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东濮凹陷低渗油藏储量丰富,注水驱油开发效果欠佳,亟需新的驱油技术降本增效.在对低渗油藏卫42块开展油藏研究和模拟试验的基础上,优化设计气驱注采比和注气量,在卫42块实施气驱先导试验,对比分析了注CO2前后地层压力、CO2驱油效果和CO2泄漏监测情况.结果表明:低渗油藏卫42块注CO2驱油有较好的效果,地层压力回升,但是... 相似文献
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莫北三工河深层低渗非均质强水敏油藏注水开发效果较差。为探索更有效提高采收率技术,以莫109区块为目标区,开展了水驱后注CO_2提高采收率可行性研究。首先进行流体相态测试和模拟,分析了地层原油注CO_2相态配伍性和混相程度;然后模拟油藏高温高压条件下注水和注CO_2驱油效率对比长岩心实验;最后在实验基础上运用多组分模型数值模拟技术,在历史拟合基础上对CO_2驱注采参数进行优化设计。结果表明,通过5口注水井转注CO_2,10 a内原油阶段采出程度比水驱增加7.15%,目标区注CO_2比注水具有更好的提高采收率潜力和开发可行性。 相似文献
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针对鄂尔多斯盆地某超低渗透油藏注水开发矛盾突出、水驱动用程度差和原油采收率低等问题,基于超低渗透油藏特征及国外CO_2驱的成功案例,提出了CO_2吞吐提高采收率的开发思路。通过长岩心驱替实验,结合换油率和驱油效率来综合评价CO_2吞吐在超低渗透油藏的开发效果,并进行了CO_2吞吐注采参数的优化。研究结果表明,当油藏压力大于最小混相压力(20.78 MPa)时CO_2吞吐能获得较高的采收率;当CO_2吞吐段塞大小为0.1 PV、焖井时间为24 h,吞吐3轮次时的CO_2吞吐的开发效果最佳,驱油效率为56.39%,平均换油率为0.454。 相似文献
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方法:在分析总结了千22块莲花油藏蒸汽吞吐开采及近期转注水井组开放动态的基础上,采用油藏数值模拟方法,以63-447井组(9口井)为模拟研究生,就影响油藏注水开发效果的注水指标,地层压力保持水平,注采井网,注水方式以及注水温度等因素进行数值模拟研究。目的:优化注水参数,改善水驱效果,结果:在综合评价20个不同模拟方案的基础上,提出了最佳注水方案:即采用五点井网,以1.2的注采比恢复地层压力至6.0Mpa后保持压力开采,采用50℃水周期注水开发,在条件允许的前提下,含水率小于95%时可采用100摄氏度热水驱,预计最终可提高采收率10%,结论:本研究结果对改善千22块莲花油藏注水开发效果具有重要意义,对我国其它普通,稠油油藏的注水开发也具有一定的参考价值。 相似文献
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低渗油藏在中国分布较广,所占的比例较大,但是利用传统的水驱方法无法有效的动用,目前国内外在低渗油藏开展CO_2驱已取得显著效果。为了合理开发低渗油藏CO_2驱,本文针对低渗透储层,利用数值模拟方法,研究了考虑启动压力梯度的数值模拟研究,建立组分数值模拟模型,对不同启动压力下的CO_2驱的压力传导特征及开发效果做了详细的分析,根据数值模拟结果,随着启动压力的增加,CO_2驱采出程度减小;设定相同启动压力下,不同相带下部署注采井网得到CO_2驱波及范围为河道相注河道相采席状砂注河道采河道注席状砂采席状砂注席状砂采。 相似文献
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塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注CO2可行性研究 总被引:1,自引:0,他引:1
为了探索塔河油田注水替油开发后期提高采收率的技术手段,开展了注CO2驱油实验和数值模拟研究.选择典型碳酸盐岩缝洞单元S86,采用物理模拟和理论模拟相结合的方法,评价了塔河油田稀油注CO2开发的可行性.利用高温高压PVT仪研究了S86地层流体注CO2气的增容膨胀性;利用细管实验测试了地层流体注CO2的最小混相压力.在实验分析和模拟的基础上,运用组分模型开展了塔河油田S86区块注气数值模拟研究,对比了衰竭式开发、注水开发、注烃类气和注CO2气开发的效果.研究结果认为,塔河油田S86区块稀油注CO2混相压力为26.3 MPa,在地层条件下可实现混相驱;数值模拟结果显示注CO2驱在水驱基础上可提高采出程度9.45%. 相似文献
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隆锋 《大庆石油地质与开发》2017,36(5)
针对大庆外围低渗透裂缝型茂Z油田储集层物性差,部分裂缝发育井区裂缝性见水、基质受效差,层间、平面矛盾突出等问题,在前期周期注水试验取得较好开发效果的基础上,开展了周期注水参数优化研究。采用相控方法建立精细三维地质模型和数值模型,优化间注方式、间注时间和注水强度,并依据参数优化结果开展矿场试验。试验井区控水增油效果明显,预计提高采收率1.2百分点以上,研究结果为低渗透裂缝型油藏的经济有效开发提供了技术手段。 相似文献
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针对定边低渗油田注水开发中后期水驱油效率变低、注水开发效果变差的问题,开展了表面活性剂驱油技术研究。通过室内实验优选出表面活性剂HB-DB-1体系,该体系在0.2%质量分数、0.3 PV注入体积条件下可提高采收率11.1%,并可降低驱替压力。优选出试验井组HK17A,编写井组现场试验方案,预计井组可提高采收率2%~3%。 相似文献
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低渗小断块油藏控制单元井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降很快,难以采用早期注水等方式大规模开采。用CO2吞吐强化采油对此类油藏可能是一种有效的方法,为此进行了相关研究:首先对油井目前流体进行相态研究,然后对油藏流体进行CO2膨胀实验,再将注气前、后的地层流体的物性进行对比,确定CO2增产机理;在此基础上建立单井CO2吞吐的数值模拟模型并对注气前生产历史进行拟合,用拟合好的模型对CO2吞吐强化采油过程中周期注入量、注气速度、焖井时间和生产速度等因素进行敏感性分析,从而得出适合于小断块单元油藏单井CO2吞吐强化采油的优选方案,并对第一周期生产指标进行了预测,在此基础上,对第二周期的周期注入量进行了分析,得出相关油井已不适合进行第二周期吞吐的结论,为油井CO2吞吐强化采油可行性的工艺方案设计提供了技术依据。 相似文献
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针对江苏油田已投入开发断块油藏,开展交替注CO2/N2段塞驱提高采收率可行性研究。在地层复合流体相态特征实验数据拟合计算基础上,采用数值模拟技术开展均质剖面、正韵律剖面、反韵律剖面、含夹层剖面、层间非均质剖面模型注N2、注CO2、交替注注CO2/N2气驱开发效果敏感性分析,阐述交替注CO2/N2段塞驱替机理。 相似文献
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采用油藏生产动态分析和数值模拟相结合的方法,考虑到气顶底水锥进和水力压裂的实际情况,对韦8断块油藏注水开发的影响因素进行了研究。首先,在油藏描述模型的基础上建立全油藏的数值模型,应用该模型对油藏的开发生产历史进行拟合,分析油藏开发生产特点。并利用典型井组研究开发层系组合、水平井-直井组合井网和注水条件对开发效果的影响,通过对渗透率、原油黏度、有效厚度、井排比、穿透比、注水温度、注水速度、注采井距进行动态优化调整,得出了韦8断块开发矛盾最小化、效益最大化的合理化建议。 相似文献
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锦州Z油田是国内首个实施聚合物/表面活性剂二元复合驱的海上油田。随着油田开发的深入,各井组间生产特征出现较大差异,原方案单一的注剂质量浓度已经不能满足油田均衡驱替的要求。为使注剂质量浓度能够更好地匹配井组生产特征,基于流动优化设计理论,在界面张力降低条件下,根据不同界面张力和含水率阶段的相对渗透率曲线变化情况,并结合驱替相段塞黏度与质量浓度关系和渗透率下降程度,建立了二元复合驱流度控制方程和流度优化设计图版。该方法应用于锦州Z油田矿场试验后发现,相比于原方案,预测提高采收率1.6百分点,节约表面活性剂和聚合物干粉用量共计536 t,实现了降本增效的目的。 相似文献
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针对渤海油田多轮次自生CO_2调驱效果逐渐递减的问题,通过室内物理模拟实验分析了原因,并提出一种利用pH值响应性深部液流转向剂优化自生CO_2调驱效果的方法。岩心驱替实验表明:一轮常规自生CO_2调驱采收率可在水驱基础上提高25.61%,二轮调驱已无增油效果;二轮调驱时加入0.1 PV凝胶,采收率可在一轮常规调驱基础上提高6.11%,但驱替压力由0.07 MPa增至0.7 MPa,表明凝胶体系能够改善调驱效果,但注入性差;二轮调驱时加入0.1 PV的pH值响应性堵剂,注入压力在0.05~0.35 MPa波动,最终采收率可在一轮常规调驱基础上增加12.33%,且调驱后注入压力无明显增加,表明堵剂具有良好的注入性,不影响后续注水。2015年和2018年,分别在渤海油田A区块开展了两轮次现场试验,一轮为常规自生CO_2调驱,措施后累计增油1 371 m~3;二轮为自生CO_2优化调驱,措施后累计增油2 317 m~3,较第一轮增油效果明显改善。 相似文献
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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。 相似文献