特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法

为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。     

CO2对曲塘区块地层油高压物性影响研究

CO_2能有效降低原油黏度、溶解储层中的胶质、提高储层渗透率,对开采低渗、特低渗透油藏有很好的应用前景;而研究CO_2对地层油高压物性的影响具有重要指导意义。针对曲塘区块这一典型低渗透油藏,采用PVT地层流体分析仪,测定了张3B井地层油溶有不同气量CO_2后的高压物性。结果表明:随地层油中溶解CO_2增多,泡点压力及体积系数大幅升高、地层油密度减小。当CO_2溶解度为44 m3(标)/m3时,泡点压力与CO_2溶解度的关系曲线出现拐点呈"凸"型,说明溶有大量CO_2的地层油对后续注入CO2的溶解起到了促进作用。当压力高于泡点压力时,体积系数和密度与压力呈很好的线性关系,体积系数曲线的斜率(绝对值)、截距与CO_2溶解度呈正比;而密度曲线呈反比。此外,CO_2对地层油具有很好的降黏效果,当CO_2溶解度为83 m3(标)/m3时,其降黏率达到了38%。     

添加轻质组分法调控CO2近混相压力区间

与混相驱相比,CO_2近混相驱在驱油效率方面有所下降,但由于压力降低后流度改善、波及效率提高,最终采收率并未明显下降。考虑到近混相驱在气源和操作成本方面的优势,CO_2近混相驱受到越来越多的关注。中国渤海油田秦皇岛区块勘探开发过程中发现了大量富含CO_2(24mol%~90mol%)的产出气,为实施非纯CO_2近混相驱提供了条件。采用加密细管实验和模拟点的方法,确定了不同CO_2含量(100%、85%、80%、70%、55%、40%、24%和0)下近混相压力的区间,获得了目标油藏典型井实现近混相驱的CO_2含量下限为64.13%。在此基础上,为扩大近混相驱的范围和潜力,针对含量下限之下的CO_2(55%、40%和24%),探索了添加轻质组分C_2~C_6对近混相压力区间的影响程度,获得了不同CO_2含量下实现近混相驱所需的轻质组分C_2~C_6含量以实现对目标油藏CO_2近混相驱优化和调控的目的。     

油藏埋存CO_2泄漏机制及故障树分析

利用故障树分析法,结合油田CO_2驱和埋存示范区泄漏及环境监测结果,对油藏埋存CO_2发生泄漏的途径和泄漏机制进行分析,并对CO_2驱和埋存示范区进行环境监测。结果表明:对圈闭性很好的油藏,井的密封性失效(包括套管和井口设施损坏)、固井不完善及水泥环腐蚀是造成CO_2泄漏的主要原因;整体上,埋存于地下的CO_2没有发生大规模的泄漏,但在近井土壤中CO_2含量有增加的趋势,越靠近井口土壤中CO_2含量越大,表明CO_2通过井内套管柱或不完整水泥环发生了微量泄漏。故障树分析结果对CO_2埋存区的泄漏监测和预防具有指导意义。     

深层低渗透砂砾岩油藏注CO2吞吐提高采收率实验研究

深层低渗透砂砾岩油藏地层天然能量较低，压裂后产能递减较快，并且由于地层水敏性以及非均质性较强，采取注水开发的效果较差，采出程度较低。为进一步提高此类油藏的开发效率，开展了注CO₂吞吐提高采收率实验研究，分析了生产压力、焖井时间、吞吐周期以及岩心渗透率对吞吐采收率的影响，并结合核磁共振分析实验研究了CO₂吞吐微观孔隙动用特征。结果表明：生产压力越低、焖井时间越长，吞吐采收率越高；随着吞吐周期的增加，周期吞吐采收率和换油率均逐渐降低；岩心的渗透率越大，不同周期的吞吐采收率就越高；注CO₂吞吐的最佳生产压力为26 MPa,最佳焖井时间为8 h,最佳吞吐周期为5次。岩心的孔隙结构对CO₂吞吐过程中原油的微观动用特征影响较为明显，大孔隙发育较少、物性较差的岩心，吞吐初期主要动用大孔隙中的原油，而吞吐后期采收率的贡献主要来自小孔隙，此类岩心整体采出程度较低；而对于大孔隙发育较多、物性较好的岩心，大孔隙中原油的动用程度一直高于小孔隙，并且总体采出程度较高。S-1Y井实施注CO₂吞吐措施后，日...     

利用超临界CO_2解除地层石蜡堵塞实验研究

采用室内模拟实验装置研究超临界CO_2解除地层石蜡堵塞的可行性,并分析超临界CO_2解堵石蜡的作用机制及驱替参数对解堵效果的影响规律。结果表明:超临界态CO_2对石蜡具有溶胀和冲刷双重作用,其解堵效果远好于气态和液态CO_2;随着驱替时间延长,解堵效果逐渐变好,超过一定时间后,岩心渗透率不再增加;解堵效果随着温度和驱替速度的增大而变好;随着压力的升高,解堵效果先增强后减弱,存在一个最佳解堵压力。     

超低渗透油藏CO2驱注入参数优化实验研究

CO_2驱是提高超低渗油藏采收率的有效方法之一,然而,目前对CO_2在超低渗油藏中的驱油机理认识还不完善。针对西部某超低渗透油藏开发过程中注水矛盾问题,通过物理模拟实验,研究了CO_2驱对该超低渗透油藏的适应性,并通过对比不同的CO_2注入方式和注入参数对驱油效率的影响规律,优选出超低渗透油藏CO_2驱最佳注入参数。实验结果表明:对该超低渗透裂缝性油藏,周期注气方式下驱油效果最佳,且当注入段塞为0.06 PV,注气与焖井时间比为1∶2时延缓气窜的效果最好,驱油效率达到60%以上。研究结果为该类型超低渗油藏现场注气开发设计提供指导作用。     

大庆萨北过渡带复合热载体吞吐适应性研究

 大庆萨北过渡带已进入高含水期并且产量递减速度较快,在模拟地层条件下,进行了不同焖井时间的复合热载体吞吐室内实验。通过对复合热载体吞吐的采收率、含水率、生产气油比等指标进行评价,探索了该油藏进行复合热载体吞吐开采的可行性。结果表明：复合热载体吞吐对于开采该油藏具有非常好的效果,但其效果与焖井时间、吞吐周期有关。复合热载体吞吐焖井时间太短或过长效果都比较差。在同样条件下,复合热载体吞吐焖井时间增加,含水率、气油比降低,当焖井时间达到一定时间后,含水率、气油比增加。随着吞吐周期增加,采收率降低,含水率、气油比增加。对于大庆萨北过渡带,焖井时间为150 s 时效果最好,吞吐3 个周期。     

超低渗透油藏CO_2驱注入参数优化的实验研究

CO_2驱是提高超低渗油藏采收率的有效方法之一,然而,目前对CO_2在超低渗油藏中的驱油机理认识还不完善。针对西部某超低渗透油藏开发过程中注水矛盾问题,通过物理模拟实验,研究了CO_2驱对该超低渗透油藏的适应性,并通过对比不同的CO_2注入方式和注入参数对驱油效率的影响规律,优选出超低渗透油藏CO_2驱最佳注入参数。实验结果表明:对该超低渗透裂缝性油藏,周期注气方式下驱油效果最佳,且当注入段塞为0.06 PV,注气与焖井时间比为1∶2时延缓气窜的效果最好,驱油效率达到60%以上。研究结果为该类型超低渗油藏现场注气开发设计提供指导作用。     

含裂缝低渗透油藏井网调整平面波及效率研究

合理部署注水开发井网以及研究低渗透油藏的水驱油渗流规律是经济有效地开发低渗透油藏的前提条件。通过对物理模拟结果的灰度处理,对比正方形反九点井网和菱形反九点井网的平面波及效率,优选出适用于含裂缝低渗透油藏开发的基础井网。通过对比正方形反九点井网与菱形反九点井网,发现:含裂缝低渗透砂岩油藏中,菱形反九点面积井网能有效扩大平行于裂缝方向的注采井距,缩小垂直于裂缝方向的注采井距,可有效改善平面上各油井的均匀受效程度,延缓角井水淹时间。开发后期,角井含水较高,基础井网不能满足开发需要时须适时进行加密转注调整。通过对比三种加密调整方式的面积波及系数,优选出适合含裂缝低渗透油藏的加密调整方案,有效指导含裂缝低渗透油藏的开发。     

低效稠油CO2复合吞吐参数优化

针对部分埋藏深、渗透率低、高温高盐等无法热采或化学驱的稠油油藏,部分油田采用了“CO2+增溶剂”的复合吞吐生产方式,并取得了一定效果。目前关于CO2吞吐方面的物模模拟实验无法满足复合吞吐的研究需要。本研究建立了一套基于吞吐补偿系统的CO2复合吞吐的物理模拟方法,开展了室内CO2 吞吐物理模拟实验,研究了增溶剂注入量、CO2注入量、注入方式等因素对吞吐效果的影响,同时进行了现场试验并进行了跟踪评价。结果表明：增溶剂注入浓度为5-10%、CO2与化学剂注入质量比为1:2.5~1:5、采用两段塞注入方式,提高采出程度最高。该方法有效的模拟了复合吞吐过程中的注入、焖井和产出过程,完全满足CO2复合吞吐的工艺参数优化的研究要求。     

砂砾岩致密油藏超临界二氧化碳吞吐适应性分析

为研究砂砾岩致密油藏超临界CO_2吞吐效果,基于M油田砂砾岩致密油藏岩储层条件室内模拟超临界CO_2吞吐饱和油岩心、含束缚水饱和油岩心。通过吞吐前后岩心中采出油量、采出油组分变化、吞吐前后油相渗透率变化得出:束缚水存在增加了超临界CO_2吞吐采出流体量但降低了原油的采收率,同时减弱了CO_2对原油的萃取能力,使得采出油组分变轻,CO_2萃取原油组分区间为C_(12)～C_(21);CO_2与地层水作用产生沉淀现象是导致吞吐后岩心油相渗透率下降的主要原因,CO_2与水作用强度大于与原油作用强度。     

致密油藏多级压裂水平井CO2吞吐潜力评价模型

CO2吞吐是一种改善复杂油藏开发效果的有效方法,针对致密油藏多级压裂水平井的应用还不多见,其影响因素还不明确,潜力评价方法也不成熟。本文针对加拿大B油田实际情况,从转吞吐时机、周期注入量、注入速度和焖井时间四个方面对CO2吞吐的影响因素进行了综合分析。在此基础上,利用响应面方法建立了CO2吞吐潜力评价模型,提出了CO2吞吐潜力预测的新方法。     

CO2吞吐效果的影响因素分析

由于CO2 与原油接触时要求的混相压力低 ,且CO2 能使原油的粘度降低和体积膨胀 ,因而成为注气采油中优先选用的气体。影响CO2 吞吐效果的因素很多 ,通过对CO2 吞吐机理的研究 ,结合室内实验和矿场分析 ,综合考察了油层孔隙介质和油层流体的性质、原油中胶质与沥青质的含量、自由气含量、实验压力、施工中流体的配伍性等因素对CO2 吞吐效果的影响。结果表明 ,原油中胶质、沥青质的含量越高 ,吞吐效果越差 ;压力降低导致的CO2 脱气可降低油的产量。     

致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳蓄能吞吐方式

随着油田勘探开发程度不断加深,水平井初期产油量低且递减快、地层能量补充不足等问题严重的影响了油田的后续开发。本文通过油藏数值模拟技术,建立概念模型和实际模型,对致密油藏水平井注二氧化碳展开针对性研究,优化能量补充方式,选择合理的生产参数,明确致密油层水平井开发技术对策。结果表明,相同储层条件下,平注平采较直注平采的开发方式可以有效补充地层能量,而二氧化碳吞吐开发方式更合适在渗透率在0.2~0.3mD以下的储层。就研究区块而言,优选其开发方式适合于注二氧化碳吞吐,同时,相较于每吞吐轮次等量注入二氧化碳的方案,逐步提高每吞吐轮次的二氧化碳注入量的方案可以更为有效补充地层能量,使每个吞吐周期产出更多的油,随着吞吐周期的增加,开发效果愈加明显。     

塔河托甫台区块注天然气与CO2提高采收率实验研究

采用国际上公认测定最小混相压力的通用方法,开展了细管注气驱替最小混相压力实验测试研究。明确了目标区块油藏条件下CO_2/天然气与原油的最小混相压力值;并根据缝洞型储集体特征,运用相似理论,创新设计了可旋转多缝洞串联填充物理模型。开展了目标区块在油藏条件下注CO_2/天然气在垂直模型下注下采与水平模型同端注采两种井位条件下的吞吐实验,评价了油藏条件下注CO_2/天然气的吞吐效果,研究分析了注天然气、CO_2吞吐效果的主要作用机理,形成了最佳注采井位,为后续目标区块注气开发注气介质优选方面提供了重要的实验支撑。     

鄂尔多斯盆地长7储层致密油水平井CO2补充能量与吞吐参数优化

长7储层是鄂尔多斯盆地主要的致密区块,近一半的致密油分布其中。针对长7储层开采渗透率低、开采难度大、依靠弹性开采产能较低、能量衰竭较快等问题,通过数值模拟的方法,构建水平井分段压裂数值模拟模型,首先对比不同吞吐方式对油田产能的影响,优选出CO₂吞吐为首选的补充能量方式。其次对井网形式、井网参数及吞吐参数进行优化研究。最终优选出合适的吞吐方案,达到提高生产效率的目的。结果表明,该储层的最优注采吞吐参数为：周期注入量为2 673 t、注入压力为21 MPa、注入速度为90 t/d、焖井时间为10 d。研究对鄂尔多斯盆地长7储层提高采收率具有一定的参考意义。     

改善超稠油高周期吞吐效果的技术研究及应用

辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐进入高轮阶段后,存在着吞吐效果变差,周期产油量下降、吨油成本上升等问题。在认真分析了影响高轮井开发效果的主要因素后,有针对性地提出并采取了组合式吞吐、间歇蒸汽吞吐、多元式吞吐等多种技术对策,打破了以往单一的吞吐模式,提高了热利用率,改善了高轮井吞吐效果。这些技术措施对其它超稠油和稠油油藏开发是有借鉴作用。