欢26块地层油与CO2最小混相压力研究

在模拟欢26块油藏地层条件下,利用细管实验研究了CO2驱油效果,并测定地层油与CO2的最小混相压力。结果表明,在同样CO2注入量下,注入压力越大,累积采收率越大;注气量达到0.62~0.8PV后,CO2突破,生产气油比急剧上升,注入压力越大,CO2突破时注气量越多,但CO2突破后生产气油比上升越快。欢26块地层油与CO2的最小混相压力为23.6MPa,在地层压力可以达到CO2混相驱,在进行CO2非混相驱时,注入压力尽可能高,这样可取得更好的驱油效果。     

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。     

断块型深层低渗油藏天然气驱最小混相压力及相态特征

本文以大港油田深层低渗油藏X断块为研究对象,采用细管实验和PVT测试仪器,测定了大港油田X断块地层原油和Y气藏天然气的最小混相压力,地层原油的基本物性参数,以及注入天然气对原油高压物性参数的影响。实验结果表明：大港油田X断块地层原油属于轻质原油,能够与Y气藏天然气实现混相,且最小混相压力为45 MPa,低于地层压力(49.8 MPa)和国内常用高压天然气压缩机的压力等级(50 MPa),因此,在X断块实施天然气混相驱具有理论可行性;地层原油的气油比、泡点压力、体积系数、压缩性、气体平均溶解系数均较高,多次接触实验结果表明,注入天然气与原油在最小混相压力条件下能够实现多次接触混相。为了实现大港油田深层低渗油藏X断块的高效开发,建议在X断块实施天然气混相驱。     

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。     

大芦湖油田樊124断块CO2混相驱过程中沥青质沉淀实验研究

针对胜利油区典型的低渗透油田--大芦湖油田樊124断块的油藏条件,利用SDS固体沉淀实验装置对5种压力下注入CO2过程中沥青质的沉淀情况进行了研究,确定了沥青质沉淀析出的条件及沉淀量,并提出了预防沥青质沉淀的措施.研究结果表明,在樊124断块进行CO2非混相驱,不会产生明显的沥青质沉淀,而在高于26 MPa下进行CO2混相驱时,会产生少量沥青质沉淀,且注入压力越高,沥青质沉淀趋势越强,但由于地层油中原始沥青质含量较低,产生的沥青质沉淀量不大;根据樊124断块油藏流体条件,在较低的压力(＜26 MPa)下进行CO2混相驱或近混相驱,既能获得较高的原油采收率,又能避免或减少沥青质的沉淀.     

气体示踪表征CO_2驱渗流特征实验研究

为描述地下CO2驱渗流机理及混相/非混相驱替特征,选取SF6作为CO2驱气体示踪剂,利用气体示踪响应曲线解释原理,从示踪剂曲线的注入体积、曲线峰值、峰宽、药剂回采率及后续曲线预测等角度,描述CO2在混相/非混相驱状态下的驱替特征。结果表明:CO2在混相/非混相驱状态下示踪剂响应曲线不同,示踪剂见剂峰值浓度对应PV数越小、峰宽越小、回采率越低、预测模型系数越小,则CO2混相驱特征越明显,反之为非混相驱替特征,而非混相特征的出现,将加速CO2与原油的两相分离,降低驱油效率。CO2驱油过程示踪监测对于掌握CO2地下渗流状态,提高驱油效果具有极为重要的矿场指导意义。     

原油空气氧化动态驱替实验研究

低渗透油田现有开采方式多为注水开发,采出程度低、含水率居高不下。采用物理模拟方法,结合实际参数,对低渗透油田L35区块进行了空气氧化动态驱替实验。实验结果表明,温度、压力、注采压差(注气速度)及油层渗透率是影响空气驱油效率的主要因素。在地层条件下,原油与空气难以达到混相,表现为非混相驱替特征。实验结果对现场开采提供了有效的技术支持。     

CO2微观驱油实验研究

针对不同CO2驱油方式下提高采收率机理认识仍不完全清楚等问题,利用与地层孔隙结构相似的高压可视化微模型进行了水驱、CO2非混相驱、CO2近混相驱和CO2混相驱四组驱替实验,并采用微观驱油动态彩色图像分析和二值化处理相结合的研究方法,对比研究了不同驱替方式中驱替前缘形状、油气界面、油气分布特征、含油面积大小和模拟油颜色变化。结果表明:水驱油时,水大部分以非活塞形式驱油、油水界面呈凹凸弧线形;CO2非混相驱中,CO2与原油存在明显的两相流,界面形状比较锐利,窜流和混流比较严重,气体突破较早;CO2近混相驱替过程中,油气界面模糊、两相区不明显、没有形成明显的混相带;而混相驱过程中形成了清晰可见的混相带,油气界面明显圆滑和模糊,在相同条件下混相驱持续的时间最长,采收率最高。该研究对CO2有效驱油和驱油机理认识具有重要的理论意义。     

大芦湖油田樊124断块CO2混相驱过程中沥青质沉淀实验研究

针对胜利油区典型的低渗透油田——大芦湖油田樊124断块的油藏条件，利用SDS固体沉淀实验装置对5种压力下注入CO2过程中沥青质的沉淀情况进行了研究，确定了沥青质沉淀析出的条件及沉淀量，并提出了预防沥青质沉淀的措施。研究结果表明，在樊124断块进行CO2非混相驱，不会产生明显的沥青质沉淀，而在高于26MPa下进行（硒混相驱时，会产生少量沥青质沉淀，且注入压力越高，沥青质沉淀趋势越强，但由于地层油中原始沥青质含量较低，产生的沥青质沉淀量不大；根据樊124断块油藏流体条件，在较低的压力（〈26MPa）下进行CO2混相驱或近混相驱，既能获得较高的原油采收率，又能避免或减少沥青质的沉淀。     

阿尔及利亚某油田富气混相驱试验研究

针对油田储层物性和流体特性,选择了具代表性的试验井组系统地开展了注富气混相驱提高采收率技术研究。室内研究结果表明,油藏适合开展混相驱提高采收率技术,长细管实验确定的液化石油气和天然气最小混相组成(MMC)在实验条件下能与地层原油混相;长岩芯流动实验结果表明在水驱含水98%后,实施混相驱可提高采收率15%以上。通过长细管模拟,确定油藏条件下(温度83.9℃,压力10.2 MPa),液化石油气与天然气最小混相组成为37.1∶62.9。利用数值模拟对注入方式、注入量、注入速度及注入层位进行了敏感性分析,推荐方案为EOR-1井组为交替注入,注入量0.10 PV,注入速度600 m3/d(地下体积),注Ⅱ、Ⅲ层,采Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ层;EOR-2井组为连续注入,各井组注入量为0.30 PV,注入速度600 m3/d(地下体积)。推荐方案预测可提高采收率14%～15%。从矿场实施先期效果来看,EOR-1井组有明显的超覆现象发生,混相效果变差,建议采取适当措施抑制气窜;EOR-2井组混相效果理想。     

塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2驱提高采收率机理

塔河油田强底水砂岩油藏开发后期,受强非均质性和底水锥进影响,大部分水平井出现了点状水淹,导致低产低效井增多,油藏含水率不断上升,井间剩余油动用难,且该油藏具有高温、高盐特点,常规提高采收率技术难以取得较好开发效果。因此,本文主要通过高温高压三维物理模型进行油藏的模拟,采用注CO2/N2（体积比为7:3）混合气提高强底水砂岩油藏采收率。一方面,CO2与原油易混相,能够大幅度地提高驱油效率;另一方面,N2具有较好的压锥效果,在一定程度上抑制了强底水快速锥进,提高油藏的波及系数。这样使“驱油”与“压锥”进行有机结合,大大提高了油藏采收率。同时,对比不同注气方式、不同注气速度和不同注采部位等驱油条件,优选注气参数。实验结果表明：注入CO2/N2后地层原油体积膨胀了21%,粘度降低了24.9%;CO2/N2混合气与原油的最小混相压力为39.62 MPa;优选出了最佳的注入参数：注气速度为1 mL/min（提高采收率幅度为14.25%）、注气方式为水气交替注入（提高采收率幅度为15.8%）、注采部位为高注低采（提高采收率幅度为14.5%）。研究结果为塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2混合气驱先导试验提供可靠实验依据。     

玛湖百口泉组致密砾岩储层天然气驱特征的实验研究

天然气驱在致密储层中具有良好的提高采收率效果,但目前尚缺乏在致密砾岩储层中的应用经验。本文选取了M131及M18井区的储层岩心,开展了长岩心天然气驱及天然气-水交替驱替实验,分析了两种注入条件下的采收率、驱替压力及出口气油比变化特征,探究了天然气驱在玛湖百口泉组致密砾岩储层中的适用性。结果表明：天然气驱在M18及M131井区致密砾岩储层提采效果显著,非混相条件下能将综合采收率提高至60%以上,而混相条件下采收率可以进一步提高至70%以上。气窜现象会显著制约储层整体的采收率,天然气-水交替注入可有效减缓储层中的气窜现象,进一步提高储层的采收率。但天然气-水交替注入会逐步提高注入压力,且注入压力会随着注入轮次的增加而提高,但混相条件下的注入压力要小得多。综合注入压力、采收率等参数,玛湖百口泉组致密砾岩储层更适宜采用混相条件下的天然气-水多轮次驱替方式来提高储层的综合采收率。     

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.     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。     

特低渗透油藏注气驱长岩心物理模拟

西部某油藏的储层物性为低孔特低渗,平均孔隙度12.32%,平均渗透率2.1×10-3μm2,在开发过程中存在注水困难的问题.为了研究油藏注气可行性,在室内进行长岩心驱替实验,得到了不同气体(CO2、N2及烃类干气)改善原油物性的效果,以及注入不同流体(纯水驱、纯N2驱、纯CO2驱、烃类干气驱、N2泡沫驱)提高原油采收率的效果.研究结果表明:在CO2、N2及烃类干气中,CO2能明显改善原油的物性,对原油的降黏效果和膨胀效果较明显,而N2和烃类干气对原油的膨胀不是很明显.与注水相比,注入4种气体都可以大幅度提高特低渗油藏的采收率.在4种气驱中,N2泡沫驱的驱油效率最高,达到57.12%,但驱替压差随着驱替进行而一直升高,而且在实验过程中注入压力超过了地层破裂压力,且注入量也达到7.10 PV的体积,现场实施时应引起高度重视.其次是纯CO2驱,N2驱最差.     

榆树林油田特低渗透扶杨油层CO_2驱油效果评价

针对特低渗透扶杨油层注水开发中存在的注入难、采出难,水驱开发效果差,采收率低的问题,在榆树林油田树101井区开展了扶杨油层CO2驱油试验。通过现场试验对CO2驱替状态、开发特征及效果进行了系统评价,结果表明,当试验区注入CO2为0.1 HCPV(烃类占据的孔隙体积)时,通过两次高压物性取样对比,轻质组分含量增加了5.7%,最小混相压力由32.2 MPa下降至28.6 MPa。试验区存在混相、半混相及非混相3种驱替状态,混相区域占2/8,半混相占1/8,非混相占5/8。通过研究和矿场实践,形成了不同注气阶段不同类井的CO2驱开发调整技术,试验区采油速度连续4年保持在1%以上,数值模拟预测最终采收率比水驱高10%以上,试验区取得了显著的开发效果。     

特/超低渗透油藏不同气驱方式物理模拟

 选取大庆外围特/超低渗透储层岩心进行物理模拟实验,结合核磁共振,通过注水转注气、CO₂混相驱、CO₂非混相驱和周期注气4 种驱替方式,研究不同渗透率级别岩心的驱油效率和剩余油分布,以此对大庆现场注CO₂先导实验区开发提供参考意见。结果表明,在相同条件下,常规注水开发的效果最差,但转注气后能有较大的提升;对于特低渗岩心,周期注气的驱油效率最高;对于超低渗岩心,注水转注气的效果高于其他3 种方式。剩余油分布研究表明,注水转注气、CO₂混相驱和CO₂非混相驱3 种方式动用的主要是大-中孔隙中的油,对于黏土微孔隙中的原油很难进行动用,但是通过周期注气过程中的停注时间,在毛管力和弹性能的作用下,微孔隙中的原油向中-大孔隙中流动,从而增加小孔隙中难动用的原油的动用程度。     

吉林新立油田CO_2非混相驱模拟研究

利用专门建成的高压线性物理模拟装置，以吉林新立油田为原型进行了一系列ＣＯ２非混相驱模拟实验。实验内容包括ＣＯ２注入率、ＣＯ２段塞大小、交替注方式、气水比、水气同注及注ＣＯ２时机等因素对驱油效果的影响。研究结果表明：影响ＣＯ２非混相驱效果的最关键因素是ＣＯ２段塞大小和油层压力。注入率对驱替效果也有较大的影响，交替注入和气水比的影响是次要的。实验结果还表明：对新立油田而言，在较低的含油饱和度下，ＣＯ２非混相驱仍能有效地提高原油采收率。