低渗透油藏混相驱水气交替注入段塞比

水气交替(WAG)注入是改善气驱开发效果最经济有效的做法,水气交替注入段塞比(SSRWAG)是注气驱油开发设计的重要参数。但现有研究方法和结果在普遍性、个性化和效率方面仍有不足。以水气交替注入单周期为考察对象,从扩大注入气波及体积角度得到低渗透油藏水气段塞比下限;从保持低渗透油藏地层压力角度得到水气段塞比上限和水段塞连续注入时间上限;通过引入主流管突进系数概念,结合混相气驱油墙描述方法,根据达西定律推导出单WAG周期内气段塞连续注入时间上限;并给出水气段塞比约束下的气段塞连续注入时间;首次得到水气段塞比油藏工程计算数学模型。本文研究发现:水气段塞比合理区间受控于水和气的波及系数以及单WAG周期内水气段塞连续注入期间的注采比;一般低渗透油藏在油墙集中采出阶段中后期水、气段塞均需采用时间序列上的锥形段塞组合。研究成果对注气开发方案编制和气驱生产调整有重要指导作用。     

非均质油藏中水气交替驱油机理研究

分别利用均质和非均质岩心模型,进行了连续气驱和水气交替驱油实验,研究了不同非均质性模型中,注气方式对气驱油效果影响的差异。结果表明,均质模型中水驱后连续注气与水气交替提高驱油效率幅度分别为15.8%和14.9%,注气方式对气驱油效率影响较小;而非均质模型中直接水气交替驱原油采收率为78%,连续注气、间歇注采和周期注气原油采收率分别为41.9%、32.2%和42.3%,水气交替注入原油采收率最高,气体注入方式对气驱原油采收率影响较大。均质模型中,气驱后水气交替驱时,水段塞为主要驱油段塞;而非均质模型中,气驱后水气交替驱时,气体段塞是主要驱油段塞。     

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、0.6HCPV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。     

超低渗透油藏注CO_2开发方式优选及室内实验研究

为了探索提高超低渗透油藏开发效果的有效CO2注入方式,通过长岩心注气物理模拟实验开展了不同CO2注入方式实验研究。研究结果表明:对于裂缝不发育油藏,油藏地层压力能够满足CO2混相驱,直接注CO2开发方式最好,驱油效率比水驱提高48.97%;非混相驱情况下,水驱后注气开发方式最好,驱油效率比水驱提高35.41%,且水驱后注气可以起到控水作用以及减少气体指进的影响。对于裂缝发育油藏,不管混相驱还是非混相驱,气水交替周期注入方式最好,驱油效率比水驱可分别提高20.39%、14.34%,两种驱替方式下最佳气水比和气段塞大小不同,混相驱情况下,气段塞大小0.05 HCPV、气水体积比1∶1最优,非混相情况下,气段塞大小0.1 HCPV、气水体积比1∶2最优。     

J油田水气交替驱开发效果评价

利用油藏数值模拟技术,采用单因素分析方法研究了井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、水气交替注入周期、气水比对J油田水气交替驱开发效果的影响,并比较了水驱、气驱及水气交替驱的开发效果;基于QIM-AG算法,对比了水驱、气驱和水气交替驱的经济开发效益。结果表明:注气速度、气水比、注水时机对采出程度影响较大,而井距、注入周期对采出程度影响相对较小;较高的注气速度(0.08HCPV/a)、压力保持程度为1、小井距、气水体积比为1.5∶1、注入周期为3个月时可获得较高的采出程度;在注入气水总体积相同的条件下,气水交替驱比单纯水驱或气驱可获得更高的最终采收率,且具有更大的开发净现值。     

注气开发低渗透油藏见气见效时间预报方法

气驱开发油藏见气时间预报油藏工程完备理论尚未见报道。首次提出应用完全非混相驱替、一次萃取和一次溶解膨胀三个步骤,即"三步近似法"简化真实气驱过程。引入"特征流管"概念研究波及区域完全非混相驱含气饱和度分布。结合相态理论和实验成果量化一次萃取和一次溶解引起的油藏流体膨胀。利用物质平衡原理和气驱增产倍数概念描述见气见效时的"油墙"规模。分别计算了见气见效时游离态、溶解态和成矿固化态三种赋存状态的注入气体占据的烃类孔隙体积,得到低渗透油藏见气见效时间预报普适理论模型。给出了CO2驱油藏见气时间计算简化公式,用于十个注气项目的平均相对误差为8.3%。发现见气见效时间对见气前的阶段地层压力及其接近最小混相压力的程度、注入气地下密度和和理论体积波及系数较为敏感。指出提高见气前的阶段地层压力和增加体积波及系数是延迟见气的两项基本技术对策。研究成果对编制气驱方案、把握注气动态并及时制定生产调整对策有重要指导意义。     

低渗透油田水/CO2交替驱注入参数优选

在模拟低渗透油藏条件下,利用长岩心进行水/CO2交替驱室内实验研究。结果表明：水/CO2交替驱注入量增加,采收率、注入压力增加。.在同样注入量下,水气比增加,采收率、注入压力增加;水突破时间加快,气体突破时间减慢。水气比达到1:1后,采收率随着水气比增加而降低;水气交替段塞增大,采收率、注入压力增大,气体、水突破时间减小。水气段塞达到0.2PV后,采收率降低。对于低渗透油田,建议水/CO2交替驱的水气比为1:1、段塞为0.2PV。     

海上“三低”油藏CO_2注气开发适应性评价

针对南海西部海域油田"三低"特征(即电阻率低、含油饱和度低和渗透率低),在开发过程中由于束缚水饱和度高和泥质含量高,水敏性强,面临注水困难和地层能量补充的问题。在充分调研国内外CO2驱室内试验研究和注气开发适应性评价的基础上,以油藏为例,完成了CO2注气室内试验和油藏数值模拟研究,并在此基础上进行了CO2注气开发适应性评价。通过数值模拟研究,对衰竭式开发、连续注气和WAG水气交替注入两种驱替方式进行了方案设计和对比分析,结果表明该油田CO2注气开发具有很好的适应性,WAG水气交替注入能进一步提高油田开发的采收率。     

碳酸盐岩缝洞型油藏气驱机制微观可视化模型试验

针对缝洞型碳酸盐岩油藏开发中开口向上和开口向下两种缝洞类型,建立该类油藏气驱机制下的微观可视模型,采用模拟油和液化气,在常温低压下进行水驱、活性水驱、直接注气驱及气-水交替驱4组试验,研究不同注入流体及注入方式对驱替效率和含水率的影响。结果表明:水驱、活性水驱、气驱和气-水交替驱的驱替效率分别为81.12%、68.95%、74.88%和99.84%,缝洞型油藏的最佳注入方式为气-水交替注入;注气只能驱开向下的洞,注水只能驱替开口向上的洞,气-水交替驱可以同时解决这两种洞的驱油问题;活性水由于毛管压力低不利于驱油。     

超低渗透油藏CO2驱注入参数优化实验研究

CO_2驱是提高超低渗油藏采收率的有效方法之一,然而,目前对CO_2在超低渗油藏中的驱油机理认识还不完善。针对西部某超低渗透油藏开发过程中注水矛盾问题,通过物理模拟实验,研究了CO_2驱对该超低渗透油藏的适应性,并通过对比不同的CO_2注入方式和注入参数对驱油效率的影响规律,优选出超低渗透油藏CO_2驱最佳注入参数。实验结果表明:对该超低渗透裂缝性油藏,周期注气方式下驱油效果最佳,且当注入段塞为0.06 PV,注气与焖井时间比为1∶2时延缓气窜的效果最好,驱油效率达到60%以上。研究结果为该类型超低渗油藏现场注气开发设计提供指导作用。     

水驱后天然气-水交替非混相驱开发效果影响因素分析

针对研究区块的地质及开发特点,建立了典型剖面模型,在压力体积温度(PVT)实验和相态拟合的基础上,应用数值模拟技术,对影响水驱后天然气水交替非混相驱开发效果的主要因素进行了分析。结果表明,转气驱时机、段塞尺寸、气水段塞比、注入速度等因素对于改善开发效果均存在最佳取值,现场应用时要综合考虑这些因素的影响。该区块最佳转气驱时机为注水0.4Vp(总烃类孔隙体积)后,最佳注入段塞尺寸为0.05Vp~0.1Vp,最佳气水比为1∶1,合理注入速度为30~45 m3/d,建议注气时各油层全部射开。     

注气驱油藏新型气驱特征曲线推导及应用

针对传统气驱特征曲线未能有效描述地层中实际渗流的流体（注入气）和被驱替原油的关系,在分析油藏注气开发驱替过程基础上,分别描述了混相驱和非混相驱油气渗流特征。基于稳定渗流理论,推导出了地层中实际渗流流体（注入气）和被驱替原油的关系式,即累积注气量累积产油半对数关系,命名为新型气驱特征曲线,分析了该曲线的适用条件。应用实例,研究了注采井网和驱替机理变化对气驱曲线形态特征的影响。在已知注气量的条件下,利用该曲线可实现长期及阶段产量预测,且在注气开发较早阶段便可应用。     

蒸汽+烟道气+化学剂复合驱提高稠油采收率研究

针对锦45块油藏,利用物理模拟实验技术和油藏数值模拟技术进行了吞吐后转蒸汽+烟道气+化学剂复合驱驱油效果评价和参数优化研究。物模结果表明,蒸汽+烟道气+化学剂复合驱与单一蒸汽驱相比具有较明显的优势,驱油效率提高了13.92%;数模结果表明,采用118 m井距反九点井网、泡沫段塞大小为0.2 PV、注入方式选择10 d泡沫段塞和10 d烟道气交替注入、注采比选择1∶1的复合驱开采效果较好,转驱后合计采出程度可达19.25%。由此可见,蒸汽+烟道气+化学剂复合驱可用作稠油油藏吞吐后的接替方式,也可作为蒸汽驱开发阶段的调整方式。     

中东碳酸盐岩油藏孔隙结构对驱油效果的影响

中东地区碳酸盐岩油藏与国内碳酸盐岩油藏的孔隙结构差别明显,其储层多以孔隙型结构为主。中东H油田M层碳酸盐岩油藏储层可划分成四种孔隙结构:基质型、基质孔隙型、溶孔孔隙型及孔洞孔隙型,针对四类孔隙结构岩心开展2种水样条件下水驱油模拟实验,研究孔隙结构类型和注入水样对水驱效果的影响。结果表明:储层孔隙结构类型影响岩心水驱油效果,相同条件下,基质型及基质孔隙型岩心水驱含水率上升平缓,孔洞孔隙型岩心含水率上升较快;基质孔隙型岩心相对渗透率曲线的共渗区间最大,水驱采收率最高。改变注入水样,矿化度较低注入水样的驱采收率较高,即注入水的矿化度和离子浓度也会对水驱油效果产生影响。研究结果为碳酸盐岩油藏开发和现场水源选择提供参考。     

低渗油藏中高含水期CO2驱替封注参数优化

针对S-95块低渗油藏存在的长期“注水难、采油难”,水驱效果差的现象,评价水驱后转注二氧化碳续驱效果。为寻找适合工区的最佳注气方式,结合室内实验及数值模拟技术,探讨了不同含水及不同续驱手段下的驱替效果,进而结合正交试验设计原理,将采出程度、二氧化碳滞留率、换油率及地层压力作为综合指标,对水气交替驱续驱过程中的注气时间、注气周期、注气速度、气水比及井底流压等5个因素进行了主控评价及优化研究。结果表明,水气交替驱续驱更加适应区块的低渗开发条件,注气速度、注气周期及井底流压是影响续驱进程的主要因素。优化得到的最佳封注参数为注气年限25 a,注气周期4 mon,注气速度1×10⁴ m³/d,气水比1:1,井底流压13 MPa。     

特低渗油藏注CO2驱油微观机制

 利用核磁共振仪、原油气相色谱仪、细管实验和特低渗透岩心物理模拟实验,对细管实验的CO₂非混相驱和混相驱驱替原油过程中的产出物和残余油进行取样分析,并结合核磁共振实验分析结果得到特低渗透油藏注CO₂微观驱油机制.结果表明,CO₂非混相驱主要是萃取C₁₈以前的组分,而CO₂混相驱,不但可以萃取C₁₈以前的组分,也能萃取C₁₉—C₂₅的组分,初期主要萃取低碳分子的组分,随着驱替的进行,逐步萃取较高碳分子的组分;与原油组分和非混相驱的残余油组分相比,混相驱的残余油中轻质组分所占比例减少,中间组分和重质组分所占比例较大,导致残余油黏度变大;在非混相气驱和混相气驱时,由于残余油黏度发生变化和胶质沥青沉淀,使岩心孔隙中一部分流体变成不可动流体,核磁共振图谱发生左移现象.     

注伴生富化气近混相多级接触驱替机理研究

根据近混相驱理论,适当选择注入气的组成,形成湿气或富化气,在低于最小混相压力下可能会形成蒸发凝析双重传质作用的近混相驱,在适当降低注入压力的同时能使驱替达到与混相驱相同的效果。以我国海上油田某一实际油藏为例,采用该油藏伴生的富化气进行回注,通过注入气体与地层原油之间互溶性膨胀实验以及多级接触PVT相态特征实验和模拟研究,描述了近混相驱多级接触过程中注入气和地层油之间组成变化特征以及PVT高压物性变化规律,探索了我国海上油田注伴生富化气近混相驱油机理。     

砾岩储层不同润湿性水驱油微观仿真实验研究

根据砾岩油藏岩石的复杂孔隙结构,在玻璃片上制作透明的微观玻璃平面模型,并对其作不同润湿性的处理后进行水驱油实验,来分析油层内油水界面的状态、剩余油的分布规律以及水驱油规律。实验表明:(1)油湿与水湿的模型在油水分布平衡条件下,其微观孔隙内油水分界面凹凸方向相反;(2)微观孔隙结构中,细小孔道、流向垂直孔道、大孔道的壁面、盲孔这四种典型的孔隙结构极易形成剩余油;(3)亲油性油层的驱油效率比亲水性油层的低。     

水驱后天然气-水交替非混相驱开发效果影响因素分析

针对研究区块的地质及开发特点，建立了典型剖面模型，在压力-体积-温度（PVT）实验和相态拟合的基础上，应用数值模拟技术，对影响水驱后天然气-水交替非混相驱开发效果的主要因素进行了分析。结果表明，转气驱时机、段塞尺寸、气水段塞比、注入速度等因素对于改善开发效果均存在最佳取值，现场应用时要综合考虑这些因素的影响。该区块最佳转气驱时机为注水0．4Vp（总烃类孔隙体积）后，最佳注入段塞尺寸为0．05Vp～0．1Vp，最佳气水比为1：1，合理注入速度为30-45m^3／d，建议注气时各油层全部射开。     

孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差.以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制.结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率.