冀东油田高13断块烃气驱可行性实验研究

冀东油田高13断块属于低渗透深层油藏,目前水驱开发效果差,注烃气是动用此类油藏有效的方法之一。针对高13断块油藏进行了烃气驱室内实验研究。注气相行为特征实验表明,注烃气对高13断块油藏流体的降黏、膨胀效果显著。细管驱替实验测试确定高13断块的混相压力为29MPa,在目前地层条件下能够混相。长岩心驱替结果表明,气驱比水驱效果好,优选水气交替的注入方式。室内实验结果表明,烃气驱在冀东油田低渗透油藏有着较好的应用前景和潜力。     

超低渗透率致密油藏烃气驱参数优化

超低渗透率致密储层通过实施水平井+体积压裂技术能够有效提高单井产量,但仅依靠天然开采,单井产量下降较快,需探索新方式来提高致密油藏采收率。以X区块超低渗透率致密油藏为研究目标,结合现场实际情况,建立1注2采机理模型,研究注入时机、注入气量、注气速度和日产油量对增油效果的影响。结果表明：注入时机与采收率呈负相关线性函数关系,注入时机越早越有利于提高采收率;过低注入气量、注气速度不能有效补充地层能量,过高注入气量、注气速度会导致注入压力高、难注入等问题;过低日产油量不利于油藏的经济开发,过高日产油量导致驱油效率降低。通过对油藏进行烃气驱注采参数优化得到最优开发方案,为其他超低渗透率致密油藏高效开发提供理论指导和借鉴。     

QK17-2油田注N2-WAG提高采收率可行性实验研究

气水交替驱(WAG)是增加油田水驱后的波及体积和减弱气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象的有效方法。QK17-2油田为注水开发油田,目前油田综合含水率已超过80%,已经进入开发中后期的高含水时期。针对QK17-2油田水驱后面临高含水、产油量下降的问题,通过地层流体相态实验、注N2膨胀实验、细管实验、长岩心驱替实验,研究注水后再注N2-WAG可进一步提高采收率的可行性。结果表明,单纯注N2效果不佳,注N2-WAG采收率较单纯水驱采收率提高4.46%~6.24%,而长岩心驱替在带倾角条件下注N2-WAG采收率较单纯水驱提高11%~12.58%,可见由油藏高点注N2-WAG采收率将有明显提高。     

倾斜油藏水气交替驱提高采收率机理研究

以冀东油田柳北大倾角油藏为原型建立了剖面地质模型,在流体相态拟合基础上．应用数值模拟技术讨论了地层倾角、油层厚度、地层压力、注入速度、气水比等参数对倾斜油藏水气交替驱开发效果的影响。结果表明,倾角的存在可显著提高水气交替驱开发效果,模型中倾角15°时提高采收率比无倾角时大6．18％;对于倾斜油藏。油层厚度越大对水气交替驱越有利．而无倾角时,规律相反;通过控制注入速度,倾斜油藏水气交替驱在较低的适宜压力下也可获得较好的开发效果;此外注入速度、气水比等对倾斜油藏水气交替驱的影响与无倾角时规律不同且均存在最佳取值。     

高凝油油藏气水交替驱提高采收率参数优化

通过开展室内物理模拟实验,验证了高凝油油藏气水交替驱提高采收率的可行性,得到了岩心尺度下的最优化参数,采出程度较纯水驱时提高19.83%。在物模研究的基础上,利用实验岩心和流体参数、含气活油相渗曲线建立数值模型,分别研究注采井网、注采井距、段塞尺寸、气水体积比、注入时机、注入周期各参数对采收率的影响。研究结果表明:当采用五点系统、300 m井距、0.2PV段塞尺寸、1∶2气水体积比、含水率60%时转注、连续注入9个周期为最佳方案,可以保证在较低的注气成本下获得较高的采收率,对以后该类油藏的气水交替驱开发具有理论指导意义。     

尕斯库勒油田气驱提高原油采收率探讨

尕斯库斯油田已进入注水开发的中期阶段,该油田的E3^1油藏和N1-N2^1油藏采出程度分别已达到26.1%和10.5%,综合含水分别为42.0%和33.0%。要保持尕斯库勒油田的长期高产稳产,继续实现高效开发,对该油田开展提高最终采收率研究已是迫在眉睫。本文主要针对国内外现有的三次采油技术,结合油田储层特点和具体实际情况,对尕斯库勒油田实施气驱采油提高采收率的可能性和潜力进行了分析讨论。     

2C复合驱提高采收率技术在ZC油田的应用

ZC油田已进入特高含水阶段。面临采油速度低、耗水量大、剩余油分散、井况恶化、开发效益降低等多种问题,ZC油田前期进行了化学剂强化CO2复合驱油（Chemicals&Carbon-dioxide,2C复合驱）技术探索,并在试验井中取得一定效果。为进一步研究注入工艺参数对最终提高采收率的影响,以便更好地指导矿场实际施工,采用数值模拟的方法对工程参数进行优化设计。矿场的成功应用表明2C驱提高采收率技术在高含水油藏中具有技术可行性,并为该技术在其他高含水油藏推广提供了技术借鉴。     

冀东油田复杂断块油藏水驱采收率计算方法

复杂断块油藏在我国油田开发中占重要位置,与整装砂岩油藏相比,其开发水平和开发程度都有较大的差距。对于冀东油田这类构造岩性层状复杂断块油藏来说,注采井网仍不能有效控制全部的地质储量,仍有很大一部分储量无法通过水驱开发。冀东油田复杂断块注水开发油藏注采井网以不规则点状注水井网形式为主,常规油藏工程计算采收率方法无法满足生产要求。将冀东油田复杂断块构造岩性油藏不规则点状注采井网分为4类13种油砂体井网配置模式,分别计算每种模式极限面积波及系数,进而计算区块水驱采收率和理论采收率。根据建立的复杂断块油藏水驱采收率计算方法,计算了冀东油田复杂断块油藏水驱采收率,与标定采收率相比,复杂断块油藏理论采收率计算方法的计算结果与动态法差别较小。     

轻质油藏注富气驱提高采收率室内研究

高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和低渗透油藏,注水无法有效提高其采收率,为了实现油藏的高效开发与继续稳产等问题,进行了注富气驱提高采收率室内研究。由于烃气具有油藏原油的某些特性,注入时不伤害地层,已成为提高其原油采收率的重要技术手段。试验对所配制的原油进行了高压物性分析与长细管驱替试验。室内研究结果表明,随着注入富气摩尔分数的增加,原油泡点压力升高,黏度降低、膨胀能力增大,原油的物性可以得到很好的改善,同时对于试验的轻质油藏,富气驱的最小混相压力为34.74MPa,非混相驱虽然可以很大程度提高原油采收率,但与混相驱相比,注入富气量多,周期更长。采用富气混相驱不仅可以很好地改善原油物性,也可以进一步提高原油采收率。     

孤岛油田南区渤19断块交联聚合物驱油藏工程方案研究

以油藏数值模拟为手段对渤１９断块的水驱进行综合评价，结果表明，渤１９断块目前各油层采出状况很不均衡，主力油层“顶端优势”加剧－采出程度高，含水高，原主力油层的剩余储量仍然保持其主力地位，基于目前井网，对层系的数值模拟预测的水驱采收率仅为３５．４％，在水驱研究的基础上，对该断块进行聚合物驱和交联聚合物驱数值模拟优化研究。结果表明，以第一段塞０．０５ＰＶ（聚合物浓度２０００ｍｇ／Ｌ，交联剂浓度８００ｍ     

长庆低渗透轻质油藏注伴生气提高采收率室内研究

在分析长庆三叠系油藏高52区块地质特征和流体性质的基础上,通过室内注伴生气驱油实验和最小混相压力的计算,评价了注伴生气混相驱的可行性,计算得到该区块的最小混相压力为15.11 Mpa,大于地层原始压力(13.05 Mpa).因此,该油藏不能进行注伴生气混相开发,但可进行注伴生气的非混相开发.研究了不同注入段塞伴生气对驱油效果的影响和不同注采比下的单井日注气量.结果表明,水驱驱油效率为42.5%,伴生气非混相驱驱油效率为53.3%,提高10.8%.注采比为1.2时,计算得到的注气量为8784 m3/d,井口压力为8.89MPa.该区块日产伴生气可满足注气要求及生产需要.     

聚合物驱后提高原油采收率对策研究

聚合物驱是三次采油的一种方式,从机理上说它本身就具有调剖作用,注聚结束后的后续水驱可将聚合物推向地层深部,具有深部调剖的作用。但是,地层大孔道的存在,使得后续注入水与聚合物一起沿大孔道产出,聚合物驱的作用没能很好地发挥出来。聚合物驱后仍有大约50%的地质储量留在地下,所以聚合物驱不应是油藏开发的最后阶段。文中通过研究聚合物驱后油层物性的变化特点,及对国内外油田聚合物驱后进一步提高采收率的现场试验与室内实验结果的调研、分析和评价,结合目前现有的技术储备及攻关技术,筛选出聚合物驱后进一步提高采收率的技术对策。     

热CO2驱提高原油采收率技术

热CO2驱采油新技术,将热力采油和溶剂萃取技术相结合,其中混相与黏度降低是关注的焦点.实施过程中,首先要加热CO2,使其温度高于油藏温度,热CO2注入地层后,使原油黏度降低,同时CO2与部分原油混合提高了原油的流动能力,从而达到提高采收率的目的.文中对土耳其Bati Raman稠油油田的常规CO2驱和热CO2驱进行了比较,理论计算结果表明,热CO2驱可提高原油采收率.     

文13西块富气混相驱提高采收率室内试验研究

文13西块富气最小混相富化量以注入溶剂的拟临界温度表示为235．8K,长岩心驱替试验中水／富气交替注入比水驱采收率提高34．9个百分点,数值模拟研究结果为富气驱比同期水驱提高采收率11．33～16．95个百分点。室内试验研究表明,该区块通过注天然气驱开发采收率有较大幅度的提高,这一结果为中原油田富气混相驱提高原油采收率做好了技术准备。     

In Situ Prepared Microemulsion-polymer Flooding in Enhanced Oil Recovery—A Review

Microemulsion could be formed in situ through simultaneous injection of surfactant, cosurfactant, and brine into the reservoir. The formed microemulsion is expected to propagate toward the production well and along its way sweep significant amounts of the remaining hydrocarbon in the reservoir. There are numerous reports on in situ prepared microemulsion flooding in the literature. The interest in in situ prepared microemulsion flooding research activities is expected to increase tremendously in the near future because of its high potential in maximizing hydrocarbon recovery in enhanced oil recovery activities. The authors summarize major articles relevant to in situ prepared microemulsion flooding with application of various polymers in the flooding. They also discuss critically and extensively the effect and function of polymers and their role in the microemulsion flooding. This review opens new horizons for future research on in situ prepared microemulsion-polymer flooding in enhanced oil recovery processes by systematically organizing and comparing data in the literature. The data and information presented would be very useful to researchers conducting work related to enhanced oil recovery with microemulsion polymer flooding.     

化学驱提高普通稠油采收率的研究进展

针对普通稠油油藏水驱采收率低,而且经济上不适合于热采的特点,介绍了国内外化学驱提高普通稠油采收率技术的一些研究进展,主要包括聚合物驱,碱驱,碱/表面活性剂驱.综述了各种方法提高普通稠油采收率的研究现状和机理研究进展,并指出了不同方法存在的问题和当前的研究热点.     

聚合物驱后油藏提高采收率技术研究

根据室内实验和现场试验效果分析了聚合物驱后油藏进一步提高原油采收率的技术潜力。室内驱油实验表明,聚合物＋表面活性剂二元复合驱提高采收率为17．6％～20．1％,提高采收率幅度高于单一表面活性剂驱（3％左右）和单一聚合物驱（11％～15％）,高于表面活性剂驱和聚合物驱二者之和,优于同等经济条件下聚合物驱的效果。孤岛中一区Ng3～6和孤东六区聚合物注入完成后接着实施二元复合驱,综合含水进一步下降,日产油量明显增加。聚合物溶液中加入粘弹性颗粒PPG（PreformedParticleGel）后,体系从偏粘性转变为偏弹性,具有较强的剖面调整能力。2009年2月在聚合物驱转后续水驱多年的孤岛中一区Ng3单元实施聚合物＋PPG驱,注入压力上升了1．4MPa,油层纵向非均质性明显改善,纵向各层吸水趋于均匀。     

稠油油藏聚驱后二元复合驱提高采收率研究

针对古城油田泌123断块稠油油藏条件,考察了SP二元复合体系的最佳配方、乳化性和热稳定性,并用最佳配方的SP二元复合体系进行了聚合物驱后复合驱替实验。实验结果表明,得到的最佳SP二元复合体系（2000 mg/L ZL-I＋3000 mg/L OCSB）的黏度为59.5 mPa.s、界面张力7.87×10-3 mN/m,与聚合物溶液相比,黏度上升2 mPa.s、界面张力下降3～4个数量级,毛管数大幅度提高,具备更大幅度提高采收率的能力。SP二元复合体系与原油形成的乳化液黏度大于二元体系的黏度,乳化作用良好,可以进一步改善流度比。60℃下老化120天后SP二元复合体系中HPAM的水解度缓慢上升后维持在30%～40%,黏度始终保持平稳上升,变化规律与单一聚合物溶液相似;界面张力值在老化期间上升半个数量级以内,盐析程度较单一表面活性剂溶液大幅改善。岩心驱油实验表明,聚合物驱后进行二元复合驱可提高采收率10%OOIP以上,说明古城油田泌123断块稠油油藏采用二元复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术是可行的。图4表3参5     

原位二氧化碳泡沫驱提高采收率实验

原位CO₂ 泡沫驱是一种很有潜力的提高采收率技术。通过原位CO₂ 泡沫驱提高采收率实验,优化了生气体系、泡沫体系以及注入参数,得到了最佳的注入量、注入速度和适用的渗透率级差范围。研究结果表明,在温度 为70℃,地层水矿化度为10000mg/L条件下,得到可以作用于地层深部的原位CO₂ 泡沫体系,其配方为：2.1% 碳酸氢铵+1.6%醋酸+9.5%氯化铵+0.1%α-烯烃磺酸钠AOS+0.1%油酸酰胺丙基甜菜碱DHSB,泡沫体积可达 810 mL,泡沫综合指数为15552mL·min。该体系形成的泡沫在油藏中部具有较高黏度和较大弹性的特性,能够 有效封堵高渗通道,表现出良好的封堵能力。在渗透率级差为6左右时,原位CO₂ 泡沫体系注入速度控制在1.0 mL/min左右,注入段塞量控制在0.3PV,能够发挥最佳的调驱效果。研究还发现,该泡沫体系在渗透率级差为 3.9～13.7的非均质储层中能有效提高采收率,而在渗透率级差为15.6的条件下,虽然未能显著提高低渗层采收率,但在高渗管中仍然有一定的洗油作用。本研究为原位CO₂ 泡沫驱技术的应用和优化提供了重要参考。