小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采.而采用CO2吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法.为此,针对复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO2-油藏流体膨胀实验,确定CO2吞吐的驱替机理,再通过CO2吞吐长岩心驱替实验确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性.然后建立了针对实际小断块单元油藏单井CO2吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析不同注气时机CO2吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律.从而得出适合于小断块单元油藏CO2单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法.     

水驱稠油油藏CO2吞吐实验研究

为了进一步提高水驱稠油油藏的开发效果,利用室内物理模拟实验方法,研究了普通稠油油藏水驱开发后期转CO2吞吐的开采机理及可行性,分析了影响CO2吞吐效果的各项工艺参数。实验结果表明,CO2吞吐的周期注气量、注气速度、焖井时间和生产过程中的井底流压及降压方式都对CO2吞吐效果有重要影响,合理控制各工艺参数可以在水驱稠油油藏得到较好的CO2吞吐效果。     

裂缝性油藏注气提高采收率技术进展

注气可以维持裂缝性储层的地层压力,并提高驱油效率.阐述了世界裂缝性油藏注气提高原油采收率(EOR)技术的发展概况,分析和讨论了裂缝性储层注气开采特征、室内实验研究及理论研究技术现状.指出,储层中裂缝发育方向和程度严重影响注气驱替效果;气驱突破速度未必比水驱突破快;气驱波及范围有可能比水驱波及范围广.多孔介质将影响流体相态、油气混相性及气驱油机理,建议加强考虑双重介质特性的注气驱相关室内实验研究和混相理论研究.     

室内注气方式对鄯善低渗油藏驱油的影响

针对低渗、特低渗油藏注气段塞大小不同,提高采收率的效果也不同的问题,通过长岩芯驱替实验研究了鄯善低渗油藏水驱后烃气连续驱以及水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV烃气后再水驱三种注气段塞大小提高驱油效率的效果.研究结果表明,水驱后注0.3HCPV烃气再水驱气突破时间相对稍早,而水驱后连续注气与水驱后注0.6HCPV烃气再水驱气突破时间较接近;水驱后连续注气气油比远高于水驱后注0.3HCPV、0.6HCP、,烃气再水驱的情况,而注0.6HCPV烃气再水驱的气油比又高于仅注0.3HCPV烃气再水驱;水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV段塞烃气后再水驱时分别在水驱基础上提高驱油效率6.41%和13.61%,水驱后连续注烃气可在0.6HcPv注气量基础上驱油效率增加0.79%,增幅不大,说明注入0.6HCPV是合适的注入量.     

高含盐油藏储层参数变化微观实验研究

用微观实验方法研究高含盐油藏水驱储层参数变化的规律与机理．采用真实岩心制作而成的微观孔隙模型进行水驱实验，研究了驱替速率、含盐量、岩心渗透率、注入水性质、驱替孔隙体积倍数等因素对储层参数变化的影响，并且对实验模型进行跟踪摄像，建立了高舍盐油藏的动态地质模型．实验结果表明：水驱后渗透率有增有减，与普通砂岩油藏相比，渗透率变化有明显的滞后现象，孔隙度变化都呈增加趋势；水驱过程中存在微粒运移的现象．盐的溶解是储层参数变化的根本原因；作为胶结物形式存在的可溶性盐的溶解，造成了岩石颗粒的脱落和运移，它是储层参数变化的直接原因．     

火成岩油藏油井水驱特征分析方法

火成岩油藏储层复杂多样,注水开发的水驱特征在各相带也相同,后期开发治理带来困难。为了提高火成岩油藏的水驱效率,采用油井含水特征曲线法分析了阿北安山岩油藏油井水驱特征,分为注入水沿裂缝呈条带驱、水锥锥进垂向水驱、层状水驱、油藏边水沿不整合而侵入等四种形式,经过调整取得了十分明显的效果,可供同类油藏借鉴。     

基于多指标正交试验设计的CO2非混相驱注气参数优化

根据吐哈油田牛圈湖油藏储层和流体特征,应用油藏数值模拟和多指标正交试验相结合的方法对影响生产动态指标的主控因素进行了分析.结果表明,关井气油比是CO2连续注气非混相驱替的主要影响因素,水气交替段塞比、注气周期、生产井井底流压是CO2WAG非混相驱替的主要影响因素.应用优化的注气参数进行了水驱、CO2驱与CO2WAG驱开发方案设计,通过采出程度、换油率、气油比、CO2埋存系数、CO2滞留率和平均地层压力等指标的综合对比,确定CO2WAG非混相驱为最优开发方案,并进行了开发方案指标预测.研究结果对吐哈油田提高采收率技术具有一定指导意义.     

低渗透油藏注CO2气驱提高原油采收率适应性的研究

在室内条件下,通过岩心驱替实验对CO2驱提高低渗透油藏的采收率进行了研究,对比分析了CO2、N2、压缩空气等不同驱介质的驱油效率;在国内外文献调研的基础上系统阐述了注CO2增油机理;通过数值模拟对CO2气驱、N2、压缩空气、水等不同驱替介质的采收率进行了对比,并对部分参数进行了优化.研究结果表明,在低渗透油藏中CO2气体增油效果最明显,压缩空气次之,最后为N2驱.通过对CO2参数优化,得到了模拟区块实施CO2驱的最佳渗透率和剩余油饱和度.研究结果对我国油藏注气的开发具有一定的指导意义.     

黑59区块回注气驱CO2浓度优选

国内部分油田进入了三次采油期.采用CO2驱油提高采收率,具有低碳环保、经济高效等优势,已经得到了推广应用.回注气驱油技术作为CO2驱替技术的一个延伸,其组分的确定对矿场提高采收率具有十分重要的意义.本文针对松辽盆地的油藏特征,进行了细管实验分析和数值模拟研究,分析了回注气组成对最小混相压力的影响以及不同CO2纯度下的驱油效率特征.同时,应用油藏工程方法,确定了回注气提高采收率的工程技术指标,为矿场回注气的高效开发提供技术参考.实验分析和数值模拟结果均表明,黑59区块回注气CO2浓度比例不低于93%时,驱油效果最佳.     

低渗透油藏CO2气驱渗流机理核磁共振研究

对超低渗透油藏和特低渗透油藏注入CO2开采,已成为提高原油采收率的重要技术手段之一.利用吉林油田超低渗透和特低渗透砂岩岩样,设计混相气驱、非混相气驱、高压水驱和低压水驱4种岩心注入工艺实验,采用核磁共振技术,从微观孔隙角度分析CO2混相气驱、非混相气驱和水驱渗流机理.研究表明:气驱驱走了岩心大部分大孔隙中的可动流体,并有一部分原油进入小孔隙成为不可动流体;相对非混相气驱,混相气驱可动流体的采出程度高是混相气驱提高采收率的根本原因;注采压差的提高,增加小孔隙中不可动流体的采出程度是基于混相气驱提高采收率的有效方法.气驱优于水驱,混相气驱优于非混相气驱.     

长期注水冲刷对储层渗透率的影响

注水开发是我国大多数油田提高采收率的主要措施,渗透率是表示储层物性的重要标志.长期注水冲刷储层的渗透率与储层的物性紧密相关,对于高孔高渗的岩心,在长期注水冲刷的条件下其渗透率也会出现降低的情况,而质量却变化不大.     

空气泡沫驱油藏含水及产气特征规律研究

为了对空气泡沫驱油藏的生产规律进行分析及预测,提出先调整水驱特征曲线,再进行相关指标预测的研究思路。首先采用数值模拟方法分析并预测了空气泡沫驱油藏在产量稳定阶段的生产动态,再依据四种含水特征曲线,对直接空气泡沫驱油藏和水驱后再转向空气泡沫驱油藏的水驱特征曲线进行了分析,并将水驱曲线的预测结果和数模结果进行了对比。结果显示,直接空气泡沫驱油藏可以利用丁型特征曲线分析;水驱后再转向空气泡沫驱油藏可以利用丙型和丁型曲线对其生产动态进行预测。利用H.R. Warner提出的方法计算出产气特征曲线,拟合误差小,可在达到气体突破稳定之后,利用气油比与累计产油量的特征关系预测三年之内的生产气油比,进而计算出产气量。     

凝析气藏水驱机理研究

目前全世界凝析气田开发主要采用衰竭和注气两种开发方式.由于诸多条件的制约注气,应用受到限制;衰竭式开采凝析油采收率低,对于凝析油含量高的气藏开采效果不好.凝析气藏注水开发是一新的开发方式,国内对此方面研究较少,值得探索.以大港板桥废弃凝析气藏室内岩芯注水驱替实验为基础,对水驱的可行性及其机理进行了探讨.实验表明:凝析油和天然气的采收率最高可分别增加3.39%、10.11%;较高速度下注水效果好于在低速下水驱效果;存在一最佳注水量值;在废弃压力条件下注水效果优于复压后注水效果.     

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。     

不同韵律油藏蒸汽驱后转热水驱物理模拟研究

针对普通稠油油藏,利用三维剖面模型分别进行反韵律、正韵律和复合韵律油藏注蒸汽开发,后期进行转热水驱或水汽交替注入开发的物理模拟研究。结果表明,注入蒸汽由于重力超覆作用而向油藏顶部运移,和正韵律油藏相比,反韵律油藏顶部更容易形成蒸汽的窜流通道;而转热水驱或水汽交替注入后,注入热水携带油藏中蒸汽的剩余热量向油藏下部运移,从而有效动用油藏中蒸汽驱的剩余油,改善稠油油藏的开发效果,降低生产井的含水率。蒸汽驱后转水汽交替注入的驱油效率比转热水驱的驱油效率有所提高,水汽交替注入实施过程中含水率出现大幅度降低,增油效果明显。     

高含水稠油油藏二次开发水平井生产特征研究

高含水稠油油藏洼38块东二段实施的10口二次开发水平井日产油曲线呈＂左偏正态＂分布特征,水侵强度不同,曲线的偏度和峰值不同,水侵越严重,偏度和峰值越小,水窜井甚至未出现峰值。根据生产特征的差异,将高含水油藏二次开发水平井分为弱水淹、强水淹、水窜三类。渗流机理研究显示,三类水平井开采特征的差异由水淹程度决定,弱水淹区部署的水平井生产效果最好,强水淹区水平井也能获得较好的开发效果,水窜区水平井生产效果差。因此高含水稠油油藏部署二次开发水平井要避开水窜区选择水淹程度较低的区域。     

低渗透油田水驱精细挖潜措施效果评价

挖潜措施效果评价是分析油藏开发的重要方法,长垣外围已开发区块进入中高含水开发阶段,平面及层间矛盾突出,部分区块进行了挖潜措施调整。以龙虎泡油田萨葡油层为例,通过多因素注水开发效果模糊评判法对水驱控制程度、储量动用程度、能量保持水平、剩余可采储量采油速度、年产油综合递减率、含水上升率和油水井利用率7个因素进行综合评判,评价水驱挖潜措施效果。结果表明：龙虎泡油田萨葡油层通过措施调整后的综合评价结果属于“好”,与实际情况相符。多因素注水开发效果模糊评判法能够准确地确定低渗透油田挖潜措施效果好坏,可以作为低渗透油田挖潜措施效果的评价方法。     

二、三类油层合理开发次序的数值模拟

大庆油田北一区断东二、三类油层经过水驱阶段的开发,目前还存在大量剩余油.通过数值模拟计算,分析二、三类油层的合理开发次序及其由水驱转入化学驱阶段的合理时机.结果表明:二、三类油层同时开发的效果好于次序开发的效果;先开发三类油层好于先开发二类油层;对于某一类油层的驱油效果,先开发该类油层要好于二、三类油层同时开发的驱油效果;越早进行化学驱,油层最终采收率越高.     

渤海油田浓变凝胶防砂控水技术研究与应用

针对渤海油田高含水易出砂油井防砂、控水技术需求及目前机械防砂控水一体化技术的局限性,提出应用浓变凝胶实现防砂控水一体化的技术路线.通过开展浓变凝胶控砂性能与控水性能测试,验证选择性控水与防砂一体化技术实施可行性,基于浓变凝胶对储层条件与生产条件适应性评价明确浓变凝胶防砂控水的适应范围,最终形成浓变凝胶防砂控水一体化技术...     

LD油田高倍数水驱油效率实验研究

为探索介于热采开发界限的高孔高渗疏松砂岩稠油油藏在大液量提液冷采模式下的水驱油效率及其影响因素,以渤海辽东矿区LD油田样品为例,在实验流速分别为1.0、7.5、15.0 mL/min的情况下,开展了2 000 PV高倍数水驱油效率的实验研究,同时结合压汞、X衍射全岩和气测渗透率等实验数据对提液方式进行优化,分析各因素对此类型稠油油藏提液后的水驱油效率的影响。结果表明,微观孔喉结构、填隙物体积分数、渗透率等储层地质特征差异对提液后的驱替特征具有较大影响,微观孔喉结构越差、填隙物体积分数越高、渗透率越低,高倍数水驱油效率越低;相比于直接提液方式,分步提液方式能取得更高的水驱油效率。对处于热采界限内的该类型稠油油藏进行水驱冷采开发,为避免造成前缘突进、降低微观波及,提液幅度控制在7.5倍为宜。实验结果可以有效指导该类型稠油油藏在矿场利用水平井规模化大幅提高生产井产液量进行剩余油挖潜。