裂缝性特低渗碳酸盐岩油藏注烃类气驱油室内实验研究

川中大安寨油田属特低孔、低渗并有裂缝的双重介质油藏,目前主要是衰竭式开发,靠自喷原油采收率只能达到3%～5%。室内实验采用人工造缝的方法模拟地层双重介质系统,在此基础上采用长岩心设备开展不同驱油方式的烃类气驱油效果对比研究,并开展注气压力敏感性试验。结果表明在裂缝性低渗油藏中,衰竭式开采原油其采收率低,无论注水还是注气均会产生水窜或气窜;单纯注水可适当提高原油采收率,但驱油效率不高;注烃气虽然不能达到混相,但注入压力越高采收率越高。大安寨油藏在目前地层压力下,注烃气比自然衰竭提高原油采收率6.21%,比注水提高3.91%,效果明显。图3表1参7(郭平摘)     

低渗油藏注气发展潜力与问题

我国低渗透储量大，动用难度大，动用程度低，注气对这类油藏有独到优势，尤其是目前全世界对环保越来越重视，降低温室气体排放已成为共识，CO2驱开发油藏已越来越多，注气已逐渐形成一种主流的低渗透油藏开发技术。本文分析了国外现执行的低渗透油藏注气项目情况，总结了其渗透率及流体粘度、密度和油藏深度等特点，说明了国外注气的主要对象是低渗透油藏；分析了我国低渗透油藏特点，总结了目前国内外低渗透油藏注气的实施情况，分析讨论了低渗透油藏注气过程中应当考虑的技术问题，根据我国部分油田的实施与研究情况说明了注气在低渗透油藏开发中的巨大潜力，对指导我国低渗透油藏注气开发有直接的指导意义。     

注气压力对特低渗透油藏co2驱气窜的影响规律研究

为了确定注气压力对特低渗透油藏co2驱气窜的影响规律,为延长油田co2驱矿场先导试验选取合理的注入参数提供依据,通过室内实验结合矿场实际情况,设计开展了5组不同注气压差下的co2驱替实验。分析表明,扩散速度随注气压差的增加而增大,见气时间和气窜时间随注气压差的增加而缩短。气窜时间和见气时
间随注气压差的变化特点相同,且两者的时间间隔随注气压差的增大而缩小。见气前采收率随注气压差的增大先增大后减小,气驱采收率随注气压差的增大而增大,但在见气采收率发生拐点后增幅变缓。建议矿场试验实施时要选取合理的注采参数,延长见气时间,提高波及体积和见气前采收率。     

特低渗非均质油藏CO2 驱注气速度对采出程度的影响

特低渗非均质油气藏具有低孔、低渗、低饱和度和低产等特征,利用常规水驱开发难度大,采收率低,而CO2 驱油能显著提高特低渗非均质油藏的采出程度。根据特低渗非均质油藏的地质和储层特征,利用双层非均质岩心模拟油藏非均质性, 设计完成了5 种不同注气速度下（1、2、4、8、10 mL/min）的驱替实验,系统分析了CO2 驱油速度对原油采收率的影响。结果表明, CO2 驱提高采收率幅度最大段在CO2 窜流之前,随着注气速度的变大,推进速度变快,突破时间逐渐前移;合理的驱替速度使得CO2 气体与岩心孔隙中水及原油的接触时间变长,采收率提高,从而提高特低渗非均质油藏开发的经济效益。     

超低渗油藏注气可行性实验研究

低渗透油藏开发面临注水困难或注水开发效果差的问题,而注气驱是动用此类难采储量的有效方法之一。室内实验结果表明:特低渗透岩心水驱效果好于气驱效果,而超低渗透岩心的结果相反,同时,注N_2的效果优于CO_2的效果。     

表面活性剂改善低渗油藏注水开发效果研究

表面活性剂相关实验研究结果表明，合适的表面活性剂能够降低低渗油藏注水压力，8块样品平均降低26．6％，提高驱油效率6．7％；表面活性剂溶液作用后，其相渗曲线明显改变，油及水的相对渗透率均上升，两相流动范围变宽，岩石润湿性向亲水方向偏移。研究表明，复合2^#表面活性剂能够改善低渗油藏——宝浪油田的注水开发效果。     

超低渗裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油实验

鄂尔多斯盆地南部红河油田长8油藏为典型的超低渗裂缝性油藏,水驱开发中注入水沿裂缝窜流,导致油井水淹。泡沫辅助空气驱油技术是利用空气作为驱替介质,同时采用泡沫作为调剖剂来封堵裂缝,从而达到提高采收率的目的,是非均质性强、高含水油藏提高原油采收率最有发展前景的技术之一。为此,对超低渗裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油进行了研究。实验表明,红河油田长8油藏原油在油藏条件下能发生低温氧化反应,同时泡沫对高渗透率地层具有较好的封堵性能,能有效地防止注入空气窜流;相比于水驱,泡沫辅助空气驱油技术能大幅度提高原油采收率,同时气体突破时氧气含量在甲烷-空气混合物的爆炸极限以下。     

缝洞型油藏全直径岩心注气驱油实验研究

以缝洞型油藏为研究对象,基于缝洞型油藏全直径岩心,模拟油藏温度、压力条件,考察该缝洞型油藏水驱后期注N_2,CO_2和天然气提高采收率的驱油效果。结果表明:前期水驱对储层底部原油采出程度高;气驱主要对储层"阁楼油"进行驱替并将其空间位置降低,N2驱提高采收率最低,为7.16%;CO_2驱提高采收率最大,为17.35%;后期水驱过程中,N2驱提高采收率最大,为22.28%;CO_2驱提高采收率最低,为5.53%。结合现场施工情况,建议缝洞型油藏注气驱油开发中使用N_2作为注入气。     

安塞油田坪桥区注气可行性研究

鄂尔多斯盆地安塞油田坪桥区属特低渗透油田，自然产能低，需人工压裂后投产，开发好这类油田难度极大。采用国内外先进技术手段，建立了具有人工裂缝和不稳定钙质夹层的三维地质模型，并充分体现于油藏数值模拟模型中，同时考虑了人工裂缝对注气开发的影响和注气的风险性，比较符合实际；油藏数值模拟使用全组分模型，对不同开发方式进行了分析研究和对比，对油田实际开发具有指导作用。     

低渗透油藏注空气开发驱油机理

采用物理模拟和数值模拟相结合的方法,系统研究了低渗油藏注空气开发的驱油机理,在此基础上应用实际低渗油藏模型研究了空气驱的开发效果。研究表明,低渗油藏吸气能力远大于吸水能力,注空气比注水更容易建立起有效的压力驱替系统,起到有效补充或维持油层压力的作用。空气中的氧气与原油发生低温氧化反应,消耗掉氧气形成氮气驱,同时产生大量热量和二氧化碳,部分油藏温度升高到200℃左右。氮气驱对空气驱总采收率的贡献为69%,温度升高和二氧化碳对采收率的贡献分别为26.7%、4.3%。应用实际低渗油藏模型研究了空气驱、氮气驱和水驱的采收率,空气驱30 a的采收率达到了21.5%,较水驱30 a年采收率10.6%提高了1倍,开发效果得到明显改善。空气驱是低渗油藏改善开发效果、提高采收率的有效方式。图11表2参13     

注水吞吐开发低渗透裂缝油藏探讨

室内油层岩心驱替实验研究结果表明，注水吞吐采油技术可发挥油层毛管力吸水排油作用，实现水驱，能有效地补充地层能量，恢复地层压力。通过多周期的注水吞吐开发，逐渐扩大水驱波厦半径，提高驱替效率。油层润湿性和渗透率是影响注水吞吐开发效果的主要因素。该技术简单易行，在头台油田实施后，效果十分显著，对同类油藏的开发真有指导意义。     

低渗气藏多层合采可行性分析及产量预测研究

针对气藏多层开采的特点,利用压力平衡原理计算和绘制各个气层和气井的流入动态曲线,建立一套以时间为变量的气藏多层节点分析方法,形成多节点协调分析的多层合采可行性分析与产量预测研究方法,利用该方法可对气井生产全过程和气层产能及压力变化进行准确的描述与预测.研究分析表明:气层间压力差异是影响合采可行与否的主要因素,气层物性变差和提高气井产量可降低倒灌气量,而增加单层控制储量会延长倒灌发生的时间.当倒灌气量相当大时,合适的井下节流器能够大大降低层间倒灌气量,从而实现多层正常合采.多层合采预测方法经现场实例分析.证实其计算结果与实际生产情况吻合,可靠性较高,适宜指导现场生产.     

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。     

裂缝性低渗油藏注气提高采收率实验研究

HH油田为典型的低孔特低渗油藏,部分地层伴有裂缝发育,现面临衰竭式开采后注水开采压力高的难题。通过基质单管岩心驱替实验,探究目标地层进行注气开发的可能性,明确何种注入气体及驱替方式具有较好提高采收率效果。通过基质+裂缝双管并联岩心驱替实验,确定目标地层中微裂缝对提高采收率效果影响。结果表明,CO₂较减氧空气是更好的注入气体,CO₂/水交替驱替是提高采收率优秀的驱替方式;裂缝的存在会严重影响采收率,裂缝+基质双管并联岩心CO₂/水交替驱采收率较单管基质岩心降低27.09%。建议选择CO₂为注入气体,对基质储层或采取改善非均质性措施的裂缝区域采用CO₂/水交替开发,对裂缝性低渗油藏注气开采有一定参考意义。     

渤海油田低-特低渗储层注水井堵塞规律实验研究

针对渤海油田注水井压力上升快、堵塞频繁等问题,通过对注入水水质分析及固相颗粒粒径分析,并结合物模实验详细研究了低渗储层注水井堵塞因素和规律。实验结果表明,注入水中固相颗粒(平均粒径大于2μm)是造成储层堵塞的主要原因;低渗、特低渗透储层岩心的渗透率随着注入量的增加及固相颗粒的含量和平均粒径增大而不断减小,伤害程度不断增大;固相颗粒对特低渗透岩心的伤害程度大于低渗透岩心。     

低渗透高含水砂岩气藏产能评价

针对目前低渗透气藏气水同产井产能评价时遇到的问题,依据渗流力学中气水两相不稳定渗流的基本方程,采用气藏工程方法和改进的修正等时试井方法及热力学原理,并考虑井下油嘴节流及气体高速非达西和滑脱效应的影响,提出了低渗透高含水气藏的产能评价方法。该方法在理论推导的基础上,对气水两相广义拟压力和修正等时试井方法进行了改进,最后结合井下油嘴节流原理和气体通过油嘴时的滑脱效应方程,利用热力学方法和数值分析方法,求出气水同产井的产气能力及最大携液流量。根据模拟井数据,分别用传统产能评价方法和上述方法进行了计算,计算结果表明：传统方法的计算值偏高,而上方法的计算结果比较符合实际。这为低渗透高含水气藏下入井下节流器的气井的产能评价提供了新的思路。     

东河石炭系油藏注气受效井出砂加剧问题研究

东河石炭系油藏目前已进入开发后期,为控制产量递减速度、实现原油稳产增产,于2014年开展注气开发重大试验。随着注气持续推进,东河石炭系油藏开发效果得到较大改善,伴随地层压力、生产压差和产气量逐步增大,注气受效井出砂问题加剧。在此影响下,机采井严重砂卡、频繁检泵,自喷井产层砂埋、井口装置刺损变形,严重影响产量和现场安全生产。基于注气受效井出砂加剧机理和危害识别,重点从地层、井筒和地面三个方面提出防治一体化措施,源头长效治理出砂,兼以井筒和地面治砂,从而保障油井高效安全生产,助力东河石炭系油藏注气开发提采增产。     

华北古潜山油藏天然气驱机理及可行性研究

通过分析天然气对原油高压物性的影响，研究了古潜山油藏的注气机理。筛选合理的注入压力、注入速度等参数，为预测注气开发效果、提高碳酸盐岩古潜山油藏开发后期采收率提供了依据。研究表明，任丘古潜山油藏的储层特性和流体性质较适合注气开采，其研究成果对现场实施注天然气开采具有指导意义。