牛圈湖油田注气研究与矿场试验的可行性分析（二）

国内外及吐哈盆地注气混相驱、非混相驱开发稀油及天然气吞吐开发稠油的成功经验证明，三塘湖盆地牛圈湖油田西山窑等油藏开展注天然气增压增能、降粘、提高采收率（EOR）技术研究与矿场试验一定能够成功，预计一定能够见到良好效果。     

注天然气吞吐提高采收率技术在轻质油藏中的应用

随着注天然气提高采收率技术的不断完善,注气混相驱已成为提高采收率的重要技术手段。针对S油藏的地质及开发特点,在室内实验和流体相态拟合的基础上,提出近混相驱替方式,进行了注气混相驱提高采收率技术研究,设计出用于现场实施的推荐方案。为S油藏及同类轻质油藏实施天然气吞吐强化采油的可行性方案设计提供了一定的技术支持。     

不返排酸化工艺在葡北油田的应用

葡北油田是我国第一个采用天然气混相驱开发的油田，注入管柱气密封要求高，起下钻工艺复杂，针对管柱特点和注入压力形成的不返排酸化技术，确保了混相驱开发的顺利实施，并为其它油田注水井的改造提供了新思路。技术应用将会有一定的借鉴和指导意义。     

文72块沙三中油藏天然气驱可行性试验研究

根据文南油田72块沙三中油藏的性质和流体特征，通过室内细管驱替试验和长岩心驱替试验研究，表明注入天然气组成达到一定比例和注入气和温度大于某一临界值，就可以对该油藏进行注烃类气体混相驱，说明注气开发是可行的，并能够提高油藏的采收率。     

葡北油田注气采油工艺技术应用

葡北油田是我国第一个采用天然气混相驱开发的油田，注气混相驱项目是国家九五攻关课题之一。1998年油田投入注气开发，在注气方案设计、现场注气工艺技术应用方面，葡北油田注气开发开创了国内先例，其配套形成的完井工艺技术，气水切换技术，不排残酸酸化技术，吸气剖面测试技术，气体示踪剂监测技术为国内高油气比油田利用伴生气注气开发和三次采油技术应用将会有一定的借鉴和指导意义。     

温吉桑低渗油田水气交替非混相驱方案研究

通过对吐哈盆地温吉桑油田注气区块优选，注气影响因素分析，注入气筛选，注气方式、气驱油方式及注水转注气时机的确定，注气工程参数优化设计，水井注气能力、配注气量及井口注气压力的论证，注气井网部署优化，注气方案实施及注气监测工作量部署，完成温五区块、温西一区块、温西三区块注天然气水气交替非混相驱提高采收率方案设计，形成一套低渗透油田有效实用的水气交替非混相驱注气方案设计方法。     

顺北一区超深断控油藏注天然气开发的可行性

顺北一区矿场天然气资源丰富、油藏压力高、顶部剩余油富集，具备注天然气混相驱的开发潜力。通过注气流体相态模拟实验和油藏数值模拟，从注气原油相态、混相条件、注气方式等方面，论证顺北一区注天然气混相驱开发的可行性。研究表明，注CH4原油具有饱和压力低、体积膨胀系数大、混相压力低等优势；注CH4最小混相压力约为46.80 MPa，注伴生气最小混相压力较注干气约降低4.00 MPa。回注天然气，80%以上的井组可实现混相驱替；气水交替注入可延缓气水突破时间，提高驱替相波及系数，补充地层能量和实现均衡驱替，模拟3年可提高采出程度11.2%。     

吐哈油田天然气开发及综合利用

吐哈油田通过对上游和下游产、供平衡进行分析及对开发方案的优化,合理地规划了天然气开发方案。依据油田天然气富含中间组分资源的特点,选择中冷回收工艺进行轻烃回收,不断完善天然气集输系统,减少天然气放空量。同时,加强了天然气的综合利用,发展混相驱和非混相驱注气工艺,提高了天然气的采收率。此外,充分利用了成熟新工艺和新技术,实施节气措施,对分子筛再生冷吹气处理装置进行了改造,优化处理装置的膨胀-增压机密封气工艺,优化供热系统,降低了天然气的消耗量。通过精细管理,该油田天然气资源的综合利用率不断提高。     

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。     

涠四段油藏注天然气非混相驱油层非均质模拟

涠洲12—1油田涠四段油藏是国内海上第一个注天然气开发的油田。油藏构造倾角20°左右，利用油气重力分异作用，方案设计在油藏的高部位注气，低部位采油，开发方式为非混相驱。通过组分模型与黑油模型模拟该油藏的二维剖面和油藏三维地质模型后，对比分析模拟结果，选择了黑油模型模拟油藏的非均质因素对注气开发效果的敏感性，以及模拟预测了注气非混相驱的开发方案，而没有使用混相驱工程中常用的组分模型。     

高效开发深层轻质油气藏的途径

深层常蕴藏丰富的轻质油、凝析气及天然气,构成经济价值很高的特殊油、气田。高温高压下,液态烃溶解于气态烃中,开采时压力降到露点压力后储层流体出现反凝析现象,致使油层内残留反凝析油,为此国外为高效开发轻质油藏而采用注氮气混相驱以提高凝析油、气藏的地层压力,获取较高的采收率。 混相驱替存在两种类型,其中的多次接触混相驱又称动力混相驱,它是通过多次蒸发或萃取完成的。本文举出美国福多奇(Fordoche) 油田注氮混相驱实例,预计最终采收率可达54.5％;最后,为开发好凝析气田及挥发性油田提出几点做法。     

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鄂尔多斯盆地近几年天然气勘探开发取得了快速发展，仅长庆探区探明天然气地质储量累计就达1.1954×1012m3，并建成年产天然气75×108m3的生产能力，成功地向北京、上海、西安、银川、呼和浩特等重点城市供气。该盆地已成为我国重要的天然气生产基地之一。最新评价成果显示，盆地天然气资源量达10.7×1012m3，随着国家对天然气能源日益增长的需求，长庆油田分公司加快天然气勘探开发的条件正在成熟。通过强化科技攻关，加大勘探力度，不断开拓天然气勘探新领域，保持储量的良性接替是天然气产业发展的重要前提；同时，进一步推广使用开发新工艺、新技术，实施低成本战略。预计到2010年，鄂尔多斯盆地天然气探明地质储量将达到1.5×1012m3，形成180×108m3的天然气年生产能力。     

中国近海油气资源潜力新认识

对中国近海油气资源潜力提出了新认识，认为中国近海已初步证实了五大天然气富集区：莺歌海盆地，琼东南盆地，珠江口盆地珠三坳陷，东海盆地西湖凹陷及渤海湾盆地渤中凹陷；并认为近海石油勘探还有许多新的领域及前景区，如渤海海域六大凸起，东海盆地丽水，椒江凹陷，珠江口盆地恩平，西江凹陷和珠一坳陷下构造层，北部湾盆地乌石，迈陈，福山凹陷及南黄海盆地勿南沙隆起中生界，古生界，文中指出，目前海上原油产量正在进入高峰期，海域天然气资源的开发还刚刚开始，加速海域天然气资源的开发，将为国民经济发展作出重大贡献。     

混相驱气体示踪剂的筛选新方法

气体示踪技术是注气油藏现场动态监测的重要手段，已经成为混相驱油藏开发的重要组成部分，但目前在气体示踪剂的筛选上，缺乏统一的筛选参数和筛选方法。通过对气体示踪剂应用效果及其影响因素的分析和对比研究，提出了7个筛选参数，并建立了基于模糊优选理论和模糊层次分析法的混相驱气体示踪剂筛选模型，同时，以吐哈盆地葡北油田为例，对4种常用的气体示踪剂进行筛选排序和综合评价，结果表明该方法能够有效快捷地筛选出指定油藏的最佳气体示踪剂。     

鄂尔多斯盆地西部奥陶系成藏主控因素分析

鄂尔多斯盆地西部奥陶系表现出较强的勘探潜力,但由于其成藏控制因素不明确,严重制约了天然气的有效开发。以多方面地质资料为基础,系统开展了鄂尔多斯盆地西部奥陶系成藏主控因素研究,建立了成藏模式,为鄂尔多斯盆地西部奥陶系天然气开发提供一定支撑。研究表明,鄂尔多斯盆地西部奥陶系天然气的形成与分布主要受构造运动、有效烃源岩、有效储层发育程度三个主要因素控制。鄂尔多斯盆地西部天然气藏发育“自生自储式”及“上生下储式”两种成藏组合。其中乌拉力克组发育“自生自储式”的成藏模式,克里摩里组发育“上生下储式”的成藏模式。     

低渗透油藏提高原油采收率的实验研究——以松辽盆地北部芳48断块为例

通过气驱细管实验,在地层条件下测定了大庆油田芳48断块在二氧化碳、氮和天然气驱下原油采收率与压力的关系,由此确定了原油与二氧化碳、氮和天然气的最小混相压力(MMP)。结果表明,芳48断块原油与二氧化碳的最小混相压力为29 MPa,与天然气的最小混相压力为40 MPa,在最高实验压力(44 MPa)下氮没有达到混相。芳48断块气驱开发,在低于地层破裂压力(31 MPa)下,二氧化碳驱可以达到混相驱替,天然气和氮只能是非混相驱。非混相驱时,同样条件下,二氧化碳驱采收率最高,其次为天然气驱,氮驱最低。      

鄂尔多斯盆地天然气储量和产量预测分析

鄂尔多斯盆地的天然气地质储量发现和产量增长的过程具有一定的多峰特征,通过分析盆地天然气资源禀赋、天然气储量和产量的增长历史,并在考虑天然气储量、产量预测影响因素的基础上,选用多峰高斯模型对鄂尔多斯盆地天然气储量、产量进行预测,开展天然气供应能力评价和潜力分析。预测结果表明：鄂尔多斯盆地天然气年探明地质储量在未来20年内总体上呈现先快速上升后缓慢下降趋势,累计探明天然气地质储量约为13×10¹²m³;天然气产量在未来20年内呈现快速增长趋势,年均产量约为1 640×10⁸m³。未来20年鄂尔多斯盆地天然气产量将占全国天然气总产量的20%以上,随着非常规天然气资源的成功勘探与开发,鄂尔多斯盆地对我国油气资源的供应能力将逐步增大。在相当长的时间内,鄂尔多斯盆地的天然气勘探开发将具有广阔的前景。      

葡北油田混相驱矿场混相特征

葡北油田 是我国第一个采用注天然气混相开采的油田,注气混相驱项目是国家九五攻关课题之一。1998 年油田投入注气开发以来,目前全油田生产稳定,采油速度5.6%,采出程度15.74%,油 田综合含水率为零,油田开发效果比较显著。对注气投产以来流体特征变化和数值模拟研究认为,目前注气区块达到了方案设计的混相要求,并认为注入气在地层中与原油是混相的。这将为西部油田特别是高气油比油田利用丰富的伴生气、采用注气混相驱开发有一定的借鉴意义。     

葡北油田注气混相驱开发技术

以葡北油田为例，系统阐述注气混相驱油田开发所涉及到的油藏条件，油藏精细描述，注气混相驱关键指标确定，整体开发方案设计，强调低渗透油田开展注气混相驱之前必须开展包括油藏精细描述，混相驱室内试验评价，混相驱数值模拟，经济评价等方面的综合研究，还针对葡北油田实际生产过程中所暴露的问题和油田开发效果进行了详细的分析和评价，从而丰富了低渗透油田混相驱开发的实践经验。     

大庆油田注天然气非混相驱矿场试验研究

大庆油田已进入高含水期，河流三角洲相正韵律厚油层存在着严重的非均质性，注水开发效果较差。为了改善开发效果，选择低、高弯度河型厚油层两个试验区进行了注天然气非混相驱先导性矿场试验。试验表明，水、气交替注入后，在油层中形成油、气、水三相流动，增加了渗流阻力，改善了吸入剖面；由于重力分异作用，驱扫了正韵律厚油层顶部的剩余油。对于河流相储层，顺点坝走向或河道沉积方向注气效果好。试验区现已提高采收率３．５５％～４．０％，预计最终采收率提高９．０％左右，经济效益显著。试验证明，注天然气非混相驱是提高采收率的一种实用技术。