英东油田注气驱室内实验研究

为了研究英东油田注气提高采收率的可行性,在室内开展细管实验和长岩芯驱替实验,确定注气开发的最小混相压力及不同注入开发方式下的驱油效率。研究结果表明:在原始地层压力条件下,英东油田注气开发方式应为非混相驱;直接气驱、气水交替驱和水驱后气水交替驱这3种不同的注气开发方案中,气水交替驱的驱油效率最高,可达到58.41%。     

气水交替注入提高采收率机理研究进展

气水交替注入综合了气驱和水驱各自特点,可以很好的控制流度及稳定驱替前缘从而大大提高宏观驱油效率,已广泛应用于油田生产实践.总结了国内外有关气水交替注入的历史,研究了气水交替注入的技术分类,区分了根据混相状态的分类、注入气体的分类及其它分类等.另外,文章还进行了气水交替提高采收率研究小结,提出了气水交替注入技术的今后研究方向,对三次采油及油田实行早期气水交替注入具有一定意义.     

气水交替驱油藏注入能力分析及优化

针对注入能力降低是制约气水交替驱提高油藏采收率的关键因素的问题,以相似理论中的检验分析法推导了气水交替注入无因次注入能力方程,运用考虑相渗和毛管滞后效应耦合的数值模拟方法,评价无因次注入能力的因素影响,讨论并优化了注入水气比.研究结果表明:对于特定油藏体系,通过增加注入气的富化度提高粘滞力重力比来达到改善驱替效果的方法比片面地增加注气速度更高一些;水气比越高,达到相同开采效果所需气量越小,但因此而出现较明显的注入能力下降的趋势.对于低粘滞力重力比的注气条件,选择水气比为2最佳;而对于高粘滞力重力比,则水气比为1是最佳选择.建议在水气比的优选时充分结合油藏地质特征和注入流体特性进行分析.     

M6油藏注气开发数值模拟研究

针对M6油藏注气驱可行性评价研究项目,开展注天然气、烟道气、N2和CO2等提高采收率油藏数值模拟研究,为M6油藏早期注伴生气补充能量、实施混相驱提供参考依据和技术参数。首先对M6油藏的流体高压PVT试验数据进行拟合计算,确定了适合描述该油藏流体相态行为的流体组分特征参数。利用建立的三维地质模型,对储量进行了拟合,然后对补充能量、驱替方式、气水交替注入及注入段塞数目进行了论证,为该油田的注气开发提供理论依据。     

肇源油田高温混合气驱油物理模拟实验研究

针对肇源油田综合含水高,注水开发效果差的特点,开展了高温混合气驱油物理模拟实验.采用基础管式物理模拟试验装置,分别进行了不同气汽比对比、不同大小注气段塞对比、不同温度以及地层温度注气与气水同注的高温混合气驱油室内实验.结果表明,随着混合气温度的提高,驱油效率增加,气汽比为1:1 、采用段塞驱、烟道气与水复合同注时,驱油效果最好.     

泡沫驱经验模型的发展及应用

我国适应注气开采的储量很大,但由于注气后气窜和重力差异现象比较严重,导致气驱的波及效率不高。泡沫可降低气体流度,改善不利流度比,克服黏性指进现象,因此泡沫在提高采收率中占有重要的地位。目前存在多种泡沫驱模型,其中经验模型需要的数据较少,因此该模型被广泛采用。介绍泡沫驱经验模型的发展以及利用CMG软件中的STARS模拟器实现表面活性剂辅助水气交替驱过程,改善纯水气交替驱的波及效率,达到提高采收率的目的。     

注气开发驱替前沿的离散渗流模型

注气开发生产过程中产生的驱替前沿是一个气油交替的突变界面,在数学上是一个间断界面.常规的Muskat分相渗流模型只适用于连续介质的油藏,根据气驱毛细管中的驱替现象,将通过前沿界面的产气量分解为2部分,即气驱油和气驱气产生的流量,以渗流微元为对象,建立了离散形式的渗流模型.通过实例可以发现,分相驱替加权法模型预测的注气饱和度的分布更为合理.     

复杂小断块油藏CO_2驱室内评价研究

为了分析在F油田实现注CO2驱的可行性,展开PVT及注CO2相态配伍性实验、细管实验及长岩心驱替实验。研究结果表明:CO2能显著改善原油的物性,有效促进增溶、降黏能力;注CO2驱的最小混相压力为21.88 MPa,在当前18.50 MPa的地层压力下,CO2驱能达到近混相驱的效果;4种不同的开采方式下,CO2驱的采出程度最高,气水交替驱和水驱采出程度次之,衰竭式开采效果最差。     

CO2做低渗气藏储气库垫层的气水边界稳定性分析

将低渗透枯竭气藏改建为地下储气库的关键问题之一是气水界面的稳定性.为分析以CO_2做垫层气的低渗透气藏改建储气库在扩容建库和季节调峰时气水界面的稳定运移,根据枯竭气藏储层的特点,建立基于低渗透微裂缝储层的双重孔隙介质模型.以中原油田文23改建储气库的地下储层为研究对象,讨论扩容建库时CO_2垫层气的注入方式对气水界面稳定性的影响,以及储气库季节调峰时气水界面的运移特性.研究表明:在扩容建库阶段,CO_2连续注气驱水能快速扩容,但降低了气水界面和储层内压力场稳定性;间歇注气扩容方式在4个周期后扩容速率降低了4.8%,但更好地保证气水界面的稳定运移和储层内压力场的稳定;在季节调峰阶段,溶解态和超临界态CO_2的相互转换更好地保证气水边界和储层内压力场的稳定,同时提高储层空间利用率.     

注气混相及非混相驱替物质平衡方程式

常规物质平衡方程在油田已广泛应用，然而对油田注气物质平衡方程的研究较少。注入气与油藏油接触时，油气体系间会发生相传质和传热，由于气体溶解于油中引起油的体积膨胀，所以注气过程中物质平衡方程与以前传统的没有考虑相间传质作用的物质平衡方程不同。从物质平衡原理和膨胀理论出发，建立起了注气混相及非混相驱替和气水交替注入过程物质平衡方程式。该物质平衡方程考虑了油气体系相间传质作用和油中溶解气体后的体积膨胀，为注气开发油藏的开发动态分析及预测提供了一种有效的手段。     

南堡2号潜山注氮气提高采收率研究

为了提高南堡2号潜山高含水油藏采收率，在剩余油研究的基础上，通过室内实验与数值模拟相结合，探索2号潜山注氮气提高采收率合理注入方式和注入参数。研究显示：南堡2号潜山注氮气能有效降低地层油黏度和密度，改善地层油流动性；氮气对地层油膨胀能力有限；合理注入方式为气水交替驱，合理注入参数为气水比1∶1。矿场实验揭示，当出现气窜迹象时，采用多段塞小剂量气水交替注入可有效防止气窜，是提高南堡2号潜山油藏采收率的有效方式。目前，通过实施注氮气，NP23-P2013井组累计增油3 200 t,投入产出比1∶3.6。     

注空气低温氧化提高采收率技术研究

注空气低温氧化是一种提高低渗透油藏采收率比较有效的方法,它既能发挥注气的作用,又具有氧化产生的其他效果。重质原油能够部分地被低温氧化成轻质原油,放热降低原油黏度,提高原油流动能力,达到烟道气驱或N_2驱的效果,提高储量的动用程度。以辽河油田新杜1块为例,运用数值模拟技术,优化注气压力、生产井井底压力、注气速度、注气量等相关参数,并对注气提高采收率效果进行评价。     

气顶油藏高含水后期顶部注烃气保压气驱技术

根据K油田Ⅳa断块的地质条件和开发现状,建立顶部注烃气保压气驱数值模型,根据数值模拟计算结果,研究注气井位置、注气速度、采液速度和注气井数量对于顶部注烃气保压气驱效果的影响,提出一种适应气顶油藏高含水后期的开发模式。研究结果表明,气顶油藏高含水后期顶部注烃气保压气驱可有效的提高原油采收率,达到降水增油的效果;注气井位置对于开发效果有一定的影响,注气井应部署在气顶中心位置,远离油气界面;注气速度对于开发效果的影响较大,研究区块的最佳注气速度为0.023 PV/a;提高采液速度不能有效的改善顶部注烃气保压气驱的开发效果;注气井的数量对于顶部注烃气驱的开发效果有一定的影响,研究区块注气井数为5口时,既可以保证开发效果,又可以减少不必要的钻井成本。     

特低渗透油藏天然气混相驱油

对于高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和特低渗透油藏,注天然气开采已成为提高原油采收率的重要技术手段之一.鉴于以往注气混相驱的良好效果,在混相压力条件下,设计了3种长岩心注入工艺实验,分析了在混相压力条件下不同驱替方式提高采收率的影响因素及其作用机理.结果表明:在混相条件下,连续气驱、先水驱后气驱和交替水注入3种实验的最终采收率分别为66.7%、65.8%和58.7%,即使混相压力是在20MPa下非混相连续气驱也能达到58.2%.由此可知在大庆榆树林地区采用注气提高采收率在理论上是可行的.     

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.     

碳酸盐岩顶部注气重力驱提高采收率实验研究

针对我国大部分背斜构造、断鼻构造、盐丘构造和潜山构造油藏，注水开发过程中容易形成“阁楼油”，降低最终采收率的问题，采用顶部注气重力非混相驱替过程能够推移油水界面至生产井底之下，提高最终采收率。对顶部注气重力非混相驱替过程进行实验研究，对比分析水平注气和顶部注气驱替过程，结果显示顶部注气驱替过程采出程度均高于水平注气驱替过程，同时对比分析四组顶部注气重力非混相驱替过程，结果显示降低注气速率能在一定程度上增大最终采收率，但驱替全过程持续时间增幅剧烈。研究表明，重力分异作用能增大最终采收率；同时在考虑时间的成本上，顶部注气非混相驱替过程存在极限注气速率，标定值为2 mL/h。     

延长油田CO2驱相态初探

为了研究延长油田J区块CO₂驱相态,根据细管实验得到工区最小混相压力,考虑地层破裂压力计算井口最大注气压力,结合工区目前井口注气压力分析了CO₂驱相态。结果表明,工区CO₂驱最小混相压力为22.2 MPa,井底破裂压力为33.88 MPa,井口最大注气压力可达15.8 MPa;目前工区单井最高注气压力为10.5 MPa,对应注气井底压力为19.1 MPa,低于最小混相压力,属于非混相驱油。当井口注气压力提高到15.0 MPa时,注气井底压力为23.6 MPa,高于最小混相压力,注气井近井地带存在混相区。     

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.     

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.     

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.