新疆吉木萨尔凹陷致密油藏最小混相压力实验研究

最小混相压力是油田采取注CO2增产方式的重要参数之一，为了确定新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏原油与CO2的最小混相压力，进行了室内细管实验和界面张力实验。结果表明，细管实验测得新疆致密油藏最小混相压力值为18.70 MPa，略大于界面张力实验测得最小混相压力值18.44 MPa，二者相差1.4%，均小于油藏压力43.00 MPa，因此在现有油藏条件下CO2与原油能实现混相；平衡压力越大，CO2溶于原油后界面张力降低越多，当系统平衡压力从0.73 MPa增大到28.46 MPa时，原油与CO2的界面张力值由22.62 mJ/m2降到1.83 mJ/m2；当平衡压力在0.73~13.33 MPa时，CO2在原油中的溶解占主导作用，当平衡压力在15.84~28.46 MPa时，CO2对原油中轻质组分的萃取占主导作用，且原油与CO2相互作用机制由CO2溶解度向CO2萃取轻质组分转变时的压力为13.67 MPa。通过实验研究，加深了对目标油藏最小混相压力及原油与CO2微观相互作用机理的认识，为目标油藏注CO2增产开发方案的制定提供理论支持。     

细管模拟确定混相压力影响因素评价

细管实验是确定混相压力最准确并能实现具有重复性结果的实验方法.以国内某实际油藏注CO2混相驱替为例,利用数值模拟技术,模拟不同细管长度、细管直径、细管孔隙及驱替速度等对混相压力的影响,揭示了在细管实验中不同细管参数选取给实验结果带来的影响,从而有助于很好地指导细管实验,取得符合油藏特点的混相压力.     

大港油田二氧化碳驱最小混相压力测定

混相压力是确定油藏能否采用混相驱的重要依据,测定混相压力的方法最好的是细管试验法,文中首先选用了一些最小混相压力经验关联式对此进行了预测,然后对大港油田五个区块的原油进行了混相压力测定,并分析了在不同驱替体积下的气油比、采收率、出口气组成变化。结合目前区块的油藏条件分析了采用混相驱替的可能性,筛选了适合于注二氧化碳混相驱的井,还介绍了测试装置及结果。     

葡北油田气驱最小混相压力的确定

新疆吐哈葡北油田为一典型的挥发性油藏,是我国首先开展混相驱实验的油田。混相压力是决定该油藏能否实验混相驱的重要依据。为了确定葡北油田注气的最小混相压力（MMP）,对地层流体PVT数据进行了模拟后,应用数值模拟方法进行细管模拟研究,计算出结果与实验室测定的MMP基本吻合,模拟计算和实验结果说明了葡北油田在目前地层条件下能达到混相驱开采。     

延长油田CO2驱相态初探

为了研究延长油田J区块CO₂驱相态,根据细管实验得到工区最小混相压力,考虑地层破裂压力计算井口最大注气压力,结合工区目前井口注气压力分析了CO₂驱相态。结果表明,工区CO₂驱最小混相压力为22.2 MPa,井底破裂压力为33.88 MPa,井口最大注气压力可达15.8 MPa;目前工区单井最高注气压力为10.5 MPa,对应注气井底压力为19.1 MPa,低于最小混相压力,属于非混相驱油。当井口注气压力提高到15.0 MPa时,注气井底压力为23.6 MPa,高于最小混相压力,注气井近井地带存在混相区。     

涠洲12-1油田天然气-水控制气窜实验研究

针对涠洲12-1油田涠四段油藏注天然气开发中气油比快速上升、气窜现象严重等问题,通过实验研究天然气-水控制气窜的效果及其驱替机理.利用细管装置测定原油的最小混相压力,对比天然气驱与天然气-水交替驱的实验效果;同时,利用可视化平面模型分析驱替机理及剩余油分布特征.研究结果表明:该油田天然气驱混相压力为36.35 MPa,...     

大庆榆树林油田最小混相压力的确定

为了确定了CO2与榆树林油田原油的最小混相压力,在传统的测试方法的基础之上,提出并且完善了新的原油与CO2最小混相压力的确定方法;应用了高温高压的微观模型实验寻找原油与CO2的最小混相压力,对比进行了细管实验和长岩心注入工艺实验的研究,证明综合应用结果要比以往的更直观和准确;确定了CO2与榆树林油田原油的最小混相压力.证明了微观实验确定最小混相压力的可靠性.     

特低渗透油藏天然气混相驱油

对于高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和特低渗透油藏,注天然气开采已成为提高原油采收率的重要技术手段之一.鉴于以往注气混相驱的良好效果,在混相压力条件下,设计了3种长岩心注入工艺实验,分析了在混相压力条件下不同驱替方式提高采收率的影响因素及其作用机理.结果表明:在混相条件下,连续气驱、先水驱后气驱和交替水注入3种实验的最终采收率分别为66.7%、65.8%和58.7%,即使混相压力是在20MPa下非混相连续气驱也能达到58.2%.由此可知在大庆榆树林地区采用注气提高采收率在理论上是可行的.     

阿尔及利亚某油田富气混相驱试验研究

针对油田储层物性和流体特性,选择了具代表性的试验井组系统地开展了注富气混相驱提高采收率技术研究.室内研究结果表明,油藏适合开展混相驱提高采收率技术,长细管实验确定的液化石油气和天然气最小混相组成(MMC)在实验条件下能与地层原油混相;长岩芯流动实验结果表明在水驱含水98%后,实施混相驱可提高采收率15%以上.通过长细管模拟,确定油藏条件下(温度83.9℃,压力10.2 MPa),液化石油气与天然气最小混相组成为37.1:62.9.利用数值模拟对注入方式、注入量、注入速度及注入层位进行了敏感性分析,推荐方案为EOR-1井组为交替注入,注入量0.10 PV,注入速度600 m3/d(地下体积),注Ⅱ、Ⅲ层,采Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ层;EOR-2井组为连续注入,各井组注入量为0.30 PV,注入速度600m3/d(地下体积).推荐方案预测可提高采收率14%～15%.从矿场实施先期效果来看,EOR-1井组有明显的超覆现象发生,混相效果变差,建议采取适当措施抑制气窜;EOR-2井组混相效果理想.     

温度对CO2驱油效率影响的实验研究

根据最低混相压力细管实验测定方法标准开展CO2驱凝析油实验.结果表明,在三种温度条件下均实现了混相驱,注入1.2PV时采收率均大于90%.在驱替速度和驱替压力相同时,温度越低,采收率越高,实验压差越小,其实验压差稳定时间越短.表明在温度较低时CO2与轻质原油的混相效果相对较好.     

英东油田注气驱室内实验研究

为了研究英东油田注气提高采收率的可行性,在室内开展细管实验和长岩芯驱替实验,确定注气开发的最小混相压力及不同注入开发方式下的驱油效率。研究结果表明:在原始地层压力条件下,英东油田注气开发方式应为非混相驱;直接气驱、气水交替驱和水驱后气水交替驱这3种不同的注气开发方案中,气水交替驱的驱油效率最高,可达到58.41%。     

交替式注入泡沫复合驱实验研究

针对孤岛油田中二中Ng3-4聚合物驱后油藏条件,通过物模手段研究了交替式注入泡沫复合驱的特征及驱油能力.长细管实验表明,交替式注入泡沫复合驱,低气液比时模型两端的封堵压差上升缓慢,交替周期越大封堵效果越差.非均质模型驱油实验表明,泡沫复合驱主要是通过扩大波及体积来提高采收率,在与聚合物驱相同注入量条件下,其封堵能力是聚合物驱的2倍.     

南翼山浅油藏Ⅲ+Ⅳ油组注采系统合理压力研究

南翼山Ⅲ+Ⅳ油组初期因地层亏空严重,地层压力已低于饱和压力,如不及时补充地层能量,将会导致原油脱气、原油粘度升高、渗流阻力增加、采油指数降低等情况的发生.针对Ⅲ+Ⅳ油组开发过程中的实际情况,通过对注水压力以及合理地层压力的研究,确定油组注采系统合理压力.     

降低CO2驱油最小混相压力新方法

从CO2气体着手,探索液化气对CO2混相驱油MMP的影响,研究降低最小混相压力的方法,并利用自主研制的高温高压界面张力仪,采用悬滴界面张力法测定CO2与原油的界面张力。结果表明,向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的,而且不同含量CO2与相应MMP近似呈线性关系。据此可根据地层压力设计CO2混相驱油方案,优化CO2比例,从而达到CO2混相驱提高原油采收率的目的。     

降低CO2驱油最小混相压力新方法

从CO2气体着手,探索液化气对CO2混相驱油MMP的影响,研究降低最小混相压力的方法,并利用自主研制的高温高压界面张力仪,采用悬滴界面张力法测定CO2与原油的界面张力。结果表明,向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的,而且不同含量CO2与相应MMP近似呈线性关系。据此可根据地层压力设计CO2混相驱油方案,优化CO2比例,从而达到CO2混相驱提高原油采收率的目的。