因地制宜发展中国注气提高石油采收率技术

提高石油采收率是油田开发永恒的主题,以北美国家为代表,世界提高石油采收率技术现以蒸汽驱为主导,注气驱具有很大的潜力和发展前景,化学驱不多。中国油田类型多,地质情况复杂,不应局限于水驱和化学驱,应因地制宣多元化地发展提高采收率的技术。注气驱（CO2、烃气、N2、烟道气、空气等）已在各大油气区探索发展,日益兴旺,但限于气源、注气设备、陆相地层复杂和观念转变等原因,还未取得突破性的规模化效应。注气技术发展的关键在于精心设计和施工,一切通过实践,在实践中积累经验,逐步形成了十项配套技术,培养了一批专门技术人才。在吸收国外先进技术和外资的基础上,发展中国高压注气设备势在必行。     

注气提高采收率技术进展及前景展望

在跟踪调研全球注气提高采收率技术发展及应用的基础上,总结分析了国外气驱提高采收率技术发展历程及CO₂驱、碳捕集利用与封存(CCUS)、烃气驱、顶部注气重力驱、空气驱等矿场成功应用实例和对中国发展气驱的启示。对中国以陆相沉积为主的油藏10余年CO₂驱(CCUS)、顶部注烃气驱、减氧空气驱等注气提高采收率技术领域形成的特色理论、关键技术和矿场试验进行了总结研究。参照美国注气技术发展历程,分析了中国适宜气驱的油藏类型及潜力、气源及注入方式、配套技术发展、试验类型及成效,明确了中国注气技术已处于从工业试验向工业化规模推广应用发展的关键阶段,未来5～10年有望上产至年产油(500～1 000)×10⁴t,将发展成为中国继热采、化学驱后最重要的油田提高采收率技术,对中国原油稳产将起到重要保障作用。同时分析了中国注气技术发展尚面临油藏条件、试验类型和规模、气源供给、配套技术及成本、政策支持等方面的问题,从国家和各大石油公司层面给出了加快气驱关键技术攻关试验及有效规模应用的对策建议。     

注气提高采收率技术进展及前景展望

在跟踪调研全球注气提高采收率技术发展及应用的基础上,总结分析了国外气驱提高采收率技术发展历程及CO₂驱、碳捕集利用与封存（CCUS）、烃气驱、顶部注气重力驱、空气驱等矿场成功应用实例和对中国发展气驱的启示。对中国以陆相沉积为主的油藏10余年CO₂驱（CCUS）、顶部注烃气驱、减氧空气驱等注气提高采收率技术领域形成的特色理论、关键技术和矿场试验进行了总结研究。参照美国注气技术发展历程,分析了中国适宜气驱的油藏类型及潜力、气源及注入方式、配套技术发展、试验类型及成效,明确了中国注气技术已处于从工业试验向工业化规模推广应用发展的关键阶段,未来5~10年有望上产至年产油（500~1000）×10⁴t,将发展成为中国继热采、化学驱后最重要的油田提高采收率技术,对中国原油稳产将起到重要保障作用。同时分析了中国注气技术发展尚面临油藏条件、试验类型和规模、气源供给、配套技术及成本、政策支持等方面的问题,从国家和各大石油公司层面给出了加快气驱关键技术攻关试验及有效规模应用的对策建议。     

国内外注气提高石油采收率技术回顾与展望

提高或改善石油采收率（EOR或IOR）是油田开发永恒的研究主题之一。本文对世界注气EOR技术的发展作了概述，着重阐述了注气油藏描述、水气交替（WAG）混相驱、近混相驱、轻油油藏注空气（低温氧化）采油、应用水平井进行气驱及注气单井吞吐等重要问题。综合国外经验和我国具体情况，指出发展我国注气事业的关键是气源问题，应采取多种途径解决。当前，要抓住汪气驱先导试验，加强注气提高采收率的理论和实验研究，作好技术和人才储备。     

提高采收率的注气实验评价体系

注气与常规的水驱及其它驱动方式相比有较大的特殊性，近年来由于各种气源的大量发现，越来越多的油田开发探索注气提高采收率的可行性问题，然而目前还未见到系统评价，配套实验及在开发中的应用方面的文献，根据多年研究的经验和国内外相关的报道，首先对注气相关配套实验及研究目的进行简要介绍，然后对不同种类的油田和注入介质的实验内容进行分析，为现场注气，室内评价实验内容的设置及研究提供参考。     

高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨

现阶段我国的油藏资源是非常丰富的,但是现在的社会在不断的发展,所以我国社会对油田的需求也是逐渐增大的,这些需求就对油藏资源的开发提出了更高的要求.油田生产管理水平的高低直接影响着油田生产的利益.结合高含水油藏注水驱的生产实践,采取提高采收率的最佳技术措施,保持油田长期稳定的高效产能,保证油井最佳产能,实现油田开发的产能...     

提高原油采收率技术发展现状

概述了世界上主要产油国的提高原油采收率方法的发展现状。分析了美国、俄罗斯、中国对提高原油采收率方法认识上的异同点、应用现状,为发展我国提高原油采收率技术提供借鉴。     

世界最大的注气提高采收率项目

据《欧洲油气杂志》 2 0 0 3年 6月刊报道 ,2 0 0 3年 5月份BP在北海MAGNUS油田启动了世界上最大的注气EOR项目。该项目涉及从位于设得兰群岛西部的Schiehallion和Foinaven两油田铺设 1条经设得兰SullomVoe终端向东北至MAG NUS油田的 2 0 0km输气管道。MAGNUS油田为英国北海海域最北部的一个油田。据BP称 ,向MAGNUS油田注气预计可额外提高 6 0 0 0〔10 4 bbl的原油产量。就规模、地理位置和距离而言 ,投资 5亿美元的MAGNUS油田EOR项目堪称世界第一。长2 0 0km、口径 5 0 0mm的输气管道也是该地区名列第一的管道。该项目为…     

吐哈油田注气提高采收率采油工艺技术研究

针对葡北油田高压水气交替注入工艺实施中出现的问题和温五区块利用老井实现水、气交替注入的要求，对温米油田温五区块注气采油工艺技术进行研究和配套。主要包括注气能力分析及压力等级设计、泣气管柱设计、选型和注气井改造工艺技术。     

大张坨凝析气藏循环注气的动态监测

对于循环注气开发的凝析气藏，全过程动态监测工作十分重要，但目前国内还没有可借鉴的方法。以大张坨凝析气藏为例，建立了一套适合于凝析气藏循环注气开发的动态监测体系和监测结果的分析方法。监测对象包括开发过程中的地层压力、示踪剂运移规律和井流物组分变化。监测数据和分析结果为大张坨凝析气藏合理开发及动态调整提供了依据，从而达到提高采收率之目的。     

Evaluation of the EOR Potential in Hydraulically Fractured Shale Oil Reservoirs by Cyclic Gas Injection

Gas flooding in fractured reservoirs may not be an effective avenue for improving oil recovery because the injected fluids could break-through to production wells via the fracture network. A cyclic injection scheme is one way to solve this problem. In this study, the authors propose to use cyclic gas injection to improve hydraulically fractured shale oil recovery. They used a simulation approach to evaluate the enhanced oil recovery (EOR) potential from cyclic gas injection. The simulation results indicate that total oil recovery can be increased up to 29% by cyclic gas injection, compared with the 6.5% recovery from the primary depletion. If a higher pressure is used to reach fully miscibility with reservoir oil and more cycles are employed, more oil recovery is expected.     

低渗透油藏注气提高采收率前景分析

低渗透油藏的储量是难采储量的主要部分，如何提高低渗透油藏采收率已成为当务之急。文章分析了低渗透油藏的特点，介绍了国内外低渗透油藏注气提高采收率情况及实例，分析了低渗透油藏注气方式，认为先注气效果好于先注水，段塞的长度、注入体积、注入压力、注入速度等要根据具体情况来确实，文章还对我国低渗透油藏注气提出了若干建议，这为低渗透油藏注气项目的开展提供了参考依据。     

Application of Gas Injection and Recycling to Enhance Condensate Recovery

Condensate loss is one of the major challenges in the gas condensate reservoirs. It results in a reduction of gas permeability and gas productivity. Different methods have been proposed to mitigate the condensate dropout and increase gas and condensate productivity. One of these techniques is gas recycling. Moreover, dry gases such as methane, nitrogen, and carbon dioxide are good candidates for this purpose. The authors investigate the effect of gas recycling and gas injection on an Iranian gas condensate reservoir. First, a literature review of the subject matter was carried out, followed by an introduction of the field. Afterward, steps performed for construction of dynamic model were described. Then, specified production scenario for development plan of the field was presented. A sensitivity analysis was carried out to determine the optimum number of additional wells to meet the target rate of the field. Consequently, injection scenarios including gas recycling, methane injection, nitrogen injection, and CO₂ injection at different injection rates were studied. Results indicated that nitrogen injection and gas recycling can improve recovery factor and plateau time rather than other cases. At high injection rates, gas recycling showed the highest condensate recovery (47%) among these scenarios.     

我国吸收法油气回收技术发展状况

介绍了油气回收技术的发展现状;具体分析了国内使用的3种不同吸收剂的油气回收装置的情况。     

低渗油藏注气发展潜力与问题

我国低渗透储量大，动用难度大，动用程度低，注气对这类油藏有独到优势，尤其是目前全世界对环保越来越重视，降低温室气体排放已成为共识，CO2驱开发油藏已越来越多，注气已逐渐形成一种主流的低渗透油藏开发技术。本文分析了国外现执行的低渗透油藏注气项目情况，总结了其渗透率及流体粘度、密度和油藏深度等特点，说明了国外注气的主要对象是低渗透油藏；分析了我国低渗透油藏特点，总结了目前国内外低渗透油藏注气的实施情况，分析讨论了低渗透油藏注气过程中应当考虑的技术问题，根据我国部分油田的实施与研究情况说明了注气在低渗透油藏开发中的巨大潜力，对指导我国低渗透油藏注气开发有直接的指导意义。     

一种简易高压注气管柱的探讨与应用

鉴于国内高压注气管柱投入过高的状况,在现有注气管柱设计的基础上,针对中原油田高压注气现状,设计出一种结构上更为简单的注气管柱。通过受力分析及地面试验,对该管柱结构的合理性、承压状况及气密封性能进行了论证,结果表明:所设计管柱可完全满足高压注气承压及气密封的技术要求;管柱在现场油套环空替入平衡液的情况下,最高井口承压达62MPa,稳定承压56.5MPa,最高气密封压力达51.5MPa,稳定工作时间在半年以上。设计的简易管柱完全可满足小断块油田高压注气的要求。     

基于注气井刻度法凝析油气产出剖面解释方法

通过对循环注气XY凝析油气田注产剖面测井特性的研究,提出并建立注气井刻度法产出剖面测井解释方法和模型。研究分析23口井注气井干气密度值与温度、压力数据关系,拟合出干气密度值与温度、压力的关系式,应用Standing公式计算的凝析油地层体积系数推算出井下凝析油的密度值。干气的体积系数利用地面干气密度值与计算出井下干气密度值的比值确定。在1口凝析油气井产出剖面测井解释实例中计算出的油、气单相误差在9%以内。该方法为循环注气凝析油气田产出剖面测井解释提出新的解释方法,取得了较好的应用效果。     

Experimental and Zero-dimensional Analysis of CO2-N2 Gas Cyclic Injection Processes

Abstract

This study investigates the influence of dominant mechanisms in the cyclic injection of a CO₂ and N₂ process through laboratory experiments. A PVT cell was used to perform six cycles of injection at typical conditions found in shallow depleted oil reservoirs (150 psig and 70°F)—the prime reservoir candidates for gas cyclic injection. These conditions are kept for five different injected mixtures, said 100%–0%, 80%–20%, 53%–47%, 20%–80%, and 0%–100% of CO₂ and N₂ respectively. Experimental results are presented to reveal the mechanisms taking place during this process. A zero-dimensional model, based on a tuned cubic EOS, is proposed to successfully predict a component's trend through all cycles and observed experimental compositions in both phases.