低渗透油藏气驱产量预测新方法

注气开发油藏产量预测油藏工程理论方法报道极少。为增加注气方案可靠性,提高注气效益,从气驱采收率计算公式入手,利用采出程度、采油速度和递减率之间相互关系,推导出气驱产量变化规律;结合岩芯驱替实验成果和油田开发实际经验,提出了气驱增产倍数严格定义及其工程计算方法;发现低渗油藏气驱增产倍数由气和水的初始驱油效率之比以及转驱时广义可采储量采出程度决定;统计得到国内外18个注气项目气驱增产倍数理论值和实际值平均相对误差6.90%;绘制了气驱增产倍数查询图板,以便于从事注气开发人员使用。研究成果为气驱产量预测提供了油藏工程理论依据,从而对控制和优化低渗油藏注气项目投资有重要意义。     

苏北低渗透油藏CO2驱油开发模式探讨

CO₂驱是改善低渗油藏开发效果行之有效的方法之一。针对中国石化华东油气田苏北低渗透油藏三十多年的CO₂驱油矿场实践,将华东目前注气区块按油藏特点和不同注气时机总结为4种开发模式。详细阐述了每种模式的驱油机理、适合油藏类型和典型实例。其中,深层低渗透油藏同步注气开发模式适合于深层、强水敏的低渗透油藏,能较好地补充地层能量;大倾角油藏衰竭开采后注气（吞吐）开发模式适合于大倾角、薄层且分布稳定的特低渗透油藏,可大幅度提高单井产能;高含水油藏水驱转注气开发模式适合于注水开发效果差的中高含水低渗透油藏,能有效改善水驱开发效果;二次注气开发模式适合于注气开发后再次注气的低渗透油藏,通过对开发层系、注采结构、注入方式和注入剖面的综合调整抑制气窜,可再次提高采收率。该研究成果对于低渗透油藏的CO₂驱油方式选择具有借鉴价值。     

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。     

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。     

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。     

注气驱油技术发展应用及海上油田启示

近年海上低渗油藏、稠油油藏储量占未动地质储量中比例逐年增加,如何有效地动用此类难动储量已成为研究的热点问题。注气驱油技术在国内外已经应用了数十年,而中国海上注气驱油技术尚处于起步阶段。针对这些问题,开展了国内外注气开发理论及应用的综述研究,结合中国海上油田的开发现状和生产难点,分析了海上注气驱油技术发展的7项制约因素,并探讨提出了拟解决措施和方法。研究表明,海上油田注气驱油技术应用潜力较大,关键技术的本土化及多手段联合应用可降低潜在开发风险,提高开发经济效益,对推动海上难动储量的有效动用具有重要意义。     

低渗透油藏混相驱水气交替注入段塞比研究

水气交替(WAG)注入是改善气驱开发效果最经济有效做法,水气段塞比是注气驱油开发设计的重要参数。但现有研究方法和结果在普遍性、个性化和效率方面仍有不足。以水气交替注入单周期为考察对象,从扩大注入气波及体积角度得到低渗透油藏水气段塞比下限;从保持低渗透油藏地层压力角度得到水气段塞比上限和水段塞连续注入时间上限;通过引入主流管突进系数概念,结合混相气驱油墙描述方法,根据达西定律推导出单WAG周期内气段塞连续注入时间上限;并给出水气段塞比约束下的气段塞连续注入时间;首次得到水气段塞比油藏工程计算数学模型。本文研究发现：①水气段塞比合理区间受控于水和气的波及系数以及单WAG周期内水气段塞连续注入期间的注采比;②一般低渗透油藏在油墙集中采出阶段中后期水、气段塞均须采用时间序列上的锥形段塞组合。研究成果对注气开发方案编制和气驱生产调整有重要指导作用。     

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。     

低渗透油藏混相驱合理注气时机研究

注气时机是气驱开发方案设计的一项重要内容。根据油藏工程基本原理,提出了气驱采收率计算公式;结合气驱增产倍数概念给出了气驱采收率、油藏最终采收率以及气驱提高采收率幅度计算方法,并利用微积分方法研究了三个采收率相关指标随开始注气时水驱采出程度的变化规律;从数学上证明低渗透油藏注气越早,三个采收率相关指标越好;所得结论与物理模拟结果一致,并从微观层面解释了气驱提高采收率幅度随转驱时水驱采出程度增加而下降的原因。最晚注气时机确定方法通过技术经济学评价方法给出。研究成果对注气决策有普遍指导意义。     

低渗油藏中高含水期CO_2驱替封注参数优化——以大民屯凹陷S-95块为例

针对S-95块低渗油藏长期存在的注水难、采油难、水驱效果差的现象,评价水驱后转注CO_2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、CO_2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个月,注气速度1×10~4 m~3/d,气水比1∶1,井底流压13 MPa。     

注伴生富化气近混相多级接触驱替机理研究

根据近混相驱理论,适当选择注入气的组成,形成湿气或富化气,在低于最小混相压力下可能会形成蒸发凝析双重传质作用的近混相驱,在适当降低注入压力的同时能使驱替达到与混相驱相同的效果。以我国海上油田某一实际油藏为例,采用该油藏伴生的富化气进行回注,通过注入气体与地层原油之间互溶性膨胀实验以及多级接触PVT相态特征实验和模拟研究,描述了近混相驱多级接触过程中注入气和地层油之间组成变化特征以及PVT高压物性变化规律,探索了我国海上油田注伴生富化气近混相驱油机理。     

冀东油田深层油藏注氮气井管柱及井口装置设计

冀东油田高5区块具有油藏压力高、注气井斜度大、管柱下入深等特点。根据该区块目前的注气井井身结构、地面设施状况和注气增效要求，设计了笼统注气的管柱结构方案。利用冲蚀模型优选油管尺寸，并按照不同工况条件开展高温高压动态腐蚀模拟实验，探究注氮气井的井筒腐蚀机理，确定各因素对腐蚀速率的影响。最后对管柱的剩余强度和服役寿命进行评价。结果表明，选用ϕ73 mm、13Cr油管作为笼统注气管柱能够应对注氮气产生的冲蚀、氧腐蚀等影响，并有着良好的服役寿命。配备地面安全阀等安全装置，可以大大降低高压注气井存在的安全风险。该设计方案能够满足冀东油田深层氮气驱的生产需要，具有广泛的应用前景。     

一种快速求解交联聚合物驱数学模型的方法

针对油藏数学模型求解效率低下的问题,研究了快速求解交联聚合物驱数学模型的方法。根据交联聚合物驱
的调驱机理,建立了三维两相五组分（油、水、聚合物、交联剂和交联聚合物）的交联聚合物驱数学模型,模型的求解采
用隐式压力、显式饱和度和显式浓度的求解方法。其中,压力的求解提出了计算效率更高、更稳定的Douglas 差分格
式,利用分步降维的思路求解。与商业化的油藏数值模拟软件CMG 相比,采用Douglas 差分格式并结合追赶法求解
交联聚合物驱数学模型,可以大幅度提高模型的计算效率,为快速求解交联聚合物驱油藏数学模型提供了一种有效
方法。     

注气过程相态变化特征

注气混相驱和非混相驱已成为国内外提高原油采收率的重大方法之一。注气将改变原有油藏体系的组分、组成等热力学条件,使原油的一系列物理、化学性质发生改变。注气过程中流体相态研究是最基础的油藏工程研究内容,其结果为注气过程油藏开发设计、动态分析等提供基础依据。研究结果表明,对黑油油藏注天然气,油藏饱和压力将大幅度地提高,在温度—压力图上表现为泡点线变化大、而露点线变化小。     

油藏特征模型的建立及其应用

针对油藏概念模型和实际模型存在的不足,提出了一个能够反映油藏主要地质特征、井网特征、生产特征、渗
流特征和剩余油分布特征的新模型油藏特征模型,给出了建立油藏特征模型的详细思路和具体步骤。油藏特征
模型建模相对简单,反映油藏地质特征和开发特征的程度介于概念模型和实际模型之间,但能够反映油藏的主要渗流
特征和剩余油分布特征,在此基础上,可以开展油藏开发机理和具体的注水技术措施研究。同时,该油藏特征模型的
建立也提供了一种新的建模思路,扩展了目前油藏模型的类型。最后,以孔二北油田为例详细介绍了建立油藏特征模
型的具体过程,并提出了建立在此油藏特征模型基础上的优化周期注水技术措施。     

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。     

低渗透油藏气驱“油墙”物理性质描述

搞清地层流体物理性质是科学管理油藏的重要前提,注气开发也不例外。基于简化实际气驱过程的"三步近似法"、物质平衡原理和相态基本原理等概念,将"差异化运移"和"加速凝析加积"两种气驱"油墙"形成机制与挥发油藏和凝析气藏开发实际经验和相态实验评价方法相结合,首次得到见气见效阶段"油墙"的溶解气油比、泡点压力、密度、地下黏度和体积系数等关键物性参数计算方法。用于国内多个二氧化碳驱开发试验项目呈现了很好的适应性,发现混相/近混相CO_2驱"油墙"泡点压力比原状地层油的泡点压力约高4.0~6.0 MPa,溶解气油比要比地层原油升高40~60 m~3/m~3;为注气开发油藏见气见效后油墙集中采出阶段生产井工作制度确定和采油工艺优化提供了主要理论依据。     

海上CO2驱研究进展及潜力评价

 概括了国内外海上CO₂驱技术研究成果和已开展项目实施经验,总结了海上CO₂驱方案设计、实施工艺和监控措施等方面获得的技术突破与经验。在此基础上运用油藏工程、数值模拟技术手段,设计了目标油田的CO₂驱方案,并评估了提高采收率与埋存的潜力。研究表明,该技术在提高海上油藏采收率的同时可提高天然气资源利用率。     

低渗火山岩气藏可动流体百分数及其影响因素

针对火山岩储层成岩机制与常规沉积储层差异大、岩性种类繁多、储层孔隙结构复杂等特点,综合使用离心
实验、核磁共振、恒速压汞及CT 成像等实验技术,对大庆徐深、吉林长岭和新疆滴西3 个火山岩气田可动流体百分数
及其影响因素进行了对比研究。实验结果表明,气水离心标定低渗致密火山岩气藏可动流体百分数使用的离心力应
为2.76 MPa,不同渗透率级别火山岩储层可动流体微观分布规律具有明显差异,渗透率越大,较大喉道控制的可动流
体比例越大,气藏开发难度越小,渗透率越小,较大喉道控制可动流体比例越小,0.100 mD 是可动流体微观分布规律
发生明显变化的临界渗透率。108 块岩芯可动流体百分数平均值为23.62%,长岭气田可动流体百分数最大,滴西气田
可动流体百分数最小。CT 成像与恒速压汞实验结果表明,孔喉大小及其匹配关系和裂缝发育程度是影响火山岩储层
可动流体百分数大小的主要因素。