CO_2驱后储层及剩余油物性变化探讨

目前对注CO2提高原油采收率相关问题研究已经比较深入,而对CO2驱后储层及剩余油物性变化的研究还不多。据统计,成功进行CO2驱后剩余油饱和度约30%,为进一步提高原油采收率,研究CO2驱后储层及剩余油物性的变化是非常必要的,主要从以下三个方面进行分析：CO2驱后储层物性变化、CO2驱后剩余油物性的变化及剩余油与储层之间的关系变化。     

延长油田富县探区延长组储层物性及下限研究

根据富县探区延长组岩心、试油、物性等资料,分析了储层的岩性、物性、含油性和电性特征及四者之间的关系,确定了延长组储层物性下限,结果表明,富县探区延长组为低孔低渗-特低渗储层,物性最好的为长3储层,含油级别很少达到油浸级。     

CO_2驱后储层及剩余油物性变化探讨

目前对注CO_2提高原油采收率相关问题研究已经比较深入,而对CO_2驱后储层及剩余油物性变化的研究还不多据统计,成功进行CO_2驱后剩余油饱和度约30%,为进一步提高原油采收率,研究CO_2驱后储层及剩余油物性的变化是非常必要的。主要从以下三个方面进行分析:CO_2驱后储层物性变化、CO_2驱后剩余油物性的变化及剩余油与储层之间的关系变化     

延长油田乔家洼油区CO_2驱沥青质沉积规律研究

为了明确延长油田乔家洼油区CO_2驱油藏沥青质沉积条件和规律,以该试验区油藏条件为基础,开展了原油和CO_2不同物质的量比条件下的沥青质沉积实验。研究结果表明:随着压力的增加,CO_2与原油作用产生的沥青质沉积量先是缓慢增加,然后大幅上升,直到变化不再明显。沥青质沉积点压力随CO_2含量的增加而降低,两者几乎成线性变化关系。因此,在CO_2驱油过程当中,注入井近井地带和混相驱的混相带是容易产生沥青质沉积的地方,易造成储层伤害。     

延长油田致密砂岩油藏CO_2驱油机理研究

CO_2驱是提高低渗透油田产量、缓解温室效应的有效途径。针对鄂尔多斯盆地油藏压力系数低、原油轻质组分含量高的特点,通过PVT和最小混相压力等测试分析方法,揭示了低压、低孔、低渗油藏CO_2驱提高采收率主要机理。开展了CO_2注入储层与无机、有机物作用后的沉淀研究,表明CO_2在无机盐溶液中不会形成沉淀堵塞孔隙,CO_2与有机质作用后沉积点高于油藏压力,且注入压力越高,CO_2在地层原油中的溶解能力越强,目标区块CO_2注入后不易形成沥青质沉淀。物模驱替实验结果表明,均质岩心的采出程度明显高于非均质岩心,且随着岩心非均质性的增加,水驱采出程度、气驱采出程度及最终采出程度均明显下降。     

吉林油田低渗复合油藏CO_2驱数值模拟研究

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟方法,研究了不同储层类型CO2驱油效果。数模结果显示,注水开发时,正复合储层的开发效果最好,均质储层次之,反复合储层的开发效果最差。气水交替驱时,均质储层的开发效果最好,正复合储层次之,反复合储层的开发效果最差。因此,注水开发时,要优先选择正复合储层,注入井应在低渗透区,生产井应在高渗透区;储层改造时,应尽量提高生产井附近的渗透率。交替驱开发时,要优先选择均质储层,或渗透率差异较小的储层,其次是选择正复合储层。     

砂岩油藏CO2驱替过程中溶蚀作用对储层物性的影响

在CO2驱替过程中,CO2溶于水中形成的酸性流体会对砂岩油藏发生溶蚀作用,从而改变油藏储层的物性,极大影响原油采收率。因此,进行砂岩油藏CO2驱静态浸泡实验与动态驱替实验,定量研究不同温度和压力条件下溶蚀作用对储层物性的影响。实验结果表明,CO2浸泡和驱替过程中溶蚀作用明显,随温度、压力的升高,孔隙度和渗透率呈指数型增长。通过实验数据,得到温度、压力与孔隙度变化率和渗透率变化率关系的数学表征方程。借助数学表征方程,对长庆油田H3区块进行数值模拟研究,结果表明,研究区块储层整体发生溶蚀作用,且注气井区域溶蚀程度更高。考虑溶蚀作用的原油采收率为26.08%,不考虑溶蚀作用的原油采收率为21.03%,原油采收率提高了5.05%。     

双河油田聚合物驱后储层参数变化规律

油田经历聚合物驱开发后,储层物性参数发生改变,对油田后期开发有重要的影响。文中利用双河油田取心井室内化验分析资料,研究了聚合物驱后储层孔隙度、渗透率以及孔隙结构变化特征,探讨了储层参数变化机理。研究结果表明:聚合物驱后由于聚合物分子在地层的吸附滞留作用,造成储层渗透率下降,后续水驱阶段渗透率有一定恢复;聚合物驱后储层非均质性进一步加剧,物性和孔隙结构好的储层孔隙度和渗透率增大,而物性差的储层渗透率下降,孔喉半径减小,部分发生了堵塞现象。黏土矿物迁徙、运移,以及岩石骨架溶蚀、碎裂、运移是聚合物驱后储层参数发生变化的主要原因。     

西西伯利亚油田高水储层物性

近年来西西伯利亚投入开发的多数油田都是原始含水饱和度很高的储层，其特点是油区的油井原油与水伴生采出，产出液的含水率在1％至百分之几十这一很宽范围内变化，这首先是由于半生水进入油井，需要采取防止窜流的措施，但仍得不到原油同时发生渗流尤为至关重要，因此 ，该类型油田开发时出现的问题迫使我们开始研究储层在欠饱和油条件下液体渗流过程。     

延长油田典型致密油储层渗吸-驱替采油机理定量分析

渗吸法驱油是致密油储层重要的采油方式之一,目前主要针对裂缝系统与基质系统之间的渗吸机理进行了较为深入的研究,但对于渗吸和驱替作用对渗流阶段采出程度的影响和贡献却未形成统一的认识。为此,基于延长油田水磨沟区长8致密油储层的孔隙结构分布特征以及裂缝系统和基质系统驱替压力特征分析,利用核磁共振技术定量表征驱替法和渗吸法对采出程度和可动流体分布的影响。实验结果表明:研究区致密油储层渗流能力的主控因素为喉道半径;裂缝性岩心样品基质系统的采出程度主要受控于渗吸作用,裂缝系统的采出程度主要受控于驱替作用;核磁共振定量分析驱替法和渗吸法的采收率分别为32.30%~39.32%和9.60%~19.49%;致密油储层岩心样品的微观孔隙结构复杂,且渗吸-驱替过程中流体流动方向受微观孔喉润湿性影响,因此渗吸法与驱替法的可动流体分布没有严格的孔隙尺寸界限。     

特低渗透油藏CO_2驱流度控制技术

为控制CO_2驱优势通道流体流度,选用乙二胺作为调剖剂,并结合延长油田CO_2驱试验区储层物性特征,对调剖剂体系静态、封堵强度、注入性及流度控制性进行了实验评价。结果表明:地层条件下,调剖剂体系黏度稳定于14 000.0m Pa·s,体系强度较高;在一定压力范围内能够抑制气体的窜逸,调剖剂封堵后,CO_2气体突破压力为9.1 MPa;特低渗透储层注入前置段塞+调剖剂体系+保护段塞,体系注入性较好;注入调剖剂体系后可有效封堵优势通道,扩大CO_2驱波及体积,提高原油采收率。     

腰英台特低渗透油藏C02驱油井见气规律研究

机理研究和国外矿场实践表明,C02驱油可以大幅度提高低渗透油藏的采收率。在腰英台油田进行7注30采的CO2驱油试验,注气1a后,16口油井不同程度见气。针对试验区低孔、特低渗透、储层非均质性强、油水关系复杂的地质特征,结合油井见气前、CO2前缘突破到井口、气量稳定与上升、接近气窜前后和严重气窜等阶段的生产动态特征,系统分析了CO2驱油井的见气规律。研究认为裂缝发育方向上的油井优先见气,快速气窜;沉积微相是控制C02平面运移方向与速度的主要因素;同一沉积微相上,储层物性好的高渗带是C02黏性指进的重要影响因素。另外,紧密跟踪动态,建立腰英台地区油井的气窜标准,剖析了不同见气阶段生产特征的内在原因,给出气窜井与气窜井组的监测生产建议。     

胜利油田特低渗透油藏CO2驱技术研究与实践

胜利油田适合CO2驱的特低渗透油藏资源量丰富,但这类资源具有埋藏深、丰度低、非均质性强、混相压力高的特点,特低渗透油藏CO2驱面临混相难、波及系数低等技术难题。综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法,采用物理模拟和数值模拟相结合的手段,形成了CO2驱提高采收率油藏适应性评价体系、室内实验技术、油藏工程方案设计优化技术系列,配套了CO2驱注采工艺等技术。矿场试验表明,CO2具有较好的注入能力,增油效果明显:高89-1块CO2驱先导试验区CO2累积注入量为30.7×104t,累积增油量为6.9×104t,中心井区采出程度为18.6%,已提高采收率9.7%。樊142-7-X4井组超前CO2注入量为1.9×104t,地层压力由17 MPa恢复至33.7 MPa,实现混相,对应油井自喷生产,单井日产油量稳定在5~6 t/d,远高于注气前的1 t/d。     

低渗韵律油藏CO_2驱和水驱开发规律研究

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟软件,研究不同韵律储层驱油效果。数模结果显示,注水开发时,均质储层的开发效果最好,反韵律储层次之,正韵律储层最差。气水交替驱时,均质储层的开发效果最好,正韵律储层次之,反韵律储层最差。注水开发与交替驱开发规律的差异,其根本原因是由CO2、油和水的密度差异造成的。水驱油时,水容易沿储层下部快速推进,反韵律储层减缓了这一趋势。气驱油时,CO2容易沿储层上部快速推进,正韵律储层减缓了这一趋势。注水开发时,要优选均质储层,其次是反韵律储层。交替驱开发时,要优选均质储层,其次是正韵律储层。     

台兴油田 CO2驱细分开发提高采收率技术研究

台兴油田 QK －111断块阜三段油藏为中－低渗复杂断块油藏,经过15 a 水驱开发整体进入高含水递减开发阶段,注气前油藏综合含水74％,采出程度仅14.7％,处于低效开发状态。为恢复断块产量、提高油藏原油采收率,实施 CO2驱现场试验,研究形成了高含水油藏剩余油微差异刻画技术、CO2驱油机理认识、注采参数优化方法以及 CO2驱细分开发技术,已应用于4个注气井组,累计注入 CO2气4.17×104 t,油藏日产油水平由9 t 提高到28 t,综合含水由78％下降到44％,累积增油11183 t,预计方案全面实施后,原油采收率将提高9.6％,年增油量超过1.3×104 t。     

长庆油田延长组特低渗透储层物性影响因素分析

长庆油田低渗透储层发育, 随着勘探开发的不断深入, 储层渗透性逐渐变差, 需要开展更加精细的地质研究工作。储层物性是油藏各种因素的综合表征, 主要受沉积环境、胶结物含量、微观孔隙结构等因素影响。明确影响延长组储层物性的主要因素, 可为油田开发部署及开发政策制定提供可靠的帮助。     

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。     

考虑分子扩散作用的裂缝性油藏CO_2混相驱数值模拟

与常规油藏不同,在裂缝性油藏注气开采中,分子扩散作用是提高基岩原油采出程度的主要机理之一,然而这一机理常被忽略或者认识不足。为了研究分子扩散作用对裂缝性油藏CO2混相驱的影响,文中建立并推导了考虑分子扩散作用的多相、多组分双重介质数学模型,并应用有限差分方法和Matlab软件编程进行模型的求解,同时与基于国外某裂缝性碳酸盐岩油藏建立的常规Eclipse双重介质组分数值模型进行了验证对比。计算结果表明,所建模型比Eclipse常规数值模型模拟结果可比性强、实用性好,能够准确描述分子扩散对注气开发的影响,为提高裂缝性油藏注气动态预测技术的准确性提供一定帮助。     

低渗透油藏CO2驱注入时机研究

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟软件,研究CO2不同注入方式下的驱油效果。数模结果显示,与水驱和连续注气方式相比,交替驱能大幅提高原油采收率。衰竭开采后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速增加,然后逐渐降低,不过采收率变化幅度较小。注水开发后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速降低,然后逐渐增加,采收率降低幅度较大。注水开发后,经过一段时间焖井,再进行气水交替驱,焖井时间与采收率关系比较复杂,最佳焖井时间可以通过数值模拟得到。