层内自生气复合吞吐技术在李堡油田的应用

李堡油田属高凝油藏,地层能量不足,油井单井产量低,常规酸压措施有效期短。为增加地层能量,提高单井产量,开展了自生CO2复合吞吐技术在李堡油田的应用研究。室内采用长填砂模型,利用李堡区块的高凝油饱和岩心,考察了含油饱和度、注入速度、注入量、闷井时间、岩心渗透等因素对层内自生气复合吞吐技术提高采收率的影响。结果表明:自生气体系的注入速度越小,注入量越大,含油饱和度越高,闷井时间越长,吞吐效果越好。自生气复合吞吐技术现场应用后单井増油效果显著,措施有效期超过6个月,对高凝油藏低能低产井有很好的提高采收率作用。     

CO2吞吐工艺操作参数的整体优化设计

针对ZY油田原油CO2吞吐的工艺过程，建立了CO2吞吐数值模拟模型。应用数值模拟方法对CO2吞吐进行了实例分析，首先对该井的CO2吞吐参数进行了单因素敏感性分析，分析了CO2周期注入量、注入速度、焖井时间、采液速度等因素对CO2吞吐效果的影响。在此基础上进一步运用正交试验方法对CO2吞吐参数进行了优化，通过计算表明用正交试验优选法得到的优化方案比单因素敏感性分析所得的优化结果更为合理。     

CO2吞吐增油机理及数值模拟研究

由于与其他气体相比较,CO2与原油接触达到混相所要求的压力更低一些,且CO2气藏丰富,这使得CO2成为三次采油中优先选用的气体.通过室内注CO2膨胀实验,研究了CO2溶于原油后使其体积膨胀、黏度降低,以及CO2对原油中轻质组分的萃取作用、内部溶解气驱作用、酸化解堵作用等增油机理.结合数值模拟技术,运用广泛被采用的CMG 2005数值模拟软件中的Builder储层建模软件对SW油田A2模拟井建立单井地质模型,分析了影响CO2吞吐效果的部分参数,包括周期注入量、焖井时间、注气速度.结果表明,焖井时间和注气速度不是影响该油藏注CO2吞吐效果的最敏感参数,周期注入量则是影响吞吐效果最敏感的施工工艺参数,并在此基础上从多套吞吐设计方案中优选出适合该油藏注CO2吞吐的最佳施工工艺参数.     

超临界CO2/H2O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验研究

针对页岩储层压裂后一次衰竭开发原油采收率低的问题，基于页岩储层的低孔、超低渗透特征，提出了超临界CO2/H2O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验方法。通过自主设计的室内岩心实验评价超临界CO2/H2O混合流体吞吐页岩油的效果，并对实验过程中注入介质、焖井时间、注入压力、吞吐轮次对提高采收率的影响规律进行研究，同时通过核磁共振技术明确超临界CO2/H2O混合流体对不同孔隙类型中原油的动用程度。结果表明：超临界CO2/H2O混合流体吞吐可以有效提高页岩油采收率；对于物性较差的页岩岩心，焖井时间对提高采收率有较大影响；注入压力与超临界CO2/H2O混合流体的扩散速度和渗流能力密切相关，混相条件下提高采收率效果显著；增加吞吐轮次大孔隙中的原油动用效果较好，但无法通过增加吞吐轮次动用更多微小孔隙中的原油。     

小断块油藏CO2、N2单井吞吐强化采油可行性对比研究

针对ZY油田原油注气吞吐的工艺过程,建立了注气吞吐数值模拟模型。应用数值模拟方法对实例井分别用CO2、N2吞吐进行了分析,首先对该井的注气吞吐参数进行敏感性分析,分析了注气周期注入量、注入速度、焖井时间、采液速度等因素对注气吞吐效果的影响,并对CO2、N2吞吐参数进行了对比分析;对优化得到的方案进行注气吞吐生产指标预测对比。开始生产后注N2的日产油比注CO2恢复要快些,但持续的时间没有注CO2的长;注N2的累计采油量和累计增油量都比注CO2的大。通过对比分析表明本井采用N2吞吐所得到的增油量、换油率大于采用CO2吞吐的,因此会获得更好的效益。通过不同注入气不同时期的含油饱和度和压力分布的对比分析得到了造成这种结果的原因。     

杜84块CO_2、N_2和烟道气吞吐采油数模研究

杜84块是曙一区超稠油主力含油区块,但目前普遍存在吞吐周期高、开发效果逐渐变差等问题。为了进一步提高杜84块超稠油的开发效果,在稠油油藏储层特征和原油渗流特性研究的基础上,通过数值模拟方法,优化了注入量、注入速度、注入次序、气体的注入比例、焖井时间、注入周期以及放喷速度等参数,预测了最佳开采方案。数值模拟研究表明:在杜84块采用先注N2再注CO2最后进行蒸汽吞吐开发方式开采,开发效果较好;注入参数为注汽速度为400t/d,注汽天数为5d,N2、CO2比例为1∶2,每周期注入蒸汽总量为2000t,吞吐周期时间为4个月,采液量为24m3/d,焖井时间为6d为最佳。     

烟道气改善超稠油蒸汽吞吐开发效果研究

在典型蒸汽吞吐井建模基础上,对不同注入方式下烟道气辅助超稠油蒸汽吞吐的开发效果进行数值模拟,结果表明,烟道气辅助超稠油蒸汽吞吐可以提高能量利用效率,减少蒸汽注入量,提高累计油汽比,还可减少环境污染。优化后的注入参数为:烟道气周期注入量60 000 m3,烟道气注入速度800 m3/h,蒸汽周期注入量1 000 t,焖井时间为3~5 d,周期时间6个月,烟道气中CO2含量大于20%,注入温度大于100℃时,更有利于提高原油产量。     

高凝油藏注CO2吞吐影响因素数值模拟

为深入了解CO2吞吐过程中各种注采工艺参数对高凝油藏开发效果的影响,针对某高凝油藏的地质及油藏特征,在PVT实验和相态拟合数据的基础上,建立了数值模拟模型.在此基础上进行了数值模拟计算,分析了5个敏感因素对开发效果的影响.研究结果表明,对于高凝油藏,CO2吞吐的注入速度、注入时间、焖井时间、井底流压等参数都存在最佳范围,最佳注气速度为60 000 m3/d,最佳注入时间为40 d,最佳焖井时间为16d,生产时合理的井底流压为600 psi,计算比较了5个吞吐轮次的吞吐生产效果,从换油率指标来看前3个吞吐轮次的效果最好.     

CO2吞吐改善致密油藏开采效果研究

致密油藏资源量大,但储层物性差,单纯依靠衰竭开采存在采出程度低等问题,开发效果不理想。针对上述问题,结合典型致密油藏储层参数,使用数值模拟方法,研究了水平井CO2吞吐开采致密油藏的生产规律。结果表明:(1)CO2吞吐能明显提高日产油水平,最高日产油量提高近4倍,显著改善致密油藏的开采效果;(2)较高的CO2周期注入量和较长的焖井时间下,可获得较高的产油量;随注气速度增加,产油量有一定波动;平均周期产油量和CO2换油率随吞吐轮次增加而降低,开发效果变差;(3)在本文的研究条件下,当CO2周期注入量为3 000 t/d,焖井时间为50 d,注气速度为100 t/d,吞吐轮次为3时,CO2吞吐开采致密油藏的效果较好。本文有助于加强对CO2吞吐开采致密油藏规律的认识。     

CO2 HUFF-AND-PUFF EOR TECHNIQUE FOR LOW-PERMEABILITY OIL RESERVOIR

为了提高CO2吞吐采油技术在低渗透油藏中的应用效果,从影响CO2吞吐的主要采油机理出发,室内筛选了适合大庆外围葡南油田特低渗透扶余油层的周期注入量、周期注入次数、注入时机、注入压力等影响吞吐效果的主要工程参数,结合现场试验确定了适合CO2吞吐的最佳焖井浸泡时间,指出各油田注入CO2后的浸泡时间应根据浸泡后期油压的变化情况进行调整.优化的吞吐方案设计有效指导了大庆外围低渗透油藏现场开发,3口试验井初期平均单井日增油1.1t,累计增油479 t,为进一步提高低渗透油藏水驱后采收率提供了重要依据.     

葡萄花油田二氧化碳吞吐采油现场试验

葡萄花油田利用CO2吞吐进行采油研究结果表明，在油层条件下，液态的CO2能够快速汽化并溶于原油中使储集层孔隙压力增高，局部地区油层的弹性能量增加，从而提高现井网注采关系无法完善的孤立砂体中的剩余油藏的采收率。根据大庆葡萄花油田地质条件及开发现状，在现场试验2口井，见到了较好的增油效果。     

苏丹Palogue油田CO2吞吐效果影响因素分析

针对苏丹Palogue油田3/7区Samaa 组高孔高渗稠油油藏,进行CO₂吞吐开采方式研究。通过实验,研究了CO₂注入量、浸泡时间、井底流压等因素对CO₂吞吐开采方式的影响。研究结果表明,浸泡时间对吞吐效果影响不大,井底流压对吞吐效果影响较大,存在最佳注入量,多次降压及吞吐前3 周期效果较好。通过注入适当的气量、合理控制井底流压、采用多次降压的方式,可以在较少的吞吐轮次中取得较好的吞吐效果。该研究对CO₂吞吐现场应用的设计具有一定的参考价值。     

陈家庄油田陈373 块蒸汽吞吐后转CO2—化学剂复合吞吐研究

针对胜利油区陈家庄油田陈373块油层有效厚度小、纯总比低、蒸汽吞吐生产效果差的问题,实验研究了CO2—化学剂复合对该区块原油物性的作用效果,并利用CMG油藏数值模拟软件,研究了蒸汽吞吐后转CO2—化学剂复合吞吐的生产效果。结果表明,在化学剂实现有效降粘的基础上,气体溶解有一定的降粘辅助作用,两者复合对原油有良好的协同降粘效果,在油藏温度和压力条件下,对原油的降粘率达到98.97%,原油粘度为化学剂单独作用时的18.4%;CO2—化学剂复合吞吐能补充地层能量,扩大原油粘度的降低范围,提高生产效果,蒸汽吞吐6周期后转复合吞吐4个周期的平均周期产油量为480.5 t,比蒸汽吞吐高252.4 t,总产出投入比为1.64。该结果为陈373块薄层特稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式提供了依据。     

CO2吞吐法在低渗透油藏的试验

针对江苏油田低渗透复杂小断块油田，其油藏分散、储量少，形不成常规注采对应井网的特点，进行ＣＯ２吞吐，在保证气源的条件下，可与压裂增产法相媲美。通过ＣＯ２对江苏油田典型原油的作用研究，分析了ＣＯ２与原油的最小混相压力；提出了在长岩心物理模型上进行的吞吐试验，明确了ＣＯ２吞吐的主要机理。同时给出了用组分模型进行吞吐数值模拟研究的结果，确定了各影响因素的敏感性。结果表明，在具有丰富ＣＯ２资源的江苏油田，进行ＣＯ２单井吞吐来提高原油采收率是可行的。     

高含水期油藏开发方式选择及最优方案设计

通过数值模拟,确定了M1油藏高含水期合理的开发方式,在此基础上,利用正交实验设计确定了各井组最优的气水交替注入方案。该方案不仅考虑了CO2注入量、CO2注入速率、水注入速率、CO2段塞数、气水段塞比等因素,还对首段塞与后续段塞比、CO2浓度、焖井时间等因素进行了优化。实验结果表明,首段塞与后续段塞比应在2∶1左右;注入CO2浓度不应低于90%;首段塞合理焖井天数在15 d左右,后续段塞合理焖井天数在7～8 d。将实验结果与水驱方式进行了对比,在开采后期气水交替注入的采油量有了明显的提高,而含水率低于水驱方式,因此CO2气水交替驱技术可以在M1油藏使用。     

CO2和CH4的转化与气田的关系之我见

长期以来，在石油地质研究领域对CO₂与CH₄的转化关系及其转化成因尚无统一的定论。一般只将CO₂作为生油还原环境的参数指标之一。因此在油气田勘探研究中，常将CO₂在储存空间的保存完好性作为判定生、储油气层保存完好性的指标，这样CO₂在油气田勘探阶段中仅作为寻找油气藏的一个线索。但在如下几种条件：①存在CO₂催化剂（触媒剂）；②存在H₂及H₂的化合物；③具备一定的温度和压力条件；④处于特定的保存条件下，则CO₂可以转化为CH₄及烃类，或者CH₄及烃类能够转化为CO₂。由此认为，CO₂可作为勘探开发大气田的指示气体，而且在发现有高含量和高产量的CO₂气井地区内，有可能勘探到丰富的天然气资源。     

特低渗非均质油藏CO2 驱注气速度对采出程度的影响

特低渗非均质油气藏具有低孔、低渗、低饱和度和低产等特征,利用常规水驱开发难度大,采收率低,而CO2 驱油能显著提高特低渗非均质油藏的采出程度。根据特低渗非均质油藏的地质和储层特征,利用双层非均质岩心模拟油藏非均质性, 设计完成了5 种不同注气速度下（1、2、4、8、10 mL/min）的驱替实验,系统分析了CO2 驱油速度对原油采收率的影响。结果表明, CO2 驱提高采收率幅度最大段在CO2 窜流之前,随着注气速度的变大,推进速度变快,突破时间逐渐前移;合理的驱替速度使得CO2 气体与岩心孔隙中水及原油的接触时间变长,采收率提高,从而提高特低渗非均质油藏开发的经济效益。     

低渗透油藏CO2驱注入方式优化

根据吉林油田某低渗透区块的油藏条件,运用数值模拟方法研究不同驱替方式下的驱油效果。数模结果显示,交替驱替方式优于注水方式和连续气驱方式,能大幅度提高原油采收率。在交替驱过程中,气段塞和水段塞的先后顺序对采收率有显著的影响,气水交替驱优于水气交替驱,随着注气速度的增加,采收率的差值也逐渐增加。气水交替驱注入CO2能够和原油充分接触,越早注入CO2,对提高原油采收率越有利。该研究不仅为低渗透油田CO2驱油技术提供了理论基础,而且对于国家下一步进行CO2驱油和埋存潜力评价及规划具有重要的借鉴意义。     

低渗透油藏提高原油采收率的实验研究——以松辽盆地北部芳48断块为例

通过气驱细管实验,在地层条件下测定了大庆油田芳48断块在二氧化碳、氮和天然气驱下原油采收率与压力的关系,由此确定了原油与二氧化碳、氮和天然气的最小混相压力(MMP)。结果表明,芳48断块原油与二氧化碳的最小混相压力为29 MPa,与天然气的最小混相压力为40 MPa,在最高实验压力(44 MPa)下氮没有达到混相。芳48断块气驱开发,在低于地层破裂压力(31 MPa)下,二氧化碳驱可以达到混相驱替,天然气和氮只能是非混相驱。非混相驱时,同样条件下,二氧化碳驱采收率最高,其次为天然气驱,氮驱最低。