缝洞型油藏氮气驱替方式评价实验

针对缝洞型油藏储层非均质性严重、流体分布复杂、缝洞本身的多尺度性和连通多样性的特点,对于后期高含水油藏,仅采用注水措施已难满足开发需求,对油藏注氮气能从机理上改善开发效果和提高原油采收率。因此通过不同驱替实验,研究了氮气驱替的注气速度、原油黏度、不同水气比例以及不同注气方式对采收率的影响。结果表明:水驱后缝洞模型中存有部分剩余油,通过注气后可以改善液体流动条件提高采收率;存在最佳注气速度,使得气体能够进入裂缝与原油充分混合而不至于过早发生气体突破;水气交替驱替选用1∶1时效果最好;对比非均质条件不同的注气方式对采收率的影响可以看出,采用水气交替和水气混注的驱替方式能有效提高采收率。     

碳酸盐岩油藏提高采收率技术研究应用进展

介绍了国内外碳酸盐岩油藏实施的注CO2驱、注N2驱、注空气驱、注烃气驱、热采技术和化学驱的历史与现状,同时探讨了未来碳酸盐岩油藏提高采收率技术发展趋势:注气提高采收率技术仍会是主要方法,化学驱可能成为气驱的替代或辅助方式。对于化学驱而言,开发新型化学剂是提高采收率的重要途径,未来的研究应主要集中在以下两个重要领域:①选择显碱性的有机化合物;②研究基于新工程材料("纳米流体")的新流体配方。     

高89-1块特低渗透油藏CO_2驱提高采收率先导试验

针对胜利油田特低渗透油藏常规开发方式地层能量补充困难、采收率低的特点,探索了CO2驱改善特低渗透油藏开发效果、提高采收率的方法。在CO2驱提高采收率室内实验研究的基础上,优化设计了CO2驱油藏工程方案。从方案实施效果来看,在低渗透油藏实施CO2驱,可有效补充地层能量,提高油井产能。针对注气现场实施过程中出现的气窜现象开展的研究表明:地层压力低与混相压力、储层非均质性强和存在裂缝是造成气窜的主要因素,保持地层压力达到混相压力、采取矢量化的注气井网以及采取合理注采调控措施可以减缓气窜发生,提高注气开发效果。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究

塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N2开采裂缝一溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10％左右。     

低渗透油藏注CO2驱油现状研究

低渗透油田最基本的特点就是流体渗透能力差、产能低,常规方式下采收率低。CO2作为一种驱油剂,在低渗油藏的开发中具有明显的增油降水效果,即CO2驱油技术在封存CO2,降低该温室气体对环境影响的同时,可以提高油田的采收率。通过探讨低渗透油藏注CO2提高原油采收率的驱油机理和应用现状,指出CO2在提高低渗油藏采收率方面大有可为。     

塔河地区缝洞型油藏注气替油效果实验

缝洞型油藏储层具有非均质性严重、流体分布复杂、缝洞本身的多尺度性和连通多样性的特点,随着现场开发的不断深入,只采用注水措施难以保证需求,还需从机理入手提高原油采收率和改善开发效果.因此,结合单井物模注气替油实验,研究了底水和注气方式以及含油体积对注气效果的影响.结果表明:底水充足时可借助底水能量驱油,在注气轮次相同时底水充足油藏注气采收率高于无底水;针对底水油藏采用单纯注气、水气交替及水气混注3种方式,在底水充足的情况下,纯注气吞吐方式效果明显好于气水混合注入方式和气水段塞注入方式;在相同的注气吞吐条件下,含油体积大的油藏注气效果更加明显.     

气驱提高原油采收率技术研究应用进展

介绍了气驱提高采收率的机理,并分析其影响因素,综述了CO_2驱、氮气驱、天然气驱和空气驱的研究应用进展。气驱具有高效驱油、成本低廉的独特优势,不但能够解决低渗透油藏开发面临的难题,而且进一步提高水驱、聚合物驱后油藏的采收率。同时,气驱技术存在一些不容忽视的局限性和不利因素,所以要加强注气驱提高采收率的理论和实验研究,为进一步提高原油采收率打下基础。     

CO_2与N_2驱油机理比较研究

讨论了注CO2提高原油采收率的机理。阐述了注CO2的优劣并与注N2做了比较。评价了不同注入CO2的方式的驱替效果。描述了适合注CO2油藏的筛选标准。结果表明:埋藏较深的中轻质油藏适合注CO2,而重力驱气顶油藏和凝析气田适合注N2。     

低渗透油藏CO_2驱油效果评价

针对低渗透油藏水驱采收率低,注水困难的特征,通过分析具体油藏的地质、储层及原油物性和最小混相压力等条件,确定了该油藏满足进行CO_2混相驱的要求。使用数值模拟软件Eclipse对该油藏进行模拟,对比连续注水、连续注气和周期注气三种开发方式,发现周期注气开发效果最好。当注停时间比为2:1时采出程度最高,分析其原因为注停时间比为2:1时,低渗透油藏能量的传播使地层压力重新均匀分布。对比不同CO_2驱替压力,发现当驱替压力在CO_2最小混相压力附近时采出程度最高,驱替压力大于最小混相压力,随着压力增大,采出程度越低,分析原因为储层发生堵塞现象。     

CO_2驱提高采收率机理及认识

针对高压低渗油藏开发效果差,注水难度大的情况,本文详细介绍了CO2驱提高低渗油藏采收率机理,并结合高89-1块注CO2先导实验区矿场实验取得的开发效果进一步深入研究,结论及认识为同类型低渗透油藏提高采收率提供借鉴。     

CO2驱油化学机理实验研究

由长岩心实验、微观实验以及细管实验结果，认识到了一些新的重要的CO2驱油化学机理：萃取原油中碳轻质化学成分、萃取后混相以及水气交替驱时水对混相影响机理，这些机理的认识对油田二氧化碳驱油应用具有指导意义。     

CO_2混相驱影响因素分析及主控因素筛选

CO_2混相驱是一种可以将导致全球气候变暖的CO_2气体用于大幅度提高原油采收率的环保采油方式。基于多孔介质中CO_2混相驱渗流规律的影响因素很多,针对我国油藏非均质性严重、混相困难等特点,分析影响我国CO_2混相驱的因素,通过数值模拟对孔隙结构、注入速度、储层非均质性、地层压力和初始含油饱和度五个影响因素进行分析,筛选出影响CO_2混相驱混相效果的主控因素,在认识影响CO_2混相效果主控因素的基础上,为油田调整开发方案提供参考。     

低渗透油藏泡沫驱油机理及应用现状研究

低渗透油气藏在世界范围内分布范围广,储量大,在新探明储量中占得比例越来越大,是全球油气资源增产的主要来源,合理高效的开发低渗透油藏中的油气资源,是未来面临的主要问题。泡沫驱油作为继水驱、气驱之后新的驱油方式,结合了气体和泡沫的优点,以独特的优势越来越得到人们的重视,是低渗透油藏提高采收率的又一个重要途径。分析了泡沫驱相对于其他驱油方式的优势,概述了泡沫驱油的驱油机理,简要分析了空气泡沫驱、氮气泡沫驱各自特点,对泡沫驱油在国内外油田的应用现状做了介绍。对泡沫驱油存在的问题做了阐述,并提出了泡沫驱油的发展方向。     

注N_2开发有水气藏中的微观实验研究

有水气藏的水侵造成大量气体封存在储层中,其采收率仅为30～50%。本文从微观实验角度出发,探索注N2提高有水气藏采收率方法。在均质孔隙模型中进行N2驱天然气和水实验,气驱前沿主要表现形式为跳跃式的运移和粘性指进。实验中,平均气驱效率为68.62%。在裂缝～孔隙模型中进行N2驱天然气和水实验,N2优先选择较好的渗流通道流动,可以有效补充模型中天然气的能量,形成气体活塞,驱动裂缝中的水流动。实验中,平均气驱效率为64.63%。认为注N2开采能有效提高有水气藏的开采效果。     

低渗透油田小井距注CO_2方案优化研究

为解决大情字井油田水驱控制程度低,注水压力高,开采效果差以及长岭气田天然气的脱碳埋存难问题,决定大情字井油田开展小井距CO_2混相驱替试验。为研究CO_2驱油机理,提高注气开发效果,通过数值模拟技术并结合矿场试验,对开发层系划分、井网部署、注入方式、注气速度、气水段塞比以及油井流压等参数进行了优化,确定优化方案如下:确定青一段7、11、12和14小层为注气试验层;采用五点法井网,注采井距为225 m,采用气水交替的方式注入,年注气速度为0.07 HCPV,气水比为1:1,油井流压为12 MPa。经矿场实施结果表明,小井距注CO_2驱替,增油效果明显,并且试验周期短,能有效解决地层压力亏空、水驱见效慢以及砂体控制程度低等问题,并且选择物性相近,具有良好隔层的油层注气,采用气水交替的注入方式可有效抑制小井距易气窜问题,更大程度提高油田采收率。     

平面非均质油藏水气交替驱提高采收率室内实验研究

水气交替(WAG)驱提高采收率技术和应用研究在我国处于起步阶段。借助室内驱替实验,明确了WAG驱在平面非均质油藏的适应性及其提高采收率的作用机理。将并联式填砂管替代常规岩心夹持器,进一步减弱了长岩心驱替产生的末端效应和应力敏感现象,模拟真实的平面非均质油藏条件。实验结果表明,WAG驱可减缓气窜,改善吸水剖面。注入N2可加强三相分子之间的交换、扩散、渗吸作用。对于非均质性严重的储层,水气交替注入后水驱封堵高渗带,气驱驱扫小孔隙,帮助形成稳定的驱替前缘,提高低渗储层的驱油效率。     

Improving oil recovery in the CO2 flooding process by utilizing nonpolar chemical modifiers☆

By means of experiments of CO2 miscibility with crude oil, four nonpolar chemicals were evaluated in order to enhance the miscibility of CO2 with crude oil. Through pre-slug injection and joint injection of toluene in CO2, crude oil displacement experiments in the slim-tube were conducted to investigate effects of the toluene-enhanced CO2 flooding under simulated subterranean reservoir conditions. Experimental results showed that toluene can enhance extraction of oil into CO2 and dissolution of CO2 into oil with the increment of 251%and 64%respectively. Addition of toluene can obviously improve the oil recovery in either pre-slug injection or joint injection, and the crude oil recovery increased with the increase of the toluene concentration. The oil recov-ery can increase by 22.5%in pre-slug injection with the high toluene concentration. Pre-slug injection was recom-mended because it can consume less toluene than joint injection. This work could be useful to development and application of the CO2 flooding in the oil recovery as wel as CO2 emission reduction.     

沈161区块注空气开发可行性实验研究

针对沈161区块储层物性差,非均质性强等特点,在长期高压注水条件下未能取得很好的驱油效果,而注空气成本便宜,且低渗油藏空气驱有很多成功案例。采用室内物理模拟实验研究空气驱可行性。通过水、空气驱油实验,气驱采收率为65.56%,比水驱高13.5个百分点;细长管空气驱低温氧化实验研究和燃烧管高温氧化实验研究,确定空气驱安全时间是注入1.2 PV,实现高温氧化的点火温度应该在400℃以上,且越高越好。     

The impact of connate water saturation and salinity on oil recovery and CO2 storage capacity during carbonated water injection in carbonate rock

Carbonated water injection (CWI) is known as an efficient technique for both CO₂ storage and enhanced oil recovery (EOR). During CWI process, CO₂ moves from the water phase into the oil phase and results in oil swelling. This mechanism is considered as a reason for EOR. Viscous fingering leading to early breakthrough and leaving a large proportion of reservoir un-swept is known as an unfavorable phenomenon during flooding trials. Generally, instability at the interface due to disturbances in porous medium promotes viscous fingering phenomenon. Connate water makes viscous fingers longer and more irregular consisting of large number of tributaries leading to the ultimate oil recovery reduction. Therefore, higher in-situ water content can worsen this condition. Besides, this water can play as a barrier between oil and gas phases and adversely affect the gas diffusion, which results in EOR reduction. On the other hand, from gas storage point of view, it should be noted that CO₂ solubility is not the same in the water and oil phases. In this study for a specified water salinity, the effects of different connate water saturations (S_wc) on the ultimate oil recovery and CO₂ storage capacity during secondary CWI are being presented using carbonate rock samples from one of Iranian carbonate oil reservoir. The results showed higher oil recovery and CO₂ storage in the case of lower connate water saturation, as 14% reduction of S_wc resulted in 20% and 16% higher oil recovery and CO₂ storage capacity, respectively.