低渗透油藏注气提高采收率评价

伴随油气田勘探工作的深入,原油中难采低渗透储量发现所占比例越来越大。由于渗透率低,一方面注水和其它提高采收率方法使用受到限制,另一方面气源大量发现,给注气提高采收率提供了可能,并显示出突出的优势。通过分析低渗透油藏的特点、国内外低渗透油藏注气实例,针对我国实际情况,提出了一套评价低渗透油藏注气可行性的技术路线和内容,以及注气中应当注意的问题和建议,对低渗透油藏开发可行性评价有很好的指导意义。     

低渗非均质油藏注气提高采收率实验研究

针对长庆油田某区块低渗透裂缝性油藏裂缝发育、非均质性严重的特点,通过实验研究了注入时机对氮气驱油效率的影响,优选氮气驱注入方式并对气液比和段塞大小进行了优化。实验结果表明:N2注入时机对原油采收率有较大影响,N2注入时机应尽早。气液交替注入方式更有利于低渗油藏特别是非均质油藏的开发。气液比和段塞大小对氮气驱开发效果均有显著影响,优选结果是气液比1∶1,氮气段塞个数为5。     

低渗透油田注水与注气开发的数值模拟比较

为了搞清楚低渗透油田注水和注气开发的效益,以安塞油田坪桥区渗透油田为例,应用三维三相全组份模型,对低渗透油田的注水开发和注气开发进行了数值模拟研究,并将二者进行了对比。结果表明,注水开发和注气开发都能有效地地层补充能量。较自然能量开采,开发水平有很大提高。     

低渗透油田注水与注气开发的数值模拟比较

为了搞清楚低渗透油田注水和注气开发的效益,以安塞油田坪桥区特低渗透油田为例,应用三维三相全组份模型,对低渗透油田的注水开发和注气开发进行了数值模拟研究,并将二者进行了对比,结果表明,注水开发和注气开发都能有效地向地层补充能量,较自然能量开采,开发水平有很大提高,是开发低渗透油田的有效方法;注水开发和注气开发比较存在三个时期,即①前期注水优于注气;②中期注气优于注水;③后期注水优于注气;三个不同时期出现的早晚和长短受注入气组成的影响;注水采收率可达２６．２４％;注气采收率在１４．１４％～２４．２８％之间,注入气体越富,效果越好;提高注气效果的关键,是延迟注入气在生产井井底的突破．     

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。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注气提高采收率物理模拟研究

鉴于塔河缝洞油藏单井注气吞吐试验取得了较好采油效果,为将注气技术从单井吞吐向单元区块进行推广,有必要优化缝洞型油藏单元注气方式。本文首先通过岩板刻蚀缝洞模型来研究不同气驱方式的产液特征、产液规律,在此基础通过具有类似缝洞结构的玻璃刻蚀模型开展可视化物理模拟研究来定性解释上述规律产生的机制。板状模型物理模拟研究发现,缝洞模型水驱后以不同方式注气,第一阶段皆表现为产水、不出油;不同注气方式产油速度、采收率增值差别较大。从采油速度看,转单纯注气效果优于气水同注、气水交替和注泡沫;从采收率增值看,泡沫驱 >气水同注> 纯氮气驱 >气水交替。研究表明,水、气体、泡沫在缝洞介质中流动特征可概括为：气往高处去,水往低处流,泡沫高低都能走,上述驱替介质在缝洞模型中特定的行进方式决定了其对水驱剩余油的作用机制和产液特征。     

裂缝性油藏注气提高采收率技术进展

注气可以维持裂缝性储层的地层压力,并提高驱油效率。阐述了世界裂缝性油藏注气提高原油采收率（EOR）技术的发展概况,分析和讨论了裂缝性储层注气开采特征、室内实验研究及理论研究技术现状。指出,储层中裂缝发育方向和程度严重影响注气驱替效果;气驱突破速度未必比水驱突破快;气驱波及范围有可能比水驱波及范围广。多孔介质将影响流体相态、油气混相性及气驱油机理,建议加强考虑双重介质特性的注气驱相关室内实验研究和混相理论研究。     

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。     

低渗透油藏弹性驱和溶解气驱采收率计算

针对低渗透油藏流体渗流存在启动压力梯度,基于达西定律的常规采收率计算方法难以适用的问题,结合非达西渗流理论,采用油藏工程方法,提出了考虑启动压力梯度的低渗透油藏弹性驱和溶解气驱采收率计算新方法.介绍了该方法的基本原理和计算过程,并进行了算例分析.研究结果表明:低渗透油藏启动压力梯度的存在降低了弹性驱和溶解气驱采收率,加密井网是提高弹性驱和溶解气驱低渗透油藏开发效果的有效途径.提出的计算方法拓展了非线性渗流理论的应用,可用于低渗透油田的开发设计.     

低渗透砂岩油层水驱采收率问题

本文仅就低渗透油层采收率与渗透率的关系及采收率与驱替速度的关系进行了岩心实验研究,结果表明,对于低渗透油层,其采收率值与地层渗透率存在明显依赖关系。随着渗透率的降低,采收率明显降低。驱替速度对采收率也有明显的影响。驱替速度逐渐增大导致采收率先是显著增加,达到最大位后又趋减小,并存在使采收率最大的一最佳驱油速度。实验说明,低渗透油层中多相渗流具有某些特殊规律,它与低渗透率及地层孔隙结构特征有密切关系,对它们的研究具有重要的理论和实际意义。     

新疆油田低渗透区块空气驱实验研究

低渗透油藏由于地层能量衰竭较快且注水困难,一次及二次采收率较低,故考虑采用注空气技术来维持地层压力、提高采收率.相对于其他气驱技术,空气驱具有来源广、成本低的显著优势.通过对C-9井区原油低温氧化实验及空气驱实验,研究了目标区块原油的低温氧化特性及油藏条件下的空气驱提高原油采收率幅度.主要从注空气安全和提高采收率潜力方面评价了空气驱低温氧化工艺的可行性.实验结果表明,在相对低温条件下C-9区块原油可以有效消耗氧气,即使氧化速率缓慢,但是考虑空气在油藏中滞留时间及氧化反应的热效率,仍可以保证注气安全,空气驱二次采油可以得到较高的采收率,但是对于剩余油饱和度低的三次采油,空气驱提高采收率的幅度相对较低.     

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。     

低渗透油田表面活性剂增注效果预测方法研究

针对低渗透油田在注水开发过程中注入压力高、压力传导慢等问题,室内进行了表面活性剂相对渗透率和天然岩心降低注入压力等实验研究。实验结果表明,在水驱基础上,天然岩心注入浓度为0.5%的NS—1表面活性剂后,后续水驱压力降低25%以上,降压效果明显。根据油水相对渗透率曲线,在油水两相径向稳定渗流条件下,对表面活性剂增注效果、段塞尺寸与增注量的关系等进行了预测。     

低渗透油田强化注水压力界限研究

低渗透油藏开发的难点就是注水不足,地层能量得不到有效补充,油井产量下降迅速。提高注水压力是解决此问题的最直接的办法,但不可能无限制地提高注水压力,还应该充分考虑地层、套管、地面设备的承受能力,因此有必要开展强化注水压力界限的研究。本文针对低渗透油田的地质特点,提出了合理注水压力的确定原则;依据材料力学理论,建立了套管承压能力计算数学模型,结合压裂施工参数,研究了油层破裂压力的计算方法,针对朝阳沟油田某区块的具体情况,确定了强化注水压力界限。     

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。     

低渗碳酸盐岩气藏提高采收率技术对策

系统的提高采收率技术对策是改善低渗碳酸盐岩气藏进入开发中后期效果的重要技术手段。针对该类气藏进入开发中后期地质、生产动态以及开发方式上相对于早期的变化,围绕气田挖潜与提高采收率,梳理了该类气藏在面临侵蚀沟槽发育、储层低渗非均质性强、低压低产井多等特征时,剩余储量挖潜、提高储量动用程度和井网完整性评价中的关键技术问题。并在复杂岩溶储层描述、低渗气藏精细动态评价技术的基础上,提出以"沟槽挖潜、井网优化、增压开采、排水采气"为核心的提高采收率技术思路与对策,并将研究成果应用于鄂尔多斯盆地M气田。结果表明:M气田可新增动用储量220.3×10~8 m~3,增产气量303.4×10~8 m~3,提高气田采收率6.8%。研究结果对国内同类气藏的开发与实践具有指导意义。     

不同类型致密气层对产能贡献的实验评价方法

针对在建立岩芯含水饱和度时,用地层水饱和经常出现盐析、用无离子水饱和会导致水敏/盐敏损害等问题,提出将岩芯进行550 ℃高温处理2 h,钝化气层中的水/盐敏性黏土矿物,再使用无离子水建立不同含水饱和度开展评价实验,能有效消除此类实验误差;且岩芯可以重复实验,既克服了岩芯非均质性带来的误差,又能节约大量的珍贵岩芯。以四川盆地合川须二低渗气层I、II、III 类气层为研究对象,利用该方法评价了不同类型气层对产能的贡献率,研究表明高温处理后岩芯没有产生微裂缝,绝对渗透率下降5% 左右。     

大庆低渗透油田扶余油层超前注水实验

为研究大庆低渗透油田扶余油层超前注水过程中渗透率级差对采收率的影响和超前注水开发效果不佳的原因,通过人造长岩心超前注水驱油室内模拟实验,确定了合理地层压力水平和渗透率级别对采收率的影响程度。结果表明:大庆油田扶余油层超前注水过程中,合理地层压力水平应当保持在原始地层压力的120%左右。在合理地层压力保持水平下,超前注水较同步注水初期产油量高,采油速度高,无水采油期短,且对含水率上升具有一定抑制作用;同时,超前注水实施过程中,储层渗透率越低,超前注水对采收率提升的效果越好。