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相似文献
 共查询到17条相似文献,搜索用时 109 毫秒
1.
中原油田部分区块属于高压低渗透油藏,油层温度高、矿化度高、注入压力过高、注水开发困难。为改善CO_2气驱开发效果,达到混相驱替,选取混相压力调节剂降低最小混相压力。实验测试不同浓度调节剂降低最小混相压力的效果,优选出混相压力调节剂浓度为0.3%(质量浓度),最佳调节剂注入段塞为0.1孔隙体积,最佳注入方式为(当总注入量)大段塞注入。结果表明,混相压力调节剂能明显改善气驱开发效果,为提高类似油藏气驱采收率提供依据。  相似文献   

2.
在模拟欢26块油藏地层条件下,利用细管实验研究了CO2驱油效果,并测定地层油与CO2的最小混相压力。结果表明,在同样CO2注入量下,注入压力越大,累积采收率越大;注气量达到0.62~0.8PV后,CO2突破,生产气油比急剧上升,注入压力越大,CO2突破时注气量越多,但CO2突破后生产气油比上升越快。欢26块地层油与CO2的最小混相压力为23.6MPa,在地层压力可以达到CO2混相驱,在进行CO2非混相驱时,注入压力尽可能高,这样可取得更好的驱油效果。  相似文献   

3.
包14块低渗透油藏注CO2开发效果研究   总被引:1,自引:1,他引:0  
武毅 《科学技术与工程》2011,11(23):5650-5653
包14块为不均匀型低渗﹑特低渗储层,采用注水开发含水上升块,而且水敏现象严重。通过室内实验,研究了包14块进行CO2驱可行性。实验结果表明:地层条件下,CO2与包14块地层油的最小混相压力为21.4 MPa,高于地层压力。CO2混相驱(23.5 MPa)和非混相驱(12.5 MPa)最终采收率分别为82.39%和73.78%,混相驱比非混相驱CO2突破时间少0.125PV;注气量大于0.3 PV后,混相驱的换油率明显高于非混相驱;注气压力越大,CO2注入能力越强。可见,尽管在地层条件下,CO2与地层油不能达到混相,进行CO2非混相驱仍可取得非常好的效果。  相似文献   

4.
注二氧化碳开采原油已经成为目前世界范围内特低或超低渗透油田重点采用的提高原油采收率技术,驱油过程中较为理想的驱替形态就是能够形成二氧化碳混相驱,而最小混相压力是形成混相驱关键因素之一,因此快速准确预测最小混相压力是实现混相驱的重要环节.通过长细管驱替实验法和多种经验公式法对储层条件下超临界二氧化碳与试验区原油体系最小混相压力的预测进行了研究,并用长细管驱替实验法对各经验公式法测定的结果进行了误差分析.研究结果表明:长细管驱替实验法预测的最小混相压力为29.15 MPa;各经验公式法计算得到的最小混相压力相差较大,预测最大值为42.60 MPa,最小值为10.34 MPa,平均值为26.83 MPa;对比长细管驱替实验法测得的结果,各经验公式法预测的最小混相压力平均值的相对误差为7.96%,其中相对误差最小的是石油采收率研究所提出的PRIⅠ方法,相对误差为1.26%.  相似文献   

5.
阿尔及利亚某油田富气混相驱试验研究   总被引:1,自引:0,他引:1  
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600 m3/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。  相似文献   

6.
特低渗透油藏CO2驱室内实验研究   总被引:1,自引:1,他引:0  
针对大庆外围油田特低渗透油藏剩余油潜力大、井网加密效益差、水驱采收率低等问题,提出了特低渗透油藏CO2驱技术。通过细管实验和天然岩芯CO2驱油实验,确定了CO2与高台子油田原油的最小混相压力,评价了特低渗透砂岩油藏CO2驱油效果。实验结果表明,CO2驱可以应用于高台子油田,并取得较好的驱油效果。当天然岩芯空气渗透率为0.58 mD时,在水驱基础上,气驱可以进一步提高采收率8%以上,特低渗透油藏实施CO2驱油技术是可行的。  相似文献   

7.
最小混相压力是CO2驱替过程中判断混相与否的关键参数;该值的准确预测对CO2驱替区块的筛选具有重要意义。以7组细管实验数据为研究样本,结合国外对最小混相压力影响因素的研究进展,通过分析各因素对最小混相压力的影响规律,筛选了影响CO2驱最小混相压力的主要参数;并在确定了经验公式形式的基础上,采用遗传算法优化了公式参数。通过结果比较,证明新公式具有理想的预测精度,其对最小混相压力的预测值可以作为相应CO2驱区块筛选过程中的参考依据。  相似文献   

8.
低渗透油藏烃类气-原油最小混相压力(MMP)确定及影响因素评价一般多采用数值模拟方法,缺乏烃类气驱室内物理模拟实验。细管法是一种快速、准确确定最小混相压力及油藏采出程度的实验方法,本文以塔里木深层碎屑岩油藏注烃类气混相驱替为例,通过采用15 m、30 m、45 m不同长度的细管作为实验变量,探究细管长度对最小混相压力以及油藏采出程度的影响并进行对比分析,实验结果表明:随着细管长度的增加,最小混相压力由60.4 MPa降低至56.3 MPa,油藏最终采出程度由91.51%提高至92.88%,即注采井距越长,注入气与原油混相相率越高。最后,基于遗传优化算法(GA),提出了一种考虑细管长度的MMP预测改进模型,该模型选取油藏温度、原油中间组分摩尔分数、原油挥发组分摩尔分数、原油C7+分子量、注入气临界温度为自变量。结果表明:针对本次3组实验数据,改进的MMP模型精度较高,预测误差分别为0.08%、0.24%、0.34%,具有良好的预测能力。该研究为细管参数对烃类气驱最小混相压力影响因素分析以及最小混相压力计算,提供了一种参考方法。  相似文献   

9.
CO2驱采油技术研究与应用现状   总被引:3,自引:0,他引:3  
 CO2温室气体使全球气候变暖,温度幅度已经超出了其本身自然变动的范围,对人类的生存和社会经济的发展构成了严重威胁。CO2的地质处置最有效的方式就是注入油气田,不但封存了CO2,而且还可提高油气田的采收率,国外注CO2驱提高原油采收率技术已在低渗透油藏中得到了广泛应用。针对中国低渗透油藏自然产能低、地层能量不足、地层压力下降快等引起采收率低的现状,在分析CO2混相和非混相驱提高采收率机制的基础上,系统整理和归纳了CO2驱油技术中混相驱和非混相驱两种作用方式的研究现状。通过国内外低渗透油藏注CO2驱提高采收率应用情况分析指出,CO2作为一种有效的驱油剂,CO2驱能得到明显的增油降水和提高采收率的效果,总结了目前需要解决的主要问题,提出应积极开展注CO2驱油技术的研究和现场试验的建议,并对CO2驱油技术的发展前景进行了展望。  相似文献   

10.
断块型深层低渗油藏天然气驱最小混相压力及相态特征   总被引:1,自引:0,他引:1  
本文以大港油田深层低渗油藏X断块为研究对象,采用细管实验和PVT测试仪器,测定了大港油田X断块地层原油和Y气藏天然气的最小混相压力,地层原油的基本物性参数,以及注入天然气对原油高压物性参数的影响。实验结果表明:大港油田X断块地层原油属于轻质原油,能够与Y气藏天然气实现混相,且最小混相压力为45 MPa,低于地层压力(49.8 MPa)和国内常用高压天然气压缩机的压力等级(50 MPa),因此,在X断块实施天然气混相驱具有理论可行性;地层原油的气油比、泡点压力、体积系数、压缩性、气体平均溶解系数均较高,多次接触实验结果表明,注入天然气与原油在最小混相压力条件下能够实现多次接触混相。为了实现大港油田深层低渗油藏X断块的高效开发,建议在X断块实施天然气混相驱。  相似文献   

11.
油藏条件下溶解CO2的稀油相特性实验研究   总被引:1,自引:1,他引:1  
以胜利大芦湖油田樊 12 4区块稀油油藏为例 ,利用高温高压PVT物性分析仪 ,通过CO2 对地层油的膨胀降粘、多次脱气和多次接触实验 ,研究了用不同量CO2 饱和的稀油相特性 ,给出了大量CO2 溶解引起的原油相特性参数的变化规律 ,解释了CO2 驱提高原油采收率的机理。实验结果表明 ,CO2 可有效地使地层原油膨胀 ,改善原油的流动特性。同时还可大量萃取地层油中的轻烃 ,使气相不断富化 ,从而达到动态混相 ,最终提高原油采收率。  相似文献   

12.
SJ油田为一低渗透油藏,天然能量低。受CO2气源不足以及油井管柱抗腐蚀能力差的限制,持续的CO2-EOR不适合SJ油田的实际情况。鉴于此,一个改进的对策是用N2推动的CO2前置段塞驱代替持续的CO2驱油。本文根据SJ油田先导试验区的流体特征,对比了连续注入CO2驱油和N2推动的CO2前置段塞混相驱油的效果和机理。在注CO2、N2细管驱替效率及最小混相压力实验测试基础上,通过注CO2、N2与地层原油多级接触混相驱机理相态模拟,长细管前置CO2混相驱替+后续N2段塞顶替驱替机理一维数值模拟研究,分析了前置CO2段塞+后续N2顶替驱油时原油与注入气的互溶情况、气驱界面张力变化规律、气驱过程中C2—C6的中间烃组分在油气两相中的分布、气驱过程中油气两相的黏度以及密度变化。结果表明SJ油田实施前置CO2段塞+后续N2顶替驱油时,后续的N2与前置的CO2段塞不会出现严重的扩散弥散,注气前缘仍能保持CO2的富集并实现稳定的混相驱油即在注气总量相同的情况下,N2推动的CO2前置段塞驱可以获得与持续的CO2驱相同的驱油效果;同时减少了CO2的注入量,从而可减缓CO2长期注入对油井管柱产生的腐蚀。所得认识对CO2驱提高采收率技术的改进和发展具有一定的启发作用。  相似文献   

13.
为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。  相似文献   

14.
低渗透油藏CO2混相驱油机制及影响因素   总被引:5,自引:2,他引:3  
依据CO2降低原油黏度以及CO2在原油中的传质扩散混相机制,建立考虑吸附现象的低渗透油藏CO2混相驱油数学模型,模拟CO2混相驱油过程。采用Barakat-Clark有限差分格式对模型进行数值求解,分析Peclet数、注入压力、孔隙度、原油黏度等因素对CO2在流出端的浓度分布以及降黏效果的影响。结果表明:Peclet数越小、注入压力和孔隙度越大,CO2突破流出端的时间越早,同时改变油藏原油黏度的时间越早;初始原油黏度越大,CO2降低原油黏度的效果越明显。  相似文献   

15.
鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。  相似文献   

16.
大芦湖油田樊124断块CO2混相驱过程中沥青质沉淀实验研究   总被引:1,自引:0,他引:1  
针对胜利油区典型的低渗透油田——大芦湖油田樊124断块的油藏条件,利用SDS固体沉淀实验装置对5种压力下注入CO2过程中沥青质的沉淀情况进行了研究,确定了沥青质沉淀析出的条件及沉淀量,并提出了预防沥青质沉淀的措施。研究结果表明,在樊124断块进行CO2非混相驱,不会产生明显的沥青质沉淀,而在高于26MPa下进行(硒混相驱时,会产生少量沥青质沉淀,且注入压力越高,沥青质沉淀趋势越强,但由于地层油中原始沥青质含量较低,产生的沥青质沉淀量不大;根据樊124断块油藏流体条件,在较低的压力(〈26MPa)下进行CO2混相驱或近混相驱,既能获得较高的原油采收率,又能避免或减少沥青质的沉淀。  相似文献   

17.
 CO2驱油提高采收率是今后发展的方向.驱油方式存在混相驱、近混相驱、非混相驱3种.CO2驱油可以膨胀原油体积、降低黏度、降低界面张力,增加注入量,实现大幅度提高采收率.高89块属于低孔特低渗储层,原油黏度低.通过对高89块地层油进行原油复配,划分了8个拟组分.利用PVTi模块进行相态拟合,拟合体积系数、密度、黏度等参数随压力变化的试验数据.该块地层油进行CO2驱,原油最小混相压力为28.94MPa.利用软件计算的最小混相压力,与细管试验得到的最小混相压力一致.本文通过数值模拟手段调整生产指数、描述地下裂缝展布,进行了精确历史拟合.预测测试井的井底静压与实测的压力一致,证明了拟合的可靠性.基于高89油藏模型的数值模拟研究,建立了不同驱替方式的生产气油比与压力关系的图版和识别标准.不同的驱替模式在气体饱和度、界面张力、黏度场上存在很大的差异.参考该图版评价了重点见气井的驱替模式.该方法对现场实践具有较高的指导意义.  相似文献   

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