改善特低渗透油藏注二氧化碳驱油效果的方法

大庆外围扶杨油层为特低渗透、低流度和低产量的油层,在注水开发条件下无法有效动用.以芳48断块为对象,采用数值模拟技术,利用Eclipse软件研究改善注CO2驱油效果的方法.研究结果表明,超前注气能够提高油藏压力和初期产能,降低特低渗透油藏早期的产量递减;周期注气能够有效改善流度比,扩大CO2的波及体积,降低黏性指进的影...     

特低渗透油藏二氧化碳驱油先导性试验研究

鉴于温室气体对世界大气环境的污染和危害,CO2地质封存及高效利用引起;、们高度关注。向油藏中注入CO2可使部分CO2有效地吸附在油藏的孔隙中,起到碳捕集和地质封存的作用,同时可以有效地补充地层能量,增强原油流动性,有效提高油井产能,提高石油采收率。川口油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部,是典型的特低渗透油田,通过室内储层模拟研究表明：随着注CO2气量的增加,驱油效果越来越好,且CO2水气交替、非固定气液比的注入试验见效快,原油采收率高;同时．矿场CO2驱油先导性试验表明：CO2驱油能显著提高低渗透油藏油井产能,改善开发效果,油层对CO2吸附和埋存量大,利用C02驱油技术开采特低渗油藏是有效可行的。     

卫42块特低渗透油藏氮气驱研究

在研究中原油田卫42块油藏构造,储层物性特,流体性质及开发特点的基础上,探讨了深层特低渗透油藏提高收率,提高开发水平和经济效益的有效途径。利用室内实验结果,分析了氮气驱油和水驱油的特征以及对其采收率的影响,研究分析氮气驱技术和经济上的可行性,认为卫42块低渗油藏完全满足氮气驱的条件,在卫42块进行单井注氮矿场试验,结果周围对应的2口井产量增幅达53．0％,数值模拟预测,采收率可提高8．0％。     

吉林特低渗透油藏CO2驱油开发效果探讨

特低渗透油藏的自身特征决定了其开发难度大于常规油藏,存在“注不进,采不出”等问题。注 CO₂提高采收率技术应用于特低渗透油藏潜力巨大,如何改善其驱油效果是合理高效开发的关键。通过室内特低渗透 长岩心物理模拟实验,采用12种方案进行CO₂驱油效果评价。研究表明,超前注气相对于同步注气可以提高采收率4.69％,驱油效果优于同步注气,其CO₂气体突破早于同步注气。不同注气时机实验采收率与转CO₂ 驱油时产 出液含水率呈负对数关系,总压力梯度变化呈 Ｍ型,转注CO₂驱油后存在滞后效应,采用小流量可以达到增产目 的。不同注气段塞实验采收率与总注入流体中CO₂所占体积比例呈正相关关系。不同气水比和CO₂ 驱油实验CO₂突破时间较为一致,水驱油和CO₂驱油实验总压力梯度变化较为一致。应用于特低渗透油藏开发,提出超前 低速注气、气水交替和后期水驱策略,多种注采方案,进行分区试验。     

注入气体及注气压力对特低渗透油藏驱油效果影响实验研究

在分析大庆油田芳48特低渗透试验区块油藏烃类组成、原油及注入气体物性的基础上,通过室内注气驱油实验,研究了不同注入气体(二氧化碳、天然气和氮气)及注气压力对驱油效果的影响.实验结果表明,二氧化碳驱采收率最高,其次为天然气,氮气驱效果最差.随着注气压力的升高,注入能力增强,原油物性得到很好的改善,从而增加了地层原油采出程度.     

长庆油田特低渗透油藏二氧化碳驱提高采收率室内评价

为了有效开发低渗透、超低渗透油藏以及降低周边企业温室气体的减排压力,合理有效利用二氧化碳(CO2)气体,在长庆油田开展了注CO2提高采收率的室内岩心驱替实验,对CO2的注入方式、注入量及与渗透率的关系进行了研究.实验结果表明,低渗透油藏采用CO2水气交替驱能提高驱油效率,平均可提高13.3%;对于渗透率大于1.0×10-3μm2的相对高渗透岩心,驱油效率提高幅度最大,平均提高了17.6%;为了获得较高的驱油效率并且降低生产费用,水气交替驱注入孔隙体积倍数应为0.5～1.0.     

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。     

鄂尔多斯盆地浅层特低渗透油藏氮气驱实验研究

浅层特低渗透油藏衰竭式开发效果较差,注水开发过程中存在注不进的问题,氮气驱技术为提高特低渗透油藏采收率提供了一种有效手段。结合矿场实际,通过对特低渗透岩心氮气驱开发效果的研究,分析了注入参数对水驱后氮气驱开发效果的影响,对比了单纯氮气驱和氮气与水交替注入时水驱驱替压力的变化,优化了特低渗透岩心氮气驱与水驱段塞比例。人造和天然岩心驱替实验结果表明,水驱后氮气驱可提高浅层特低渗透油藏采收率3%~10%,二次水驱时驱替压力增加,含水率较低时进行氮气驱效果较好;水驱后氮气驱采出程度与气体注入量变化存在阶梯性上升趋势,改变了以往采收率与气驱注入量单调性上升的认识,对于不同油田的注入要求可以选择气体注入量局域性最优值;相对于单纯氮气驱,氮气与水交替注入采收率有所增加,注入压力可明显提高,气水交替注入6轮次时压力最大增加约1.5 MPa,气水段塞优化最佳比例为2∶1。     

特低渗透油藏水驱后氮气驱油实验

利用物理模拟实验,开展了特低渗透油藏水驱后氮气驱油的效果及特征研究.结果表明:氮气驱可在水驱波及区内提高原油采收率3.4％左右,见气前与低气液比阶段是油井的主要采油期,后续注气压力梯度为注水压力梯度的1/4 ～ 1/3;多个油层合注合采时,氮气驱波及程度低,低渗透层不具备吸气能力,气体完全进入高渗透层;气窜在高渗透层形成后,剩余油主要分布于低渗透层.选用SCT-1复合凝胶体系对已形成气窜的高渗透层进行封堵,调节高渗透层与低渗透层的吸气能力,封堵后的高渗透层吸气能力变弱,低渗透层剩余油被有效开发.注气封堵结合可有效抑制气窜,提高氮气驱波及程度.     

特低渗油藏不同CO2注入方式微观驱油特征

为研究特低渗油藏CO₂不同注入方式的微观驱油特征和孔隙动用下限,利用核磁共振技术,分析了连续CO₂驱、水驱后CO₂驱以及水气交替驱后岩心的微观剩余油分布。实验结果表明,水驱后CO₂驱和水气交替驱均能获得较好的驱油效果,连续CO₂驱能够动用更小孔隙中的原油,水驱后CO₂的注入弥补了水驱难以动用微、小孔隙（孔径小于0.5 μm）中原油的缺点,水气交替驱在中孔隙（0.5~5.0 μm）中取得更好的驱油效果。对于不同孔隙结构的岩心,储集层微观非均质性越强,小孔隙比例越高,不同注入方式下的孔隙动用下限也越高。综合来看,水气交替驱能够在长庆油田黄3区块长8油藏取得较好的微观驱油效果。     

特低渗油藏开发可行性动态评价

以鄂尔多斯盆地的特低渗BM油藏为例,在预测出油井不同时间的采液指数和含水率的基础上,分析油田在10年内的生产动态;在现有的经济技术条件下,对油田开发的经济性进行评价。结果认为采用压裂投产,初期产量可以达到17．14m^3／d,随着开采时间延长,产液含水率不断上升,产油量持续下降,到第10年含水达到80％,单井产油量下降到2．42m^3／d。通过经济评价可知,BM油田开发的内部收益率为69．37％．在经济上是可行的。     

考虑应力敏感超低渗油藏油水相对渗透率的计算

相对渗透率是描述孔隙介质多相渗流的重要参数.用JBN方法计算忽略了毛管压力.且研究表明,低渗介质中的流体流动并不遵循达西定律,在渗流过程中存在启动压力梯度,随着油藏的开采,储层应力敏感增强,启动压力梯度和应力敏感对油藏的影响都不容忽视.因此,传统JBN方法获得相对渗透率曲线的方法与实际有一定差异.在传统方法基础上,导出...     

SN油田FA2断块低渗特低渗砂岩油藏早期开发研究

FA2断块是SN油田众多断块群中的一个低渗-特低渗型砂岩油藏,通过开发初期的整体优化设计,制定了合理的开发技术政策,实施一次性完善注采井网、注采同步的开发方针.对低渗透储层采用酸化、压裂等措施,实现了低品位储量的高速高效开发,为低渗-特低渗油藏的成功开发提供了新的思路.     

裂缝性低渗透油藏注水方式的选择

根据松辽盆地和鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏储层中裂缝分布规律与注水开发动态特征,对油藏合理注水方式的选择进行了论证。指出采用矩形五点注水方式,在部署井网时,使井排方向平行于储层中裂缝的延伸方向,可以使井网最大限度地适应储层的非均质性,从根本上抑制裂缝在注水开发中的负面影响。研究结果表明,矩形五点注水方式(或者斜反九点注水方式)是开发好裂缝性低渗透油藏的首选注水方式。     

特低渗透油藏注水开发技术研究

近年来,特低渗透油藏的开发已逐步成为华池油田原油生产稳定发展的主要潜力;但其物性差、产量低,多属岩性油藏,天然能量匮乏,故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益,已成为华池油田持续发展的关键技术.根据华池油田长3油藏的地质特点和近7年的开发实践,提出提高特低渗透油藏注水开发水平的一些认识,希望对同类油藏的开发有所帮助.     

特低渗透储层的应力敏感性研究及应用

针对特低渗透储层开展了敏感性试验,研究储层渗透率随压力的变化规律,探讨了降压开采、超前注水对储层开发效果的影响.结果表明,特低渗透岩心具有较强的应力敏感性,随着有效压力的增大,渗透率急剧降低,且水测渗透率比气测渗透率更低;开展超前注水、把握超前注水时机能获得较高原油采收率;特低渗透储层SP199井区矿场实施超前、同步注...     

鄂尔多斯盆地三叠系特低渗油藏优化注采井网

针对鄂尔多斯盆地三叠系延长组特低渗透油藏物性差、产能低、储层具有裂缝、吸水能力较强等特征,通过优化布井,充分利用微裂缝增加储层渗流通道,抑制裂缝水窜,扬长避短,在防止暴性水淹,提高单井产量及最终采收率等方面取得较好的效果。     

裂缝性砂岩特低渗油藏合理井网研究

长庆铁边城油田属于特低渗透油藏,按照最佳配置裂缝系统、井网系统的原则,提出3种井网形式:菱形反九点、不等距线状注水和反七点井网,井排距分别为450m×150m,500m×100m,550m×150m。运用数值模拟方法,通过对比不同井网整体压裂后采出程度与含水关系以及经济评价,最终推荐适合长庆铁边城油田的井网形式为不等距线状注水,井距450m,排距150m。     

特低渗透油藏"二段式单向连续渗流"地质模型的建立

特低渗透油藏的产量计算一直困扰着油蔽工程师,原来一般利用平面径向流公式进行计算,但计算结果基本和实际产量无法进行对比,误差很大.分析认为,特低渗透油藏不遵循平面径向流规律,而应该按照平面平行稳定渗流模型进行产量计算.油层压裂后,遵循的不是简单的平面平行渗流,而是二段式单向连续渗流.在此理论基础上,首次提出建立了"二段式...