混相驱的地质因素风险分析

由于地质因素对混相驱效果有很大的影响，在综合评价混相驱的可行性时，必须对地质因素进行风险性分析。本应用双孔隙组分模型研究了地质因素对混相驱效果的影响。     

烃类混相驱的室内研究

９０年代初开始，中国西部不断发现挥发油藏，在编制部分此类油藏的开发方案过程中，进行了较系统的烃类混相驱的室内研究。室内研究包括各种物理实验和一维，二维，三维的混相，近混相，非混相及水气交替的组份模型模拟计算。文中总结了北京石油勘探开发科学研究院在烃类混相驱室内研究中的一些成果，提出了此类研究的推荐工作流程，同时讨论了对烃混相机理的一些新认识 。     

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。     

注水开发油藏CO2驱可行性研究

阐述注CO2驱驱油方式和注水开发后油藏CO2驱的优势,对比分析CO2注入方式的优缺点及油藏适应性,优选适合油藏水驱后CO2的最优注入方式。最后对注水驱后的高含水期油藏注CO2提高采收率问题进行现场可行性分析。     

冷43-98-560井组注复合气动态监测

随着非混相驱、蒸汽驱、SAGD等驱油措施的开展,及时准确地了解注采井间的连通情况,了解注入流体的波及情况,跟踪评价驱油措施的效果,对于下一步方案的实施及措施的调整具有十分重要的作用。本文探讨了井间气体示踪监测技术的研究及应用情况,利用自行研制的气体示踪剂急相关的配套分析解释技术,对冷43-98-560井组注烟道气混相驱进行了动态监测,为下一步方案的实施及措施的调整提供了依据。     

孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差。以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制。结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率。     

应用注氮技术提高八面河油田北区采收率

八面河油田为稠油断块油藏,含水高,能量不足。采用注氮气技术能有效补充驱动能力。在实践中应从四个方面考虑注氮气与增产油量之间的相应关系:1、注氮气量与油砂体孔隙体积;2、注氮气位置与地层倾角对注氮气效果的影响;3、注氮气对油井含水的影响;4、注氮气对地层能量的影响。2005年,八面河油田北区共有7口井注氮气,投入产出比为1∶4.8。     

注N_2对原油性质及组成的影响研究

对注N2后原油性质及组成变化进行分析研究,研究表明地层注入N2较难达到混相,属于非混相驱;注气后饱和压力上升快,原油体积系数增加,但增加量逐渐变小,依靠氮气增溶驱油的效果受到一定影响;N2对原油中轻烃组分有一定的抽提作用,导致原油变重,可能会形成沥青质沉淀而影响原油的流动能力。     

文南油田文72块沙三中高温、高压低渗透油藏注天然气提高采收率研究

针对东濮凹陷高温高压低渗、特低渗油藏开发难度大 ,水驱动用状况差、单井产能低等特点 ,选择了文南油田文 72块沙三中油藏开展贫气非混相驱提高采收率研究 ,进行了室内实验研究和油藏数值模拟研究 ,研究结果表明文 72块沙三中油藏最小混相压力为 47.1 MPa,在目前地层条件下可达到近混相 ,针对深层低渗透油藏开展注贫气近混相驱 ,可大幅度提高采收率 ,注天然气驱的最大注气压差是注水 0 .48倍 ,可通过注天然气驱实现深层高温高压低渗难采油藏的开发     

低渗断块油藏二氧化碳驱油实践

草舍油田泰州组油藏为低渗断块油藏,在二氧化碳驱油实践过程中,通过二氧化碳驱油机理、油藏适应性评价、驱油物理模拟、数值模拟等研究,优化了苏北盆地草舍油田泰州组油藏二氧化碳混相驱油方案及注入参数,方案实施取得了显著的增产效果,截止2011年底,已累积注入二氧化碳7380×104m3,油藏日产油由48t升至85t,综合含水由56.4%降为33.7%,增油5.6×104t,评价期末比水驱采收率提高16.8个百分点。该油藏二氧化碳驱油成功实践,为同类油藏大幅度提高采收率提供了方法技术借鉴。