层间非均质油藏提液效果数值模拟

为了描述提液措施的作用机理,基于黑油模型,考虑启动压力的影响,建立了三维三相数学模型,并采用隐压显饱法进行求解.通过建立概念模型,对渗透率级差、提液幅度、提液时机和初始采液速度对提液效果的影响进行了研究.结果表明,随着渗透率级差的增大,提液提高采收率幅度先增加后减小,渗透率级差为3～7时提液效果最佳;在一定提液幅度下,随着渗透率级差的增大,提液效果逐渐变差,随着提液幅度的增加,提液效果逐渐变好;提液时机越早,越有利于发挥低渗透层的生产能力,提液效果越好;初始采液速度大,渗透率级差大的提液效果好.     

渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响

储层层间物性差异是影响非均质油藏聚合物驱采收率的重要因素。为揭示由水驱转为聚合物驱过程中的产液指数的变化规律,通过物理模拟实验研究了岩心渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响。结果表明,由水驱转为聚合物驱的过程中,产液指数变化整体上经历水驱上升段、聚合物驱速降段、聚合物驱缓降段以及聚合物驱回返段四个阶段;在非均质岩心实验中,储层渗透率级差变化对聚合物驱阶段的产液指数下降幅度具有明显影响,具体表现为聚合物注入后产液指数、采收率随渗透率级差的增大而减小。研究结果对于判定存在储层渗透率级差油藏的聚合物驱合理产液下降幅度、预测产液下降周期具有一定的指导意义。     

特高含水期提液效果影响因素及提高采收率机理——以胜坨二区沙二段74—81单元为例

油井提液已成为改善开发效果、实现稳产增产的重要措施之一.为了明确非均质油藏特高含水期提液水驱油机理的特殊性,以胜坨二区沙二段74-81为实验模拟单元,通过室内物理模拟实验,对特高含水期提液效果的影响因素及提高采收率机理进行了研究.结果表明,单层提液水驱初期的含水率先降低再升高,且上升趋势变缓,能明显提高原油采收率,但不能仅靠增大水驱压差来提高采出程度;对于多层提液水驱,常规水驱时层间非均质性越强,低渗透层受高渗透层的干扰越严重,难以建立有效的驱动压差,从而导致采收率低,相反,渗透率级差越低,其采收率越高.提液能明显提高原油采收率,其效果主要受储层非均质性、提液幅度及注入量的影响.对于提液水驱,提高水驱压差能够提高高渗透层的水驱波及效率,改善低渗透层原油的动用情况;同时,驱替速度与剥蚀速度的平衡也关系到提液提高采收率的效果.     

海上油田早期注聚提液技术政策界限研究——以渤海A油田为例

以渤海A油田为例,通过分析无因次采油、采液指数变化规律和已提液油井生产状况,研究了提液的可行性;利用数值模拟手段,采用均匀设计法设计试验方案,开展海上油田早期注聚提液开发技术政策界限研究,确定了合理的提液时机和提液幅度.研究结果表明,对于A油田来说,在聚合物驱整体见效时提液效果最佳,合理的提液幅度为提液前产液量的1.3倍左右,在聚驱的基础上再提液可提高采收率约0.8%.     

聚合物驱剖面返转时机及其影响因素

聚合物驱过程中的剖面返转现象会对提高采收率造成不利影响,为进一步提高聚合物驱效果,通过理论分析和室内物理模拟方法,对聚合物驱油效果和聚合物驱剖面返转时机及其影响因素进行研究。结果表明,随岩心渗透率升高,聚合物驱剖面返转时机延后且延后幅度增大,聚合物溶液浓度C_p=1600 mg/L、渗透率级差为4 时,渗透率大于1200×10^-3μm²后尤为明显;随渗透率级差和小层厚度比（高渗层/低渗层）增大,即地层系数级差增大,剖面返转时机提前,聚合物溶液浓度CP=1600 mg/L、岩心平均渗透率Kg=300×10^-3μm²、地层系数级差10 条件下,剖面返转时机可提前至0.06～0.07 PV。随岩心渗透率升高和地层系数级差增大,采收率增幅呈先增大后减小趋势;聚合物驱剖面返转时机T_p与地层系数级差D_j关系满足方程式T_p=a（D_j-1）^-1,随聚合物溶液浓度升高,返转系数a 值减小,剖面返转时机提前。应用该公式可定量描述剖面返转时机与地层系数关系,及时调整注入参数,提高聚合物驱效果。图3表5 参8     

储层非均质性对自生CO2调驱效果的影响

为了研究海上油田储层纵向非均质性对自生CO₂调驱效果的影响规律,分别建立了12组层间非均质物理模型和3组层内非均质物理模型,利用驱油实验考察了自生CO₂调驱对层内非均质性、层间非均质性和渗透率级差等因素的适应性。实验结果表明：在各层渗透率都相同的条件下,自生CO₂调驱技术对层内非均质模型提高采收率的幅度可达27.40%～31.03%,而对层间非均质模型提高采收率的幅度仅为17.38%～22.05%,说明CO₂调驱技术受层间非均质性的影响更大;对于中—低渗透层相同层间非均质模型,渗透率级差越大,自生CO₂调驱提高采收率的效果越好;用渗透率均值来表征层间非均质性的影响,自生CO₂调驱提高采收率的幅度随渗透率均值的增大呈现出先增大后减小的趋势。矿场试验结果表明,自生CO₂调驱技术对海上油田具有良好的增油效果,应用前景广阔。     

非均质性对高温高盐油藏聚合物驱影响实验研究——以大港油田官109-1断块油藏为例

针对大港油田高温高盐油藏官109-1断块特点,建立层内和层间非均质模型,对水驱之后的模拟油层进行聚合物驱室内实验。结果表明:层内非均质条件下,渗透率级差越大,水驱效果越差,转聚合物驱后提高采出程度幅度越高;反韵律组合前期水驱采出程度最高,正韵律组合后期聚合物驱提高采出程度幅度最大,最终采出程度最高;聚合物溶液注入速度对最终驱油效率影响较小;随着聚合物注入量增加,提高采出程度幅度增加,超过一定量后,增幅减缓。层间非均质条件下,随着聚合物浓度增加,中低渗层吸液能力出现先增后减的趋势;层间非均质性越强,水驱后转聚合物驱改善开发效果越明显;层间渗透率级差相同时,平均渗透率越低,聚合物驱提高采出程度幅度越大。     

聚合物驱提液与控制含水的关系

分析了孤岛油田聚合物驱不同见效阶段提液与含水率的变化关系；提出了不同见效阶段合理的提液时机和提液幅度；研究结果对进一步改善孤岛油田聚合物驱开发效果，提高原油采收率具有重要的指导意义。     

薄互层油藏层间干扰数值模拟研究

层间非均质油藏在多油层合采和笼统注水的条件下,表现出严重的层间矛盾,影响着其开采速度以及最终采收率。因此,针对层间干扰问题,进行了数值模拟研究。针对影响层间干扰的7个主要因素,包括平均渗透率、渗透率级差、平均黏度、层数、单层厚度、井距、压差,设计了3个水平正交试验,分别研究了有隔层情况下正反韵律以及无隔层情况下正反韵律油藏的干扰情况。结果表明,随渗透率级差的升高层间干扰增大,油藏整体采收率明显下降;探讨了各个因素对多层油藏合采层间干扰的影响大小及其变化规律,确定了渗透率级差是层间干扰最主要的影响因素。研究成果为该类油藏进行层系调整及相应开发部署提供了一定的理论依据。     

八面河油田莱5-4块中高含水期不同井型提液分析研究

提液是水驱油藏开发中后期保持稳产,提高最终采收率的有效开发模式.提液时机的选择与提液指标的确定直接关系到后期开发效果,针对八面河油田莱5-4块的开发现状,应用油藏数值模拟方法,对不同井型进行了提液时机与提液幅度的对比研究,给出了最佳提液方案.研究结果表明,莱5-4块在最佳提液时机(综合含水率0.6左右)以2.5倍提液幅...     

稠油油藏蒸汽驱影响因素数值模拟研究——以齐40块蒸汽驱为例

以齐40块蒸汽驱为例,应用CMG数值模拟软件,建立蒸汽驱基础模型,研究了各因素对蒸汽驱开发效果的影响。结果表明,采出程度和油汽比随正韵律油藏渗透率变异系数的增大逐渐增加,当渗透率变异系数超过0.7后采出程度和油汽比减小;采出程度和油汽比随反韵律油藏渗透率变异系数的增大逐渐减小;截止到蒸汽突破时,采出程度随倾角的增大逐渐减小;采出程度和油汽比随隔层厚度的增加逐渐减小;无论油藏有无隔层情况下,射开下部1/3位置时,开发效果最好;平面渗透率各向异性越强,开发效果越差;分层注汽级数越多,开发效果越好。     

双河油田IV5－11 层系复合驱油体系实验研究

根据双河油田IV5-11层系的油藏特征,利用正交实验法,对聚合物质量浓度、表面活性剂种类及其质量分数进行筛选,得到了由质量浓度为1500mg/L的ZL-Ⅱ、质量分数为0.3%的QY-3组成的二元复合驱油体系及由质量浓度为1500mg/L的ZL-Ⅱ、质量分数为0.3%的QY-3和1.0%的Na2CO3组成的三元复合驱油体系,这2个体系均能与双河模拟油形成超低界面张力且粘度适中。利用均质与非均质人造岩心及微观非均质仿真模型,对所选复合驱油体系进行物理模拟驱油实验;并在模拟油藏具有代表性的3倍渗透率级差条件下,优选了三元复合驱油体系注入方式。实验结果表明,在均质条件下,三元复合驱油体系提高采收率程度明显高于二元复合驱油体系;在非均质条件下,随着非均质性的增强,三元复合驱油体系与二元复合驱油体系提高采收率的差距逐渐缩小,但前者始终高于后者;对于同一驱油体系,随着非均质性的增强,驱油效率先增大后减小,渗透率级差为3倍时的采收率最高。综合分析可知,三元复合驱油体系好于二元复合驱油体系,在其注入前后分别注入0.05倍孔隙体积交联聚合物保护段塞的注入方式,三元复合驱油体系提高采收率比不加保护段塞时提高了4%。     

哌嗪活化N-甲基二乙醇胺半贫液脱碳工艺配方优选及参数优化

哌嗪(PZ)活化N-甲基二乙醇胺(MDEA)半贫液脱碳工艺是高含碳天然气预处理能耗高问题的解决途径之一。针对某天然气处理陆上终端采用的PZ活化MDEA半贫液脱碳工艺(设计天然气处理能力为8×109 m3/a,原料气中CO2体积分数为35%),采用吸收再生实验方法对系统中存在的贫液、半贫液吸收CO2性能以及富液解吸CO2性能进行考察,优选适用于半贫液脱碳工艺的胺液配方,并采用HYSYS软件建立半贫液工艺模型,对筛选出较优工艺配方下的工艺参数进行优化。结果表明：随着总胺浓度增加,贫液、半贫液吸收CO2性能及富液解吸CO2性能先增加后减小,较优总胺质量分数为40%;总胺质量分数一定时,随PZ添加量增加,贫液及半贫液吸收CO2性能先增加后减小,解吸CO2相对再生能耗先增加后降低,PZ较优添加质量分数为3%,之后随着PZ添加量的增加,解吸CO2相对再生能耗又缓慢升高,较优胺液配比(质量分数)为37%MDEA+3%PZ;模拟得到较优工艺参数为再沸器温度386.15 K,贫液吸收温度323.15 K,贫液循环量253 m3/h、半贫液循环量1147 m3/h。     

高含水砂岩油藏降压开采数值模拟研究方法

中高渗砂岩油藏在注水开发高含水后期,利用油藏降压开采作为开采转换方式措施是提高水驱采收率的重要方法,关键是如何依据油藏的静、动态等条件与状况,量化给出降压开采的时机、地层压力降落的程度、含水率与采出程度的相关关系来最大限度的取得最高水驱采收率。在研究与综合分析国内外高含水油田油藏数据的基础上,分别按正韵律、反韵律、复合韵律建立计算模型,设计了42种数模计算方案,并以某油田断块为重点,应用CMG公司的IMEX黑油模拟器,设计并计算研究了26种数模计算方案,取得了一定的研究成果,为研究砂岩油藏高含水后期开发时实施降压开采措施提供了方法与认识,并对断块的生产历史和数值模拟研究计算结果与计算模型的计算结果进行验证比较,结果可以看出两者有很好的可比性。     

二氧化碳混相驱数值模拟结果的主要影响因素

结合胜利油区开展的低渗透油藏CO2混相驱先导试验，应用数值模拟方法，利用概念模型和实际油藏模型，确定了影响CO2混相驱数值模拟结果的主要因素，分析了模型设计及状态方程的选取等因素对CO2混相驱的影响程度。研究结果表明，网格参数的选取会对模拟结果产生重大影响，模型对储层参数的描述精度也是模拟成败的关键。     

产液量调整对ICDs完井水平井限流效果的影响规律

目前ICDs(Inflow control devices)完井水平井在国内边底水油藏的应用越来越广泛,取得了良好的控水增油效果。但产液量变化对ICDs完井水平井限流效果的影响尚没有系统研究,这在一定程度上限制了该技术的推广应用。为此,文中从井筒变质量流出发,建立了一套双流道耦合的ICDs完井水平井的数学模型,并进行了求解。在此基础上,参照胜利油田孤东某区块水平井的实际参数,研究了产液量调整对ICDs完井水平井限流效率的影响。结果表明:产液量调整对限流效率的影响与平均渗透率关系较小,而与渗透率级差显著相关;渗透率级差越大,产液量调整对限流效率的影响越小;当产液量增加时,限流效率的降幅较小,而当产液量降低时,限流效率的降幅较大;以限流效率90%为界,在平均渗透率为1320×10^-3μm^2的条件下,渗透率级差为6时,产液量偏离度上限为46%,但当渗透率级差为2时,产液量偏离度下限仅为-19%。     

The Effects of Thermal Alterations on Formation Permeability and Porosity

Abstract

An enhanced oil recovery (EOR) project becomes more attractive if porosity and the residual oil saturation at the end of the primary recovery phase are higher. In addition, greater permeability values contribute to an increase in efficiency of the EOR scheme. It is well known that during thermal intervention, the reservoir permeability and porosity are subject to alterations. However, few studies report the extent of such alterations and their consequences. This study investigates the effects of permeability and porosity during a thermal oil recovery scheme. A 1-D numerical model is used to solve the heat conduction/convection problem, with the inclusion of thermal changes in both permeability and porosity. Numerical results show that permeability decreases and porosity increases with the increase of temperature for a particular time period. This is contrary to the commonly held belief that permeability and porosity function of temperature should have the same trend. The model also shows that pore volume increases with the increase of temperature for a particular time period, which leads to increased oil recovery. These findings show that the cumulative effect of oil recovery is more favorable than expected through conventional analysis that does not consider thermal alterations of permeability and porosity.     

Black Oil and Compositional Reservoir Simulation for Increasing the Recovery Performance of an Iranian Fractured Carbonate Reservoir

Abstract

Naturally fractured reservoirs contain a significant amount of world oil reserves. Accurate and efficient reservoir simulation of naturally fractured reservoirs is one of the most important, challenging, and computationally intensive problems in reservoir engineering. Black oil and compositional reservoir simulators have been used to determine the reservoir management and production strategies to increase the oil recovery from a low-porosity, low-permeability fractured carbonate reservoir, with an average matrix permeability of 0.8 md, average fracture permeability of 500 md, and an average matrix porosity of 10%. This reservoir is a candidate for an enhanced oil recovery (EOR) process, because the reservoir production rate has been declined due to increasing the water cut as a result of rising the water oil contact. The injection techniques that have been considered in this study for black oil model include (a) gas injection, (b) water injection, and (c) simultaneous water alternating gas injection and for the compositional model include (a) dry gas injection, (b) CO₂ injection, and (c) N₂ injection. Simulation results show that CO₂ injection has the maximum oil recovery between the EOR scenarios.     

氢监测技术在含硫输气管线上的应用

采用腐蚀挂片、缓蚀剂残余浓度分析以及氢监测技术,在含硫输气管线上研究了缓蚀剂应用效果,确定了缓蚀剂的有效保护时间。结果表明,氢监测技术能够无损、实时、全周相地监测含硫输气管线腐蚀状况,缓蚀剂残余浓度分析及氢监测结果显示缓蚀剂有效保护时间达到1个月以上。