缝洞型碳酸盐岩油藏CO2单井吞吐生产特征及影响因素

为明确缝洞型碳酸盐岩油藏CO_2单井吞吐提高采收率机理,设计并制作了模拟缝洞型油藏具有不同吞吐位置的吞吐岩心装置,分析具有强底水能量的缝洞型碳酸盐岩油藏不同吞吐位置的CO_2吞吐生产动态特征,以及生产压差、CO_2注入量和吞吐周期对CO_2吞吐效果的影响。实验结果表明,中部位置更适合注气吞吐,吞吐阶段采出程度为6.15%,换油率为0.887 mL/mL,中部位置注CO_2可以向上、下2个方向扩散溶解,有效地扩大了波及体积。CO_2吞吐时存在一个合理的生产压差,确定了合理生产压差也就决定了合理的注入量,最终决定了最高采出程度;整个吞吐过程中,第2个周期原油总采出程度最高,前4个周期吞吐产出油量占总产油量的57%,为吞吐的主要产油阶段。     

高含水油藏注气驱提高采收率技术研究

针对高含水中后期油藏以及注水困难的水敏油藏难以实现高效开发与持续稳产的问题,通过PVT釜高压物性实验与长细管驱替实验进行了注富气与CO_2驱提高采收率室内评价研究。实验对原油进行了PVT高压物性分析,研究了注入不同摩尔分数比例的CO_2和富气时,原油饱和压力、降黏效果和膨胀能力的变化规律,并对比分析采用连续注气与交替注气下,高含水油藏的驱油效果。长细管实验对比分析了注CO_2和富气在原油中的最小混相压力及混相驱替效率,CO_2在原油中的最小混相压力为14.27 MPa,富气在原油中的混相压力为34.74 MPa。对原油物性与驱油效率的分析表明,注富气可以较好地提高轻质油藏原油的采收率。与水驱相比,采用连续注气与交替注入,富气驱均可以提高采收率28%以上,且交替注入的效果更好。     

致密砾岩油藏超临界CO_2吞吐开发可行性

CO_2吞吐开发具有溶解、抽提、混相等独特的机理优势,超临界CO_2具有更优异的注入性、穿透性和轻质组分抽提性。为进一步认识超临界CO_2吞吐在致密砾岩油藏开发中提高采收率的可行性,基于超临界CO_2—原油相互作用实验、超临界CO_2原油抽提实验、超临界CO_2吞吐物理模拟实验等手段,揭示吞吐过程中原油性质变化与增产机理,确定了不同注入参数下的采收率。结果显示:超临界CO_2能有效补充地层能量,降低原油黏度和密度,抽提原油轻质和中质组分,改善原油流动性;注入0.50 PV超临界CO_2可提高采收率22.16%,随着超临界CO_2注入量的增加,采收率上升,超临界CO_2换油率下降;4轮次吞吐相较于单次吞吐,可提高采收率20.00%～24.00%;焖井时间120 min时采收率为22.16%,焖井时间240 min后采收率变化不大;实验结果揭示了致密砾岩油藏衰竭式开发后超临界CO_2吞吐提高采收率的可行性,对致密砾岩油藏开发具有指导意义。     

特低渗透油藏CO_2驱油室内实验与矿场应用

延长石油特低渗透油藏储量丰富,注水开发中存在易水敏、注水困难等问题。CO_2驱能有效补充地层能量,改善地层原油性质,进而提高油藏采收率。利用CO_2-地层原油接触实验、岩心渗流和驱替室内实验,描述CO_2-地层原油两相渗流特征,分析CO_2驱油机理和驱油特征,并在靖边特低渗油藏进行了矿场实验。研究表明,特低渗储层CO_2-原油油气两相共渗范围大,CO_2具有降低原油黏度,使原油体积膨胀等作用,非混相驱和混相驱均可较好地开发特低渗透油藏,其中生产井见气前与低气液比阶段是油藏主要生产期。CO_2驱矿场试验表明,特低渗透油藏注气能力是注水能力的2倍,注气能快速有效补充地层能量,增加油田产量,目前试验区生产整体呈日产液、日产油上升态势。     

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。     

N_2对CO_2最小混相压力的影响

向复杂断块油藏注入CO_2,既可通过混相驱提高原油采收率,又可节约成本,封存大量温室气体,减缓温室效应。由于断层封闭性及CO_2混相均受压力影响,又因注入CO_2中常混有N_2,因此,文中深入研究N_2对CO_2-原油最小混相压力的影响。通过Win Prop模块模拟计算了原油分子摩尔质量为170~360 g/mol,油藏温度为310~360 K,N_2摩尔分数至10%,约2 000种情况下的混相压力,得到N_2影响的CO_2混相压力与纯CO_2混相压力比值(Fimp)表达式。结果显示,Fimp与注入气体中N_2的摩尔分数成正比,不同组成的原油对Fimp没有影响,得到了N_2存在情况下CO_2-原油最小混相压力的表达式。与CO_2混相实验结果及已发表公式计算结果对比发现,该表达式能准确计算N_2存在情况下CO_2-原油混相压力,为CO_2混相驱提高原油采收率及筛选断块油气藏实施混相驱提供理论依据。     

不同注入气对裂缝性油藏原油高压物性的影响

裂缝性油藏的原油储量非常丰富,但由于其非均质性严重,如何有效开发该类油藏成为亟待解决的问题之一。注气是现今比较受关注的一种有效开发方式。为了解裂缝性油藏注入不同气体后原油物性变化,采用数值模拟方法对该类油藏分别注CO2及伴生气之后的原油高压物性进行分析。结果表明,相对于注CO2,注伴生气的饱和压力上升速度更快,即随着注气比例的增加,注伴生气越来越难达到混相。CO2对原油物性的影响更明显,如界面张力在注气比例为77.94%时已经消失,理论上已经达到混相,即注CO2的驱油效果要好于注伴生气。研究表明,注气能使裂缝性油藏中的原油黏度降低,界面张力下降,饱和压力升高;但不同注入气对原油高压物性的影响存在差异。     

压力对二氧化碳驱油效果影响的实验研究

为研究CO_2注入压力对驱油效果的影响规律,在模拟大庆扶杨油层及恒定注采压差条件下,利用细管法进行CO_2驱油实验。研究结果表明:扶杨油层原油与CO_2的最小混相压力为22.5 MPa,注气压力越高,CO_2突破时注气量及采收率、累计采收率、生产气油比及注入能力越大;达到混相驱后,注气压力对CO_2驱油效果影响非常小,但生产气油比明显高于非混相驱。因此,CO_2非混相驱油时,为取得好的驱油效果,应尽可能提高注入压力;混相驱油时,提高注气压力对增加采收率效果不大。CO_2突破后不宜继续进行CO_2驱,应改用其他的开采方式。该项研究在相同注采压差条件下注入压力对驱油效果影响方面取得了突破。     

低渗挥发性油藏CO2驱注入时机室内实验研究

低渗挥发性油藏流体性质特殊,弹性开采很容易变为衰竭开采,注气保压开采是低渗挥发性油藏的主要开采手段。针对低渗挥发性油藏CO_2驱开发技术难点,通过长岩心实验,研究了低渗挥发性油藏CO_2驱的注入时机。实验结果表明,地层压力衰竭至34.10 MPa时注CO_2后采出程度(96.44%)与在原始地层压力下注CO_2后采出程度(96.24%)相当;地层压力衰竭至28.58 MPa以下注CO_2后采出程度明显降低。确定了地层压力衰竭至34.10 MPa时为CO_2驱注入时机,为经济有效地实施CO_2驱提高低渗挥发性油藏原油采收率提供依据。     

超低渗油藏 CO2吞吐室内评价及参数优化

针对鄂尔多斯盆地某超低渗透油藏注水开发矛盾突出、水驱动用程度差和原油采收率低等问题,基于超低渗透油藏特征及国外CO_2驱的成功案例,提出了CO_2吞吐提高采收率的开发思路。通过长岩心驱替实验,结合换油率和驱油效率来综合评价CO_2吞吐在超低渗透油藏的开发效果,并进行了CO_2吞吐注采参数的优化。研究结果表明,当油藏压力大于最小混相压力(20.78 MPa)时CO_2吞吐能获得较高的采收率;当CO_2吞吐段塞大小为0.1 PV、焖井时间为24 h,吞吐3轮次时的CO_2吞吐的开发效果最佳,驱油效率为56.39%,平均换油率为0.454。