塔河缝洞型超稠油油藏二氧化碳驱实验研究

塔河油田YQ区块是典型的碳酸盐岩缝洞型超稠油油藏,其溶洞分布的随机性和裂缝尺度的多样性使常规开采方式无法取得理想的效果。由于CO₂特殊的物理和化学性质,使注CO₂成为一种新型开采缝洞型超稠油油藏方法。结合YQ区块油藏特点制作了缝洞岩心模型,开展了不同注入压力和注入量的CO₂驱油物理模拟实验,并对气窜后原油和产出气进行气相色谱分析。实验结果表明：注气压力过高或过低都会导致原油采收率降低;注气压力为53MPa,注气量为6.5倍孔隙体积时最为经济合理;气窜后CO₂对该区块超稠油抽提作用主要是抽提组分C_20-31。依据气油比和原油采收率曲线图,建议现场注气时,当油井气油比超过2700时关闭该油井。     

稠油油藏注天然气吞吐研究

鲁克沁稠油,资源丰富,具有"四高一中"的特点:高密度、高粘度、高凝固点、高非烃含量、中等含蜡量。然而,由于粘度高,密度大,开采过程中,流动阻力大,增加开采难度,因此,稠油开采技术不同于稀油开采。稠油开采技术主要包括泵上掺稀、蒸汽吞吐、火烧油层、天然气吞吐、氮气吞吐等。天然气,是储藏在地层中由烃类气体与少量非烃类气体组合而成的一种可燃性混合气体。实践研究表明,天然气吞吐主要是通过溶解降粘,膨胀增压,产生泡沫油来提高稠油单井产量。在适当压力作用下,天然气多次接触原油,可达到动态混相效果,溶解天然气后,原油粘度大幅降低,随着压力上升,天然气溶解量上升,粘度逐渐下降,最高可降低1-2个数量级;溶解天然气后,原油体积膨胀增压,增加体积膨胀系数;溶解天然气后的原油,在压力由高降低的过程中,非平衡态泡点压力低,即在未达到平衡时,泡点压力下降使气体滞留在油中,形成泡沫油。本文将以实际案例为依据,研究稠油油藏注天然气吞吐机理,为相关人士提供参考。     

稠油开采中多元热复合流体相态的研究进展

稠油的储量远超常规石油的储量，但因稠油黏度大和密度大的特点而难以开采，高效经济开发稠油已成为石油领域的研究重点。热复合开采技术是目前高效开发稠油油藏的关键技术，其中多元热复合流体的相态特征是稠油油藏开采流程设计与评价的关键。为此，从热复合开采技术中的混合气体系和稠油-气体系2 个方面，系统地阐述了多元热复合流体相态的实验和理论研究现状。对于混合气体系相态，多采用静态法进行实验测试，使用状态方程结合混合规则进行理论预测，CO₂，N₂，H₂O和CH₄等常见气体分子组成的二元体系的相态测试趋于成熟，但缺少多元体系的测试数据与预测模型；对于稠油-气体系相态，总结了一般性实验流程与近年实验结果，提出一种加速油气相平衡的新型实验装置构想，指出目前理论预测在气体种类、注气量、气体扩散模型、二元相互作用系数等方面的不足。进而对多元热复合流体相态研究提出展望，以期促进热复合开采技术进一步的机理研究与参数优化。     

注气驱油技术发展现状与启示

我国注气驱油提高采收率技术发展较晚,且存在注CO₂与氮气谁更优的争议。根据国内外１０ a来注气开采发展的相关数据,从储层岩性、储层渗透率、储层深度、温度、原油饱和度、黏度等方面分析了国内外注气技术的发展状况。分析结果表明：发展注CO₂提高采收率技术具有广阔的应用前景;受温室气体减排的影响,国际上注CO₂驱油项目主要以注气混相驱发展最快,而我国注气试验主要采用商品CO₂气,并且存在混相困难的问题;碳酸盐岩油藏注气项目超过砂岩油藏,而传统认为碳酸盐岩油藏具有裂缝,注气要窜,故不适合注气开采;国际上在砂岩油藏注气开采的渗透率并不是太低（大于10×１０^-3 μm^２）,而我国注气试验都是超低渗透率（小于10×１０^-3 μm^２）;多数油藏是在注水后再进行注气,而过去认为注水后对注气效果不利;国外注空气目前主要采用高温氧化开采轻油,而不是稠油,而传统认为热采适合于稠油。针对我国目前注气情况和国外发展趋势,就如何开展注气驱油工作提出了建议。     

塔里木盆地海相腐泥型天然气的成因判识

腐泥型天然气既可来自腐泥型于酪根的裂解,也可以来自腐泥型原油的裂解.于酪根直接裂解形成的天然气的C₂/C₃比值基本不变,原油裂解的天然气逐渐增大,乙烷和丙烷的碳同位素差（δ¹³C₂-δ¹³C₃）表现出与上述比值相反的变化规律.据此判断,塔北地区吉拉克、桑塔木、解放渠的天然气来自腐泥型于酪根的裂解,而轮南地区、英买力地区的天然气来自原油的裂解.     

温度和气体对稠油物性的影响

为明确多元热流体增产机理、优化多元流体组成,以便为科学编制多元热流体热采的工程方案提供技术支持,通过室内实验研究了温度和气体对渤海南堡油田稠油物性的影响。结果表明,在56数120℃范围内,含天然气稠油和脱气稠油黏度均随温度升高而迅速降低,温度升高到120℃时的原油降黏率约为92%,继续升高温度对稠油黏度的影响较小。在同等条件下,CO_2比N_2更易溶解到原油中,尤其是在温度较低的条件下。注入N_2对改善稠油黏度的作用较小,只在100℃以下时略有降黏效果,温度超过120℃时稠油黏度增加。温度低于160℃时,注入CO_2可以显著降低稠油黏度。将稠油加热至80℃并注入天然气和CO_2体积比约为2∶1的混合气体至16.86MPa可使稠油黏度降低90%。通过升高温度和注入气体两种途径均可使稠油黏度大幅降低。考虑到注汽设备、热损失和注汽成本等因素,"适度加热,辅以注气"的开采技术可以达到较好的降黏效果,可用于海上稠油开采。图2表3参10     

X油藏注气混相驱可行性实验研究

针对X底水油藏油井注水后综合含水上升过快的问题,利用HB70/300型高压物性分析仪开展了该区块原油相态特征实验、注气相态特征实验,并运用细管法开展了注CO₂最小混相压力实验。对比分析了CO₂和N₂两种性质气体注入前后原油的相态特征变化,确定了该区块原油注CO₂最小混相压力,为X油藏注气提高采收率可行性提出依据。实验结果表明,X油藏原始地层压力为46.01 MPa,原油饱和压力为11.06 MPa,注N₂后饱和压力上升迅速,在原始地层条件下难以实现混相,表现出典型的非混相特征;注CO₂后饱和压力上升较平缓,细管法测得的最小混相压力为28.03 MPa,说明利用CO₂可实现CO₂的混相驱替,而且最终的驱替效果比较理想。说明该油藏可开展注CO₂混相驱,为进一步的开发方案调整提供了依据和合理的建议。      

天然气注入对原油性质影响实验研究

通过室内实验,研究了注天然气后原油性质的变化。注气量越多,地层油高压物性变化越大。注气后,原油体积膨胀,体积系数,膨胀系数变大,而粘度及密度变小,注入气后原油物性的变化有利于残余油饱和度降低,使原油更容易被采出,从而增加了地层原油采收率。     

文72-467井组注气先导试验数值模拟研究

文南油田已动用的石油地质储量中,渗透率小于20×10~(-3)μm~2的低渗透储层的地质储量有1747×10~4t,占全油田储量的27.24％。这部分储量注水困难、井况较差、油井产量低。“注气开发”是国内外针对低渗透油藏最为有效的开采方法。本文针对文南油田文 72-467注气井组的地质特征,利用多组分模型软件,完成了三维地质模型的建立,生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注天然气开采,能大幅度地提高该区块的原油采收率。     

东营凹陷沙四段原油裂解热模拟实验及产物特征

对东营凹陷沙四段成熟阶段早期的原油样品(按比例与水、砂混合封入金管) ,采用高压釜封闭连续加热方式进行热压模拟实验。根据11个模拟温度点的烃类裂解气产率分析,原油裂解气累计产率为650～660 m³/t_TOC。原油裂解气R_O值在1.3%～1.5%和2.3%～2.7%区间存在2个明显的高峰。原油裂解气中甲烷含量和C₂/C₃值随模拟温度升高而明显增加,但C₁/C₂值变化较小。原油裂解气碳同位素在成熟阶段相对较轻,高—过成熟阶段不断变重,并且甲烷与乙烷、乙烷与丙烷的碳同位素差值具有逐渐增加的趋势。     

塔河油田缝洞型油藏气驱动用储量计算方法

塔河油田缝洞型油藏储集空间类型多样、尺度差异大、呈非连续性分布，不同与常规砂岩层状油藏，属典型的块状油藏。塔河油田缝洞型油藏现场注气增油效果显著，针对塔河缝洞型块状非均质油藏特点，提出了缝洞型油藏井组气驱动用储量的定义及计算方法。基于PDA生产数据分析法，通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合，建立了井组总动用储量的计算方法。针对塔河风化壳、暗河和断溶体3类岩溶背景，提出了基于形状因子修正系数的平面波及系数计算方法和基于地震能量体属性缝洞体三维分布的纵向动用程度计算方法。基于井组总动用储量、注气前的累产油量、平面波及系数、不规则井网形状因子修正系数及纵向动用程度，建立了不同岩溶背景下不同井网井组气驱动用储量的计算方法。该计算方法已应用于塔河注气现场，为气驱井组的优选和已气驱井组的气驱井组动用储量的评价及注气潜力分析奠定了基础。     

测量天然气在稠油中扩散系数的新方法

可靠的扩散系数测量方法对于稠油开发中气体注入方案设计、页岩气开发中流动机理研究和天然气成藏保存过程中气体运移方式的确定等都具有重要的意义。为此,提出了一种基于压力脉冲技术在稠油中测量扩散系数的新方法。首先通过压力脉冲实验来记录PVT容器空腔内的甲烷气体向稠油扩散过程中的压力变化,然后根据Fick第二定律和油气界面的动态边界条件建立数学模型,利用模型所得到的解析解对实验数据进行拟合得到相应的扩散系数。通过对数学模型的分析可以发现:在任一时刻空腔内还未流入油相中的气体物质的量与扩散达到平衡时流入油相中总的物质的量的比值,在时间较长时与无因次时间呈线性关系;与其他文献进行比较的结果表明,所建立方法的测量结果合理,并可推测出扩散系数随油相黏度的增加而逐渐减小;动态边界数学扩散模型符合实际气体扩散的物理过程,能准确地测量气体在稠油等有机质中扩散系数的大小。同时,所得到的新扩散系数测量方法还具有实验简便、操作简单、不用分析油相组分的优点。     

Application of LSSVM algorithm as a novel tool for prediction of density of bitumen and heavy n-alkane mixture

The most of oil reservoirs in the world are heavy oil and bitumen reservoirs. Due to high viscosity and density of these types of reservoirs the production has problems so importance of enhanced oil recovery (EOR) processes for them is clear. The injection of solvents such as tetradecane is known as one of methods which improve oil recovery from bitumen reservoirs. In the present investigation, the Least squares support vector machine (LSSVM) algorithm was used to estimate density of Athabasca bitumen and heavy n-alkane mixture in term of temperature, pressure and weight percent of the solvent. The Root mean square error (RMSE), average absolute relative deviation (AARD) and the coefficient of determination (R²) for total dataset are determined 0.033466, 0.0025686 and 1 respectively. The predicted results indicate that the LSSVM algorithm has potential to be a predicting machine for the bitumen-heavy alkane mixture density prediction.     

塔河油田断溶体油藏气驱井组注气量计算方法

塔河油田断溶体油藏注氮气提高采收率开发效果显著,但尚没有针对塔河油田断溶体油藏合理注气量的确定方法。根据生产数据分析法,通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合,得到了塔河油田断溶体油藏气驱井组总动用储量;考虑塔河油田断溶体油藏井网特征,得到了线状井网气驱平面波及系数计算方法;根据地震能量体属性缝洞体三维分布,得到了考虑缝洞体空间展布的断溶体油藏气驱纵向动用程度。利用数值模拟方法对典型断溶体油藏进行模拟,明确了断溶体油藏合理注气量为剩余储量的0.75 PV;在得到断溶体油藏气驱井组总动用储量、注气前累计产油量、平面波及系数、纵向动用程度和合理注气量的基础下,建立了塔河油田断溶体油藏气驱井组合理注气量的计算方法。将该计算方法得到的合理注气量应用于塔河油田断溶体油藏注气现场,见效井产油量增加到未注气前的2.5倍。     

Modeling of the density of mixtures of Athabasca bitumen and a high boiling n-alkane

Recent studies revealed the more availability of heavy oil resources, such as bitumen than other types. So, the injection of solvents such as tetradecane with the aim of diluting bitumen is applied as an enhanced oil recovery (EOR) method for such reservoirs. This study has investigated the prediction of density for Athabasca bitumen–tetradecane mixture, under different temperature, pressure, and solvent's weight percent conditions, using a radial basis function neural network (RBF-NN) technique. Results were then compared with experimental values and values reported based on the previous correlation. MSE and R² values were 0.10496 and 1.00, respectively. Thus, this proposed model has been introduced as a very appropriate model for density prediction of bitumen–tetradecane mixture.     

石油流体弹性参数的实验研究

油气开采活动会引起油气藏的性态发生变化，如果对变化过程不甚了解，可能会造成地震资料的错误解释。为此，利用胜利油田和塔河油田的12份原油样品（轻质油6份），以及配制的8份含溶解气的石油样品，在实验室测量了样品的地震特征，分析了温度，压力和溶解气对石油速度和密度的影响规律，利用已知石油的地面密度，气油比，气体密度等参数建立了石油速度和密度计算模型。将计算结果与B-W模型的计算结果进行了对比，结果表明，由本模型得到的速度和密度更符合实验数据。     

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气效果评价

塔河油田现场氮气注入试验提采效果差异较大,目前的研究难以系统地评价注气开发的效果,亟需一套针对塔河油田的评价指标和界限标准。从注采状况、注采连通状况、注采平衡状况以及效果效益状况四个方面构建了塔河缝洞型油藏注气效果综合评价指标体系,并通过聚类分析方法建立了注氮气效果评价指标界限,形成了基于BP神经网络的综合评价方法,并对塔河油田203口注气单井进行了注气效果综合评价。研究结果表明,第四轮次注气后现有注气方案对剩余油的动用能力不足,缝洞型油藏复杂的连通状况形成了大量无效注气,是最终导致氮气替油效果不佳的主要原因。文中构建的缝洞型油藏注氮气效果评价体系和评价方法,解决了注氮气效果评价无依据的问题,为缝洞型油藏后期改善注氮气效果对策提供了科学依据,也为类似油藏注气效果评价提供了技术参考。     

蒸汽吞吐油藏主要开发指标评价新探

针对蒸汽吞吐稠油开发指标如何评价,目前还没有象稀油注水那样一套完整可行的评价方法。在对各项热采指标之间的联系、以及热采稠油注采关系曲线的研究的基础上,推导出油汽比、回采水率、采注比等开发指标随采出程度的变化规律,并建立了相应的指标评价体系,对热采稠油主要开发指标评价具有一定借鉴作用。     

塔河油田奥陶系油藏重质烃类堵塞物形成机理及防治方法

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏开采过程中有24口井出现沥青质堵塞井筒现象,油井无法生产。实验证明沥青质堵塞物形成的主要原因是凝析油与稠油互相混合作用的结果。结合塔河奥陶系油藏的成藏特征,发现堵塞井均处在凝析气与重油的过渡带上。通过分析生产动态特征,总结了堵塞物形成前后的生产动态变化规律,提出以掺改性稠油为核心的油井解堵、以环空注活性水及地层注水预防沥青质堵塞物形成的综合防治技术,对已出现沥青质堵塞严重的6口井进行了成功的治理,恢复了油井正常生产。     

井筒中蒸汽-氮气混合物流动与换热规律

针对注蒸汽开采稠油过程中出现的蒸汽超覆、窜流及热损失等问题,进行了氮气辅助蒸汽注入技术研究,建立了蒸汽-氮气混合物在井筒中流动和换热的数学模型。利用该模型研究了混合物在井筒中的流动与换热规律,分析了井口氮气注入流量和井口蒸汽干度对蒸汽-氮气混合物在井筒中的流动压力、温度、干度的影响。结果表明,随着混合物的注入,混合物压力及蒸汽分压不断增加,混合物温度不断升高,气体干度和蒸汽干度不断下降,向地层的散热由靠水蒸气凝结释放汽化潜热提供。井口注入氮气流量增大,有利于提高井底的蒸汽和气相干度,减小井筒热损失。现场应用表明,注入蒸汽-氮气混合物能提高热能利用率,增大油气比。