深层水敏性稠油油藏开发方式评价

深层水敏性稠油油藏衰竭式开发效果较差,选择适用于该类油藏地质开发特点的开发方式,进一步提高区块采收率,是目前亟待解决的技术难题。从油藏实际出发,基于室内注水伤害、添加稳定剂注水和注气膨胀等物理评价实验,通过油藏数值模拟手段,开展了对衰竭式、注水、注天然气和氮气吞吐、吞吐转驱和注气驱等开发方式的优化计算和可行性论证。研究结果表明,注水开发会导致储层渗透率大幅降低,添加防膨稳定剂可在一定程度上改善注水开发效果,比注水开发提高采出程度4.23%,但与注气驱方案相比提高采出程度幅度不大;注气方案中,注天然气吞吐转驱效果最佳,比衰竭式开发增产原油9.82×104m3,提高采出程度19.6%,具有较好的经济效益,可作为深层水敏性稠油油藏的有效开发方式。     

安岳须二低渗凝析气藏岳101井干气吞吐参数优化设计（修改）

利用单井吞吐注气技术,解决衰竭式开发低渗气藏反凝析污染问题。以安岳气藏岳101 井为研究对象,运用数值模拟方法,以吞吐注气前后开采效果为评价标准,优选该井吞吐注气最优参数。研究表明注入气体对油相“抽提”作用及“气驱油”效应是解除低渗凝析气藏反凝析污染的重要机理;以最优参数注气,可使天然气采出程度增加 2.794%、凝析油采出程度增加 0.468%。研究成果对高效开发此类凝析气藏有重要的借鉴意义。     

安岳低渗凝析气藏单井干气吞吐参数优化

利用单井吞吐注气技术,解决衰竭式开发低渗气藏反凝析污染问题。以安岳气藏岳101井为研究对象,运用数值模拟方法,以吞吐注气前后开采效果为评价标准,优选该井吞吐注气最优参数。研究表明注入气体对油相“抽提”作用及“气驱油”效应是解除低渗凝析气藏反凝析污染的重要机理;以最优参数注气,可使天然气采出程度增加2.794%、凝析油采出程度增加0.468%。研究成果对高效开发此类凝析气藏有重要的借鉴意义。     

孤岛油田稠油油层热化学蒸汽驱的数值模拟

孤岛油田中二北Ng5油层为具有边底水的普通稠油油藏,储量650万吨。1990年开始注蒸汽吞吐开发,目前已累积采油180.08万吨,采出程度27.8%。由于该区块处于吞吐生产后期（含水高）,油层压力下降慢,因此考虑采用热化学添加剂辅助蒸汽驱的办法来提高蒸汽驱采收率。从分析热化学驱提高采收率机理入手,通过数值模拟方法对泡沫阻力因子、驱油剂界面张力的敏感性进行研究,对该区块的开发方式进行了优化。通过试验井组得出,蒸汽驱效果比热水驱好,蒸汽+泡沫剂驱方式采出程度提高最多,效果最好,最终采收率达55.0%,     

泡沫油油藏冷采后期注气吞吐开采实验

以脱气原油与活油为参照,利用非常规PVT实验方法开展了泡沫油溶气特性实验,揭示了泡沫油溶气特性,明确了天然气在泡沫油中的溶解能力以及地层压力对其溶解的影响规律,并通过岩心驱替实验研究了天然气吞吐提高采收率的可行性以及注气时机、注气轮次对泡沫油天然气吞吐开发效果的影响。泡沫油溶气特性实验表明,天然气溶解过程分为快速溶解、波动下降和稳定3个阶段。注气前期天然气溶解速度较大,累积溶气量增加迅速;天然气溶解能力随深度的增加逐渐减小,垂向上可形成一定的混相区域;增大地层压力有利于增加天然气溶解速度和累积溶气量;各压力下泡沫油溶气能力小于活油及脱气原油,但同一深度处其含气量最多,黏度最小。泡沫油天然气吞吐实验表明,天然气吞吐比冷采开发提高采收率7.8%,注气时机应在泡点压力与拟泡点压力之间,且焖井时间不宜过长,并应最大限度地提高地层压力。     

低渗透油藏注二氧化碳气体的井网优选研究——以松辽盆地南部H油田L油藏为例

根据CO2驱油提高采收率机理,对低渗透油藏CO2驱油设计了正对行列注气、正对行列间隔注气、交错行列、行列注水4种注入方式,共6种开发方案,运用油藏数值模拟方法进行比较优选。结果表明：正对行列注气（油井150m井距、300m排距）的井网开发方案采出程度最高。运用该方案对油田进行注CO2开发具有较好的应用效果。     

多级压裂水平井周期性注气吞吐提高页岩油气藏采收率——以北美Eagle Ford非常规油气藏为例

在溶解气驱开发方式下，采用多级水力压裂水平井衰竭式开发页岩油气藏一次采油的采收率预测仅为5%～10%，因而如何提高采收率是一个不得不面对的棘手问题。近年来，对多级压裂水平井通过周期性注气吞吐来提高页岩油气藏采收率在北美Eagle Ford非常规油气藏的先导试验和大规模现场应用均取得了显著成效。为了加快中国非常规油气资源的高效开发利用，在调研相关文献的基础上，结合北美已有的成功经验，从作用机理、数值模拟和现场试验等多个方面对注气吞吐提高页岩油气藏采收率技术进行了论述，进而提出了有针对性的建议。研究结果表明：(1)大规模周期性注气吞吐作业能有效延长油井生命周期，提高页岩油气藏的采收程度，提高幅度是衰竭式的30%～70%；(2)对于溶解气油比低的油藏，注气吞吐提高采收率的机理是注入的气体扩散到压裂油藏中与剩余原油接触且溶解，使其体积膨胀，降低了原油黏度和表面张力，提高了原油的流动性，对于初始溶解气油比高的挥发油藏和凝析气藏，油相组分蒸发到注入的气体中是更重要的增油机理，而对于凝析气藏，在井筒附近的凝析油气化提高产量则是主要的增油机理；(3)上述增油机理决定了只有注入大量气体才能取得明显的效果...     

断块油田不同方式注氮气的研究与实践

断块油田水驱开发后期都面临高含水的问题,如何降低含水提高油藏采收率一直是研究重点。着重在通过氦气对地层由膨胀降粘及长岩心水气交替物模实验基础上介绍了注氮气降水增油机理和在现河断块油田采用氮气吞吐、气水交替驱以及泡沫驱等不同注入方式下的矿场实践情况,分析了影响注气效果的因素,为断块油田注氮气提供一些经验。     

涠洲12-1油田注气重力辅助稳定驱替机理研究

涠12-1油田涠四段油藏注采井网不完善,并且在钻完井过程中由于储层受到严重污染,注水较晚,最终导致涠四段油藏地层压力下降,开发效果不好。为改善该油藏开发效果,试图进行注气开发,为确定油藏注气开发的效果,结合油藏的地质油藏特点,综合运用带倾角的长岩心注气重力稳定驱、带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型,并采用注气驱机理数值模拟的方法对注气驱替机理进行了研究。模拟结果表明,涠洲12-1油田中块涠四段注气非混相驱油的主要机理为重力分异辅助作用,储层非均质性、油气毛管压力和注入气黏度变化对注气驱油的采收率影响较小。采油速度不超过5%,注气近混相驱可以形成比较稳定的下倾气驱油界面,且比注水开发将提高采收率10个百分点以上。     

轻质油藏空气驱机理数值模拟

在前人提出的原油氧化-燃烧反应历程基础上,建立了轻质油藏空气驱原油反应历程,采用数值模拟方法研究了未注水和高含水油藏空气驱油效果。研究表明:注水开发前后油藏空气驱中普遍存在气体超覆现象,储集层非均质性越强气体超覆越明显,但O2产出浓度始终较低。对于未注水开发油藏,高注气速率下原油容易实现自燃且保持较高的温度峰值,并维持长时间稳定的燃烧峰面;注气速率对燃烧峰面推进速率的影响存在一个临界值,高于临界注气速率时,随注气速率增加,原油采收率增幅不明显。相同注气速率下,注水开发后的油藏空气驱采收率比未注水开发油藏低6.3%,气油比显著增加,地层水采出程度也较高,可采取聚合物凝胶封堵、空气泡沫/凝胶复合调驱等措施,使生产井气油比或产水量降至合理范围。图13表2参18     

稠油油藏多轮次减氧空气吞吐后复合注气增油机理

为了提高稠油油藏注气吞吐生产效果,针对水驱后多轮次减氧空气吞吐接续注入不同气体或不同气体复合的吞吐增油机理认识不清这一实际问题,开展了一维和三维物理模型实验及正对井和反五点井网的数值模拟,采用不同轮次采油量和原油组分对比分析、渗流过程研究等手段,分析了减氧空气、二氧化碳、天然气等不同气体在稠油油藏吞吐过程中的驱油和洗油机理。结果表明：减氧空气吞吐以堵水为主,多轮次后水线容易突破而较快失效;前置二氧化碳段塞后续注入减氧空气的复合吞吐,发挥了堵水和驱替剩余油的协同作用;先注入减氧空气后注入天然气的复合吞吐,溶解了近井区域重质原油组分,起到了增能、降黏和疏通孔隙的多重作用。10轮次的实验和数值模拟综合研究,明确了3种气体及其复合吞吐的增油机理,得到现场实际井的验证,可供类似稠油油藏气体吞吐提高采收率参考。     

大庆油田敖南区块扶余油层致密油提高采收率潜力评价

在致密油藏中,何种提高采收率技术可以取得更好的效果尚不明确.针对此问题,文中建立了由2条半缝组成的注采单元,借此对注水与注气在驱替和吞吐2种开发方式下的提高采收率潜力进行了分析,并研究了基质渗透率、注采间距对最终采收率的影响.结果表明:由于气体的注入性较强,因此注气的开发效果优于注水;对于基质渗透率为l.00×10-3...     

注天然气吞吐提高采收率技术在轻质油藏中的应用

随着注天然气提高采收率技术的不断完善,注气混相驱已成为提高采收率的重要技术手段。针对S油藏的地质及开发特点,在室内实验和流体相态拟合的基础上,提出近混相驱替方式,进行了注气混相驱提高采收率技术研究,设计出用于现场实施的推荐方案。为S油藏及同类轻质油藏实施天然气吞吐强化采油的可行性方案设计提供了一定的技术支持。     

超深层稠油油藏天然气吞吐试验改善效果措施研究

将吐哈油田玉西区块深层稠油天然气吞吐试验与国外稠油二氧化碳吞吐对比,吐哈玉西深层稠油天然气吞吐天然气利用率高,增油效果好。通过国内外文献调研及数值模拟研究,提出了进一步提高玉西深层稠油天然气吞吐开发效果的3项主要措施:提高注气速度及增大压裂半径;试验不同比例的天然气混合气体吞吐方式、注水保持压力。     

稠油天然气吞吐注采一体化技术研究

针对吐玉克油田稠油注天然气吞吐过程中,管柱的气密封性不能满足高压注气安全要求、每个吞吐周期的注气投产需要进行换管柱作业等问题,设计了以注采一体化井口和井下气密封管柱为主的注采一体化配套管柱。既保证了杆柱悬挂的密封性,又满足了50MPa高压注气需求和注气吞吐后的生产需要,实现了注气和转抽作业工序的直接转换,大幅度降低了作业成本,减少了对油层的二次伤害。现场应用的2口井生产正常,已累计增油339t,取得了很好的效果。     

石油磺酸盐复合体系在稠油热采领域的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复合体系提高稠油开发效果室内研究,对石油磺酸盐复合体系配方进行优化研究,通过高温岩心驱替实验研究磺酸盐复合体系降低注汽压力的能力,研究石 油磺酸盐复合体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力,研究不同注入方式对提高采收率的影响,研究结果表明石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力,提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次,单井降低注汽压力0．5～2．6MPa,周期采油量增加190～480t,截至2004年底已累计增油4600t。     

新疆稠油油藏复合吞吐技术研究与应用

针对新疆油田红003井区蒸汽吞吐开采效果较差的现状,引进了高效复合化学药剂配合氮气辅助蒸汽吞吐的复合吞吐开采技术。室内实验结果表明,氮气对原油黏度的影响很小,但可以增加地层的弹性能量;加入复合降黏剂可以使稠油在高温下转变为牛顿流体,启动压力消失。对注蒸汽+氮气+降黏剂复合吞吐的压力场、温度场和黏度场进行数值模拟,开采效果显著优于单纯注蒸汽方式,可以明显延长蒸汽吞吐生产周期。现场对12口井开展了稠油复合吞吐技术试验,增产效果明显,可为同类型稠油油藏的合理开发提供经验和借鉴。     

减氧空气吞吐技术在鲁克沁深层稠油油藏的应用

鲁克沁三叠系深层稠油油藏经过多年的注水开发,出现了含水率上升快、水驱效率低、采出程度低等问题。为了解决水驱矛盾,提高单井产量,提出了减氧空气吞吐的方案。通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,分析了减氧空气吞吐的机理,优化了注入参数。基于理论研究结果,在鲁克沁三叠系深层稠油油藏开展了减氧空气吞吐矿场试验,结果表明：减氧空气吞吐降水增油的机理是稠油注减氧空气后存在拟泡点,形成泡沫油流分散降黏,同时封堵水流优势通道,扩大波及体积。注气量、注气速度和焖井时间对减氧空气吞吐效果影响较大,建议单井注气量40×10⁴ m³,注气速度4×10⁴ m³/d,焖井时间8~10 d。鲁克沁三叠系深层稠油油藏共实施减氧空气吞吐400余井次,有效率82%,单井平均初期日增油量4.5 t,综合含水率下降42%,有效期达168 d,有效期内单井增油量480.0 t。因此,减氧空气吞吐是深层稠油的一种有效降水增油技术,对同类型油藏注水开发后提高采收率具有重要的借鉴意义。