温西3块非混相驱注气参数优选室内实验研究

开展温西3块非混相驱长岩心室内实验,分析了注入气贫富、注入气段塞尺寸、注入气水比和转注气驱时机对驱油效率的影响,并优选出了该块非混相驱注气参数.该项研究对今后类似油藏的开发具有一定的借鉴作用.     

对吐哈油田温西三区块三间房组油藏井网加密调整的认识

吐哈油田温西三区块是温米油田的主力区块。开发过程中，暴露出了由于注采井网不完善而引起一系列开采矛盾，原有井网的开发效果较差。1997—1998年为增加油井水驱方向，在局部井点进行了井网加密，对完善井网起到了一定的积极作用，但未从根本上解决水驱控制程度低的问题。为此，在剩余油研究的基础上，提出了整体井网加密方案。自该方案实施以来，在油田开发动态分析的基础上，充分利用数值模拟手段对其实施效果进行了跟踪分析研究。数值模拟结果和生产实践均证明，温西三区块S油藏整体井网加密调整取得了良好的效果，改善了油田的水驱控制程度，实现了油田的高产稳产。它也在实践上说明了，在油田开发调整中进行井网加密时，将整体井网加密和局部井网加密的方法结合起来取得了良好的开发效果。这种对老油田井网进行整体井网加密和局部井网加密的油田调整方法，值得其它同类注水开发油田借鉴。     

渤南油田义34块特低渗透油藏二氧化碳混相驱实验

特低渗透油藏物性差,注水开发见效难,为了探索合理的开发方式,采用渤南油田义34块特低渗透油藏地层原油,进行了二氧化碳(CO2)混相驱实验研究.通过细管实验确定了CO2驱的最小混相压力,采用长岩心物理模型对完全水驱、完全水驱后持续CO2混相驱及初始持续CO2混相驱3种方式的驱替效果进行了实验研究.结果表明,该油藏最小混相压力为30.76 MPa,在目前地层温度和压力下,3种驱替方式下的最终采收率分别为42.15%,75.0%和69.21%.研究表明,CO2混相驱油可以获得比水驱更高的原油采收率,应尽早在渤南油田义34块油藏开展CO2混相驱矿场试验.     

细管实验确定最小混相驱压力技术标准

为了准确地确定最小混相驱压力（MMP）,选取江苏油田L6区块原油和n-C₅H₁₂/n-C₁₆H₃₄模拟油进行细管实验。基于测得的实验数据,系统研究和对比2种确定MMP的技术标准,即原油采收率（ORF）标准和转折压力（BOP）标准。研究结果表明：线性相交方法对于测得的ORF与注入压力数据的分布较为敏感;根据ORF标准,与线性外推法对比,线性相交法确定的MMP精度较低;BOP标准的3次方拟合法对低阈值斜率的选择很敏感,在低阈值斜率为1%～2%MPa^-1时,可获得较精确的MMP;以较小的压力范围方式表达MMP,该表达方式优于给出唯一的明确MMP值的方式。研究的结果对准确确定MMP具有十分重要的基础理论价值和实际应用意义。     

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.     

文南油田文72块沙三段中亚段油藏烃气驱实验

针对文南油田文72块沙三段中亚段低渗透油藏，开展了烃气驱提高采收率可行性研究。研究认为，在目前地层条件下，虽然拟定的注入溶剂与该块油藏原油形成47．10MPa的最小混相压力不能达到完全混相，但驱替效率较高；长岩心驱替特征则表明该体系是一个近混相体系，与相同条件下的氮气驱和水驱相比，采收率分别提高了38．43％和22．08％；影响气驱采收率的主要因素是“混相”程度和气窜问题；水气交替注入可较大幅度提高采收率，但注入压力很高，现场实施困难。     

温西三区块空气驱提高采收率试验研究

温西三区因为油藏渗透率低,注水后期水驱效果变差和注入能力下降,导致开发效果变差,而空气驱技术针对低渗油藏采收率的提高有一定的效果。为此,本文在温西三油藏条件下进行空气驱岩心驱替试验,试验研究不同空气段塞大小(0.05 PV、0.1 PV、0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV)对提高采收率的影响。结果表明,随着空气段塞的增加,提高采收率的幅度变大,且低渗管采收率提高幅度高于高渗管。当空气段塞为0.3 PV时,提高的采收率为6.25%,采收率提高幅度最为明显。     

注气非混相驱数值模拟机理研究

本文研究了由非混相驱至近混相驱至混相驱的物理变化过程及在非混相至近混相过程中的热力学状态参数与界面张力关系，指出了影响注气非混相采收率的主要因素。     

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。     

温米油田温西三区块加气膨胀实验研究

注气提高采收率技术已经越来越引起人们的重视，而实验研究工作是研究油田注气开发至关重要的一步。这些研究包括油藏流体的普通PVT测试、加气膨胀、多次接触实验、细管和长岩心驱替实验。通过做这些工作，可以确定适合地层特点的注气开采方式。针对吐哈盆地温西三区块室内加气膨胀实验，分析了注气作用机理，开展了相态拟合研究，获得了与地层流体相匹配的热力学参数，为油藏整体数值模拟研究奠定了基础。     

胜利油田高89区块低渗油藏CO2近混相驱替机理研究

低渗透油藏中CO2驱较难实现混相,而非混相驱驱替效率较低。为实现高效率非混相驱油,以胜利油田高89区块油藏为对象,研究了CO2近混相驱技术可行性及提高采收率机理。通过PVT实验和细管实验,确定了油藏原油的最小混相压力;通过不同相态下的岩心驱替实验,研究了相态变化对CO2驱替效率的影响;通过油藏数值模拟分析了CO2近混相驱提高采收率的机理。实验结果表明,近混相驱与混相驱相似,同样具有溶解、抽提等作用,对于较难实现混相驱的低渗透油藏,近混相驱同样可以达到较好的开发效果。     

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.     

稠油CO2非混相驱可行性分析及数值模拟研究

以高246块为例,通过数值模拟方法和油藏工程研究相结合,论证了普通稠油开展CO2驱的适应性,同时根据目前区块地层压力水平及原油性质,确定采用非混相驱替方式开采.选取典型井组作为研究对象,建立了数值模拟模型,对开发方式、注采参数、开发指标进行了优化研究.研究结果表明,高246块开展CO2非混相驱具有较广阔的前景,可提高采收率13%左右.     

毛管数实验曲线再研究

在深入研究复合驱油技术过程中发现复合驱油过程中存在两种不同驱动状况:随着毛管数的增大驱油效果改善,而当毛管数达到一极限值后再继续增大,出现水相流速加快驱油效果变差情况,从经典毛管数与残余油饱和度关系实验曲线出发是不能解释的,由此提出对毛管数实验曲线的重新研究.通过驱油实验得到了新的"毛管数与残余油关系实验曲线QL",并测得了残余油不再降低的极限毛管数、驱动状况转化的极限毛管数和对应于"第一类"驱动状况下的最低残余油饱和度值;同时通过类似的驱油实验进行了考核,结果表明实验所得的毛管数曲线正确地反映了复合驱油过程中毛管数与残余油饱和度之间的对应关系.因此,新的"毛管数与残余油关系实验曲线QL"将为今后复合驱技术研究和应用提供参考和依据.     

超临界CO2动态混相驱过程机理研究

以国内CS油田注CO2混相驱典型实例为基础,在油藏地层流体注CO2驱膨胀实验和细管最小混相压力实验拟合基础上,建立一维组分注气驱细管模型.应用所建立的模型,模拟研究CO2注入过程中油气两相组成、油气两相黏度、密度和界面张力等动态特性参数沿注气井到生产井距离的变化规律.以及注气量和注气压力对动态特性参数的影响规律.研究结果显示:CO2在原油中的溶解能力强,工程混相条件下,摩尔含量达到0.7.注入CO2抽提原油中的中间烃,甚至C19+以上的重烃,与地层油在前缘达到混相.CO2注入量增加,混相带增长,CO2波及区域增加,有利于驱油效率增加.随着注入压力的提高,从非混相到混相,CO2在地层油中的溶解量增加,界面张力降低,油的黏度降低.达到混相后,继续增加压力对驱油影响变小.     

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。     

丘陵油田水驱后注气混相驱可行性实验

吐哈盆地丘陵油田地层油为轻质油,油藏的非均质性导致水驱采收率较低,目前已进入高含水期。针对油藏水驱后注气混相驱可行性问题,首先利用细管实验测试了一级分离器气与地层油的混相压力,并优选了能实现混相的混相助剂类型（液化石油气、甲苯、乙二醇丁醚、CO2、富化的天然气）及段塞注入量;其次用油田地层岩心组成的长岩心研究了高含水状态下混相助剂段塞驱+一级分离器气驱+后续水驱的驱油效果。细管实验结果表明,目前地层条件下一级分离器气驱替地层油要实现混相驱需要在注入气前方加入混相助剂段塞。长岩心混相驱油实验结果表明,水驱后气驱可以较大幅度地提高原油采收率,在注入气前方加入混相助剂段塞,驱油效果明显提高,随混相助剂段塞注入量的增加采收率增加;但在地层油中溶解能力稍弱的混相助剂（如CO2、富化的天然气）与溶解能 力强的混相助剂（如LPG）的作用规律不同,且并不是注入量越大越好。     

千22块莲花油藏水驱效果数值模拟研究

方法：在分析总结了千22块莲花油藏蒸汽吞吐开采及近期转注水井组开放动态的基础上，采用油藏数值模拟方法，以63－447井组（9口井）为模拟研究生，就影响油藏注水开发效果的注水指标，地层压力保持水平，注采井网，注水方式以及注水温度等因素进行数值模拟研究。目的：优化注水参数，改善水驱效果，结果：在综合评价20个不同模拟方案的基础上，提出了最佳注水方案：即采用五点井网，以1．2的注采比恢复地层压力至6．0Mpa后保持压力开采，采用50℃水周期注水开发，在条件允许的前提下，含水率小于95％时可采用100摄氏度热水驱，预计最终可提高采收率10％，结论：本研究结果对改善千22块莲花油藏注水开发效果具有重要意义，对我国其它普通,稠油油藏的注水开发也具有一定的参考价值。