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。     

泌124断块下层系普通稠油油藏聚合物驱实践与认识

古城油田泌124断块属于普通稠油油藏,油层非均质严重、含油井段长、含油层数多、油层厚度薄、地下原油粘度大,经过二十多年的开发,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差.通过聚合物驱注采井网井距、注采参数的优化研究,确定了适合该油藏特点的聚合物驱方案,改善聚合物驱四项技术的成功应用,有效地提高了...     

任11井山头注氮气可行性研究

碳酸盐岩潜山油藏是华北油区的主要油藏类型,其动用地质储量占全油区的60%左右,目前已进入高含水开发期,如何挖潜剩余油潜力,进一步提高采收率,是目前的主要工作方向。针对任11井山头块状底水潜山油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在数值模拟的基础上,论证了任11井山头注氮气提高采收率的可行性,对注气井数、油气水平衡时间、采液速度、注气采油方式、注气速度、注气时机和开发井网等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,任11井山头在一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计注气形成的富集油带厚度约200m,采收率提高4%左右。     

四川盆地莲池致密油藏注CO_2开发数值模拟研究及方案优选

四川盆地莲池油田属于超低孔(孔隙度3%左右)、超低渗(渗透率0.000 1~0.1 m D)致密油藏,一次采收率仅为2.51%,开发难度大,针对该油藏目前的开发现状探索性地提出了注CO2提高莲池致密油藏采收率的研究思路。依据莲池致密油藏大安寨段的储层特征、流体特性和原油高温高压物性参数拟合结果,建立了莲7井区CO2驱双重孔隙介质的组分模型。依据CO2换油率和采收率增加量评价了莲池致密油藏注CO2开发的效果,结果表明:莲池油田注CO2开发的最佳注气方式为循环吞吐;最佳焖井时间为3个月,合理注采周期为4年。最终通过对比分析确定了最佳注气方案,为四川盆地致密油藏注CO2开发提供了技术支撑。     

天然气驱油提高采收率试验

注天然气驱油提高采收率是三次采油的主攻方向，中国石化中原油田工程建设总公司尝试注天然气驱油在国内油田尚属首例。该公司把文南油区深层低渗油藏作为先导试验区，选定3口注气试验井进行气驱研究，投资3000多万元，在河南濮阳县中原油田文88块进行注天然气开发先导试验，也是中国石化重点科技攻关项目。     

断块油藏气顶-边水双向驱油藏筛选标准

为提高断块油藏采收率,提出气顶-边水双向驱的开发方式,即利用注入N₂挖潜阁楼油,利用边缘注水挖潜低部位剩余油的双向驱替方式,以此提高波及体积和采油速度。新方法提高采收率的主控因素有待明确,相应的油藏筛选标准尚未建立。运用数值模拟方法,建立了断块油藏双向驱的理论模型,研究了不同因素对双向驱开发效果的敏感性及相应的油藏筛选标准。研究表明：对于含油条带较窄（低于100m）,气顶宽度低于50m的油藏不推荐进行双向驱;低渗透油藏采用双向驱时应降低注气速度,保持注采平衡;在油层厚度不大于10m,地层原油黏度小于75mPa·s,没有较厚的夹层的条件下,双向驱开发能取得较好的效果。采用该筛选标准选取实际区块,预测双向驱比水驱提高采收率14.21个百分点。研究成果对断块油藏高含水期剩余油有效动用和高效波及有重要意义。     

海相砂岩薄层稠油油藏地热水驱效果评价

南海东部薄层边水稠油油藏注地热水开发效果好,鲜有针对地热水驱提高采收率机理及开采效果方面的研究。本文从稠油注热实验、考虑围岩热损失的数值模拟以及矿场实践三个维度研究地热水驱提高稠油采收率机理及效果。研究结果表明,注地热水可以大幅降低原油黏度,残余油饱和度降低7.24%～8.22%,驱油效率提高8.85%～9.11%;注地热水油藏早期水驱前沿与周围地层发生热交换,温度迅速降低,地热水驱影响范围在50～150 m,以低速均匀注水保压驱油为主;后期通过大液量提高温度的波及范围,提高注热采收率。E油藏注地热水后采油井产量快速上升,注水井吸水指数因近井地带黏度降低、水相渗透率提高而逐步增大。通过完善注采井网,油藏压力系数逐年上升,产量持续增加,预测采收率达到40.0%,注热提高采收率4.8%。     

塔河油田井组注氮气提高采收率技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后底水锥进,水驱效果逐渐变差,剩余油主要以阁楼油的形式富集。为了提高油藏开发效果,2014 年塔河油田在A 单元探索多井缝洞单元井组注氮气先导试验,开展井组注气后一年间邻井受效逐渐显现,截至2015 年8 月已增油3×104 t,说明井组注氮气可以有效驱替井间阁楼油。试验结果表明,高注低采井组注气量高、见效慢、波及体积大,而低注高采井组见效快但是易发生气窜,井组注氮气采油技术是一种提高采收率的有效技术手段。     

薄层稠油水平井蒸汽驱优化设计

辽河油田w块为深层薄层状特超稠油油藏．2005年采用水平井蒸汽吞吐整体开发,目前处于蒸汽吞吐开发中后期,水平井吞吐效果变差,周期产油量低,油汽比低,急需转换开发方式,前期研究表明该块转水平井蒸汽驱可行．文中根据W块油藏埋藏深、油层薄、原油黏度高的特点。建立了三维数值模型,对汽驱开发井网、注汽层段、注采参数等水平井蒸汽驱关键参数进行了优化设计。结果表明,采用75m井距水平井注采井网、注汽水平井水平段长度为采油水平井的2／3、油层下部1／3处高干度注汽的汽驱方案能够获得较高的油藏采收率。     

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。     

CO2驱水气交替注采参数优化——以安塞油田王窑区块长6油藏为例

针对安塞油田王窑区块长6特低渗透油藏现阶段注水开发矛盾突出的问题,为进一步提高油藏采收率,评价CO2驱油效果,应用油藏数值模拟方法,优化了CO2驱水气交替注采参数。利用Eclipse的PVTi模块模拟了注气膨胀实验,研究了注CO2对原油相态的影响;采用正交试验设计方法,以提高采出程度和换油率为目标,对CO2驱水气交替过程中的气水比、注气速度、关井气油比和段塞注气量4个参数进行了优化研究,并用直观分析方法对试验结果进行分析。结果表明,当原油中溶解的CO2物质的量分数达到60%时,原油粘度降低幅度达80.51%,原油体积膨胀1.44倍;优化得到的最优气水比为1∶1,注气速度为13 000 m3/d,关井气油比为1 000 m3/m3,段塞注气量为0.005倍孔隙体积。     

冀东油田高13断块注烃气驱提高采收率优化研究

冀东油田高13断块油藏渗透率低,水驱开发效果差。但油藏温度和压力较高,原油粘度小,适宜注烃气驱提高原油采收率。针对高13断块油藏,在流体相态拟合的基础上,应用油藏数值模拟技术进行了注烃气驱提高采收率方案优化研究。研究结果表明,气水交替驱是最佳的注入方式。优化后的气水交替驱注采参数为：最佳的注气段塞大小为0．3HCPV,气水比为1：1～1：2,注入速度为0．03～0．04HCPV／a,注采比为1．0～1．1,优化方案与水驱方案相比提高采收率9．7％。     

油藏注空气提高采收率技术应用分析

为有效提高重油油藏及深层低渗透轻质油藏原油采收率,通过文献调研,研究并分析了国外注空气采油应用现状及技术效果。结果表明,采用火烧油层或THAI技术可使重油油藏采收率分别达到50%及80%,COSH技术尚处于室内研究阶段,理论上效果最好。对于重质油藏火驱项目,气油比是最重要的参数,一般介于1 246 m3/m3~4 094 m3/m3,对于深层低渗透轻质油藏高压注空气项目,烟道气驱及热效应对空气驱提高采收率的贡献分别占69%与26.7%。我国重油油藏及西部低渗透轻质油藏可借鉴国外类似地区空气驱项目的成功经验,筛选适宜的火驱技术,进一步完善并推广我国注空气采油技术。     

多层稠油油藏对向火驱开采方法研究

火烧油层(火驱)已成为稠油油藏重要开采技术之一,目前主要应用于厚层块状普通稠油油藏、薄互层状普通稠油油藏以及多层超稠油油藏。针对传统热力采油技术中可能存在的生产井附近原油受热差、热能利用率低或产量低等一系列问题,提出了一种对向火驱开采多层稠油油藏的方法。即不同层系的井网火驱注采方向相对,使得不同层系之间的火驱燃烧面运动方向相对,这样可以充分利用相邻层系油层的燃烧热量,提高采收率。以辽河油田杜66区块为例,油藏数值模拟表明,与传统单向火驱相比,采用对向火驱可提高原油采收率4.27%。对其主要影响因素进行参数优选,当注采距离为140 m,井组间距为30 m,注气强度为1 200 m³/m时可实现采出程度最高。该方法适用于多层稠油油藏的热力开采,在稠油热采开发中表现出较大可行性和潜力。     

葡北油田三间房组油藏天然气重力驱特征及影响因素

为探索吐哈盆地葡北油田实施天然气重力驱开发的可行性，明确不同实施参数下的驱油特征，通过高压物性分析、细管实验、CT扫描成像及全直径岩心驱替实验，分析了葡北油田开发前后中侏罗统三间房组储集层流体的高压物性变化特征，计算了目前油藏条件下鄯乌管道气和西气东输气的最小混相压力，比较了不同驱替方式下流体的分布特征及岩心沿程含油饱和度变化，明确了注气速度、注气压力及岩心倾角对天然气重力驱的影响。结果表明，开发后原油密度与饱和压力均增大，黏度变化不明显，原油中C₂—C₆含量显著下降；目前油藏条件下鄯乌管道气和西气东输气与储集层原油的最小混相压力分别为48.2 MPa和49.5 MPa，均大于原始油气最小混相压力；相比水驱结束状态，天然气重力驱沿程含油饱和度存在较大差异，岩心高部位含油饱和度明显低于低部位含油饱和度，重力驱对于高部位原油的动用效果更为明显；较低的注气速度、较高的驱替压力以及较大的倾角均有利于提高天然气重力驱的原油采收率。     

老油田聚合物驱后剩余油分布规律及提高采收率对策研究——以北大港油田开发区明Ⅲ_2油组为例

大港油田大部分油藏已进入注水开发后期,油藏递减和含水上升难以控制,注采关系有待改善。为了提高地下原油采收率,应用油藏精细描述技术,对油藏动静态特征进行了准确认识,重建地质模型。针对油藏高含水期水淹水窜特征,采用聚合物驱三次采油技术手段,1986年在注采井网完善、构造简单、油层单一且连通性好、高含水期的××油藏开展了聚合物驱三次采油实验,提高原油采收率9%。并根据××油藏聚合物驱油的实际情况,通过聚合物驱油动态监测、示踪剂跟踪分析、聚合物驱油后密闭取心井岩心剩余油分布、水洗规律等特征综合研究,重新认识了该油藏实施聚合物驱后剩余油分布特征,为油藏进一步调整挖潜提供了依据,形成了一套老油田聚合物驱油后剩余油分布规律研究方法和进一步提高采收率的挖潜对策。     

塔里木油田改善注气开发效果的关键问题

针对塔里木油田的油藏地质特征及开发现状,面对部分油藏已进入高含水、高采出程度阶段的形势,为了控制产量递减速度、实现原油稳产增产,提出了注气提高油田采收率的技术思路。分析了目前注气驱油技术及应用中可能遇到的问题,从改善注气开发效果的角度出发,探讨了气体类型及试验区选区、驱替类型及注入方式、气窜控制、注气配套技术、利用储气库理念开发油藏等问题。建议选择烃气作为塔里木油田的注气气源、选择条件适中的轻质油油藏进行试验,获得技术突破后,再逐步向低渗透油藏推广。根据具体区块具体分析原则,分别开展垂向驱、水平驱(面积驱)试验和气窜控制技术研究,在气水交替注入方面应进行注入能力分析及室内效果评价;在注气试验实施过程中,开展注气、采气平面和垂向监测工作,掌握注气过程中的气体运移规律。从注气技术的经济性方面考虑,建议引入储气库理念开发油藏,把注气采油作为临时储气阶段,待采油完成后,再将天然气产出到输气管网。     

塔河油田缝洞型油藏水驱后气驱提高采收率可视化实验

塔河油田缝洞型油藏注水开发后,开展单井注气提高采收率实验,注气效果显著,但油藏开发中后期逐渐出现注水、单井注气效果变差,大量水驱后剩余油未能动用。为了提高此类油藏的注气开发效果,需要针对性地开展多井单元注气提高采收率机理研究。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,探讨缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况及其影响因素。实验结果表明,水驱后氮气驱,能有效提高驱油效率,注气方式、注入位置和模型充填等因素对气驱效果有影响,采用连续稳定注气方式,在构造高部位注气,低部位采油,可有效提高气驱效果,为类似油藏单元水驱后剩余油的开采提供借鉴。     

WC54井区CO2单井吞吐强化采油室内实验及数值模拟研究

鉴于WC54井区油藏单元目前处于低产、无法形成注采井组补充能量的开采状态，开展单井注CO2吞吐强化采油工艺措施，这是最为可行的增产提高采收率方法之一。为此，文章针对WC54井区油藏的地质开发特征，在对油井目前地层流体进行相态分析基础上，通过CO2-油藏流体膨胀实验，确定CO2吞吐的驱替机理，再通过CO2吞吐长岩心驱替实验，确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性，并与WC211井的试验结果进行了比较，分析了原油物性和注气时期对试验结果的影响。然后利用数值模拟对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数，进行了敏感性分析，为WC54井区油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计，提供了系统的室内综合评价结果。     

低渗透油藏水驱采收率影响因素分析

实验表明,低渗透油藏具有启动压力梯度,因此其渗流规律与中、高渗透油藏不同。通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的压水驱进行数值模拟,分析了低渗透油藏水驱采收率的影响因素,包括多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距。分析表明,低渗透油藏的水驱采收率受到启动压力梯度的影响,启动压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越小,阶段采出程度、无水采上率和驱采收率越低;而增大