CO2吞吐工艺操作参数的整体优化设计

针对ZY油田原油CO2吞吐的工艺过程，建立了CO2吞吐数值模拟模型。应用数值模拟方法对CO2吞吐进行了实例分析，首先对该井的CO2吞吐参数进行了单因素敏感性分析，分析了CO2周期注入量、注入速度、焖井时间、采液速度等因素对CO2吞吐效果的影响。在此基础上进一步运用正交试验方法对CO2吞吐参数进行了优化，通过计算表明用正交试验优选法得到的优化方案比单因素敏感性分析所得的优化结果更为合理。     

低渗透油藏CO2吞吐效果分析

低渗透油田应用CO2吞吐可以提高油井产量和油藏采收率。本文介绍了低渗透油藏开展CO2吞吐试验的参数和效果，详细分析了选井选层、注入量、注入速度、注入压力、返排速度、浸泡时间和吞吐周期等参数对CO2吞吐效果的影响。结果表明，11井次低渗透试验井累积注入CO2量2926t，增产油量3348t，平均单井增油304t，平均每吨CO2换油率1．14t，试验成功率不断提高。可见，只要措施得当，效果是明显的。该方法具有投资少、见效快、偿还快、风险小等特点，值得加大CO2吞吐在低渗透油藏中的研究和推广力度。     

稠油油藏CO_2吞吐参数优选室内实验

L油田属普通稠油油藏,由于油水粘度差异,油藏非均质性强等因素影响,水驱开发效果差。而CO2吞吐技术主要是通过原油降粘和体积膨胀来达到提高采收率的目的。为提高L油田开发效果,通过室内物理模拟实验,分析了CO2吞吐技术在L油田应用的可行性,对影响CO2吞吐效果的影响因素进行总结分析。实验结果表明,CO2注入量、循环周期、注入速度及关井时间等是影响CO2吞吐作业提高采收率的主要影响因素。在选用合理的注入工艺参数条件下,利用CO2吞吐技术可以有效改善L油田开发效果。     

稠油油藏注CO2适应性研究

为了得到方便实用的稠油油藏注CO2选井标准,以辽河油田的高升、冷家堡油藏为例,运用数值模拟和油藏工程方法对稠油油藏注CO2吞吐/驱替进行了适应性研究,得出了CO2吞吐/驱替的适应性参数。可以看出,CO2吞吐和CO2驱替对油藏参数和施工工艺参数的要求有很大不同。研究表明,原油黏度和含油饱和度是影响CO2换油效果最敏感的油藏参数;而周期注入量(CO2吞吐)和注入速度(CO2驱替)是影响CO2换油效果最敏感的施工工艺参数。所得的结果对选择合适的稠油油藏实施恰当的注CO2工艺有一定的指导意义。     

CO2 HUFF-AND-PUFF EOR TECHNIQUE FOR LOW-PERMEABILITY OIL RESERVOIR

为了提高CO2吞吐采油技术在低渗透油藏中的应用效果,从影响CO2吞吐的主要采油机理出发,室内筛选了适合大庆外围葡南油田特低渗透扶余油层的周期注入量、周期注入次数、注入时机、注入压力等影响吞吐效果的主要工程参数,结合现场试验确定了适合CO2吞吐的最佳焖井浸泡时间,指出各油田注入CO2后的浸泡时间应根据浸泡后期油压的变化情况进行调整.优化的吞吐方案设计有效指导了大庆外围低渗透油藏现场开发,3口试验井初期平均单井日增油1.1t,累计增油479 t,为进一步提高低渗透油藏水驱后采收率提供了重要依据.     

小断块油藏CO2、N2单井吞吐强化采油可行性对比研究

针对ZY油田原油注气吞吐的工艺过程,建立了注气吞吐数值模拟模型。应用数值模拟方法对实例井分别用CO2、N2吞吐进行了分析,首先对该井的注气吞吐参数进行敏感性分析,分析了注气周期注入量、注入速度、焖井时间、采液速度等因素对注气吞吐效果的影响,并对CO2、N2吞吐参数进行了对比分析;对优化得到的方案进行注气吞吐生产指标预测对比。开始生产后注N2的日产油比注CO2恢复要快些,但持续的时间没有注CO2的长;注N2的累计采油量和累计增油量都比注CO2的大。通过对比分析表明本井采用N2吞吐所得到的增油量、换油率大于采用CO2吞吐的,因此会获得更好的效益。通过不同注入气不同时期的含油饱和度和压力分布的对比分析得到了造成这种结果的原因。     

二氧化碳和氮气及烟道气吞吐采油物理模拟实验——以辽河油田曙一区杜84块为例

针对辽河油田曙一区杜84块超稠油主力含油区块在开采过程中普遍存在的吞吐周期高、开发效果逐渐变差等问题,通过室内实验,分析了二氧化碳和氮气在杜84块超稠油中的溶解性及其对原油粘度的影响;通过物理模拟实验,模拟了在注蒸汽辅助的条件下,单纯注CO2、单纯注N2及模拟烟道气等多种吞吐方式的采油规律及增产机理;研究了CO2与N2的注入次序、注入量、注入比例及注入压力与放喷压力等参数对吞吐效果的影响。结果表明,在杜84块超稠油主力含油区块开采过程中,CO2和N2的注入次序为先注N2后注CO2,CO2与N2的体积比为2:1,注入压力为15MPa,生产时放喷压力以地层压力7.35MPa为最佳。     

CO2吞吐开采稠油油藏的数值模拟研究

为了深入了解CO2吞吐过程中的各种机理及其对提高采收率的影响，针对某一断块的地质条件和开发现状对其中一口井进行了CO2吞吐试验，建立了数值模型。在此基础上对开发指标进行计算，分析了五个敏感因素（周期注入量、井底流压、注入速度、焖井时间、粘度）对吞吐效果的影响，并提出了现场实施应选取的参数范围。     

浅薄层稠油油藏水平井CO_2吞吐效果

利用累计增油量和换油率两个指标参数,对冀东油田G区块7口典型水平井CO2吞吐试验效果进行了评价,并利用数值模拟手段对生产历史进行拟合,结合油井地质工艺参数,开展了水平井CO2吞吐提高采收率的作用机理及主要影响因素研究。结果表明,水平井周围含油饱和度越高,CO2吞吐见效越明显;水平井的水平段越长,射开井段越长,注入CO2横向波及范围越大,CO2在底水层中的消耗越少,吞吐效果越好;在CO2吞吐的过程中,CO2不仅溶于原油,还会在注入压力的驱动下,将井底附近的原油驱离井底,使邻井受效;在CO2吞吐结束后,井底附近的含油饱和度大幅度降低,形成"空腔",进而影响下一轮吞吐效果。     

低渗透油藏CO2吞吐参数的实践与认识

低渗透油田应用CO2吞吐可以提高油井产量和油藏采收率.从室内研究和矿场试验等方面对低渗透油藏开展CO2吞吐进行深入的研究,详细分析了选井选层、注入量、注入速度、注入压力、返排速度、浸泡时间、吞吐周期和转抽防冲距等参数对CO2吞吐效果的影响.结果表明,12口低渗透试验井累积注入CO23 916 t,累积增油2 888 t,CO2平均换油率0.74 t/t,试验成功率不断提高.只要方法得当,该项技术具有投资少、风险小和见效快等特点,值得加大CO2吞吐在低渗油藏中的研究和推广力度.     

苏丹Palogue油田稠油CO2吞吐开发影响因素数值模拟分析

苏丹Palogue油田为高孔高渗常规稠油油藏，采用CO2吞吐方式开发。采用数值模拟的方法分析了影响CO2吞吐效果的各项因素。分析认为，周期注气量、注气速度、浸泡时间和生产过程中的井底流压及降压方式都是影响单井吞吐效果的重要因素。以增油量和换油率为评价依据，经计算发现，在大注气量、高注气速度和合理控制的生产井井底流压进行开发时，存在最佳吞吐周期，以最佳吞吐周期开发可以得到较好的CO2吞吐效果。本次研究工作也为同类型稠油油藏CO2吞吐开采提供了有益的借鉴。     

小断块单元油藏单井多周期CO2吞吐强化采油研究

低渗小断块油藏控制单元井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降很快，难以采用早期注水等方式大规模开采。用CO2吞吐强化采油对此类油藏可能是一种有效的方法，为此进行了相关研究：首先对油井目前流体进行相态研究，然后对油藏流体进行CO2膨胀实验，再将注气前、后的地层流体的物性进行对比，确定CO2增产机理；在此基础上建立单井CO2吞吐的数值模拟模型并对注气前生产历史进行拟合，用拟合好的模型对CO2吞吐强化采油过程中周期注入量、注气速度、焖井时间和生产速度等因素进行敏感性分析，从而得出适合于小断块单元油藏单井CO2吞吐强化采油的优选方案，并对第一周期生产指标进行了预测，在此基础上，对第二周期的周期注入量进行了分析，得出相关油井已不适合进行第二周期吞吐的结论，为油井CO2吞吐强化采油可行性的工艺方案设计提供了技术依据。     

苏丹Palogue油田CO2非混相驱室内研究

苏丹Palogue油田主要产层Samaa组为高孔高渗稠油油藏,采用高温高压物理模拟实验研究其注CO2非混相驱驱油效果。给出了非混相CO2驱开采稠油的主要机理,对连续注CO2驱替、单一CO2段塞驱替进行了试验,对CO2连续驱驱油效率、注入压力、气体消耗量、CO2回收利用进行了分析。研究表明,CO2连续驱可以取得可观的驱油效果,采收率最高达到70.2%;使用CO2单一段塞驱油的最终采收率高于连续驱,其最佳段塞大小为0.625PV,最终采收率为89.4%。综合考虑该区块适合采用CO2非混相驱替方式进行采油,单一段塞驱替效果更好,采油过程中,应该合理地控制地层压力。     

管道输送二氧化碳单井吞吐工艺

利用江苏油田有CO2气源井这一有利条件,根据气源井出气的状况.研究成功了管道输送CO2工艺、液态CO2注入工艺及防腐、返排等配套技术,并因地制宜,就近选择了近10口井进行现场应用,获得较好的增油效果。管道输送CO2单井吞吐工艺是一项适合复杂小断块油田提高原油采收率的三次采油技术,在江苏油田有较高的推广价值。     

撬装式CO2压注站的研制及其应用

苏北溱潼凹陷复杂断块油田经过20多年的开发,面临着提高采收率的难题。根据油田地处水网地区和拥有丰富CO2的资源的特点,研制出撬装式CO2压注站。该压注站由缓冲罐、注入泵与换热器等组成,并安装在一个活动撬上,通过槽船直接将CO2运输至井场。截止2004年底,应用撬装式CO2压注站及其配套技术。已累计注入CO2量4490t,累计增产原油10724t,CO2平均换油率2．39t油／tCO2,工艺成功率100％。现场试验表明,该装置具 有运输费用低、快速灵活和适应性强等优点,满足了油田提高采收率的要求。     

撬装式CO_2压注站的研制和提高采收率

苏北溱潼凹陷复杂断块油田经过二十多年的开发,面临着提高采收率的难题。根据油田地处水网地区和拥有丰富CO2的资源的特点,研制出撬装式CO2压注站。该压注站由缓冲罐、注入泵与换热器等组成,并安装在一个活动撬上,通过槽船直接将CO2运输至井场。截止2004年底,应用撬装式CO2压注站及其配套技术,已累计注入CO2量4 490t,累计增产原油10 724 t,平均换油率是每吨CO2为2.39 t油,工艺成功率100%,投入产出比1∶2.04。现场试验表明,该装置具有运输费用低、快速灵活和适应性强等优点,满足了油田提高采收率的要求。     

干法压裂技术在实施中的经济分析

干法压裂采用了无水无伤害性液体CO₂作为挟砂剂，避免了对地层渗透率的负面影响，无需担心对地层的潜在伤害。其中CO₂在泵入过程中为液态，可以携带砂子，而在返排的过程中完全气化，不会在地层中造成水或其它化学有害物质的遗留，所以干法压裂特别适合于低渗水敏储层的开发，但是由于干法压裂过程中的费用较大，而且所用二氧化碳量大，其压裂投资大于氮气压裂和氮气泡沫压裂工艺。文章对干法压裂、氮气压裂和氮气泡沫压裂三者之间在开发低渗水敏气层时的净现值进行了比较，研究结果表明，虽然干法压裂初期投资较大，但由于干法压裂可提高通流能力，产量高，且井维护费用较低，使干法压裂比另外两者的经济性更高。从压裂完成后5年内的产量可以看出，实施干法压裂的井累积产量依然是最高的，分别为N₂气压裂、N₂泡沫压裂累积产量的2倍和4倍。     

底水驱稠油油藏水平井多轮次CO2吞吐配套技术及参数评价——以苏北油田HZ区块为例

针对苏北油田底水驱稠油油藏水平井生产进入特高含水期后,易发生水锥并处于低产低效开发状态的难题,CO_2吞吐是提高低产低效稠油水平井产量的有效措施。为此,选取HZ区块水平井开展了CO_2吞吐试验,进行了CO_2吞吐的合理参数和配套工艺技术研究,并对影响CO_2吞吐效果的因素进行了分析。研究结果表明,影响水平井多轮次CO_2吞吐效果的主要因素包括水平井的选择、注入CO_2量、注气强度、注入速度、注入压力、闷井时间和采油强度等参数,添加CO_2缓蚀剂、不动管柱注入CO_2、使用抽油泵采油是与之相配套的工艺技术。     

二氧化碳压裂增产技术在低渗透油田的尝试

本文介绍了二氧化碳压裂增产技术的基本原理及其特点，分析了永乐油田葡萄花油层前期3口试验井压裂效果，为低产低渗透油田的增产改造技术探索了新途径。近年来，新兴的CO2压裂技术在低渗透油层增产过程中见到较好的苗头，2004年，在永乐油田葡萄花油层试验了3口井，见到较好效果。