低渗透油藏二氧化碳混相驱超前注气实验研究 ——以吉林油田黑79区块为例

为了进一步提高低渗透油藏采收率,进行了二氧化碳混相驱超前注气可行性实验研究。以吉林油田黑79区块为例,利用细管实验确定二氧化碳驱的最小混相压力,通过长岩心物理模拟实验研究低渗透油藏超前注气室内驱油效果,并与相同地层条件下水驱和同步注气的驱油效果进行了对比分析。结果表明,二氧化碳混相驱超前注气、同步注气和水驱的最终采收率分别为77.03%,73.09%和56.47%。二氧化碳混相驱超前注气最终采收率最高,原因是超前注气能够在开采前就使地层压力升高、地层能量增加,并且提前注入的气体与原油接触混相,可降低原油粘度、增加原油流度。     

华北低渗透油藏烃气驱最小混相压力实验研究

为快速、准确地确定低渗透油藏注烃气驱提高原油采出程度技术的注气压力,进行了最小混相压力测定实验。通过细管实验方法结合华北油田Q区块的实际开发特点,研究了该区块自然衰竭开采效果以及原油在原始地层条件(压力24 MPa,温度74℃)及目前地层条件(压力15MPa低于饱和压力,温度74℃)下与烃气混相的最小压力及气体突破时间,为该区块低渗透油藏烃类气驱注入压力的选择提供依据。实验结果表明:Q区块在目前地层条件下注烃类气驱的最小混相压力(62.75 MPa)要高于原始地层条件下的最小混相压力(54.77 MPa),并且注入压力越高,烃气突破越晚,最终采出程度越高。在目前油藏条件下不能实现混相驱,但适当提高注入压力,可实现烃气与原油近混相,最终达到提高原油采出程度的目的。     

裂缝型变质岩油藏注气驱机理及驱替效率实验研究

采用物理模拟实验的方法,做注气膨胀实验,评价天然气在原油中的溶解性。通过数模和细管实验,确定目前地层压力和温度下的最小混相压力。开展双重介质变质岩油藏顶部注天然气,底部注水长岩心驱替实验(岩心夹持器呈30°倾斜),得出了裂缝和基质分别对采收率的贡献。驱替压力25.6 MPa和38.6 MPa,均小于最小混相压力,实验中天然气驱替过程为非混相驱。由于裂缝的收缩性远大于基质,衰竭采出的原油可以看作是裂缝的贡献。同时,由于基质与裂缝之间的渗透率相差极大,因此在初期的驱替过程中,裂缝中的原油可以被完全驱出。结合以上分析,可以由最终实验结果得出基质与裂缝系统各自对采收率的贡献。     

渤南油田义34块特低渗透油藏二氧化碳混相驱实验

特低渗透油藏物性差,注水开发见效难,为了探索合理的开发方式,采用渤南油田义34块特低渗透油藏地层原油,进行了二氧化碳(CO2)混相驱实验研究.通过细管实验确定了CO2驱的最小混相压力,采用长岩心物理模型对完全水驱、完全水驱后持续CO2混相驱及初始持续CO2混相驱3种方式的驱替效果进行了实验研究.结果表明,该油藏最小混相压力为30.76 MPa,在目前地层温度和压力下,3种驱替方式下的最终采收率分别为42.15%,75.0%和69.21%.研究表明,CO2混相驱油可以获得比水驱更高的原油采收率,应尽早在渤南油田义34块油藏开展CO2混相驱矿场试验.     

龙虎泡油田高台子油层二氧化碳驱最小混相压力研究

最小混相压力是确定油藏能否采用混相驱的重要依据,测定最小混相压力方法最好的是细管实验法。应用细管实验法对大庆龙虎泡油田高台子油层进行了二氧化碳驱最小混相压力的测定,并利用经验公式对最小混相压力进行计算,确定高台子油层二氧化碳驱最小混相压力为21.7MPa,由于最小混相压力高于地层压力(地层压力18.18MPa),因此,二氧化碳驱油过程为非混相驱,但可以达到近混相。     

温西三块非混相驱细管实验研究

通过温西三区块气藏气和前沿气驱替地层油、气藏气驱替残余油细管实验，分析不同地层压力条件下，气驱油效率变化规律及烃类气体驱油机理。物理模拟气驱油过程中油气组分和气油比变化。实验结果表明，注入气突破时刻，随驱替压力增加而延长，气藏气的最小混相压力为37．00MPa，前沿气的最小混相压力为35．60MPa，高于地层压力，温西三区块只能实现非混相驱替。细管实验油气相渗曲线随压力提高向右移；非混相驱与近混相驱之间，近混相驱与混相驱之间的相渗曲线差异明显；气驱油形式主要是以两相流存在。     

岩心驱替实验法测定低渗透油藏 CO2近混相最小混相压力

CO_2在驱油过程中能否与原油达到混相,直接影响驱油效果和最终采收率。因此需对CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及近混相区域中最小混相压力进行系统研究。选取YC油田低渗目标区块,以室内油藏物理模拟为基础,通过均质和非均质长方形岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、采收率、驱替速度、气油比和渗透率级差的基础上,建立了测定最小混相压力的岩心驱替实验法。结果表明,该方法重复性好,可模拟低渗超低渗孔隙介质以及油藏非均质等性质,在模拟YC目标区块油藏非均质条件下测得CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa,与数值模拟软件计算结果相同,比传统细管实验测值17.8 MPa高出0.7 MPa。两种方法所测结果基本一致。用岩心驱替实验法可以探究渗透率及其非均质性和驱替速度等不同因素对最小混相压力的影响规律。该岩心驱替实验方法可用于确定CO_2近混相驱最小混相压力,为深化CO_2近混相驱油机理的认识及矿场应用提供技术基础和理论指导。     

孔隙型碳酸盐岩油藏提高采收率驱油方式实验

针对中东地区部分碳酸盐岩油藏以孔隙型储层为主、裂缝和溶洞不发育、渗透率较低的特点,在分析中东某油田A油藏流体物性的基础上,开展提高采收率驱油方式实验研究。结果表明：气驱可使原油体积膨胀、粘度降低、流动性改善,即使在非混相条件下也可提高采收率;在A油藏的储层条件下,注伴生气不能实现与原油混相,注二氧化碳则可以实现混相;二氧化碳—水交替混相驱采收率最高,伴生气—水交替非混相驱也可以在一定程度上提高采收率;水驱后再进行二氧化碳—水交替混相驱,采收率可提高近20%,而注伴生气非混相驱后再进行二氧化碳—水交替混相驱,采收率仅提高2%左右。由实验结果可知,在实际油田开发过程中,不宜进行气体非混相驱与混相驱组合的驱油方式,可先进行水驱,然后进行二氧化碳—水交替混相驱。     

丘陵油田水驱后注气混相驱可行性实验

吐哈盆地丘陵油田地层油为轻质油,油藏的非均质性导致水驱采收率较低,目前已进入高含水期。针对油藏水驱后注气混相驱可行性问题,首先利用细管实验测试了一级分离器气与地层油的混相压力,并优选了能实现混相的混相助剂类型（液化石油气、甲苯、乙二醇丁醚、CO2、富化的天然气）及段塞注入量;其次用油田地层岩心组成的长岩心研究了高含水状态下混相助剂段塞驱+一级分离器气驱+后续水驱的驱油效果。细管实验结果表明,目前地层条件下一级分离器气驱替地层油要实现混相驱需要在注入气前方加入混相助剂段塞。长岩心混相驱油实验结果表明,水驱后气驱可以较大幅度地提高原油采收率,在注入气前方加入混相助剂段塞,驱油效果明显提高,随混相助剂段塞注入量的增加采收率增加;但在地层油中溶解能力稍弱的混相助剂（如CO2、富化的天然气）与溶解能 力强的混相助剂（如LPG）的作用规律不同,且并不是注入量越大越好。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏高压物性及最小混相驱压力实验研究

选择塔河油田典型油藏区块(稠油S48单元和稀油S86单元)碳酸盐岩缝洞单元作为研究对象,利用地层流体高压物性测试实验及细管实验论证注气混相驱在塔河油田提高采收率的可行性。结果表明:CO_2改善地层油物性参数的效果比干气好;稠油S48单元注气驱替无法达到混相条件,只能实施注CO_2非混相驱;稀油S86注CO_2可以实现混相驱,其最小混相压力为26.30 MPa,该压力值远小于本单元的原始地层压力,并取得较好的提高采收率效果。     

沙一下油藏CO2混相驱替提高采收率的研究

以沙一下区块油藏为对象,研究了CO2混相驱技术可行性及提高采收率,通过PVT实验和细管模拟实验,确定了油藏原油的最小混相压力为18.41 MPa,原油采收率达90.01%。实验结果表明,注气驱达到混相压力后,注入压力对驱油效率影响不大,而在混相压力以下的近混相区,注入压力对驱油效率影响非常大。通过长岩心驱替模拟实验,对比了水驱和CO2驱替效率,结果表明CO2混相驱提高采收率达40.8%。     

低渗透油藏 CO2混相条件及近混相驱区域确定

为了探究CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及在近混相条件下的驱油效果,采用室内物理模拟方法,通过均质、非均质长方体岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、岩心长度、渗透率级差和压力因素的基础上,借助采收率与各影响因素参数指标,分析非混相、近混相和混相不同阶段的曲线特征,建立了近混相驱区域的确定方法。采用该岩心实验方法,在模拟油藏条件下,CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa左右,比传统细管实验确定的17.8 MPa高出0.7 MPa,同时根据驱油曲线特征,划分了CO_2非混相、近混相和混相区域,并根据驱油效率确定出近混相驱的压力区域为16.5数18.5 MPa。建立的最小混相压力岩心测定方法和近混相驱区域划定的方法,为进一步深化CO_2近混相驱油机理的认识及YC油田CO_2矿场驱油方案的设计提供了参考。     

涠洲12-1油田注伴生气近混相驱替机理实验及模拟研究

近混相驱可以在降低注入压力的同时尽可能使驱替效果达到与混相驱相同的低界面张力驱替效果。以涠西南油田群外输气回注涠洲12-1油田地层原油的互溶性膨胀试验和多次接触过程PVT实验数据为基础,结合PVT物性参数及相态特征的模拟计算,分析了涠洲12-1油田注伴生气膨胀特征和多次接触非混相驱和近混相驱特征。研究表明,涠洲12-1油田地层原油在目前地层压力(20.47~20.77 MPa)下,当注入气摩尔比例达到0.68左右时,体系达到理论上的一次接触混相状态,对应的理论混相压力在39.45 MPa以上。注涠洲12-1油田外输气形成的驱油机理为多次接触动态非混相驱和较弱的近混相驱,要达到明显的近混相驱和混相驱,则需要把注入压力提高到40 MPa以上。     

南海礁灰岩稠油油藏注富气混相驱实验研究北大核心CSCD

南海东部礁灰岩L油田原油黏度高、裂缝发育复杂、非均质性强、采出程度低,为提高采收率,选取附近高气油比油田H油田的伴生富气开展了混相驱室内实验研究。首先为明确注入气的驱油机理,对配置的实验用注入富气与原油进行了PVT相态物性测试;然后开展了地层温度不同压力下注入1.2 PV的细管驱替实验、原始地层压力下高倍数注入体积(最大4.0 PV)的扩展细管驱替实验。结果表明:注入气具有较好的增容、降黏效果,随着注入量的增加,地层原油的膨胀系数增大了1.25倍,原油黏度由50 mPa·s降低至6.7 mPa·s;在原始地层压力12 MPa下,注入体积大于3.0 PV时可以实现多次接触后缘凝析气驱混相;因此原始地层压力下,H油田具备注伴生富气混相驱的条件。本文研究成果可以为下步长岩心物模、混相数模和矿场实施提供依据。     

轻质油藏注富气驱提高采收率室内研究

高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和低渗透油藏,注水无法有效提高其采收率,为了实现油藏的高效开发与继续稳产等问题,进行了注富气驱提高采收率室内研究。由于烃气具有油藏原油的某些特性,注入时不伤害地层,已成为提高其原油采收率的重要技术手段。试验对所配制的原油进行了高压物性分析与长细管驱替试验。室内研究结果表明,随着注入富气摩尔分数的增加,原油泡点压力升高,黏度降低、膨胀能力增大,原油的物性可以得到很好的改善,同时对于试验的轻质油藏,富气驱的最小混相压力为34.74MPa,非混相驱虽然可以很大程度提高原油采收率,但与混相驱相比,注入富气量多,周期更长。采用富气混相驱不仅可以很好地改善原油物性,也可以进一步提高原油采收率。     

X区块低渗油藏注气可行性研究

为研究X区块低渗油藏注气混相驱油的可行性,通过室内实验探讨了原油相态特征和注入气与地层流体的相态特征,开展细管实验测试了注入气与地层流体的最小混相压力,为X区块低渗油藏注CO2和注伴生气可行性提供基础。实验主要得到以下结论:该区块原始地层压力为31.1 MPa,饱和压力为11.03 MPa;注CO2在保压、降黏膨胀和抽提方面的效果好于注伴生气;两种气体注入与地层流体不能实现一次接触混相驱,可以实现多级接触混相,压力分别为27.85 MPa和29.2 MPa。细管实验的驱替效率在94.2%,确定了CO2与原油的最小混相压力为23.56 MPa,由此可见X区块油藏适合注CO2混相驱油,为目标区块后续注CO2驱油提供了理论依据。     

南海礁灰岩稠油油藏注富气混相驱实验研究

南海东部礁灰岩L油田原油黏度高、裂缝发育复杂、非均质性强、采出程度低,为提高采收率,选取附近高气油比油田H油田的伴生富气开展了混相驱室内实验研究。首先为明确注入气的驱油机理,对配置的实验用注入富气与原油进行了PVT相态物性测试;然后开展了地层温度不同压力下注入1.2 PV的细管驱替实验、原始地层压力下高倍数注入体积(最大4.0 PV)的扩展细管驱替实验。结果表明:注入气具有较好的增容、降黏效果,随着注入量的增加,地层原油的膨胀系数增大了1.25倍,原油黏度由50 mPa·s降低至6.7 mPa·s;在原始地层压力12 MPa下,注入体积大于3.0 PV时可以实现多次接触后缘凝析气驱混相;因此原始地层压力下,H油田具备注伴生富气混相驱的条件。本文研究成果可以为下步长岩心物模、混相数模和矿场实施提供依据。     

二氧化碳与大庆原油的混相压力研究

从大庆原油特性出发,进行了细管模型二氧化碳驱油实验,二氧化碳与原油接触油相体积测定实验及泡点压力测定实验。通过实验,得到了二氧化碳驱油的采收率与驱替压力关系曲线,原油中二氧化碳含量与泡点压力关系曲线,二氧化碳与大庆原油接触的最低混相压力等资料。从所得的资料看出,二氧化碳与大庆原油的最低混相压力超过了大庆长垣各油田原始地层压力一倍以上。这一结果提示人们,在没有降低混相压力的措施之前,大庆油田不宜进行二氧化碳混相驱油。     

高含水油藏注气驱提高采收率技术研究

针对高含水中后期油藏以及注水困难的水敏油藏难以实现高效开发与持续稳产的问题,通过PVT釜高压物性实验与长细管驱替实验进行了注富气与CO_2驱提高采收率室内评价研究。实验对原油进行了PVT高压物性分析,研究了注入不同摩尔分数比例的CO_2和富气时,原油饱和压力、降黏效果和膨胀能力的变化规律,并对比分析采用连续注气与交替注气下,高含水油藏的驱油效果。长细管实验对比分析了注CO_2和富气在原油中的最小混相压力及混相驱替效率,CO_2在原油中的最小混相压力为14.27 MPa,富气在原油中的混相压力为34.74 MPa。对原油物性与驱油效率的分析表明,注富气可以较好地提高轻质油藏原油的采收率。与水驱相比,采用连续注气与交替注入,富气驱均可以提高采收率28%以上,且交替注入的效果更好。     

酯类化合物降低原油与二氧化碳体系最小混相压力实验

针对试验区近井地带达到混相驱、远井地带尚未达到混相驱的问题,通过注入油溶性表面活性剂(柠檬酸异丁酯或柠檬酸异戊酯)来降低原油与二氧化碳体系的最小混相压力,该表面活性剂既能够溶于原油中降低原油黏度,又能够溶解在超临界二氧化碳中降低原油与二氧化碳之间的界面张力,从而降低原油与二氧化碳之间的最小混相压力。采用长细管驱替实验的方法,测定了2种油溶性表面活性剂对试验区原油与二氧化碳体系的最小混相压力的影响。实验表明,注入的油溶性表面活性剂能够明显降低试验区原油与二氧化碳体系的最小混相压力,2种表面活性剂降低的最小混相压力值分别为7.2 MPa和6.6 MPa,并且随着表面活性剂注入段塞的增大,测得的原油与二氧化碳体系的最小混相压力逐渐降低,但是降低幅度越来越小,结合表面活性剂制备价格,得到最经济的表面活性剂注入段塞量为0.003 PV,并建议选择柠檬酸异丁酯作为试验区降低最小混相压力的化学试剂。