塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究

为了研究塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油提高采收率机理,开展了原油物性实验、相态分析和注气驱油数值模拟研究。结果表明:塔河油田注氮气驱油为非混相过程,注二氧化碳驱油为混相过程;注氮气驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量、驱替微小孔径中的原油及重力分异形成人工气顶置换顶部剩余油;注二氧化碳驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量及降低油气界面张力;非混相注气驱油比混相开发效果好。     

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。     

ZJD油田阜宁组大倾角油藏注CO_2方式探讨

倾角对于CO2驱利用重力来改善驱油效率和提高原油采收率具有重要意义。针对ZJD油田阜宁组大倾角油藏,应用数值模拟方法研究了地层倾角和注气部位对CO2驱油效果的影响。结果表明:随着地层倾角的增加,注CO2驱油采出程度也增加,而油藏高部位剩余油饱和度降低。低部位注气采出程度均低于高部位注气,且地层倾角越小,高部位注气的优势越不明显,地层倾角越大,高部位注气效果越好,CO2可在高部位形成小的气顶,更有利于气驱油。应用大倾角油藏实际地质模型研究注气方式对CO2驱油效果的影响,高部位注气比低部位注气可提高采收率8.69%,并可动用更多的储量。油藏现场实际应用后取得初步效果,高部位注气半年后油藏腰部的中心井从无产量恢复到9.3 t的原油产量。     

顶部注气稳定重力驱技术有效应用探讨

顶部注气稳定重力驱是所有注气非混相驱中提高采收率幅度最高的最新开发方式,对影响顶部注气稳定重力驱关键因素及应用到国内油田现场需考虑的因素进行了重点研究。研究认为,气油界面稳定性是顶部注气稳定重力驱实施成功与否的关键,地质因素的地层倾角、储层非均质性（韵律性、隔夹层、高角度裂缝等）和开发因素的临界注气速度、区域注采比是影响气油界面稳定性的关键因素;通过量化由于特殊的生产工作方式造成的初期产量阶段损失,为油田现场选择最佳实施顶部注气稳定重力驱时机提供可靠依据,并以中国西部某油藏为例,提出“注采兼顾、分区控压限产”的注气采油新开发技术政策,为国内其他类似油藏实施顶部注气稳定重力驱技术提供抛砖引玉的作用。     

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.     

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。     

缝洞型介质结构对非混相气驱油采收率的影响

为了研究缝洞型油藏的复杂缝洞介质结构对气驱油的影响,建立4类19个不同缝洞介质结构的数模模型,开展一系列非混相氮气驱油数值模拟研究。结果表明:洞相对于缝的位置越高,气驱油采收率越高;气驱油采收率随着洞密度和洞隙度的增加而增加,随驱替方向裂缝密度的增加而减小;洞的存在有利于提高气驱油采收率,并降低了缝洞介质结构对采收率的影响;气驱油的主要机制是由于密度差异形成的重力驱、体积膨胀补充地层弹性能和降低原油黏度改善流动能力,采收率主要受重力、洞密度、洞隙度、驱替方向裂缝密度等因素影响。     

文留异常高压油藏注天然气驱室内实验研究

文88 区块的储层物性为低孔低渗,平均孔隙度为13.9%,平均渗透率为7.4 mD,储层温度为145 ℃,原始地层压力64.98 MPa,压力系数1.7∼1.8,属异常高温高压油藏,衰竭采收率较低,且注水效果差。为了研究该油藏注气提高采收率可行性,在室内进行了注气膨胀和长岩芯驱替实验,得到了注天然气改善原油物性的效果以及不同注气方案下的驱油效率,研究结果表明：注天然气能明显改善原油的物性,对原油的降黏效果和膨胀效果较明显;两种注气方案中,原始地层条件下注气的驱油效率较好,达到82.97%,目前地层条件下注气在一定程度上提高了驱油效率。     

英东一号构造储层特征及采收率分析

针对英东一号构造储层开展大量的室内实验,利用最新钻井岩心开展岩心粒度、压汞、薄片鉴定、X衍射、等方法对英东一号构造主力油层油砂山组储层岩性、物性、孔隙结构特征进行了分析,结果表明该区储层黏土含量高、水敏矿物发育、储层岩石胶结以孔隙胶结为主、分选性好、孔隙以原生粒间孔为主、储层属中高孔、中渗砂岩储层.室内岩心润湿性和驱油效率实验分析表明,英东油田油砂山组油藏为强亲水油藏,有利于水驱开发.从注气提高采收率效果进行了评价分析.英东地区由于储层跨度大,油气交错分布,气源充足,气油比高,因此注气具有很大优势.水驱后气水交替能一定程度上防止干气较快突破,对中高渗组和低渗组岩心水驱后气水交替比直接干气驱采收率分别提高了23％和10％.明确油田储层微观孔隙结构特征、明确注气提高采收率的方法对英东油田今后开发方案的制定有重要意义.     

聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能

利用微观刻蚀、层间非均质平板、层内非均质平板模型驱油实验研究聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能。结果表明,残余油多以膜状、岛状、喉道、盲端、柱状、簇状等6种形式存在。微观上,二元驱转向水驱无法波及的含油孔隙区域内驱替残余油;宏观上,其对高渗透区域产生封堵,迫使其进入渗流阻力较小的低渗透区域内驱替残余油,扩大波及体积效果显著,提高采收率13.4%~14.3%。二元驱通过聚合物增加驱替液黏度,使其吸附及滞留在孔隙中,降低驱替相渗透率,驱替相流度减小;二元驱对油黏度影响很小,油聚集在驱替液前缘,增加油相渗透率,油相流度变大。由此,两相流度比减小,克服注水指进,增加吸水厚度,提高波及系数,进而提高采收率。     

裂缝油藏回注溶解气混相驱替特征及影响因素

裂缝油藏回注溶解气混相驱油机理较为复杂。以实际裂缝型挥发油藏为例基于双孔双渗组分模型研究了回注溶解气的驱替特征和原油驱动方式;分析了扩散作用、窜流能力、压敏效应、采油速度和回注气比例的影响规律。结果表明:回注溶解气混相驱替时,原始弹性能量、原油溶解膨胀和注气波及同时存在;地层压力逐渐下降,溶解气油比逐渐增高;储层原油轻质组分和饱和压力逐渐增加,黏度和密度逐渐减小。扩散作用和裂缝者质窜流有利于减小注入气沿裂缝的突进同时降低基质原油黏度和密度,但减弱了注气波及作用;压敏效应可以增加岩石的弹性能量,有利于提高原油采出程度;适当地提高采油速度和回注气比例有助于增强波及作用其中1.2的回注比可以实现注采平衡。     

玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

玛湖凹陷地区衰竭式开发直井初产高、递减快,常规注水开发不适应,通过注烃类气转换开发方式,可以大幅提高采收率。利用细管法测定注气试验区最小混相压力为41.71 MPa,玛湖地区目前地层压力条件下普遍可以实现混相驱;根据玛湖地区储层特征及地质力学参数,同时将天然裂缝及人工描述参与模拟,优化裂缝展布形态,建立了三维压裂缝网模型;基于压后缝网模型开展布井方式、注气速度及气驱油藏动用规律研究。结果表明,水力压裂平均缝网长轴173.90 m,最长846.90 m,短轴6.44 m;采油井部署井轨迹距顶2/3厚位置,气体波及范围更大;以维持混相为目标优化注气量,设计前10 a水平井单井日注气5.5×10⁴ m³,后10 a日注气4.0×10⁴ m³,试验区采收率可达22.5%;注入烃类会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替,优先动用该区域原油,造成注气波及范围不均匀;随着烃类气体的注入,沿驱替前沿原油黏度大幅降低,同时,由于注入烃类气体与原油发生混相,通过蒸发气驱作用,注气5 a后采油井SRV范围内剩余原油黏度明显增大。此研究可以有效指导玛湖注烃类气体提高采收率试验现场开发技术政策制定。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

玛湖致密砾岩注氮气驱机理及应用效果评价

针对玛湖致密砾岩储层采用的水平井+体积压裂衰竭开发,产量递减快的问题,分别在室内和现场开展了注氮气提高采收率研究。室内实验通过气驱相态、混相能力、驱油效果等方法评价了M区块的提高采收率潜力。实验结果表明,氮气在原油中溶解度小,驱油机理主要依靠自身的膨胀性驱油,且氮气的最小混相压力62.3 MPa,目前M区块很难达到混相驱。现场在玛湖油田M区块选择一个1注5采的井组开展注氮气先导试验,并取得了较好的效果。单井评价了产油量、油压、气油比、氮气浓度等4个参数指标的见效特征;井组分析了注气前和注气过程中产量的变化,累增油1 953 t。最后结合地质和工程认识,总结了影响注气效果的主控因素。本次注氮气应用效果显著,验证了致密砾岩储层水平井+体积压裂注氮气提高采收率是一项可行的技术。     

缝洞型油藏注水驱油可视化物理模拟研究

采用可视化物理模拟方法直观研究了缝洞油藏的注水驱油机理,考察了不同注入流体、注入方向、注入角度等多方面因素对注水效果的影响,直观了解了缝洞油藏注水驱油前后的油水分布,并进行了注气提高采收率实验。结果表明:缝洞位置对水驱效果产生明显的影响;重力分异在缝洞模型中具有重要的作用;对于缝洞型油藏,剩余油的形成和分布主要受缝洞通道不规则性和重力捕集的影响,水驱后剩余油主要分布在上部溶洞和下部溶洞顶部难以驱替的"阁楼空间"内,这部分剩余油也是注气驱替的主要驱替空间;实验发现,水驱油过程中一旦形成水流通道,孔洞中的剩余油就难以被驱替,改变注水方式或注入介质(如注气)等,有可能进一步驱替孔洞中的剩余油,提高采出程度。后续注气实验证明通过改变注气方式可以明显驱出"阁楼空间"中的剩余油。     

注气体积和轻质油藏空气驱机制的关系探讨

通过细长管、填砂管氧化和驱替等一系列室内试验以及绝热条件下注空气过程的数值模拟研究注空气体积及不同注气阶段和轻质油藏注空气驱油机制的关系。根据试验和数值模拟分析结果,与其他气驱过程比较,给出典型轻质油藏空气驱替试验可能取得的原油采收率与注气体积关系理论曲线。结果表明,轻质油藏在不同注气体积条件下具有不同的驱油机制:注气体积小于0.5Vp(Vp为孔隙体积)即气体突破之前,烟道气驱为主要的驱油机制,驱油过程为一非混相气驱过程;注气体积大于0.5Vp即气体突破之后,烟道气和高温反应带共同作用的驱替作用表现为其主要机制;当反应带逐步推进至接近产出端时,反应带的热效应有可能成为重要的驱油机制。     

烃降解型微生物强化水驱提高原油采收率微观机制研究

借助微观透明模型建立微观模拟驱油试验系统。以烃降解菌株Rhodococcus ruber Z25和Bacillus cereus Z31为出发菌株,通过物理模拟驱油实验考察了多孔介质中水驱原油的特点及残余油的分布形式：残余油主要以油条和油珠的形式滞留于孔隙介质中;以油膜形式附着在骨架表面;在喉道转角处水流速度为零的＂驻点＂部位。通过静置培养观察了多孔介质中水驱后油藏微生物降解原油及微生物富集的状态,微生物由单菌体形成油水界面处的菌胶团结构。通过研究后续水驱作用下残余油的驱替特征表明,微生物菌胶团、松散的油相与驱替液水相彼此裹挟,沿驱替压力方向运移。本研究揭示了烃降解微生物驱油的微观机制,为微生物采油从实验室走向矿场实践奠定了理论基础。     

长6油层表面活性剂驱油效果研究

针对长6油层组地质条件及储层物性,通过室内模拟实验,研究了长庆2号表面活性剂对驱油效果的影响,使用不同渗透率的天然岩心进行水驱后表面活性剂驱油实验,分析了驱替过程中的压力、采收率及含水率的变化规律。结果表明:水驱后采用表面活性剂驱可以有效地提高原油采收率,平均提高采收率8个百分点左右。     

气顶油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究

针对江苏油田欧北区块的地质条件和开发现状,建立了顶部注氮气重力驱数值模型.从生产井和注入井的控制条件及地质条件出发,分析了影响气顶油藏顶部注氮气重力驱开发效果的各种因素,在此基础上对各种方案的开发指标进行计算对比,并对该区块提高采收率的潜力进行评价,提出了适合同类气顶油藏的开发模式.研究结果表明,气顶油藏顶部注氮气重力驱可以有效地提高采收率,达到降水增油的效果;提高采液速度并不能改善顶部注氮气重力驱的开发效果;注气速度对开发效果以及气顶边缘推进速度有很大的影响,并且存在最佳和临界注气速度.研究区块的最佳注气速度为12500～17500 m3/d,临界注气速度为30000 m3/d.     

致密油藏周期注气微观驱油机理实验研究

针对致密油藏注水难度大,气水交替难以有效实施的问题,周期注气改善注CO_2驱油效果的方法逐渐得到重视。利用大庆外围致密岩心,将致密油藏物理模拟实验方法和低磁场核磁共振仪相结合,建立了一种研究周期注气微观驱油机理的新方法,分析了不同驱油阶段岩心静置前后原油在孔隙中的变化规律,提出了周期注气指数参数,并对周期注气效果进行评价。研究结果表明:气驱至不同阶段,静置前后T_2谱图均发生变化,且不同驱替阶段T_2谱图的变化规律不同,说明不同驱替阶段停注后原油的流动规律不同,其周期注气的微观驱油机理也存在差异。驱替至一定的PV数后,周期注气指数显著增加,周期注气效果显著提高。随着驱替倍数的增加,较小孔隙中的原油逐渐得到动用。岩心实验结果表明周期注气相比于连续注气采收率提高9.92%。上述研究丰富了核磁共振技术在油田开发中的应用。