异控制(AOIR)、段塞比变化的水气交替驱(TWAG)和AOIR-TWAG技术研究了提高采收率的可行性.结果表明,渗透率变异系数越大,水气交替驱相对于连续注气驱的效果越好,3种技术的采收率均高于常规的水气交替驱.但是,如果考虑经济效益,则只有AOIR和AOIR-TWAG技术的净现值高于常规的水气交替驱.通过新疆油田某油藏的模拟验证了概念模型研究的可行性,对提高低渗透、非均质性油藏气驱波及体积具有指导意义.     

低渗透裂缝性油藏两级封窜扩大波及体积技术

为降低低渗透油藏CO_2驱油过程中窜逸现象的发生,选取低渗二维饼状岩心,用压裂设备逐渐加压对岩心造裂缝,采用反五点法模拟超前注水后低渗透油藏的开发,进行改性淀粉凝胶封堵裂缝后水驱、乙二胺封堵气窜通道后CO_2驱两级封窜实验。结果表明,改性淀粉凝胶可有效封堵地层中的裂缝,水驱及改性淀粉凝胶一级封窜裂缝后的采收率为23.4%;一次CO_2驱期间出现气窜,但气窜阶段仍是提高采收率的重要阶段,一次CO_2驱的采收率为21.3%;乙二胺可有效封堵低渗层气窜通道,扩大CO_2波及体积,乙二胺二级封窜后CO_2驱采收率为15.0%。在反五点法岩心物理模拟实验中,水驱及水驱后改性淀粉凝胶一级封窜地层中裂缝+CO_2非混相驱后乙二胺二级封窜气窜通道的采收率为59.6%,增油效果明显。图5表4参26     

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。     

低渗透油藏CO2非混相驱替特征曲线研究

目前普遍沿用水驱特征曲线对气驱特征进行描述,尚未形成标准的气驱特征曲线及数学描述方法。针对低渗透油藏CO_2非混相驱替特征,通过理论推导,建立累积产气量与累积产油量的分段关系式,形成适用于低渗透油藏CO_2非混相驱的气驱特征曲线。结合室内实验和矿场生产数据分析,验证累积产气量与累积产油量呈双对数分段线性关系,表明气驱特征曲线能够较好地描述CO_2非混相驱替特征。通过拟合可确定分段关系式中的常数,能够有效预测CO_2非混相驱油效果。另外,应用气驱特征曲线还能够确定气窜发生的时机,并对CO_2非混相驱调整措施的有效性进行快速判断。腰英台油田低渗透油藏CO_2非混相驱矿场试验结果表明,CO_2注入12个月后,气窜发生。根据气驱特征曲线,实施水气交替注入,气窜段斜率显著下降,气窜受到一定抑制。     

低渗透油藏二氧化碳驱油防窜实验研究

低渗透油藏注 CO2驱油技术优势明显,一是注气阻力远小于注水;二是 CO2可有效提高驱油效率,但也存在一定的局限性,其中气窜是影响 CO2驱采收率的重要因素。针对低渗油藏 CO2驱油气窜问题,提出了将石灰水作为防窜剂注入储层,利用石灰水与 CO2的化学反应实现 CO2气体在储层纵向剖面的均匀推进,解决气窜问题。运用核磁共振技术和岩心驱替模拟实验,研究了 CO2气窜的主要机理,对比评价了 CO2驱油过程中石灰水的防窜效果。结果表明：石灰水可以有效防止或延缓气窜,改善 CO2驱油效果,对于低渗油藏注 CO2驱油高效开发具有重要指导意义。     

低渗透非均质油藏提高采收率实验研究

低渗透非均质砂岩油藏水驱开发时,注入水易沿渗透率相对高的部位窜流,而低渗透层动用程度差,整体开发效果不佳.对此类油藏,研究水驱后进一步改善开发效果的可行性,并探索提高低渗透层动用程度的有效方法具有重要意义.本文通过长岩心物理模拟实验,考察了低渗透非均质砂岩油藏常规水驱后,依次采用间歇开采、注氮气、水气交替注入等方法对改善开发效果的作用,也探讨了该类油藏水驱后进一步提高采收率的可行性.实验结果证明,通过采取合理方法可以在水驱基础上进一步提高采收率.其中采用间歇开采最多可以获得采收率近7%,但作用有效周期少;注入氮气可以得到约6%采收率,但在气窜后易导致注入气无效循环;水气交替注入方式效果最明显,可以进一步提高采收率15%左右.     

改性淀粉凝胶体系控制二氧化碳窜逸技术研究

针对CO_2驱油过程中发生的窜逸问题,进行改性淀粉凝胶体系控制气窜技术研究。通过非正交实验,对改性淀粉凝胶体系进行了优化,并考察了在一定注入条件下,该体系在闭合裂缝和填砂裂缝中的注入性以及在渗透率级差组合岩心中的选择封堵性能。研究表明:改性淀粉凝胶进入闭合裂缝和填砂裂缝岩心的平均深度为岩心长度的52%和55%,一次气驱基础上平均提高采出程度为12.3和14.5个百分点。在渗透率级差为100和大于1000的并联岩心中注入堵剂后,综合采出程度分别提高了21.5和19.0个百分点。气窜被控制后,可有效启动裂缝以外或岩心低渗部分基质中的剩余油。改性淀粉凝胶体系成交时间可控,注入性能良好,封堵强度合适,具备矿场实施的可行性。     

低渗透油藏CO2混相驱注采耦合波及特征及气窜阶段定量划分方法

针对CO₂混相驱注采耦合波及特征认识不清,气窜阶段无法定量识别的问题,运用数值模拟方法,分析CO₂混相驱注采耦合波及特征,明确气窜程度表征指标和划分标准。结果表明:与CO₂连续气驱相比,注采耦合开发通过增压储能、放压释能过程,地下渗流场不断变化,扩大气驱波及面积,延迟气窜时间,提高油藏最终采出程度;新方法计算的气窜阶段划分结果与矿场监测数据吻合,可作为矿场气窜阶段识别的依据;储层孔隙度越大,注采耦合开发无气采油阶段变长,气窜发育阶段推迟;生产井离注气井越近,气体突破时间越早,反九点法井网、排状井网、五点法井网进入完全气窜时间分别为3 148、4 120、5 610 d。研究成果可为低渗透油藏CO₂混相驱注采耦合开发提高采收率提供理论指导。     

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。     

低渗透油藏二氧化碳混相驱超前注气实验研究 ——以吉林油田黑79区块为例

为了进一步提高低渗透油藏采收率,进行了二氧化碳混相驱超前注气可行性实验研究。以吉林油田黑79区块为例,利用细管实验确定二氧化碳驱的最小混相压力,通过长岩心物理模拟实验研究低渗透油藏超前注气室内驱油效果,并与相同地层条件下水驱和同步注气的驱油效果进行了对比分析。结果表明,二氧化碳混相驱超前注气、同步注气和水驱的最终采收率分别为77.03%,73.09%和56.47%。二氧化碳混相驱超前注气最终采收率最高,原因是超前注气能够在开采前就使地层压力升高、地层能量增加,并且提前注入的气体与原油接触混相,可降低原油粘度、增加原油流度。     

低渗透油藏CO2驱气窜通道识别方法

低渗透油藏CO2驱开发过程中,面临的最大问题是容易发生气窜。针对目前尚无定量的气窜识别标准,以及现有的气窜通道体积计算方法实用性较差等问题,通过分析产出气中CO2含量的动态变化特征,将气窜类型划分为明显气窜和微弱气窜两大类,明确了见气时间确定方法,建立了气窜识别判断标准。在此基础上,利用物质守恒原理分别计算注入端和产出端的气窜通道体积,并借助气窜通道体积交会图实现对气窜通道体积的校正,从而消除单井产液比例系数或井网形状因子对气窜通道体积计算结果的影响。通过对实际气窜单井的分析和计算表明,该方法具有较强的操作性和实用性,一方面实现了对气窜类型和气窜程度的定性评价,另一方面实现了对气窜通道体积和气窜通道横截面积的定量计算,为后期合理设计封堵措施和堵剂用量提供理论依据。     

考虑流体非均质性的低渗透油藏CO2驱试井分析

CO₂ 驱是提高低渗透油藏采收率的一种重要方式,但目前对驱替过程中压力响应动态的认识不足。CO₂ 的注入使地层流体性质发生改变,形成CO₂ 区、CO₂ -原油过渡区和未波及原油区。基于复合油藏渗流理论,引入幂律型公式和牛顿插值公式来描述CO₂ -原油过渡区内流体非均质性的变化特征,建立了低渗透油藏CO₂ 驱试井模型,并采用数值方法进行求解。对CO₂ -原油过渡区内2 种流体非均质性变化形式下的试井曲线特征进行了分析。结果表明：当CO₂ -原油过渡区内流体黏度与综合压缩系数均呈幂律型变化时,其变化指数均增大,CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区流度比和导压系数比均增加,压力导数曲线斜率增大;当CO₂ -原油过渡区综合压缩系数呈非连续性变化时,压力导数曲线因CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区导压系数比的增加而呈现下凹趋势。最后,通过实例应用提出了CO₂ 驱试井解释方法。     

低渗透油藏CO_2驱微观波及特征

基于两相驱油机理,文中建立了考虑扩散的微观两相渗流数学方程,采用二维从简单到复杂的孔隙喉道模型,分析了均匀、非均匀孔隙喉道不考虑对流扩散和非均匀孔隙喉道考虑对流扩散条件下的微观波及特征,总结了微观剩余油模式以及润湿性对微观波及效率的影响,进一步认识了CO2在低渗透油藏中的微观渗流规律。研究结果表明:对流扩散提高了CO2驱微观波及体积;孔隙喉道内部剩余油分布模式主要为柱状、楔形和膜状;随着润湿角的增加,微观波及体积明显降低,因而可以通过改变储层润湿性来提高低渗透储层微观波及体积。     

Profile improvement during CO2 flooding in ultra-low permeability reservoirs

Gas flooding such as CO2 flooding may be effectively applied to ultra-low permeability reservoirs, but gas channeling is inevitable due to low viscosity and high mobility of gas and formation heterogeneity. In order to mitigate or prevent gas channeling, ethylenediamine is chosen for permeability profile control. The reaction mechanism of ethylenediamine with CO2, injection performance, swept volume, and enhanced oil recovery were systematically evaluated. The reaction product of ethylenediamine and CO2 was a white solid or a light yellow viscous liquid, which would mitigate or prevent gas channeling. Also, ethylenediamine could be easily injected into ultra-low permeability cores at high temperature with protective ethanol slugs. The core was swept by injection of 0.3 PV ethylenediamine. Oil displacement tests performed on heterogeneous models with closed fractures, oil recovery was significantly enhanced with injection of ethylenediamine. Experimental results showed that using ethylenediamine to plug high permeability layers would provide a new research idea for the gas injection in fractured, heterogeneous and ultra-low permeability reservoirs. This technology has the potential to be widely applied in oilfields.     

低渗透油藏CO2驱油数值模拟方法与应用

为弄清正理庄油田樊142块CO2驱油前缘特征和驱油效果,开展CO2驱油数值模拟方法和采油井开井顺序研究。利用多相渗流理论和数值求解技术,研制全隐式CO2驱油油藏数值模拟器。运用地质和生产资料分析和数值模拟相结合的手段,研究了压力恢复阶段连续注入CO2油层中CO2的分布和前缘推进情况。发现CO2前缘存在明显指进,注入2 a后,前缘已到达樊142-6-2井,前缘距樊142-6-3井和樊141-1-1井的最短距离分别为52和45 m。低压区的樊142-8-3和樊142-7-3井先开井,生产1 a后其余4口井再开井生产为最佳方案,该方案比同时开井累积生产5 a的采收率高1.34%,增产油量为5 407 t。通过采出程度、CO2埋存率和换油率对比可以看出开井顺序对驱油效果影响显著。     

低渗透油藏CO2驱试井解释方法

针对低渗透油藏CO2驱试井解释方法不明晰的问题,基于多区复合模型渗流理论,考虑低渗透油藏存在启动压力梯度与压力敏感以及CO2驱替过程中流体性质变化的特点,建立低渗透油藏CO2驱试井解释改进模型,并运用数值差分方法进行求解。同时,综合SPSA优化搜索算法对压力曲线和压力导数曲线同时进行拟合,最终形成一套低渗透油藏CO2驱试井曲线自动拟合与参数解释方法。对矿场实际试井曲线解释参数变化规律进行分析,结果表明:考虑低渗透油藏特性对储层渗透率解释值有较大影响,优化后渗透率解释值比初始解释值增加了37.97%;而导压系数、压缩系数变化指数等相关参数解释值受流体分布非均质性影响程度较强,分别较初始解释值降低了16.94%和21.97%。矿场实际数据的应用效果显示,提出的试井解释方法可操作性强,适用性较好。     

适合二氧化碳驱的低渗透油藏筛选方法

鉴于现有CO2驱油藏筛选标准缺乏体现未来生产效果的技术经济指标,向现有筛选标准中增补能够反映CO2驱经济效益的指标(单井产量相关指标),进而提出适合CO2驱的低渗透油藏筛选新方法。基于气驱增产倍数概念得出低渗透油藏气驱见效高峰期单井产量油藏工程预测方法,根据技术经济学原理得到反映CO2驱项目整个评价期盈亏平衡情况的经济极限单井产量确定方法,在此基础上提出了CO2驱低渗透油藏筛选新指标:若油藏工程方法预测气驱见效高峰期单井产量高于气驱经济极限单井产量,则目标油藏适合注气。进一步提出了气驱油藏4步筛查法:技术性筛选→经济性筛选→可行性精细评价→最优注气区块推荐。利用新方法重新评价了某油田17个区块CO2驱潜力,得到适合CO2驱的地质储量仅为传统方法的32.4%。建议按照新方法选择注气区块,确保项目的经济效益。     

低渗透油藏CO2驱固相沉积规律实验研究

低渗透油藏在进行CO2驱开发过程中面临着固相沉积储层伤害问题,但目前的测量方法无法直观精确地对固相沉积进行定量表征,通过建立一种全新的微观可视化固相沉积实验方法,开展不同开发方式的固相沉积对比实验,并深入开展不同CO2注入量和注入压力条件的固相沉积实验.结果表明:固相沉积主要以胶质、沥青质为主;CO2驱固相沉积存在特定...     

低渗透油藏渗透率对CO2驱重力超覆的影响规律

为明确低渗透油藏渗透率对CO_2驱重力超覆的影响规律及相关机理,采用气驱超覆物理模型开展不同渗透率岩心的CO_2非混相和混相驱室内实验,以岩心气体突破时的上层采收率所占比重及岩心最终采收率等参数评价重力超覆程度,从而得出重力超覆规律,并分析其影响机理。实验结果表明,在较小渗透率变化范围内,渗透率增加对黏性力及重力的增加幅度影响较小,尤其在混相驱中,油气黏度和密度差异较小,渗透率增大后重力超覆的程度增加不明显;渗透率增加将增大非混相驱中气驱前缘移动速度,降低混相驱中油气混相程度,加之重力超覆程度加剧,最终采收率较低;韵律油层开发中可利用渗透率对重力超覆的影响规律,避免或利用重力超覆,尤其在CO_2非混相驱中,正韵律油层的开发效果会更好。