超低渗裂缝性油藏CO_2驱防气窜注入参数研究

防止气窜是提高超低渗裂缝性油藏注CO2开发效果的关键因素,气窜发生的根本原因是注入井井底压力超过裂缝重张压力导致裂缝开启。通过分析井筒传热过程,利用传热学理论等理论,建立注CO2井筒温度压力耦合模型,对注入参数进行合理优化,保证注入井井底压力低于裂缝重张压力;同时室内采用Waring-Blender法,优选合适的起泡剂体系,优化气液比等参数,对重张裂缝进行封堵,有效控制了气窜,保证了红河油田注CO2提高采收率的开发效果,对应油井在注CO2后含水率下降明显,日均产油由注CO2前的1.5t/d增加到2.4t/d。     

延长油田CO2驱相态初探

为了研究延长油田J区块CO₂驱相态,根据细管实验得到工区最小混相压力,考虑地层破裂压力计算井口最大注气压力,结合工区目前井口注气压力分析了CO₂驱相态。结果表明,工区CO₂驱最小混相压力为22.2 MPa,井底破裂压力为33.88 MPa,井口最大注气压力可达15.8 MPa;目前工区单井最高注气压力为10.5 MPa,对应注气井底压力为19.1 MPa,低于最小混相压力,属于非混相驱油。当井口注气压力提高到15.0 MPa时,注气井底压力为23.6 MPa,高于最小混相压力,注气井近井地带存在混相区。     

混CO2气井相态特征

通过实验对不同含量CO2天然气偏差因子、密度的相应高压物性变化规律进行相态变化研究,针对沿井筒相态的关键参数压力、温度等变化规律复杂,而多个参数关联起来变化可能性更多,不可能通过实验一一测定,对不同含量CO2气井应用常规天然气井压力温度计算模型加不同CO2含量状态方程修正偏差因子,从而通过数值方法对非线性方程编程计算压力温度分布,并进一步计算相态参数偏差因子、密度分布.通过相关实例研究混CO2气井相态特征,得出混CO2气井流动气柱时成饱和蒸汽相、不饱和蒸汽与气相分布;而静止气柱时成液相、液气过渡相、气相,呈现重上轻下的倒置现象,实验结果与相关油田测试结果比较,相态特征基本吻合.     

注蒸汽井筒动态预测改进模型

正确地描述湿蒸汽两相管流特性,对于深井压降和热损失等参数的准确预测非常重要。本链型结合Mukherjee和Brill(1985)的倾斜管下降两相流关系式,考虑了流向和井斜角,对于日益发展的水平井注蒸汽动态预测具有实际意义。所采用的四阶龙格-库塔法数值解法对计算的起点位置的选取是任意的,可由井口注入参数计算井底条件,也可按预计的井底参数预测相应的井口注入条件,这样便于在注汽方案设计工作中考虑井筒与注汽层的协调。采用公布的现场试验数据对模型进行了评价并与其它模型作了比较,计算结果较其它模型更接近实测数据。     

塔河油田氮气与水混注时井筒压力分布计算

对于气水混合注入井井筒压力的计算,通常是将两相流经修正后近似为单相流处理。将气、水两相分开处理,考虑两相界面效应,建立不同气水比注入条件下的井筒压力计算模型,并根据储层压力对井底流压的影响给出模型的边界条件,最后编程求解井筒压力分布。实例验证计算压力与实测压力的相对误差小于3.56%,平均相对误差为1.71%,均在合理误差范围内。     

罗家寨高产能气井测试井口压力异常分析

高产能气井测试时井口压力表现异常,开井压力“跳跃下降．上升．下降”．关井压力“跳跃上升．下降”,与井底压力变化规律完全不同。罗家寨高产气井测试分析结果认为井筒的温度效应是影响井口压力的关键因素。通过Hasan＆Kabir的非稳态井筒温度模型,计算出非线性井温剖面,修正井筒流体压力计算,并将非线性温度剖面预测方法融合到并筒油藏耦合机制的测试模拟器中,模拟井口压力异常现象,发现高产气井的测压点在相当大的深度范围内均表现出“异常”,认识到利用温度数据校正压力,恢复出正常形态是提高解释分析技术重要途径,为高产气井的测试方案设计与压力校正方法的研究提供工具。     

试凑法在处理气井井口压恢曲线异常中的应用

针对气井关井压力恢复曲线异常(即关井后井底压力上升时井口压力下降)的现象,基于现场测试数据和文献调研,修正了井底压力计算模型.采用试凑法,从井流物组成在关井过程中有无发生变化两个方面对井口压力恢复曲线进行了校正.实例计算表明,该方法可以消除气井井口压力恢复曲线异常对试井解释的影响,并对井流物组成相同或相近的气井具有一定的借鉴意义,为气藏试井解释和动态计算提供了基础和依据.     

CO2和WAC驱提高稠油注入井吸入指数数值模拟研究

研究了水驱、CO2驱、水和CO2混合驱替方式下稠油油藏注入井的吸水指数.根据West Sak稠油油藏数据建立了三相、三维黑油模型,并进行了数值模拟研究.通过数值模拟研究可以得出以下结论:稠油油藏注入井的吸水指数随注入速度的增加而减小;与水驱相比,CO2驱可以有效的提高稠油油舱的吸水指数;然而水和CO2混合驱替显示CO2段塞注入之后进行水驱注入井的吸水指数迅速下降,但水和CO2混合驱替较单纯水驱吸水指数明显提高,CO2注入量越大吸水指数改善越大.

Abstract：

This study has attempted to evaluate and compare the effect of improving injectivity of a heavy oil reservoir under different injection strategies using water, CO2 and Water & CO2 Injection (WAC). A three-phase, three-dimensional, black oil simulator was constructed in terms of the data of West Sak heavy oil reservoir. On the basis of this simulation study, the conclusions are specified as follows. The injectivity of heavy oil reservoir decreases following increase of injecting flow rate. Compared to water flooding, CO2 injection is a promising way to increase injectivity of heavy oil reservoirs. However, the injectivity reduces rapidly when water injection starts. The larger amounts of CO2 injected the bigger injectivity improved.     

富含CO_2天然气井井筒偏差因子的计算方法与应用(英文)

以富含CO2的天然气为研究对象,选偏差因子（Z）作为修正参数,结合基于质量、动量、能量守恒原理及传热学理论的预测井筒流体压力、温度分布的数学模型进行了计算,通过实验数据筛选出验证计算偏差因子（Z）的状态方程并得出适合于富含CO2气井参数计算的模型,计算表明PK状态方程适用于CO2含量小于40％的情况,并以实验数据为基础,通过数值插值方法,即三次样条插值计算出不同压力、温度下的偏差因子,最后通过建立模型计算了在不同管径、不同C02含量、不同产量等情况下压力、温度、偏差因子在井筒中的分布情况,发现管径对各参数影响较小,CO2含量和产量对各参数有一定影响,进一步分析了流动气柱井筒各参数变化与地层传热等热平衡原理的相关规律．     

超临界流体对环空压力的影响

针对川东北罗家寨、普光和元坝等区块CO2、H2S含量高,井底处于超临界状态。从气侵后井筒环空气液两相流动压降计算模型出发,对地层中超临界流体在环空中运移和相态变化进行分析。基于元坝区块某井实际混合气体气侵后的视临界压力为5.11 MPa,视临界温度为-53.82℃,研究了气体在环空中运移的压缩因子比值、压力和温度比值变化,给出了体积比值的变化曲线和气体在环空空间上的分布规律,为海相高酸酸性气田勘探开发提高理论基础。     

基于多指标正交试验设计的CO2非混相驱注气参数优化

根据吐哈油田牛圈湖油藏储层和流体特征,应用油藏数值模拟和多指标正交试验相结合的方法对影响生产动态指标的主控因素进行了分析.结果表明,关井气油比是CO2连续注气非混相驱替的主要影响因素,水气交替段塞比、注气周期、生产井井底流压是CO2WAG非混相驱替的主要影响因素.应用优化的注气参数进行了水驱、CO2驱与CO2WAG驱开发方案设计,通过采出程度、换油率、气油比、CO2埋存系数、CO2滞留率和平均地层压力等指标的综合对比,确定CO2WAG非混相驱为最优开发方案,并进行了开发方案指标预测.研究结果对吐哈油田提高采收率技术具有一定指导意义.     

降低CO2驱油最小混相压力新方法

从CO2气体着手,探索液化气对CO2混相驱油MMP的影响,研究降低最小混相压力的方法,并利用自主研制的高温高压界面张力仪,采用悬滴界面张力法测定CO2与原油的界面张力。结果表明,向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的,而且不同含量CO2与相应MMP近似呈线性关系。据此可根据地层压力设计CO2混相驱油方案,优化CO2比例,从而达到CO2混相驱提高原油采收率的目的。     

降低CO2驱油最小混相压力新方法

从CO2气体着手,探索液化气对CO2混相驱油MMP的影响,研究降低最小混相压力的方法,并利用自主研制的高温高压界面张力仪,采用悬滴界面张力法测定CO2与原油的界面张力。结果表明,向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的,而且不同含量CO2与相应MMP近似呈线性关系。据此可根据地层压力设计CO2混相驱油方案,优化CO2比例,从而达到CO2混相驱提高原油采收率的目的。     

注水开发油藏CO2驱可行性研究

阐述注CO2驱驱油方式和注水开发后油藏CO2驱的优势,对比分析CO2注入方式的优缺点及油藏适应性,优选适合油藏水驱后CO2的最优注入方式。最后对注水驱后的高含水期油藏注CO2提高采收率问题进行现场可行性分析。     

CO_2混相驱油井产能预测方法

为预测CO2混相驱油井产能,基于混相驱机理,建立一注一采和五点法井网布井方式下CO2混相驱油井产能预测模型.模拟结果表明:在油层和流体相同条件下,一注一采和反五点井网布井方式下CO2混相驱相对于水驱油井产能有明显提高,油井产能随混相区向采油井的不断推移而增大,CO2与原油混相区突破后,存在某一井底流压,使油井产能达到最大,随着井底流压降低,产能减小;随段塞长度增大,采油指数与累计产油量由线性关系向乘方关系转化;随累计产油量增大,采油指数和段塞长度呈类似规律变化.CO2超临界区增大对油井产能的贡献比CO2溶于原油起到作用更明显.该研究结果为配产及油井举升工艺设计提供参考.     

混相与非混相压力CO2多次接触试验研究

在注气提高采收率过程中，针对沥青沉降的问题，对原油进行多次接触实验，在混相压力和非混相压力下分别注入CO2，连续接触15～20次，以原油性质不再明显变化为准。观察是否有抽提现象，检测平衡油相组的变化，得到多次接触后平衡油相和平衡气相的变化规律，为CO2驱出现沥青质沉积提供依据。     

注空气低温氧化提高采收率技术研究

注空气低温氧化是一种提高低渗透油藏采收率比较有效的方法,它既能发挥注气的作用,又具有氧化产生的其他效果。重质原油能够部分地被低温氧化成轻质原油,放热降低原油黏度,提高原油流动能力,达到烟道气驱或N_2驱的效果,提高储量的动用程度。以辽河油田新杜1块为例,运用数值模拟技术,优化注气压力、生产井井底压力、注气速度、注气量等相关参数,并对注气提高采收率效果进行评价。     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采.而采用CO2吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法.为此,针对复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO2-油藏流体膨胀实验,确定CO2吞吐的驱替机理,再通过CO2吞吐长岩心驱替实验确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性.然后建立了针对实际小断块单元油藏单井CO2吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析不同注气时机CO2吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律.从而得出适合于小断块单元油藏CO2单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法.     

榆树林油田CO2混相驱注气井极限关井时间研究

采用水气交替注入的方式开发低渗透油藏既可以扩大波及体积,补充地层能量,又能有效的防止气窜。但是现场施工过程中经常出现注气井的冻堵问题。通过软件模拟注气井井筒内部压力、温度分布规律,分析注气井冻堵原因主要为注气井长时间的关井导致地层流体返出到易冻堵段与井筒内CO₂反应形成冻堵物,因此采用试井的方法计算关井之后井筒内压力变化规律,进而得出地层流体到冻堵段的时间为该井的极限关井时间。研究结果表明,注气速度对井筒内温度场分布影响较大,随着注入速度的增加井筒内低温延伸越长;井筒内部1 000 m以内会发生CO₂气体的相态变化,造成该位置低温高压,极易形成水合物;最后根据油气两相渗流规律和关井后井筒内压力变化规律确定注气井极限关井时间为25 d。     

注气混相及非混相驱替物质平衡方程式

常规物质平衡方程在油田已广泛应用，然而对油田注气物质平衡方程的研究较少。注入气与油藏油接触时，油气体系间会发生相传质和传热，由于气体溶解于油中引起油的体积膨胀，所以注气过程中物质平衡方程与以前传统的没有考虑相间传质作用的物质平衡方程不同。从物质平衡原理和膨胀理论出发，建立起了注气混相及非混相驱替和气水交替注入过程物质平衡方程式。该物质平衡方程考虑了油气体系相间传质作用和油中溶解气体后的体积膨胀，为注气开发油藏的开发动态分析及预测提供了一种有效的手段。