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。     

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。     

超临界CO2动态混相驱过程机理研究

以国内CS油田注CO2混相驱典型实例为基础,在油藏地层流体注CO2驱膨胀实验和细管最小混相压力实验拟合基础上,建立一维组分注气驱细管模型.应用所建立的模型,模拟研究CO2注入过程中油气两相组成、油气两相黏度、密度和界面张力等动态特性参数沿注气井到生产井距离的变化规律.以及注气量和注气压力对动态特性参数的影响规律.研究结果显示:CO2在原油中的溶解能力强,工程混相条件下,摩尔含量达到0.7.注入CO2抽提原油中的中间烃,甚至C19+以上的重烃,与地层油在前缘达到混相.CO2注入量增加,混相带增长,CO2波及区域增加,有利于驱油效率增加.随着注入压力的提高,从非混相到混相,CO2在地层油中的溶解量增加,界面张力降低,油的黏度降低.达到混相后,继续增加压力对驱油影响变小.     

两种介质注入对原油物性的影响

注入介质对原油高压物性影响的研究是注气提高采收率的室内评价手段之一,注富烃气和氮气后原油高压物性参数变化规律的研究是分析注气后沿混相及前沿混相和非混相驱替过程室内评价的基础。在对一实际轻质原油高压物性分析的基础上,分别进行了富烃气注入和氮气注入实验及多次接触实验,对比研究了注入这两种气体后轻质原油的相态、饱和压力、粘度、容胀特性、气油比和脱气原油密度等特性的变化规律,分析了氮气抽提作用对原油PVT特性的影响。结果表明,在一次接触混相条件下,注富烃气和氮气后轻质原油的高压物性参数具有相似变化规律,但是氮气对原油粘度、体积系数、密度等参数的改善不如富烃气注入明显,氮气将引起原油饱和压力急剧上升;在氮气驱过程中后沿地层原油很快变重,若不能达到和保持前沿混相,氮气驱效果将很差。     

Ⅹ油藏注气混相驱可行性实验研究

针对Ⅹ底水油藏油井注水后综合含水上升过快的问题,利用HB70/300型高压物性分析仪开展了该区块原油相态特征实验、注气相态特征实验,并运用细管法开展了注CO_2最小混相压力实验。对比分析了CO_2和N_2两种性质气体注入前后原油的相态特征变化,确定了该区块原油注CO_2最小混相压力,为Ⅹ油藏注气提高采收率可行性提出依据。实验结果表明,Ⅹ油藏原始地层压力为46.01MPa,原油饱和压力为11.06 MPa,注N_2后饱和压力上升迅速,在原始地层条件下难以实现混相,表现出典型的非混相特征;注CO_2后饱和压力上升较平缓,细管法测得的最小混相压力为28.03 MPa,说明利用CO_2可实现CO_2的混相驱替,而且最终的驱替效果比较理想。说明该油藏可开展注CO_2混相驱,为进一步的开发方案调整提供了依据和合理的建议。     

裂缝性油藏注CO_2物质平衡方程的建立与应用

注气开发,特别是注CO2开发,已经成为提高油藏采收率的重要手段之一。以往这种开发方式主要应用于常规油藏中,目前也开始逐渐应用于裂缝性油藏的开采。裂缝性油藏中的注气过程与非裂缝性油藏有很大区别,文中在常规油藏物质平衡的基础上,考虑注入气在裂缝和基质孔隙双重介质中的渗流和CO2的溶解,建立了裂缝性油藏的注气开采模型,进而建立了裂缝性油藏注CO2物质平衡方程。实例验证表明,本文所建物质平衡方程可以准确地拟合注CO2开发的裂缝性油藏的基质和裂缝储量,并为注CO2开发裂缝性油藏的方案编制提供有效依据。     

顺北一区超深断控油藏注天然气开发的可行性

顺北一区矿场天然气资源丰富、油藏压力高、顶部剩余油富集，具备注天然气混相驱的开发潜力。通过注气流体相态模拟实验和油藏数值模拟，从注气原油相态、混相条件、注气方式等方面，论证顺北一区注天然气混相驱开发的可行性。研究表明，注CH4原油具有饱和压力低、体积膨胀系数大、混相压力低等优势；注CH4最小混相压力约为46.80 MPa，注伴生气最小混相压力较注干气约降低4.00 MPa。回注天然气，80%以上的井组可实现混相驱替；气水交替注入可延缓气水突破时间，提高驱替相波及系数，补充地层能量和实现均衡驱替，模拟3年可提高采出程度11.2%。     

X油藏注气混相驱可行性实验研究

针对X底水油藏油井注水后综合含水上升过快的问题,利用HB70/300型高压物性分析仪开展了该区块原油相态特征实验、注气相态特征实验,并运用细管法开展了注CO₂最小混相压力实验。对比分析了CO₂和N₂两种性质气体注入前后原油的相态特征变化,确定了该区块原油注CO₂最小混相压力,为X油藏注气提高采收率可行性提出依据。实验结果表明,X油藏原始地层压力为46.01 MPa,原油饱和压力为11.06 MPa,注N₂后饱和压力上升迅速,在原始地层条件下难以实现混相,表现出典型的非混相特征;注CO₂后饱和压力上升较平缓,细管法测得的最小混相压力为28.03 MPa,说明利用CO₂可实现CO₂的混相驱替,而且最终的驱替效果比较理想。说明该油藏可开展注CO₂混相驱,为进一步的开发方案调整提供了依据和合理的建议。      

注CO_2混相驱油藏合理采收率确定

为确定CO2混相驱油藏合理采收率,基于水驱油分流量方程、Buckley-Leverett水驱油非活塞理论及CO2混相驱特性(即混相驱油藏不存在界面张力,各相渗透率与对应相饱和度成正比),将水驱油分流量方程进行适当改进,其物理性影响因素更加明显,更适用于CO2混相驱油藏,并推导出CO2气体分流系数关系式和原油采出程度与累积注气量之间的关系式,用来设计和预测CO2混相驱开发参数。同时对采出程度与累计注气量之间的数学关系式求导,得到了注CO2混相驱油藏合理采收率导数方程的数学模型,可为计算合理注入CO2量及注CO2混相驱最终采收率提供参考。     

鄯勒油田最小混相压力实验研究

细管实验测定最小混相压力MMP较准确的方法之一。实验利用细管测定鄯勒西山窑组油藏伴生气与油藏原油的最小混相压力,为油藏注入压力的选择提供依据。实验结果表明,该油藏的最小混相压力是30．89MPa。鄯勒油藏目前地层压力和饱和压力分别为30．89MPa和15．21MPa,因此,结合目前地面、地下实际情况,鄯勒油藏注伴生气驱替可以实现混相。     

海上特殊凝析气藏流体相态及混相特征

随着海上油气勘探不断向深层拓展，以近临界态近饱和、高含凝析油为特征的特殊凝析气藏越来越多，但目前对海上该类凝析气藏的高压物性及注气混相机理仍认识不清，有待进一步深入研究。以渤海特殊凝析气藏流体高压物性测试（PVT）为基础，通过开展室内注气膨胀、多次接触及长细管最低混相压力实验分析，结合注气相态数值模拟方法，模拟从油气层上、中、下部不同深度进行伴生气注入，明确了海上特殊凝析气藏的相态特征，并探索了伴生气与地层剩余油气体系的配伍性及混相机理。结果表明：海上特殊凝析气藏一旦发生压降，地层中会产生大量的反凝析液，形成带气顶的挥发油藏，恒质膨胀过程中会发生乳光效应及轻烃抽提分层现象；伴生气对降低顶部凝析气体系的反凝析伤害作用不大，降低反凝析液量小于1%，中部轻烃凝析油体系与伴生气的多次接触混相压力为26.80 MPa，伴生气与底部凝析油体系通过溶解作用存在凝析气驱混相机理的同时，通过抽提作用存在蒸发气驱混相机理，最低混相压力为41.58 MPa，亦低于地层压力，能够达到很好的混相效果。研究成果对海上特殊凝析气藏注气提高采收率意义重大，为中后期气藏高效开发设计提供了坚实可靠的理论依据。     

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)     

增强气油重力泄油的EOR方法

在致密裂缝性油藏中采用常规驱替方法(例如水驱)采油效果不好.在这种油藏中,必须依靠天然机理从储集岩基质中采油.在中东裂缝性碳酸盐岩中,基质一般是油湿或混合润湿的,并且只有重力泄油是可行的工艺.但是,渗透率通常较低(<0.01μm2),导致重力泄油采油量低,剩余油饱和度和/或毛细管滞留量高.EOR技术(例如注蒸汽和注混相气)具有提高气油重力泄油(GOGD)采油量和采收率的潜力.在浅裂缝性油藏中,能够向断裂体系中注蒸汽.蒸汽一接触较凉的基质将冷凝,在断裂体系中以稳定方式形成蒸汽前缘.加热基质使原油膨胀、降低黏度、产生气驱和气提效应.在较深油藏中,在混相条件下的GOGD成为一种选择.注入与油混相的气将导致原油膨胀,降低黏度,这两种机理提高了原油流度,因此提高了GOGD率.混相进一步增加了在高相对渗透率下的单相流动的效益,并且降低了界面张力,因此减小了再次渗吸效应并且提高了非均质油藏最终采收率.为了评价这些EOR方法的效益,采用模拟技术模拟了这些过程对GOGD的影响.本文介绍了普通双重渗透率方法,当EOR技术应用于裂缝性油藏时,该方法能够预测出现的GOGD以及不同的相互作用过程.     

长庆低渗透轻质油藏注伴生气提高采收率室内研究

在分析长庆三叠系油藏高52区块地质特征和流体性质的基础上,通过室内注伴生气驱油实验和最小混相压力的计算,评价了注伴生气混相驱的可行性,计算得到该区块的最小混相压力为15.11 Mpa,大于地层原始压力(13.05 Mpa).因此,该油藏不能进行注伴生气混相开发,但可进行注伴生气的非混相开发.研究了不同注入段塞伴生气对驱油效果的影响和不同注采比下的单井日注气量.结果表明,水驱驱油效率为42.5%,伴生气非混相驱驱油效率为53.3%,提高10.8%.注采比为1.2时,计算得到的注气量为8784 m3/d,井口压力为8.89MPa.该区块日产伴生气可满足注气要求及生产需要.     

CO2混相驱储层吸气能力预测

为了预测注 CO2时储层吸气能力,为 CO2驱配注及注气参数的优化设计提供理论基础,在前人研究的基础上,建立了二维 CO2混相段塞驱物理模型和数学模型,考虑混相段塞对注气过程的影响,经理论推导建立了 CO2混相驱吸气能力计算模型。模拟计算结果显示: CO2混相驱注入压力与注气速度近似成线性关系,且注入压力越大,注气速度也越大;地层压力呈阶梯状分布,表现为 3个不同的压力梯度,且超临界 CO2区和混相区的压降较小,压力主要消耗在地层原油渗流区;吸气能力随累积注气量和段塞长度的增加而不断增强,吸气指数随累积注气量的增加呈对数型增长,随段塞长度的增大呈线性增长。     

不同油藏压力下CO2驱最小混相压力实验研究

CO2-原油体系的最小混相压力是影响CO2驱开发效果的关键因素。随油藏开发阶段的不断深入,当油藏压力低于原始饱和压力后,溶解在原油中的溶解气会部分脱出。油藏流体组分及其高压物性也会发生变化,影响CO2-原油体系的最小混相压力,利用原始地层流体样品测试得到的最小混相压力不再适用。为此,以中国西部某油田8个典型区块为例,进行细管实验测试和多组分数值模拟,对不同油藏压力下的最小混相压力进行系统研究。与其他油田相比,研究区各油藏油样的C1摩尔含量较高,为31.12%~51.69%,平均为43.25%;C2-C6摩尔含量较低,为8.0%~18.48%,平均仅为11.3%。细管实验和数值模拟结果表明,在原始地层压力下,CO2均与8个典型区块地层原油样品发生混相驱替,但不同区块CO2驱最小混相压力差异很大,其值为17.60~41.18 MPa。当油藏压力低于原始饱和压力后,CO2驱最小混相压力主要呈微小幅度下降的趋势。随脱气压力进一步降低,油相组分构成中,C1N2摩尔含量呈递减趋势、C7+和C24+组分呈递增趋势,而中间组分(C2和C3+)摩尔含量变化较小。在各级脱气压力下,脱出气体以C1为主,中间组分摩尔含量仅在最后一级脱气压力下急剧升高。CO2-原油混相带出现在注入CO2波及前缘靠近注入端的位置,混相带随着驱替的进行而逐渐变宽。     

葡北油田混相驱矿场混相特征

葡北油田 是我国第一个采用注天然气混相开采的油田,注气混相驱项目是国家九五攻关课题之一。1998 年油田投入注气开发以来,目前全油田生产稳定,采油速度5.6%,采出程度15.74%,油 田综合含水率为零,油田开发效果比较显著。对注气投产以来流体特征变化和数值模拟研究认为,目前注气区块达到了方案设计的混相要求,并认为注入气在地层中与原油是混相的。这将为西部油田特别是高气油比油田利用丰富的伴生气、采用注气混相驱开发有一定的借鉴意义。     

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%。     

深层高压低渗油藏CO_2驱室内实验研究——以中原油田胡96块为例

深层高压低渗油藏衰竭开发后存在气液两相流,开展CO2混相驱渗流特征复杂,需要进行深入研究。模拟深层高压低渗油藏环境,应用细管、长岩心实验开展了CO2驱室内实验研究。研究表明,该类油藏衰竭开发后,地层呈现双相流,CO2驱最小混相压力呈下降趋势,CO2驱油效果大幅下降,但注气恢复压力后开发可达到在原始地层条件下连续注CO2的驱油效果。研究成果有效指导了现场应用,中原胡96块深层高压低渗油藏CO2驱先导试验取得良好效果,为有效动用深层高压低渗油藏提供了技术支持。     

特低渗透油层CO2非混相驱油试验及效果评价

特低渗透油藏地层能量低、边底水不活跃、采出程度低,常规水驱开发难度大,如何提高特低渗透油藏的采收率是一项很重要的工作;而特低渗透油田注水开发存在"注入难"的问题,因此注气驱开发特低渗透油藏有显著的优势。与烃类气体相比,CO2有成本低、气源广阔等优势,因此CO2是注气驱优选溶剂之一。介绍了CO2在油藏中增产的驱油机理、条件,完善了预测模型,并分析了CO2驱的现场试验效果。结果表明,虽然在试验区低渗透油藏中CO2驱难以达到混相驱条件,但非混相CO2驱油能使CO2溶入原油后使原油体积膨胀、黏度减低以及降低界面张力、提高驱油效率而达到驱油增产的目的。同时CO2吞吐也在改善中、低渗油藏开发方面展示了广阔的应用前景。