浅层稠油油藏CO_2吞吐控水增油机理研究

针对低稠油油藏和稠油油藏注水开发中后期含水上升快、原油采收率的低等问题,开展了CO2吞吐控水增油的室内物理模拟实验和单井CO2吞吐控水增油的数值模拟。为了研究CO2吞吐控水增油的机理及可行性,在室内分别开展了CO2与地层原油/地层水配伍性实验和CO2吞吐控水增油长岩芯实验。CO2与地层原油/地层水配伍性实验结果表明:CO2对原油有增容膨胀和降黏作用;一定温度下,随着压力的降低,饱和CO2的地层水的体积膨胀,CO2在地层水中的溶解度降低,CO2吞吐过程中,地层水遇到狭小孔隙受阻,产生贾敏效应,控制水的产出。长岩芯实验也表明,CO2吞吐有明显的控水增油的作用。单井CO2吞吐控水增油的数值模拟结果同样证实了CO2吞吐具有良好的控水增油显著。     

强水敏稠油油藏CO2吞吐技术研究

郑408块为典型的强水敏稠油油藏,由于储层能量不足和水敏性强,采用天然能量开发、注防膨水开发和蒸汽吞吐开发效果较差。通过室内实验研究了CO2在郑408原油中的溶解作用,认识了CO2吞吐回采阶段渗流特征,基于数值模拟方法优化得到了郑408块CO2吞吐开发方案。研究表明,CO2溶于稠油后,可使稠油的体积大幅度膨胀,原油黏度将大大降低;CO2吞吐回采阶段,由于稠油黏度较高,CO2在原油中析出后以小气泡形式分散在原油中,形成"泡沫油"渗流状态,"泡沫油"可以提高稠油的流动能力,增加原油的弹性能量,降低地层压力下降速度;数值模拟结果表明,郑408块CO2吞吐周期注入量优化值为100 t,注气速度优化值为50 t/d。     

注氮气辅助蒸汽吞吐工艺增油效果影响因素研究

以稠油油藏储层研究为基础,开展了油层有效厚度、垂向渗透率和水平渗透率的比值、原油黏度、剩余饱和度等参数对注氮气辅助蒸汽吞吐技术增油效果影响研究。研究表明当油层有效厚度大于15 m时,能最大限度地发挥氮气的增油效果,选择实施注氮气辅助蒸汽吞吐的油井油层有效厚度应大于15 m。当渗透率比值(kv/kh)为1时,注氮气增油量最大。在有隔夹层存在时,垂向渗透率对氮气辅助蒸汽吞吐的开采效果影响不严重。注氮气辅助蒸汽吞吐工艺,对50℃原油黏度小于5 000 mPa.s的稠油油藏有较好的作用。适宜注氮气的剩余油区间为剩余油饱和度在0.55-0.625,对应的周期数为3到7周期。最佳的注氮气的剩余油区间为0.625-0.6时,对应的周期数为第3或第4周期。     

陈373块薄层稠油油藏N2和CO2补充地层能量可行性研究

为探索N2、CO2对稠油物性参数的影响规律,采用室内实验与数值模拟相结合的方法。实验测定注入N2、CO2后地层条件下稠油体积膨胀系数、黏度、溶解系数等物性参数,并利用CMG油藏数值模拟软件进行CO2、N2补充地层能量的数值模拟研究。研究结果表明,在一定的温度和所测压力范围内,CO2和N2在陈373块稠油中的溶解度、体积膨胀系数均随压力的升高而升高,且CO2的溶解性能、膨胀幅度均优于N2;随压力的增大,溶解气体后原油黏度呈下降趋势,且CO2的降黏效果优于N2;在油藏压力12 MPa下,N2的溶解可使原油的黏度下降23.58%,CO2溶解可使原油黏度下降74.96%。注CO2吞吐、N2吞吐和蒸汽吞吐的平均周期产油量由高到低依次为788.5 t、419.9 t和266.7 t,因此CO2吞吐的周期产油效果最高;从保持地层能量来看,在同一井筒范围(20 m)CO2的吞吐的油藏压力降幅最小,对补充地层能量的效果最好;从经济效益来看,N2吞吐的经济效果最高、CO2吞吐次之,蒸汽吞吐已无经济效益。     

CO2吞吐效果的影响因素分析

由于CO2 与原油接触时要求的混相压力低 ,且CO2 能使原油的粘度降低和体积膨胀 ,因而成为注气采油中优先选用的气体。影响CO2 吞吐效果的因素很多 ,通过对CO2 吞吐机理的研究 ,结合室内实验和矿场分析 ,综合考察了油层孔隙介质和油层流体的性质、原油中胶质与沥青质的含量、自由气含量、实验压力、施工中流体的配伍性等因素对CO2 吞吐效果的影响。结果表明 ,原油中胶质、沥青质的含量越高 ,吞吐效果越差 ;压力降低导致的CO2 脱气可降低油的产量。     

低渗透油藏二氧化碳吞吐井组优选方法研究

大庆油田榆树林区块为特低渗透区块,榆树林采油厂近年来推广CO2单井吞吐工艺来提高原油采收率。针对榆树林油田CO2吞吐施工井的选择方法展开研究,将模糊数学评判方法应用于CO2吞吐井位选择。榆树林油田CO2吞吐井位的选择应考虑下面6种参数:剩余油饱和度、油井含水率、油层厚度、渗透率、孔隙度、井底流压。     

特低渗透油藏CO2非混相驱油机理研究

针对大庆油田树101井区特低渗透油层,结合油藏条件,通过一系列室内实验,确定了CO2驱油机理。研究表明：随着CO2注入量增加,溶解油气比、体积系数和膨胀系数增大,粘度降低,束缚水体积膨胀。在27MPa下注入CO2,地层油体积膨胀1.4847倍,残余油饱和度降低11.43%,地层油粘度降低到原粘度的48.51%,束缚水体积膨胀1.1324倍。同时当地层压力从27Mpa降低到原始地层压力后,依靠溶解CO2膨胀能,可采出原油15.49%。此外,注入CO2后,CO2-地层油的界面张力降低,CO2可使地层油中的轻质烃抽提和汽化,从而提高采收率。     

蒸汽热采技术在大庆萨北油田的应用

大庆萨北油田油层渗透率低、非均质性严重,原油物性差、粘度高,为改善开发效果,在萨北油田开展热力采油现场试验.结果表明:通过6井次的蒸汽吞吐实验,见到较好的增油降水效果,平均单井日增油量7.8 t,含水下降11.8 %,累计增油2 820 t.     

稠油油藏注CO_2吞吐适应性研究

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 吞吐进行了适应性研究 .研究表明 :原油黏度是影响CO2 吞吐效果最敏感的参数 ,随原油黏度增大 ,换油率增大 ,可以选择原油黏度较高的油藏进行CO2 吞吐 ;对于有一定自然产能的油藏来说 ,含油饱和度并非越高越好 ,而是有一定的适应范围 ;对于普通稠油 ,随原油黏度改变 ,合适的含油饱和度、孔隙度范围随之改变 .作出了普通稠油的黏度—含油饱和度图版、黏度—孔隙度图版 ,同时结合油田实际作出了两种不同标准的经济适应性图版 .所得的结果对辽河稠油油藏选择合适的CO2 吞吐井有一定的指导意义     

砂砾岩致密油藏超临界二氧化碳吞吐适应性分析

为研究砂砾岩致密油藏超临界CO_2吞吐效果,基于M油田砂砾岩致密油藏岩储层条件室内模拟超临界CO_2吞吐饱和油岩心、含束缚水饱和油岩心。通过吞吐前后岩心中采出油量、采出油组分变化、吞吐前后油相渗透率变化得出:束缚水存在增加了超临界CO_2吞吐采出流体量但降低了原油的采收率,同时减弱了CO_2对原油的萃取能力,使得采出油组分变轻,CO_2萃取原油组分区间为C_(12)～C_(21);CO_2与地层水作用产生沉淀现象是导致吞吐后岩心油相渗透率下降的主要原因,CO_2与水作用强度大于与原油作用强度。     

深层低渗透砂砾岩油藏注CO2吞吐提高采收率实验研究

深层低渗透砂砾岩油藏地层天然能量较低，压裂后产能递减较快，并且由于地层水敏性以及非均质性较强，采取注水开发的效果较差，采出程度较低。为进一步提高此类油藏的开发效率，开展了注CO₂吞吐提高采收率实验研究，分析了生产压力、焖井时间、吞吐周期以及岩心渗透率对吞吐采收率的影响，并结合核磁共振分析实验研究了CO₂吞吐微观孔隙动用特征。结果表明：生产压力越低、焖井时间越长，吞吐采收率越高；随着吞吐周期的增加，周期吞吐采收率和换油率均逐渐降低；岩心的渗透率越大，不同周期的吞吐采收率就越高；注CO₂吞吐的最佳生产压力为26 MPa,最佳焖井时间为8 h,最佳吞吐周期为5次。岩心的孔隙结构对CO₂吞吐过程中原油的微观动用特征影响较为明显，大孔隙发育较少、物性较差的岩心，吞吐初期主要动用大孔隙中的原油，而吞吐后期采收率的贡献主要来自小孔隙，此类岩心整体采出程度较低；而对于大孔隙发育较多、物性较好的岩心，大孔隙中原油的动用程度一直高于小孔隙，并且总体采出程度较高。S-1Y井实施注CO₂吞吐措施后，日...     

致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳蓄能吞吐方式

随着油田勘探开发程度不断加深,水平井初期产油量低且递减快、地层能量补充不足等问题严重的影响了油田的后续开发。本文通过油藏数值模拟技术,建立概念模型和实际模型,对致密油藏水平井注二氧化碳展开针对性研究,优化能量补充方式,选择合理的生产参数,明确致密油层水平井开发技术对策。结果表明,相同储层条件下,平注平采较直注平采的开发方式可以有效补充地层能量,而二氧化碳吞吐开发方式更合适在渗透率在0.2~0.3mD以下的储层。就研究区块而言,优选其开发方式适合于注二氧化碳吞吐,同时,相较于每吞吐轮次等量注入二氧化碳的方案,逐步提高每吞吐轮次的二氧化碳注入量的方案可以更为有效补充地层能量,使每个吞吐周期产出更多的油,随着吞吐周期的增加,开发效果愈加明显。     

致密油藏二氧化碳吞吐过程中低压区域对二氧化碳波及范围的影响

二氧化碳在油藏中的波及范围是影响致密油藏二氧化碳吞吐提高采收率效果的关键因素。如何扩大注入的二氧化碳在油藏中的波及范围是新的研究热点。运用油藏数值模拟软件,建立致密油藏二氧化碳吞吐的理论模型,通过监测吞吐过程中油藏压力及二氧化碳含量变化,发现压力平衡过程中存在限制二氧化碳波及范围的低压区域,在此基础上,分析了注入压力、焖井时间和吞吐轮次对二氧化碳波及范围的影响。研究结果表明：注入压力是影响二氧化碳波及范围的主要因素,吞吐轮次对二氧化碳波及范围的影响较小。     

体积压裂致密油藏注水吞吐产能影响因素

致密油藏储层致密,地层压力系数一般较低,开发非常困难,而注水吞吐对补充油层压力和实现稳产具有明显优势.针对体积压裂致密油藏,采用嵌入式离散裂缝模型描述复杂体积压裂缝网,建立考虑应力敏感和启动压力梯度的致密油藏油水两相渗流模型,并采用有限体积法建立相应的数值求解方法.通过数值模拟方法模拟了12个吞吐轮次下单个压裂段致密油藏的开采过程,分析了基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发产能的影响.研究结果表明:当基质渗透率、微裂缝渗透率和微裂缝密度升高时,基质中含水饱和度波及范围变大,累积采油量显著升高;水力裂缝渗透率升高对基质含水饱和度分布影响不大,但累积采油量明显上升,而当水力裂缝上升到一定程度时,累积采油量上升幅度变小.可见基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发效果均有显著的影响.     

化学剂吞吐与油井堵水的结合技术

提出了一项将化学剂吞吐与油井堵水相结合的新技术。该结合技术由吞吐剂技术、油井堵剂技术和工作液注入技术组成。其核心是先后向地层注入吞吐剂和油井堵水剂 ,使后者将前者封存在高渗透层中 ,随后前者被沿高渗透层迫近油井的水 (注入水、边水等 )带至含油饱和度较高的中、低渗透层将油驱出 ,从而达到提高油井产量并降低产液中含水率的目的。介绍了工作液配方的确定、用量计算、注入顺序和将工作液过顶替入地层等技术步骤。该项技术已在濮城油田S下1油藏的油井成功地进行了试验 ,证实了该结合技术的可行性。     

低效稠油CO2复合吞吐参数优化

针对部分埋藏深、渗透率低、高温高盐等无法热采或化学驱的稠油油藏,部分油田采用了“CO2+增溶剂”的复合吞吐生产方式,并取得了一定效果。目前关于CO2吞吐方面的物模模拟实验无法满足复合吞吐的研究需要。本研究建立了一套基于吞吐补偿系统的CO2复合吞吐的物理模拟方法,开展了室内CO2 吞吐物理模拟实验,研究了增溶剂注入量、CO2注入量、注入方式等因素对吞吐效果的影响,同时进行了现场试验并进行了跟踪评价。结果表明：增溶剂注入浓度为5-10%、CO2与化学剂注入质量比为1:2.5~1:5、采用两段塞注入方式,提高采出程度最高。该方法有效的模拟了复合吞吐过程中的注入、焖井和产出过程,完全满足CO2复合吞吐的工艺参数优化的研究要求。     

影响CO2吞吐采油效果的若干因素研究

为了研究 CO2 吞吐的生产规律及其影响因素 ,进行了一系列室内实验 .着重研究吞吐时机(水驱后 CO2 吞吐 ,自喷后 CO2 吞吐 )、降压方式 (一次降压 ,多级降压 )、原油粘度 ( 1 1 .7,2 0 ,1 0 0 ,1430 ,2 5 4 0 m Pa·s)及 CO2 注入量、井底流压等因素对产油量的影响 .得到了实验条件下所研究的因素与周期产油量的关系曲线 .研究认为增加 CO2 注入量或降低井底流压、一次降压能够提高产油量 ;对稀油油藏 ,水驱后 CO2 吞吐的周期采出程度可达 2 %～ 3% ;对稠油则因其粘度的大小 ,换油率的大小不同而有差异 ,原油粘度增加吞吐效果变差 .该研究对 CO2 吞吐现场应用的设计具有一定的参考价值     

超稠油掺稀油开采实验及数值模拟研究

蒸汽吞吐是增加稠油产量的一种经济而有效的方法，但该方法存在热损失大等问题，使注汽效果达不到预期的目的。采用在注蒸汽过程中向地层掺入稀油的方法来降低地层稠油的粘度，实验研究了超稠油掺稀油后粘度的变化，并按非线性混合方法计算了稠油与稀油混合后的粘度。通过数值模拟，考察了掺稀油的注入量、注入方式、注入时机、注稀油后的生产时间等参数对开发效果的影响。结果表明，在掺稀油开发超稠油的过程中，焖井结束后可适当延长生产时间，以增加周期产油量；掺稀油的最佳注入时机应选在第3或第4周期开始；周期注入稀油的量为10-15m^3，在此范围内，换油率较大；稀油的注入方式按2-3个段塞注入比较合适。注汽过程中掺稀油的方法可在很大程度上改善超稠油的开发效果。