挥发性油藏原油采收率预测的改进方法

为描述挥发性油藏衰竭开发过程中复杂的相态转换,定义4个流体转换相并依据地面体积平衡原理计算各分相产量和分相剩余体积,进而建立考虑脱出溶解气中凝析油含量的挥发性油藏原油采收率预测方法以及多次脱气实验数据矫正方法.基于典型黑油、中—弱挥发性原油、强挥发性原油3种典型原油,结合多次脱气实验矫正数据,采用改进方法模拟等容衰竭实...     

注氮气对挥发性油藏流体相态特征影响实验研究

堡古2区块Es1油藏为典型复杂断块挥发性油藏,经过多年水驱开发,目前油藏存在地层压力低,原油脱气,综合含水高,采出程度低等问题.为了探索该类油藏水驱后注氮气提高采收率可行性,系统开展注氮气室内实验研究.通过开展注氮气油藏流体高压物性分析和细管实验,论述了注氮气对挥发性油藏流体相态特征影响.随着氮气注入量增加,地层原油的...     

低渗砂岩油藏CO2驱相态及组分变化规律

为了解低渗砂岩油藏W区块注气开发过程中的相态、油气组分变化和储层原油对注气的反应,利用质量守恒和状态方程等经典理论,以CO₂气体为注入介质,通过注气膨胀、气相色谱实验和PVT相平衡模拟软件进行原油组分变化特征研究。结果表明:CO₂注入量增至0.814 mol时,泡点压力升高了0.96倍,样品体积膨胀了2.09倍,流体中CO₂含量由背景值的0.6%逐渐升至81.0%,说明该区泡点压力主要受轻烃组分控制,原油组分因气体的溶解和分离发生明显改变。该研究可为东濮凹陷低渗砂岩油藏注气提高采收率、油气输运工艺设计、开发方案编制提供技术支持,对其开发具有重要的实际意义。     

关于易挥发原油物性实验分析标准的几点讨论

通过对新疆准噶尔盆地卡因迪克油田多个易挥发性油藏流体样品的PVT相态实验的测试研究认为，石油天然气行业标准SY/T6435-2000《易挥发原油物性分析方法》中对易挥发原油的实验测试方法和物性计算方法存在不适应性，其中挥发性油藏原始地层流体中的重质含量计算、饱和压力的确定、单次闪蒸实验以及定客衰竭实验等内容和方法值得商榷，并提出了具体的改进方法。该研究对于正确认识易挥发性原油流体的相态特征，有效地指导该类特殊油藏的开发具有重要意义。     

顺北一区超深断控油藏注天然气开发的可行性

顺北一区矿场天然气资源丰富、油藏压力高、顶部剩余油富集，具备注天然气混相驱的开发潜力。通过注气流体相态模拟实验和油藏数值模拟，从注气原油相态、混相条件、注气方式等方面，论证顺北一区注天然气混相驱开发的可行性。研究表明，注CH4原油具有饱和压力低、体积膨胀系数大、混相压力低等优势；注CH4最小混相压力约为46.80 MPa，注伴生气最小混相压力较注干气约降低4.00 MPa。回注天然气，80%以上的井组可实现混相驱替；气水交替注入可延缓气水突破时间，提高驱替相波及系数，补充地层能量和实现均衡驱替，模拟3年可提高采出程度11.2%。     

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。     

挥发性油藏CO2驱动态混相特征

挥发性油藏地层能量充足,原始地层压力高,常规水驱开发难以实施。CO_2驱以其良好的驱油特性在该类油藏中得到了应用,但由于挥发性原油气油比高,溶解气中甲烷含量高,导致CO_2驱混相压力高,使得其驱油效果受到一定的影响。通过室内实验和数值模拟,研究挥发性油藏注CO_2过程中的动态混相特征,并剖析衰竭开发转CO_2驱界限。结果表明:挥发性油藏存在着适度衰竭转CO_2驱"脱气降混"机理,即随着地层压力的降低,原油中甲烷成分部分脱出,有助于CO_2驱最小混相压力的降低。另外,其脱气降混程度与其原油类型和溶解气油比有关,原油越接近于凝析油,气油比越高,混相压力降低程度越大;反之,原油越接近于黑油,气油比越低,混相压力降低程度越小。结合动态混相机理,提出了挥发性油藏衰竭开发转CO_2驱界限,即气油比越高,其转驱界限越低,脱气后CO_2混相驱补充地层能量幅度越小;反之,转驱界限越高,补充地层能量幅度越大。     

高压条件下含气高凝油析蜡特征

目前脱气含蜡油研究成果对析蜡带来的影响认识不够清楚，在油藏开发或管道加气输送设计中过于保守；在高压条件下析蜡特征研究也存在测试手段单一、测试压力低以及测试温差间距大的不足。基于前人研究成果，提出了一种基于激光法的含气高含蜡原油析蜡特征预测新方法，该方法采用激光法获得含气原油与脱气原油激光衰减测试曲线，基于Beer-Lambert定律将不同条件下激光衰减曲线的标度进行统一，然后在脱气原油研究成果的基础上实现对高压含气条件下析蜡特征的研究与分析；同时设计了一套高压取样装置验证了预测结果的可靠性。实验结果表明：激光法测试结果准确度高；溶解气的存在能有效降低高含蜡原油析蜡点、凝固点，地层条件比地面条件下平均析蜡速率下降19%；饱和压力之上，随着压力下降，析蜡点在12~18 MPa区间降幅较大，凝固点在15 MPa以下近乎不变，蜡晶颗粒平均等积圆直径和宽度系数在波动中分别呈上升和下降趋势；压力低于15.8 MPa后沥青质以分散态的形式析出并影响原油析蜡特征，在抑制蜡晶析出的同时加速原油胶凝过程。     

泡沫油WINPROP相态研究

针对某些注气油藏,在降压过程中形成"非天生"的泡沫油,利用数值模拟研究泡沫油机理及后期参数优化及开发效果预测方面与其他泡沫油的数值模拟有很大区别。本文应用CMG中WINPROP相态模拟软件包,结合室内实验结果,对鲁克沁深层稠油油藏地层原油PVT实验数据进行拟合计算,主要包括地层流体和天然气组分合并、脱气油和含气油相态拟合、饱和压力、气-液相平衡计算等,最终得到能反应实际地层流体的性质变化的流体参数场,为下一步泡沫油数值模拟研究提供理论基础。     

鲁克沁油田原油流变性研究

重质高粘原油一般表现为非线性渗流特点，其流变性物理实验研究对于指导油藏的开发具有重要意义。对鲁克江油田重质高粘原油流变性实验研究结果表明，该区脱气原油粘滞性较强，温度由低逐渐升高时，流体性质由塑性体向假塑性体和牛顿流体型过渡，当温度接近油层温度(67℃)以上时，非线性渗流性不显著，基本为牛顿流体；油层温度高于粘温曲线拐点(58℃)，具有一定的流动能力，只要控制合适的注水速度，就可充分的利用地层热能，进行常温注水开发油藏。     

靖安油田ZJ2区微生物驱油技术研究及应用效果评价

靖安油田ZJ2区目前已进入高含水开发阶段,油藏开发表现"低采出、高含水、递减大"的特征,油藏平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况日益复杂,水驱油效率降低,剩余油分布状况日趋复杂,挖潜难度增大,油藏控水稳油形势日益严峻,调驱或三次采油技术储备严重不足。为此,根据低渗透油藏储层特征和流体特征,在广泛调研和室内实验评价的基础上,借鉴东部油田提高采收率的技术思路,开展微生物驱油技术试验,通过矿场实践有效提高了驱油效率和最终采收率,丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为同类油藏的开发具有重要的战略借鉴意义。     

裂缝性低渗透双重孔隙介质产能动态数值模拟

低渗透油田开发与裂缝密切相关,与常规油藏相比,低渗透裂缝油藏裂缝和基质中产能动态复杂多变,如何计算、预测和分析裂缝和基质的产能动态是低渗透油田开发的重要任务。采用理论研究及数值模拟的方法,将天然裂缝表征成果应用到油藏工程研究中,提出了结合地质科学和油藏工程数据来表征和研究低渗透裂缝性油藏特征的方法,在前人研究的基础上建立了裂缝系统和基质系统的连续性方程和辅助方程,开发了预测低渗透裂缝油藏开发动态的数值模拟器,来定量研究基质-裂缝之间的流体交换和产能动态。最后利用实例对表征方法和模拟器进行了验证,这对于制定裂缝性低渗透油藏开发方案和优化油藏采收率有重要的指导作用。     

有机盐强抑制可降解钻(完)井液在胜利油田的应用

胜利油田低渗油藏储量丰富,目前多采用水平井开发方式,但常规钻井液往往会对储集层造成伤害,降低油气井产量。因此,有必要选择一种适合的钻井液体系。对有机盐强抑制可降解钻、完井液技术进行了筛选,并在胜利油田多个区块进行了现场应用,取得了较为理想的效果,有机盐强抑制可降解钻、完井液体系对胜利油田低渗储集层有较好的保护作用,能显著提高油气产量,提高勘探开发效益。     

油基压裂液在春光油田低温水敏油井的应用

针对春光油田沙湾组水敏性较强、低温低压不利于压裂液破胶及返排和储层孔喉细小易水锁等问题,开展了油基压裂液的实验研究与应用工作,优选了适合该区块的油基压裂液配方及配制方法,解决了低温储层条件下(30~40℃)油基压裂液在可控时间内的彻底破胶难题。该油基压裂液体系在排2-401井进行了实际应用,取得了理想的增产效果。     

胡尖山长2油藏稳产技术对策研究

主要以胡尖山元162区长2油藏为研究对象,针对长2低渗透油藏的储层特性和开发现状,以油藏为单元,在实践的基础上,总结了油藏稳产面临的主要问题,并通过合理优化技术参数、精细注水调控、措施引效、水井剖面治理等相适应稳产技术对策进行研究,在提高油田开发水平开同时,为胡尖山长2油藏的持续稳产提供技术支撑。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8储层致密砂岩油藏注CO2提高采收率

鄂尔多斯盆地红河油田地层压力系数低,天然能量开发递减较快、采收率低,难以实现有效开发。而长8储层裂缝较发育,注水补充能量开发存在油井水窜严重、见效低等问题。为了解决补充能量的问题,进行红河油田长8储层注CO₂提高采收率的可行性实验研究,室内开展了PVT实验、最小混相压力实验和裂缝岩心CO₂驱油实验,并评价了CO₂吞吐的开发效果。实验结果表明：红河油田原油注入CO₂后体积增大,具有较强的膨胀能力。而且随着混合体系压力逐渐增大,原油与CO₂能产生明显的相互扩散传质作用。长细管混相仪法测得红河油田原油与CO₂的混相压力为17.34 MPa,低于红河油田原始地层压力,注CO₂驱油能达到混相条件。通过多轮次CO₂吞吐实验,在弹性开发采收率4.04%的基础上可提高采收率3.14%。综合室内可行性评价实验结果看,红河油田长8储层注CO₂补充能量开发具有可行性。     

安塞油田重复压裂技术探讨

安塞油田随着开发时间推进,老井出现低液面,低面,低流和采 指数下降,综合含水上升,产量递减率增大,裂缝主向油井与侧向油井矸力差异大等日益突出的矛盾,这直接影响油田开发效益和最终要收率,对油田造成严重威胁。     

特低渗透油藏CO2驱油多相渗流理论模型研究及应用

根据一系列实验成果,对特低渗透油藏CO₂驱油渗流数学描述进行了理论研究,建立了特低渗透油藏CO₂驱油渗流数学模型。该模型能反映特低渗透储层CO₂混相和非混相驱油过程中油和CO₂的混相作用以及水、油、溶剂(CO₂)的相互作用与传输、质量的相互转换,包括对流扩散、质量转换和气、液间的转换,并能反映各相流体的非达西渗流、相对渗透率及有效黏度等特性。运用该模型在扶杨油层进行了注CO₂开发试验,取得了较好效果。     

龙北地区油层保护技术的实践与认识

针对大庆油田长期保持稳产(高产)的重要前提之一的低渗透油田的开发,从龙北地区矿场实践出发,在室内试验的基础上,提出了对低渗透油田开发全过程中各个环节进行油层保护技术的观点,通过储层敏感性评价试验、入井流体筛选试验、矿场试验、经济效益分析等几个方面,对低渗透油田的油层保护技术进行了实践和研究。对同类油田的开发具有一定借鉴意义。     

安塞油田化子坪区长2储层流动单元研究

为了指导安塞油田化子坪井区长2油藏的开发生产,针对该区的储层特征,采用动静态资料相结合的方法,选取孔隙度、渗透率、日产原油量三项参数作为长2储层流动单元的划分参数,应用聚类分析法和判别分析法把长2储层划分为四类流动单元。对四类流动单元的岩性特征、物性特征、微观孔隙结构特征、沉积微相特征以及生产动态特征进行了分析。研究结果表明:较好的流动单元渗透能力和储存能力较强,日产油量也较高。该研究方法对相似地区储层流动单元的划分有借鉴意义。