胜利油田稠油油藏氮气泡沫驱适应性研究

针对胜利油田的油藏条件,利用物理模拟实验和油藏数值模拟技术,详细研究了油层非均质性,原油粘度,油层韵律性等油藏条件对氮气泡沫驱油效果的影响,并对起泡剂浓度,注入气液比,泡沫注入量,转驱时机等参数进行了优化.研究结果表明:氮气泡沫驱具有优良的封堵调剖能力,能很好地改善非均质性稠油油藏的开发效果.在此基础上,总结出了适合于氮气泡沫驱开采的油藏条件,所得结果对胜利油田选择合适的氮气泡沫区块具有一定的指导意义.     

延长油田凝胶-空气泡沫综合调驱技术实验研究及应用

针对延长油田低渗透裂缝性油藏含水上升快、采出程度低等问题,提出了凝胶-空气泡沫综合调驱的方案。利用方形裂缝性岩心和填砂管岩心模拟油藏条件,对凝胶和空气泡沫的注入方式、段塞大小等一系列重要参数进行了优化。凝胶注入量为0.3 PV时可有效封堵裂缝性岩心的高渗条带;气液体积为3∶1、气液小段塞多周期交替注入时生成的泡沫质量最佳;非均质油藏综合调驱最佳注入方案为0.3 PV凝胶+0.6 PV空气泡沫,可将综合采收率提高40%以上。矿场试验结果表明,凝胶-空气泡沫综合调驱技术能够大幅提高油藏原油采收率,具有在同类油藏进一步推广应用的价值。     

海上稠油油田二氧化碳驱注入参数优化

渤海某稠油油田原油粘度高,储层物性好,油藏非均质性较强,在注水开发过程中,由于油水粘度差异大和非均质性较强,水驱开发效果并不理想。为了更好地开发稠油油藏,为油田提高采收率决策提供依据,针对油田的特点,利用室内实验方法,对影响二氧化碳驱油效果的主要因素进行了评价,优化了二氧化碳驱注入参数。结果表明,水—二氧化碳段塞交替驱能够显著改善驱油效果,段塞大小是影响驱油效果的敏感参数,注入速度对驱油效果的影响不明显。     

不同参数下特低渗透油藏CO_2驱油效果实验研究

为了确定储层物性、注入方式、注采参数等开发参数对特低渗透油藏CO_2驱油效果的影响规律,开展了不同渗透率、不同注气压差、水/CO_2气体交替注入方式以及油藏非均质性条件下的CO_2驱替实验。实验结果表明,CO_2驱最终采收率随着岩心渗透率、注气压差的增大而增大,水/CO_2气体交替注入方式较CO_2连续注入的最终采收率要高出近10%,而储层的非均质性越强则越不利于特低渗透油藏的CO_2驱,裂缝性油藏更易于发生气窜导致最终采收率极低。     

桩106区块低气液比氮气泡沫驱可行性研究

为改善桩106区块稠油油藏的水驱开发效果,利用油藏数值模拟技术开展了低气液比氮气泡沫驱的可行性研究.根据油田106-19-X16井组的油藏地质条件,建立三维地质模型.在历史拟合的基础上,对低气液比氮气泡沫驱注入参数进行了优化设计.研究结果表明,低气液比氮气泡沫驱最佳注入参数为:气液体积比0.25:1、注入体积0.1 P...     

非均质油藏微球乳液调驱物理模拟实验研究

为了评价JYC聚合物微球乳液调驱技术在非均质油藏中的适应性,通过室内物理模拟实验,测定了纳米级JYC微球乳液在非均质物理模型中分流量的变化规律;通过并联模拟岩心驱油实验,分析了不同浓度和注入量的微球乳液提高采收率效果,优化注入段塞.实验结果表明:新型微球乳液性能稳定且注入性良好;能够有效改善注入水在非均质储层中的分流量,扩大波及体积,启动低渗层原油,且能提高水驱后高渗层的驱油效率;适宜注入质量浓度为2 000 mg/L,注入量大小和储层非均质性密切相关.该调驱技术能够有效改善非均质油藏开发效果,进一步提高原油采收率.     

特低渗油藏氮气泡沫驱油效率实验研究其现场应用

为进一步提高特低渗JD油田原油采收率,在模拟油藏条件下,开展氮气泡沫驱油效率实验,研究注入方式、注入量、注入速度以及气液比对氮气泡沫驱油效率的影响。结果表明:水驱后转气水交替驱易形成窜流,封堵效果不佳;氮气泡沫驱驱油效率比纯氮气驱驱油效率高;氮气与起泡剂溶液段塞式注入比气液混合注入更适合该区块;采出程度增幅随着注入速度的增加呈现先增大后减小的趋势;当气液体积比为1∶1时,整体采出程度增幅最大。最佳的注入段塞量为0. 1 PV0. 33%起泡剂溶液+0. 1 PV氮气+0. 03 PV地层水+0. 1 PV0. 33%起泡剂溶液+0. 1 PV氮气+0. 03 PV地层水,段塞的最佳注入速度为0. 03 m L/min。现场试验表明氮气泡沫驱能有效提高原油采收率。     

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。     

绥中36-1油田氮气泡沫逐级调驱实验研究

多层砂岩油藏非均质严重,大段多小层笼统注水时注入水沿高渗透层窜流;利用氮气泡沫驱可有效改善注入剖面。在前人双管实验研究的基础上,创新提出应用三管并联驱替注泡沫逐级调驱的实验方法,重点研究了不同渗透率级差、相同渗透率级差不同渗透率级别和气液比对氮气泡沫调驱效果的影响。研究结果表明经过氮气泡沫调驱后,泡沫有效发挥了调整分流作用,使高渗管、中渗管和低渗管的产液量趋于均匀,体现了"分级堵调、逐级启动"的特性,有效改善了非均质储层的开发效果,对该类油藏的高效开发有一定的借鉴意义。     

水驱后油藏氮气驱开发效果分析

辽河油田杜家台油层为低渗透储层,非均质性严重,开发时间长,含水率高,注水困难,为了改善杜家台油层开发效果,拟进行氮气驱开发。首先通过对杜家台油层原油进行了相态模拟研究,计算出了杜家台油层氮气驱最小混相压力(MMP),确定了杜家台油层氮气驱为非混相驱替。通过杜家台油层典型井组氮气驱开发的方案设计与指标预测,确定了氮气驱气水交替注入开发效果最佳;并优化出气水比、气水交替周期、注气速度、转注时机等参数。所提出的方案能明显改善该油藏开发效果,为杜家台油层及类似水驱油藏的开发调整提供依据。     

新疆砾岩油藏七东1区聚合物驱研究

砾岩油藏比砂岩油藏更加复杂特殊,不能把砂岩油藏聚合物驱油的方法直接应用到砾岩油藏。分析了砾岩油藏的储层和孔隙特征,对已经开展的砾岩油藏聚合物驱工业性试验进行了系统研究和总结。对比分析了试验区与砂岩油田聚合物驱含水、注入压力、见聚时间、产聚上升速度、提高采收率幅度等。在实验室配方研究的基础上,开展聚合物注入浓度、段塞大小、注入速度和注入时机等敏感因素的分析,得出聚合物驱工业扩大化试验最优注聚参数:聚合物注入时机:含水率85%,平均注入浓度:1 500 mg/L,注入段塞大小:0.6 PV～0.7 PV。     

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。     

考虑启动压力梯度的断块油藏CO2/N2复合气体吞吐注采参数优化

冀东油田高12断块油藏砂体规模小、渗透率较低、难以建立有效驱替关系,注入压力高,注水困难,水驱开发效果较差,但油藏温度和压力较高,适宜通过注气来提高油藏采收率。低渗油藏普遍存在启动压力梯度,对实际油藏开发造成影响,针对高12断块油藏,建立高12断块注气开发的三维地质模型,在室内启动压力梯度实验的基础上,得到启动压力梯度与渗透率的公式,在数值模拟软件考虑启动压力梯度与渗透率的变化关系。但长期注入CO2导致的管线腐蚀问题日益突出,N2作为良好的增能气体,将二者结合形成复合气体进行吞吐,可缓解对管线的损害。利用数值模拟方法,进行了衰竭阶段单井产量、段塞比、转注时机、注入量、焖井时间、注气阶段采油速度优化。最终得到该区块最优吞吐注采参数：衰竭阶段单井产量为15m3/d;段塞比为7：3;转注时机为衰竭阶段的日产油速度降为4m3/d时;注入量为60 000 m3;焖井时间为15天;注气阶段采油速度为25m3/d,为高12断块油藏提高采收率提供了方法技术借鉴。     

低渗透油藏泡沫驱影响因素分析

根据低渗透油藏的开发特征,对比分析了各种改善低渗透油藏开发效果的提高采收率方法优缺点,得出泡沫驱能提高波及效率和洗油效率,是一种较好的改善低渗透油藏开发效果的开采方法;采用正交试验分析法,在L9(34)正交表中设计了9种方案,进行了某低渗透油藏泡沫驱提高采收率数值模拟研究,分析了注入方式、段塞大小、表面活性剂质量浓度和气液比等因素对原油采收率的影响,优选出泡沫驱油的最优开发方案。与水驱开发方式相比,泡沫驱最优方案能提高原油采收率7.32%。     

龙虎泡低渗透油田聚表二元复合驱实验研究

针对龙虎泡低渗透油田水驱开发效果差、采收率低等特点,开展了聚合物和表面活性剂二元复合驱在低渗透油藏适应性的室内评价实验.注入性实验表明,相对分子量为2 200万的FP-3聚合物注入渗透率46.45×10-3μm2的岩心未发生堵塞,具有良好的注入选择性及封堵选择性.驱油实验表明,聚合物和表面活性剂可分别提高低渗透岩心驱油效率10%和20%,且表面活性剂容易注入,可降低注入压力.在聚合物和表面活性剂不同段塞组合实验中,两者分段塞注入的方式优于单独注入表面活性剂或将两者混合后注入的方式,其中先注聚合物后注入表面活性剂的段塞组合方式最好,可提高采收率17.74%.因此,对于非均质性较弱的低渗透油田,可采用聚表二元复合驱技术,先注入聚合物降低储层的非均质性,后注入表面活性剂启动低渗区的剩余油.     

水驱后天然气-水交替非混相驱开发效果影响因素分析

针对研究区块的地质及开发特点,建立了典型剖面模型,在压力体积温度(PVT)实验和相态拟合的基础上,应用数值模拟技术,对影响水驱后天然气水交替非混相驱开发效果的主要因素进行了分析。结果表明,转气驱时机、段塞尺寸、气水段塞比、注入速度等因素对于改善开发效果均存在最佳取值,现场应用时要综合考虑这些因素的影响。该区块最佳转气驱时机为注水0.4Vp(总烃类孔隙体积)后,最佳注入段塞尺寸为0.05Vp~0.1Vp,最佳气水比为1∶1,合理注入速度为30~45 m3/d,建议注气时各油层全部射开。     

西峰白马区润湿反转剂驱模拟研究

西峰油田白马区长8油藏平均渗透率为0.77×10^-3μm²,属低渗透率油藏,储层岩石润湿性普遍存在中性偏亲油性。为了提高原油采收率,针对该油藏条件开展了室内润湿反转剂驱实验和数值模拟研究,优选出适合该油藏的最佳驱油方案为：段塞尺寸为0.1倍孔隙体积,段塞组合为1000mg/L(0.05PV)＋200mg/L(0.05PV)。应用润湿反转剂模型预测最佳驱油方案的原油采收率可以达到36.75％,与注水开发相比提高9％左右,润湿反转剂换油率达到538t/t。可以认为低渗透油藏注润湿反转剂开发是可行的。     

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。     

喇嘛甸油田三类油层三元复合驱注入方案优选研究

首先进行三元复合驱室内岩心实验,对三类油层三元复合驱段塞组合驱油效果进行评价,然后用Petrel软件建立试验区相控地质模型,应用CMG软件中的STARS模块,对喇嘛甸油田三类油层三元复合驱不同段塞组合注入方案进行数值模拟研究。三类油层室内岩心驱油实验研究表明,天然岩心中水驱最终采收率为45.32%,进行三元段塞组合驱油最终采收率较水驱提高了12.48%,三类油层比一、二类油层更为均质,更适合以提高驱油效率为主要机理的三元复合驱;数值模拟结果表明,4种三元复合驱段塞组合方案中,方案5的最终采收率为52.67%,最终采收率比不加密井网水驱开发提高了13.94%,比加密井网水驱开发提高了9.79%,综合含水率下降了9%左右,确定方案5为最佳的注入段塞组合方案。