腰英台特低渗透油藏CO2驱油井见气规律研究

机理研究和国外矿场实践表明,CO2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1 a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CO2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CO2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.     

注气压力对特低渗透油藏co2驱气窜的影响规律研究

为了确定注气压力对特低渗透油藏co2驱气窜的影响规律,为延长油田co2驱矿场先导试验选取合理的注入参数提供依据,通过室内实验结合矿场实际情况,设计开展了5组不同注气压差下的co2驱替实验。分析表明,扩散速度随注气压差的增加而增大,见气时间和气窜时间随注气压差的增加而缩短。气窜时间和见气时
间随注气压差的变化特点相同,且两者的时间间隔随注气压差的增大而缩小。见气前采收率随注气压差的增大先增大后减小,气驱采收率随注气压差的增大而增大,但在见气采收率发生拐点后增幅变缓。建议矿场试验实施时要选取合理的注采参数,延长见气时间,提高波及体积和见气前采收率。     

特低渗透油藏二氧化碳驱气窜影响因素及规律

针对特低渗透油藏CO₂驱存在气窜、注气开发效果差、气窜影响因素认识程度低、气窜治理不及时等问题,从储层发育特征、原油物性及注采井生产情况出发,利用数值模拟方法揭示了不同因素影响规律,运用灰色综合评估法定量评价了诸因素影响强弱,明确了气窜主要影响因素,制订气窜程度分类界限,建立气窜程度评估模型。研究表明,气窜主要影响因素（由强到弱）为：裂缝密度、非均质性、渗透率、注入强度、地层原油黏度及孔隙度;当评估值大于0.55时,气窜程度非常严重,当评估值小于0.25时,未出现气窜;气窜程度评估模型计算结果符合率达到90.6%,证明该模型的准确性。研究成果为现场及时采取气窜防控措施、改善注气开发效果提供理论基础。     

腰英台特低渗油藏改善注水开发效果实践与认识

腰英台特低渗裂缝型油藏储层非均质性严重,注水开发特征表现为水驱储量控制程度低,注水压力高,波及体积小,沿高渗透带突进明显,水淹程度高,而在低渗透带剩余油丰富。通过水井重复射孔、油井转注、水平井分段压裂、水井调剖、周期注水等方式有效地改善了其注水开发效果。     

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％。     

安塞特低渗透油藏微生物驱油矿场试验研究

为解决安塞特低渗透油田开发中后期生产区块综合含水逐年升高、采收率提高难度大的问题,引进了先进的微生物采油技术,通过菌种优选、菌液性能评价以及合理注入参数界限选择,成功地开展了矿场研究和试验,试验结果证实,微生物驱油具有较好的降水增油作用,是特低渗透油藏提高采收率技术的发展方向.     

胜利正理庄油田特低渗透油藏CO2驱气窜规律研究

胜利正理庄油田高89-1块属于特低渗透油藏,不适合注水开发。通过现场开展CO2驱提高采收率先导试验,改善了特低渗透油藏的开发效果;但由于储层非均质性、采出程度以及井网井距的影响,采出气组分中CO2体积分数大于50%,气窜现象严重。通过对气窜的影响因素分析和变化规律研究,采用波动注气、间开间注、控制注入速度等多种方式减缓气窜,提高了CO2的注入效果,平均单井增油0.8t/d,取得了良好的增油效果。     

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。     

特低渗透油藏注CO_2驱油注入方式研究

针对特低渗透油藏水相难以有效注入、水气交替难以有效实施的问题,提出采用周期注气来改善特低渗透油藏注CO2驱油效果。首先通过与其他注入方式的对比,分析周期注气的优缺点,指出其比较适合特低渗透油藏。然后采用数值模拟的方法,研究周期注气改善驱油效果的机理,分析认为周期注气能够有效改善流度比,扩大CO2的波及体积,降低粘性指进的影响。最后将周期注气应用到特低渗透油藏芳48和树101区块的方案编制中,数值模拟结果表明,与连续注气相比,周期注气可以有效提高CO2的换油率,减缓油井气窜,最终提高采收率;并且在现场生产过程中,周期注气可以明显降低油井油气比上升速度,改善油藏开发效果。     

特低渗透油藏CO2混相驱和非混相驱水气交替注采参数优化

以大庆油田贝14区块和树101区块为研究对象,应用油藏数值模拟方法,优化了CO2混相驱和非混相驱水气交替的注采参数.采用经济评价的方法,以经济利润为目标,对CO2水气交替过程中的水气比、注气速度、水气交替时间和水气交替时机4个参数进行了优化研究.结果表明,对于CO2混相驱,气油比达到50 m3/t时开始水气交替,水气比...     

新疆油田超低渗透油藏注水开发储层损害研究

超低渗透储层由于其特殊的孔喉特性,在注水开发过程中对外来流体的悬浮物含量与结垢性等都有很严格的要求,如何在注水开发过程中降低储层损害与有效保护储层孔喉成为高效开发超低渗透油藏的关键。以新疆油田某区块为例,通过储层敏感性评价与注入水结垢分析,明确了注水开发过程中储层的损害因素。结果表明：该区块储层具有中等偏强的水敏、较强的盐敏以及中等偏强的碱敏性损害;混合注入水容易产生以Ca2＋为主的不溶性结垢,导致堵塞注水管线及储层孔喉。因此,超低渗透油藏在注水开发过程中,不仅要注重储层保护措施,更要严格控制注入水水质,从而有效地保护储层,为长期高效的开发奠定基础。     

延长油田CO_2驱储层物性变化规律

CO_2驱油可有效动用低渗透、特低渗透油藏,目前延长油田已经开展了CO_2驱矿场先导试验,并取得了一定的成果。文中根据延长油田储层物性特征,针对CO_2注入储层引起孔隙度、渗透率及润湿性等物性特征的变化,进行了CO_2驱储层物性变化规律的实验研究。结果表明:延长油田靖边CO_2试验区储层矿物中,不同程度的含有斜长石、石英、钾长石、浊沸石、方解石及黏土矿物,其中以斜长石和黏土矿物为主,其次是石英和钾长石,还有少量的浊沸石和方解石;在一定的压力范围内,随着注入压力增大储层孔隙度变化率先升高后降低;随着CO_2与储层反应时间的增加,储层渗透率恢复值是增大的;随着注入压力的不断增大,储层渗透率降低;CO_2与储层接触后储层的亲水性增强,有利于提高原油采收率。     

低渗透油藏CO_2驱井网模式数值模拟

文中介绍了几种CO2驱常用井网模式的特点及适用范围,根据大庆油田外围某低渗区块地质与流体物性参数建立地质模型,在相态拟合的基础上对CO2驱不同井网模式进行了数值模拟研究。结果表明：该区五点井网的采出程度和地层压力保持程度要高于正方形反九点井网;五点井网中,排距与井距之比处于0.20~0.33和0.90~1.12范围内时采出程度较高,正方形井网的采出程度最低;储层中渗透率的各向异性、层内非均质性及天然裂缝的发育,使得同一井网密度下不同井排距方案的采出程度差异变大,并且会造成CO2的不均匀推进,影响采出程度。     

低渗水驱油藏水平井见水后产能研究新方法

在利用水平井开发低渗水驱油藏的过程中,油井见水是制约其产量的一个重要因素。 基于Joshi 水平井产能分析理论,将水平井三维渗流问题简化为 2 个二维平面渗流问题,考虑启动压力梯度,利用保角变换方法分别获得了 2 个二维平面内的产量公式,再结合水驱油藏中非活塞式驱替过程油水两相渗流特征,最终求得了低渗水驱油藏中水平井产油量计算新公式。通过实例计算与对比发现,本文公式与水平井单相经典产能公式计算结果虽然均比实际产油量大,但是本文公式计算结果与实际产油量相对误差最小,为 2.94%,从而证明本文公式准确性较高、实用性较好。 此项研究为低渗水驱油藏水平井见水后产量预测提供了新的思路。     

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。     

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。     

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。