低渗油藏中高含水期CO2驱替封注参数优化

针对S-95块低渗油藏存在的长期“注水难、采油难”,水驱效果差的现象,评价水驱后转注二氧化碳续驱效果。为寻找适合工区的最佳注气方式,结合室内实验及数值模拟技术,探讨了不同含水及不同续驱手段下的驱替效果,进而结合正交试验设计原理,将采出程度、二氧化碳滞留率、换油率及地层压力作为综合指标,对水气交替驱续驱过程中的注气时间、注气周期、注气速度、气水比及井底流压等5个因素进行了主控评价及优化研究。结果表明,水气交替驱续驱更加适应区块的低渗开发条件,注气速度、注气周期及井底流压是影响续驱进程的主要因素。优化得到的最佳封注参数为注气年限25 a,注气周期4 mon,注气速度1×10⁴ m³/d,气水比1:1,井底流压13 MPa。     

J油田水气交替驱开发效果评价

利用油藏数值模拟技术,采用单因素分析方法研究了井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、水气交替注入周期、气水比对J油田水气交替驱开发效果的影响,并比较了水驱、气驱及水气交替驱的开发效果;基于QIM-AG算法,对比了水驱、气驱和水气交替驱的经济开发效益。结果表明:注气速度、气水比、注水时机对采出程度影响较大,而井距、注入周期对采出程度影响相对较小;较高的注气速度(0.08HCPV/a)、压力保持程度为1、小井距、气水体积比为1.5∶1、注入周期为3个月时可获得较高的采出程度;在注入气水总体积相同的条件下,气水交替驱比单纯水驱或气驱可获得更高的最终采收率,且具有更大的开发净现值。     

腰英台DB34井区CO_2驱替油藏数值模拟研究

为改善低渗透油藏开发效果,同时解决松南气田天然气的脱碳埋存问题,决定在腰英台油田开展CO2驱替试验.针对研究区块的地质及开发特点,建立了符合油藏地质特点的三维地质模型.应用数值模拟技术,在水驱历史拟合的基础上,设计了3种不同CO2注气方式——单段塞连续注气、周期注气、水气交替,并对注入总量、注入速度、油井流压、注气气质标准等敏感参数进行优化.结果表明,CO2最佳用量为0.8 PV,最佳注入速度为2.3×103m3/d,油井最佳流压平均为7 MPa,注入方式以水气交替注入(气水体积比1∶1)为最佳方案,预测提高采收率可达23.7%,比水驱提高14.4%.注入CO2气体中,要减少CH4的含量,添加经济适量的C2—C6组分,可提高采收率.     

低渗低黏油藏CO_2气水交替注入主控因素分析

针对低渗低黏油藏常规注水存在注采压差大、有效驱替压力系统难以建立、产量递减快及常规注气存在气体突破时间早、波及体积小等问题,以中东X油藏为例,利用数值模拟方法对低渗低黏油藏CO_2气水交替注入开发方式进行研究,分别研究储层渗透率、原油黏度、气水比、注入速度、注入周期和注入压力等因素对低渗低黏油藏采收率的影响;基于数值模拟结果,利用灰色关联分析法确定影响CO_2气水交替注入采收率的主控因素。研究结果表明:储层渗透率、原油黏度、气水比和注入速度是影响低渗低黏油藏CO_2气水交替注入开发效果的主控因素,其次是注入周期和注入压力。     

基于响应面法的海上油藏注气参数设计方法

针对海上低渗油藏注气方案设计受平台环境、油藏特征和工艺条件等众多因素影响而复杂烦琐的问题,将响
应面方法引入水气交替驱方案的设计中。在确定了少量但具有代表性的气驱方案的基础上,通过对其结果的统计分
析,形成了采收率指标与注气时机、水气比、周期注入段塞3 个因素之间的预测模型与响应曲面,并在此基础上开展了
注气参数优化设计。通过该方法可以对研究范围内的气驱方案进行高效地设计、预测和优化,简洁、直观地确定最佳
气驱方案,科学、高效地实现设计目标,提高了海上低渗油藏气驱设计工作的效率和质量。     

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。     

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。     

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。     

不同CO_2驱开发方式微纳米级别孔喉适用范围

为了研究不同CO_2驱开发方式在油藏微纳米级别孔喉内适用范围,采用高温高压核磁共振方法,建立核磁共振T2谱与孔喉尺寸的转换关系。定量描述了水驱、CO_2驱、水气交替驱、泡沫驱在天然岩心内驱油范围及增油来源。实验结果表明:水驱可进入0.1μm级别孔喉;CO_2可进入0.01μm级别孔喉;水驱产油以可动油为主,CO_2驱增油以束缚油为主;在多轮次驱替后,岩心出现大孔道,水气交替和泡沫驱可产生封堵,但泡沫驱适应范围更广,在0.1μm级别以下孔喉采出程度高于水气交替30%。     

非均质油藏中水气交替驱油机理研究

分别利用均质和非均质岩心模型,进行了连续气驱和水气交替驱油实验,研究了不同非均质性模型中,注气方式对气驱油效果影响的差异。结果表明,均质模型中水驱后连续注气与水气交替提高驱油效率幅度分别为15.8%和14.9%,注气方式对气驱油效率影响较小;而非均质模型中直接水气交替驱原油采收率为78%,连续注气、间歇注采和周期注气原油采收率分别为41.9%、32.2%和42.3%,水气交替注入原油采收率最高,气体注入方式对气驱原油采收率影响较大。均质模型中,气驱后水气交替驱时,水段塞为主要驱油段塞;而非均质模型中,气驱后水气交替驱时,气体段塞是主要驱油段塞。     

鄂尔多斯盆地特低渗油藏CO_2非混相驱实验研究

针对鄂尔多斯盆地低渗低压裂缝性油藏水驱采收率低、CO_2驱难以混相及气驱易窜流等问题,利用CO_2-原油相态实验和岩心驱替实验,研究了CO_2非混相驱提高采收率机理与方法。相态实验表明,地层条件下CO_2与目标油藏原油难以混相,但在原油中溶解的摩尔分数可达60.20%,使原油体积膨胀30.16%,黏度降低64.29%。均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相驱在水驱基础上提高驱油效率23.25%。非均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相连续气驱效果随渗透率极差的增大而变差,在渗透率级差小于10的岩心驱替效果较好;水气交替在渗透率级差小于100的岩心取得一定的驱替效果,特别是渗透率级差10~30驱替效果最好。     

超临界CO2/水交替微观驱油特征研究

针对水气交替驱过程中CO_2与水能否接触、对剩余油动用能力等热点问题,利用高温高压微观可视模型,研究了不同密度CO_2驱后剩余油分布类型及挖潜对策,描述了水气交替微观封堵特征及对剩余油动用能力。实验结果表明,超临界CO_2的高密度特性,可扩大CO_2向油藏中下部的扩散运移;CO_2驱后剩余油以油膜类、盲端类、等势点类、未波及区域为主,其中等势点及未波及区域是下步挖潜主要对象;水气交替的注水阶段与注气阶段呈现出不同的贾敏效应,其中注气阶段贾敏效应明显;水气交替可显著改善等势点类剩余油,但未波及区域动用程度不高。     

气水交替驱油藏注入能力分析及优化

针对注入能力降低是制约气水交替驱提高油藏采收率的关键因素的问题,以相似理论中的检验分析法推导了气水交替注入无因次注入能力方程,运用考虑相渗和毛管滞后效应耦合的数值模拟方法,评价无因次注入能力的因素影响,讨论并优化了注入水气比。研究结果表明：对于特定油藏体系,通过增加注入气的富化度提高粘滞力重力比来达到改善驱替效果的方法比片面地增加注气速度更高一些;水气比越高,达到相同开采效果所需气量越小,但因此而出现较明显的注入能力下降的趋势。对于低粘滞力重力比的注气条件,选择水气比为2最佳;而对于高粘滞力重力比,则水气比为1是最佳选择。建议在水气比的优选时充分结合油藏地质特征和注入流体特性进行分析。     

水驱油藏转注CO_2驱油参数优化与效果评价

以大港油田某断块为研究对象,基于正交试验设计原理,以提高采收率程度和换油率为评价指标,运用数值模拟方法,开展水驱油藏转注CO2驱油注采参数优化与效果评价研究.研究结果表明:转注CO2驱油能够有效提高水驱油藏采收率,最优注气段塞大小为0.05 PV,气水体积比为1∶2,注气速度为40 000 m3/d,注采比为1∶0.9;适当提高注采比有利于保持地层压力,增加原油与CO2混相程度,提高气体波及系数,有效改善CO2驱油效果;气水交替驱能够获得良好的CO2埋存效果,注入的CO2大约有50%被封存在油藏中.     

近临界凝析气藏相态特征与开发方式研究

结合非洲J气藏流体资料,分析了近临界凝析气藏的相态特征;并利用油藏数值模拟技术,研究了此类气藏所适用的开发方式。研究发现近临界凝析气藏具有凝析油含量高、相态变化敏感性强、反凝析严重的特征。采用衰竭式开采的方式,凝析油损失严重,开发效果差;水气交替开采可以有效地控制反凝析,获得较高的采油速度;同时避免了单纯注水开发中含水上升过早过快的问题,兼具注水和注气的优点,为最优的开采方式。进一步研究水气交替开采的敏感性因素发现,水气比对开发效果的影响最大:水气比过高,注入水易过早突进到井底;水气比过低,不能发挥注水驱替保压、提高凝析油采油速度的优势。     

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。     

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。     

低渗透油田氮气注入方案优化研究

针对低渗透区块裂缝发育、层间串较严重,层内及层间储量动用不均衡等情况。选择氮气驱并进行了方案优化,主要是从5个方面进行了方案的优化,包括注入氮气量优化、氮气注入速度优化、氮气注入周期优化、汽水比优化、注氮气前置段塞优化等,优化结果如下：氮气和水交替注入周期为4个月、气水比为1∶2、注气速度6000m3/d、注水量70m3/d、试验设计注入纯氮气段塞0.13PV。现场实践证明,注气后试验区日油略有上升,含水略有下降,初步取得了较好的增产效果。     

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。     

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30-45m^3／d，建议注气时各油层全部射开。