水驱后特低渗透油藏氮气驱驱油特性分析

特低渗透油藏水驱采收率低,注入压力高,而氮气在特低渗油藏具有良好的注入性。本文在特低渗透岩心水驱后分别进行了常规的注氮气、水驱后水气交替、水驱后脉冲注氮气驱替实验。实验结果表明:特低渗储层微观非均质性导致气体在大孔道易形成窜流,水驱后常规注氮气提高采收率的效果有限。水气交替通过多轮次的注入使油藏中不同相态流体的分散程度提高,在优势流动通道中形成毛管阻力,促使后续注入气体进入局部致密区,可有效提高采收率16.37%;脉冲注气通过周期性注气方式,在局部高渗区和局部低渗区间形成压力扰动与交互渗流,使流体在地层中不断地重新分布,从而启动油层低渗区原油,提高采收率15.94%。此外,脉冲注气的注气压力比较低,与水气交替开采方式比较注入性提高。图6表1参12     

全直径砾岩长岩心水驱后烟道气驱油与埋存实验

选取新疆油田某砾岩油藏目的层段的5块全直径岩心拼接成直径10 cm、长度52.3 cm的长岩心组,利用中国自主研发的全直径长岩心驱替装置,模拟砾岩油藏衰竭、水驱、注烟道气驱、烟道气-水交替驱、CO2驱及烟道气埋存等全开发过程,并评价了烟道气驱的驱替特征和开发效果。研究表明,全直径岩心驱替实验可更大程度地模拟砾岩油藏的真实驱替特征和渗流特点;火驱产出烟道气可应用于砾岩油藏水驱后进一步提高采收率,取得较好开发效果的关键是选择合理的注气时机、注气压力、注气方式;水驱中期优势渗流通道尚未完全形成,此时适当提高油藏压力后转烟道气-水交替驱可避免烟道气过早气窜而形成无效循环,较大幅度提高采收率;烟道气-水交替驱油过程中,储集层可有效吸收烟道气中有害气体硫化氢,同时可实现烟道气的安全有效埋存。     

渤海A油田水气交替复合驱提高采收率先导试验研究

水气交替驱是增加油田水驱后波及体积和减弱注气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象的有效方法。本文阐述了国内外注气驱提高采收率技术的发展概况。根据水气交替复合驱的适用条件,经过油藏工程方案研究,选定渤海A油田为水气交替驱先导试验区。通过室内试验和数值模拟研究表明,氮气和水交替驱采收率较单纯水驱提高11%~12.6%。通过水气交替驱配套技术研究,确定氮气压缩机最大出口压力不高于17 MPa,研制出遇水膨胀封隔器,解决了管柱密封问题,并攻关形成了注氮设备海洋环境下连续运转技术和井下分层注气工艺技术。最后对水气交替驱数据监测、效果评价和改善水气复合驱波及效率技术进行了总结。     

断块油田不同方式注氮气的研究与实践

断块油田水驱开发后期都面临高含水的问题,如何降低含水提高油藏采收率一直是研究重点。着重在通过氦气对地层由膨胀降粘及长岩心水气交替物模实验基础上介绍了注氮气降水增油机理和在现河断块油田采用氮气吞吐、气水交替驱以及泡沫驱等不同注入方式下的矿场实践情况,分析了影响注气效果的因素,为断块油田注氮气提供一些经验。     

郝家油田河11块特高含水期提高采收率技术研究

针对郝家油田河ll块特高含水期的开采现状，用油藏数值模拟的方法对其提高采收率的可行性及提高采收率技术进行了研究。结果表明．若采用微凝胶调驱方案．增油幅度相对要小一些．但技术上比较简单，容易实施；采用水气交替注入调驱方案，增油幅度相对要大一些，但技术上难度比较大；采用微凝胶与水气交替注入综合调驱方案，实施后开发效果最好．但实施起来难度也最大；在保证不发生气窜的前提下，实施强化注气调驱方案，有利于提高采收率。     

水气交替注入提高低渗裂缝性油藏采收率技术研究

水气交替注入应用于裂缝性油藏,注入的气体可以维持地层压力,交替注入的水可以增加注入气体的粘度,减少气窜,从而提高驱油效率。水气交替注入主要有二氧化碳水气交替注入、烃混相水气交替注入和氮气水交替注入等方面的研究。裂缝是气水发生突破或窜流的主要通道,因此,在该类油藏中进行水气交替注入开发需要对水气的窜流与突破进行特别的对待,注意防止这类现象的发生,以提高原油最终采收率。     

低渗透裂缝性油藏水气交注非混相驱提高采收率研究

低渗透油田进入注水开发以后,由于储层天然裂缝发育,导致油井含水急剧上升,产量迅速下降,油藏采出程度低。为进一步提高油藏采收率,达到降水稳油的目的,进行了水气交注非混相提高采收率室内试验,通过实验分析了注入方式、气液比及温度对采收率的影响。实验结果表明,氮气驱+水-氮气交替注入段塞效果最好;气液比在1∶1至3∶1范围变化时,随着气液比增大,最终驱油效率提高,并且提高效果较明显;温度对水-氮气交注非混相驱的驱油效率有一定的影响但不明显。在低渗透裂缝性油藏实施水气交注非混相驱是切实可行的,具有较好推广应用价值。     

数值模拟分析水气混注的影响因素

水气交替注入和水气混注能提高波及系数。因此,水和气混注能够提高衰竭式油藏的采收率。相对于水气交替注入方式来说对水气混注方式了解的不多,本文主要研究的是影响混相水气混注驱油的因素。本文使用油藏数值模拟方法,以固定比例分别注入水和气到两口水平井中。为了得到更好的波及效率并且增加在水气分离前运移的距离,气体注入到油藏的底部。测试了不同位置的注入水效果。还有储层纵向渗透率对储层波及系数和原油采收率的影响。     

低渗透挥发性油藏注烃类气驱室内实验研究

通过注烃类气驱实验研究，了解文留油田低渗透挥发性油藏注气开发的一般机理和开发特点。采用PVT分析方法分析地层流体的物理性质、注入溶剂的组份；通过细管实验研究地层流体同注入溶剂在130℃时的最小混相压力；长岩心驱替实验分析气驱、水驱、水气交替注气的采收率、压力的变化规律。细管实验研究表明，最小混相压力为47．1MPa，长岩心注天然气驱替实验表现出近混相的特征。天然气驱注气压力低，采收率高，适合于文南油田低渗透挥发性油藏。     

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.     

低渗透砂砾岩油藏二氧化碳驱提高采收率

焉耆盆地本布图油田低渗透砂砾岩油藏早期采用注水开发,储集层伤害严重,注水困难,采出程度低,亟需开展转换注驱研究,进一步提高采收率。为确定本布图油田低渗透砂砾岩油藏注CO₂提高采收率的可行性,开展了室内实验研究。结果表明,研究区地层原油膨胀性好,易降黏,易混相;最小混相压力为25 MPa,在目前地层压力下可达到近混相驱,驱油效率较高,具有大幅提高采收率的潜力。利用数值模拟对CO₂驱开发技术进行优化设计,采用五点法井网,连续注气开发,预计提高采收率13.37%,CO₂换油率0.330 t/t,为下一步矿场试验提供了理论依据。     

砾岩油藏弓形井多级水平缝压裂聚驱采收率数值模拟

砾岩油藏非均质性较强,注水开发极易形成水流优势通道,注入水波及效率较低,含水率上升快,开发效果较差.为此,针对相变快、储集层连续性较差的浅层砾岩油藏,提出了采用弓形井多级水平缝压裂改造的方式,以提高聚合物驱的采收率.基于克拉玛依油田七东1区西北区块的地质模型,对高含水砾岩油藏进行生产动态历史拟合,在此数值模型的基础之上...     

多层油藏火驱开发模式探讨

针对多层油藏火驱开发过程面临的点火初期井筒内发生燃烧和储层纵向有效动用程度低、油藏动态跟踪和调控难度大等问题,结合室内实验数据、矿场试验数据,运用油藏工程分析方法,明确了火驱的本质特征是高温氧化反应,保证高温氧化的最关键参数是不同阶段注气强度,火驱开发是一种末次采油方式。将上述研究成果应用于多层油藏火驱开发方案设计中,结果表明:多层油藏火驱开发方案应细分开发层系,开发目的层的总厚度应小于30 m,含油层段厚度应小于20 m;开发程序可采用自下而上、逐层上返,通过层间接替实现长期稳产。研究内容对多层油藏火驱开发提高采收率和降低工程风险具有重要意义。     

大庆榆树林油田天然气驱油研究

随着勘探开发的不断深入和发展，我国低渗油藏所占的比例正不断加重，如何高效开发这类油气藏是石油工作者面临的一项重要任务。注天然气开发油藏已成为提高原油采收率的重要技术手段，对于高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和低渗透油藏，注天然气开采具有显著的效果。注天然气可更好地保持地层压力，解决注不进水造成的困扰。大庆榆树林油田属于低渗透的大型油田，注水开发效果差，为了大幅度提高此类油田的采收率，进行了一系列天然气驱油实验，包括细管实验和长岩心注入工艺实验，分析了影响采收率的因素和机理，并且采用数值模拟技术手段进行了模拟研究，结果表明大庆榆树林油田天然气驱只能非混相驱，天然气驱非混相驱可以大幅度提高油田采收率，天然气驱关键的因素是注入段塞的大小和注入的压力等方式的选择。     

文昌某区低渗凝析气田循环注气可行性研究

针对文昌某区低渗凝析气藏反凝析现象严重、边水水侵加剧、产量递减快等问题,系统地开展了循环注气提高凝析气藏采收率可行性研究,通过PVT、岩心驱替等实验手段,明确了注入不同CO₂含量干气的提高采收率机理,应用组分数值模拟方法,明晰了不同开发方式下的驱替特征,深度优化了注入方式、注气速度等关键注采参数。研究显示,目标区可通过循环注气大幅改善开发效果,注入富含CO₂的干气可以有效抑制反凝析及边水水侵,提高凝析油气采收率。预计循环注气10年,凝析气采出程度达57.65%,凝析油采出程度达36.88%,与衰竭开发相比分别提高14.63%和10.17%,有效延长气藏经济寿命期。该成果为区块的高效开发提供了技术支撑,对类似的凝析气藏开发也具有重要指导意义。     

任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。     

潜山油藏注气重力驱高精度数值模拟

雁翎油田雾迷山组潜山油藏为碳酸盐岩底水块状油藏,早期曾开展过井组注氮气现场试验,形成了44 m的油柱,目前油藏已进入可采储量采出程度高和含水率高的双高开发后期,亟需转变开发方式。以室内实验、早期现场井组试注经验、测井解释成果等为基础,通过优化地质模型,搭建数值模拟高性能云计算平台,优化双重介质潜山油藏数值模型,在网格精度为60 m×60 m×3 m,总网格数为97×10 ⁴的模型基础上,开展了注气重力驱高精度数值模拟,编制了雁翎油田潜山油藏注气重力驱方案。方案预测提高采收率11.8%,最终采收率可达43.4%,效果显著,可为同类型油藏的开发方案设计提供借鉴。     

涠洲12-1油田注气重力辅助稳定驱替机理研究

涠12-1油田涠四段油藏注采井网不完善,并且在钻完井过程中由于储层受到严重污染,注水较晚,最终导致涠四段油藏地层压力下降,开发效果不好。为改善该油藏开发效果,试图进行注气开发,为确定油藏注气开发的效果,结合油藏的地质油藏特点,综合运用带倾角的长岩心注气重力稳定驱、带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型,并采用注气驱机理数值模拟的方法对注气驱替机理进行了研究。模拟结果表明,涠洲12-1油田中块涠四段注气非混相驱油的主要机理为重力分异辅助作用,储层非均质性、油气毛管压力和注入气黏度变化对注气驱油的采收率影响较小。采油速度不超过5%,注气近混相驱可以形成比较稳定的下倾气驱油界面,且比注水开发将提高采收率10个百分点以上。     

碳酸盐岩油藏改善注水开发效果试验研究

双重孔隙介质的碳酸盐岩油藏在稳定注水采油后岩块系统还存在大量剩余油，而不稳定注水方法可在一定程度上提高水驱油效率。室内物理模型实验、数值模拟计算及现场试验结果一致表明：在碳酸盐岩油藏注水开发后期采用衰竭式降压开采，周期注水等不稳定注水方式，能够提高水驱油效率，改善油藏开发效果，获得良好的经济效益。     

六东区克下组砾岩油藏精细描述研究

六东区克下组油藏是克拉玛依油田早期注水开发的Ⅲ类砾岩油藏，经历了冷采、注水、蒸汽吞吐和蒸汽驱等不同开采阶段，为新疆油田重要的热采生产区块。 本次从该油藏静态研究入手，结合动态开采特征，对构造特征、地层特征、沉积微相及储层特征分布等进行描述，精细刻画油层非均质性以及油、汽、水分布特征，建立三维地质模型，为全面认识评价油藏、数值模拟及开发调整跟踪研究提供了依据和技术保障。