超低渗透油藏注CO_2开发方式优选及室内实验研究

为了探索提高超低渗透油藏开发效果的有效CO2注入方式,通过长岩心注气物理模拟实验开展了不同CO2注入方式实验研究。研究结果表明:对于裂缝不发育油藏,油藏地层压力能够满足CO2混相驱,直接注CO2开发方式最好,驱油效率比水驱提高48.97%;非混相驱情况下,水驱后注气开发方式最好,驱油效率比水驱提高35.41%,且水驱后注气可以起到控水作用以及减少气体指进的影响。对于裂缝发育油藏,不管混相驱还是非混相驱,气水交替周期注入方式最好,驱油效率比水驱可分别提高20.39%、14.34%,两种驱替方式下最佳气水比和气段塞大小不同,混相驱情况下,气段塞大小0.05 HCPV、气水体积比1∶1最优,非混相情况下,气段塞大小0.1 HCPV、气水体积比1∶2最优。     

室内注气方式对鄯善低渗油藏驱油的影响

针对低渗、特低渗油藏注气段塞大小不同,提高采收率的效果也不同的问题,通过长岩芯驱替实验研究了鄯善低渗油藏水驱后烃气连续驱以及水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV烃气后再水驱三种注气段塞大小提高驱油效率的效果。研究结果表明,水驱后注0.3HCPV烃气再水驱气突破时间相对稍早,而水驱后连续注气与水驱后注0.6HCPV烃气再水驱气突破时间较接近;水驱后连续注气气油比远高于水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV烃气再水驱的情况,而注0.6HCPV烃气再水驱的气油比又高于仅注0.3HCPV烃气再水驱;水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV段塞烃气后再水驱时分别在水驱基础上提高驱油效率6.41%和13.61%,水驱后连续注烃气可在0.6HCPV注气量基础上驱油效率增加0.79%,增幅不大,说明注入0.6HCPV是合适的注入量。     

孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差.以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制.结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率.     

玛湖致密砾岩注氮气驱机理及应用效果评价

针对玛湖致密砾岩储层采用的水平井+体积压裂衰竭开发,产量递减快的问题,分别在室内和现场开展了注氮气提高采收率研究。室内实验通过气驱相态、混相能力、驱油效果等方法评价了M区块的提高采收率潜力。实验结果表明,氮气在原油中溶解度小,驱油机理主要依靠自身的膨胀性驱油,且氮气的最小混相压力62.3 MPa,目前M区块很难达到混相驱。现场在玛湖油田M区块选择一个1注5采的井组开展注氮气先导试验,并取得了较好的效果。单井评价了产油量、油压、气油比、氮气浓度等4个参数指标的见效特征;井组分析了注气前和注气过程中产量的变化,累增油1 953 t。最后结合地质和工程认识,总结了影响注气效果的主控因素。本次注氮气应用效果显著,验证了致密砾岩储层水平井+体积压裂注氮气提高采收率是一项可行的技术。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究

为了研究塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油提高采收率机理,开展了原油物性实验、相态分析和注气驱油数值模拟研究。结果表明:塔河油田注氮气驱油为非混相过程,注二氧化碳驱油为混相过程;注氮气驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量、驱替微小孔径中的原油及重力分异形成人工气顶置换顶部剩余油;注二氧化碳驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量及降低油气界面张力;非混相注气驱油比混相开发效果好。     

高压低渗砂岩油藏储层驱替特征及影响因素

利用室内水驱油、氮气驱油驱替实验,对东濮凹陷深层高压低渗砂岩油藏驱替特征及影响因素进行研究.研究结果表明:随物性变好,两相共渗区变宽,驱替效果变好.水驱中相对渗透率曲线交叉点分布相对集中,气驱中气相相对渗透率曲线发散.气驱与水驱效果对比,特低渗储层气驱效果好,低渗及低渗以上储层水驱效果好.影响驱替特征的主要因素有驱替速度、净覆压力、两相启动压力梯度、储层物性.特低渗储层存在一最佳驱替速度,驱替时要求净覆压力尽可能小.水驱或气驱中驱油效率不会大幅度提高.气驱与水驱相比,其驱替特征的差异在于流度比、润湿性、储层微观孔隙结构及气、液渗流规律等的差异.     

不同注入气体下低渗油藏注气开发室内评价

为了探索乌石17-2油田注气开发方式可行性以及进一步提高油田开发效果,从室内实验角度出发,对三种气体(N_2、CO_2、烃类气)开展了注气膨胀实验、细管实验、长岩心驱替实验,并进行对比分析及效果评价。研究结果表明:N_2在地层条件下表现为非混相驱,其对原油的降黏及膨胀能力有限,后期气窜明显,注气突破时间较早,突破前采出近90%左右的原油,而突破后基本为无效注气,几无产出。室内驱油效率仅为36.3%,开发效果差。烃类气、CO_2与地层原油相态配伍性要好,最小混相压力低,分别为27.52、27.13 MPa。地层条件下易形成近混相驱,气体突破要晚,气体突破以后仍能采出近30%左右的原油,驱油效率要高于非混相驱近25%,最终驱油效率分别为66.7%、69.0%,开发效果好。烃类气驱、CO_2驱可作为乌石17-2油田低渗强水敏储层优选能量补充方式。     

超低渗油藏超临界CO2驱油特征及原油动用能力

为明确超临界CO_2驱替特征,结合核磁共振技术对比了超低渗透油藏超临界CO_2非混相、混相驱及水驱对储层孔隙原油动用效果,明确了长庆超低渗油藏岩心内原油分布特征,对比了不同注入介质对不同孔喉内原油采出程度的贡献程度。结果表明:超临界CO_2混相及非混相驱的见气阶段是采出程度迅速增加阶段,气窜后驱油效率大幅降低,对比了不同驱替方式采出程度,油藏条件下水驱主要动用大、中孔隙;CO_2非混相驱主要提高中、小孔的采出程度;水驱及非混相驱均无法动用小于0.1μm的微孔内原油;而CO_2混相驱对小、微孔提升较大,在混相气驱后,大、中孔隙动用程度接近100%,小孔和微孔分别达到34%和10%。混相气驱效果最佳,其次为非混相驱与高压水驱,低压水驱对原油动用能力较差。研究为超低渗油藏驱油方式的选择提供了理论依据。     

室内注二氧化碳微观驱油机理研究

通过大庆外围特低渗透储层岩芯一维物理模拟实验,研究注水、注气、注水转注气这3 种方式的驱油微观机 理,对现场注水转注CO2 提出可参考性建议。实验中主要利用了CO2 的萃取、降黏等特点,与水驱相比,CO2 驱驱油 效率更高,增油效果明显。实验表明：对于低渗透储层,注水开发效果最差,约为40%;不同注水时机转气驱效果均好 于水驱,而且注水时机越早采出程度越高,在10% ～20% 含水率转注气能有较好的经济效益;注气驱采出程度最好且 采出程度都能达到67% 左右。通过核磁信号测量,对比不同开发方式的剩余油分布可以得出,水驱和气驱动用的主要 都是大孔隙中的油,而水驱转气驱由于CO2 的波及范围更广,能对小孔隙中的部分原油进行动用。     

裂缝油藏回注溶解气混相驱替特征及影响因素

裂缝油藏回注溶解气混相驱油机理较为复杂。以实际裂缝型挥发油藏为例基于双孔双渗组分模型研究了回注溶解气的驱替特征和原油驱动方式;分析了扩散作用、窜流能力、压敏效应、采油速度和回注气比例的影响规律。结果表明:回注溶解气混相驱替时,原始弹性能量、原油溶解膨胀和注气波及同时存在;地层压力逐渐下降,溶解气油比逐渐增高;储层原油轻质组分和饱和压力逐渐增加,黏度和密度逐渐减小。扩散作用和裂缝者质窜流有利于减小注入气沿裂缝的突进同时降低基质原油黏度和密度,但减弱了注气波及作用;压敏效应可以增加岩石的弹性能量,有利于提高原油采出程度;适当地提高采油速度和回注气比例有助于增强波及作用其中1.2的回注比可以实现注采平衡。     

裂缝-孔洞储层连通溶洞模式注气效果研究

针对缝洞碳酸盐岩油藏主要进行自喷采油或停喷后注水替油作业,导致本体溶洞内存在大量剩余油的问题,开展了缝洞碳酸盐岩油藏注气采油开发效果的研究。对裂缝孔洞储层连通溶洞模式进行模型简化,计算分析氮气、甲烷及二氧化碳气体的注入适应性,通过物理模拟方法对该类储层进行自喷、注水及注气模拟实验,并建立了注气开发分析方法,结果表明,对于该类储层溶洞连通底水规模越大,裂缝孔洞储层物性越好,注气开发效果越差,且随注气周期增加,缝洞体的弹性能量逐渐增大。在矿场条件下,应选择上部裂缝孔洞储层物性较差,溶洞连通底水规模较小的缝洞体进行注气实践;建立弹性产率与压缩系数的线性关系式,可预测气顶体积、油水能量及周期产出量等参数,为注气效果评价提供一定依据。     

烃类气驱油效率影响因素实验研究?

为了研究压力、原油含气性质、烃类气体组成和气体注入方式对烃类气驱油效率的影响,分别利用细管和长岩心模型进行了不同实验条件下的气驱油实验。结果表明:随压力的升高,烃类气驱突破点驱油效率和总驱油效率均增大,且气体突破后高含气采油阶段提高驱油效率幅度逐渐减小,即压力越高气体突破后提高驱油效率幅度越小;随原油初始含气量的增大,烃类气驱突破点驱油效率和总驱油效率均减小,即原油初始含气量越高,烃类气驱油效率越低;随烃类气体中丙烷含量的增加,突破点驱油效率和总驱油效率均明显增大;均质模型中,水驱后烃类气水气交替驱油效率与水驱后连续注气相近,注入方式对烃类气驱油效率影响较小。     

考虑反凝析的边水凝析气藏见水时间预测新方法

边水凝析气藏开发过程中,地层压力下降至露点压力后,凝析油析出。以往气井见水时间预测通常忽略了凝析油析出的影响,因此造成预测结果与实际结果有较大差异。为了更好地开发边水凝析气藏,准确预测见水时间,需考虑凝析油影响。基于多孔介质流体质点渗流规律,考虑反凝析油的影响,推导了近似直线供给边界的边水凝析气藏见水时间预测新公式。实例应用表明对边水凝析气藏见水时间预测时必须考虑凝析油的影响。预测新公式为深入研究边水推进机理,控制见水时间提供了理论依据,对边水凝析气藏生产管理具有重要的指导意义。     

包14块低渗透油藏注CO2开发效果研究

包14块为不均匀型低渗﹑特低渗储层,采用注水开发含水上升块,而且水敏现象严重。通过室内实验,研究了包14块进行CO2驱可行性。实验结果表明:地层条件下,CO2与包14块地层油的最小混相压力为21.4 MPa,高于地层压力。CO2混相驱(23.5 MPa)和非混相驱(12.5 MPa)最终采收率分别为82.39%和73.78%,混相驱比非混相驱CO2突破时间少0.125PV;注气量大于0.3 PV后,混相驱的换油率明显高于非混相驱;注气压力越大,CO2注入能力越强。可见,尽管在地层条件下,CO2与地层油不能达到混相,进行CO2非混相驱仍可取得非常好的效果。     

高温高压CO2/水交替微观驱油机制及运移特征

 针对复杂的油藏环境, 利用高温高压微观可视化模拟系统, 在60℃、18 MPa 下进行CO₂/水交替驱油实验, 以便更直观、清楚地观察水、二氧化碳气体及CO₂/水交替驱的驱油现象。通过观察水、二氧化碳气体和CO₂/水交替驱油过程中多相流体的渗流过程及残余油分布状况, 详细地描述多相流体在多孔介质中的运移特征, 并应用图像处理技术和软件分析方法定量分析各阶段模型内残余油比例。结果表明, CO₂/水交替驱油既克服了水驱替过程中的绕流现象, 也降低了二氧化碳驱过程中气沿渗透性好的孔道、区窜进问题, 使水、气驱替优势互补。CO₂/水交替驱与二氧化碳驱相比提高采收率12.31%。从而为CO₂/水交替驱油提高采收率技术进一步发展提供基础。     

体积压裂缝网渗流特征与注水开发适配性研究

鄂尔多斯盆地致密油储层体积压裂改造后,单井产能较常规压裂有了大幅度的提高,但由于地层压力系数小, 仅靠天然能量开发效果并不理想,因此,探索体积压裂井的注水补充能量方式有重要意义。基于体积压裂复杂缝网形 态的特点,建立了缝网数值模拟模型,对直井体积压裂缝网渗流特征进行了分析;以体积压裂矩形井网为例,研究了注 采形式下体积压裂井的增产机理,并结合井网对缝网适配性进行了探索。研究结果表明,缝网系统增加了储层垂向动 用程度,提高了主裂缝壁面方向的水驱波及体积,改善了注采井间的水驱动用效果。由于缝网系统存在“最短渗流距 离”,体积压裂井见水后含水上升较快。通过长庆某典型致密油储层直井体积压裂实例分析,对后期可行的井网形式 进行了优化设计和论证。     

胜利油田低渗透油藏开发技术研究

低渗透油藏是胜利油田重要的增储阵地之一,胜利油田目前在低渗透储层特征研究、小井眼和水平井钻井技术以及整体高效水力压裂技术等方面有了很大进展,在储层渗流机理、注气混相驱     

中高渗油藏空气泡沫封堵与流度控制实验研究

注空气是提高采收率的有效技术;但对于中高渗、非均质油藏,单纯注空气容易引发气窜,加剧老井腐蚀,带来安全隐患。因此,针对此类油藏进行空气驱,需要加入泡沫进行封堵和流度控制。通过室内实验,进行了空气泡沫封堵能力影响因素的敏感性分析,研究了空气泡沫段塞在不同驱替方式和不同驱替速率下的流度控制作用。研究结果表明,温度对空气泡沫稳定性有不利影响;在实验压力范围内,高压可以提高空气泡沫的稳定性;当气液比在1∶1~2∶1之间时,空气泡沫的封堵能力达到最大值;泡沫段塞后气驱,体系阻力因子先增大后减小;泡沫段塞后水驱,在一段时间内体系的阻力因子持续增大;无论是泡沫段塞后气驱还是泡沫段塞后水驱,较高的注入速率会带来较强的封堵能力。