低渗透油藏气水交替注入能力变化规律研究

气水交替注入技术不仅能提高注气驱过程的体积波及系数,还能改善高流度气体在流经低流度油藏流体时的流动效率,但是与连续注气或注水相比,气水交替驱注入能力发生异常的可能性明显增加。通过长岩芯驱替实验,研究了低渗油藏水驱后进行气水交替驱(气水比为1:1,1:2,2:1)时注入能力的变化。实验结果表明:气水交替驱会出现注入能力下降的问题,但当交替注入一定量后,注入能力不会持续下降,而是维持在一定水平;同时增大气段塞可以降低注入压力,增大注入能力,但对采收率有负面影响。     

低渗透油藏CO2变周期气水交替注入气水比理论设计

基于开发过程中饱和度、渗透率、分流率不断变化的特点,提出变周期水气交替注入(water alternating gas,WAG)气水比理论设计的概念。从油、气、水三相渗流力学原理出发,借助三相相对渗透率表征模型,建立各相饱和度与相对渗透率间的函数关系,得到各相饱和度与流度、气水比、流度偏离系数等相关参数的函数关系。流度偏离系数为引入的新参数,用于考察气水两相流动能力偏离水的流动能力幅度。采用枚举法,得到三相饱和度与气水比和流度偏离系数的关系图版,初步确定三相流动范围内气水比和流度偏离系数的取值范围。根据流度偏离系数和气水比关系曲线的特征点与含水饱和度之间的相互关系,最终确定变周期WAG气水比理论取值的合理范围。通过对实际区块气水比理论设计研究表明:合理气水比与含水饱和度是幂指数的函数关系;目标区块气水比的取值范围为0～34,流度偏离系数的取值范围为0～518。在中低含水阶段,建议WAG气水比理论设计数值为2;在中含水阶段,建议WAG气水比理论设计数值为1;在中高含水阶段,建议WAG气水比理论设计数值为0.5。该方法得到的变周期WAG气水比数值与数值模拟方法得到的结论相同,填补了变周期WAG气水比理论设计空白,对于完善变周期WAG其他参数的理论设计具有启发和借鉴作用。     

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。     

气水交替注入提高采收率机理研究进展

气水交替注入综合了气驱和水驱各自特点,可以很好的控制流度及稳定驱替前缘从而大大提高宏观驱油效率,已广泛应用于油田生产实践。总结了国内外有关气水交替注入的历史,研究了气水交替注入的技术分类,区分了根据混相状态的分类、注入气体的分类及其它分类等。另外,文章还进行了气水交替提高采收率研究小结,提出了气水交替注入技术的今后研究方向,对三次采油及油田实行早期气水交替注入具有一定意义。     

马朗凹陷芦草沟组油藏主控因素分析

马朗凹陷芦草沟组油藏属于自生自储型油藏。虽然起步较早,但裂缝发育,地质条件复杂,未能扩展规模。通过对该区芦草沟组油藏构造、储层等综合地质分析,明确马朗凹陷芦草沟组油藏受烃源岩质量及成熟度、岩性岩相、裂缝发育程度等因素影响。通过对芦草沟组油藏主控因素的分析,对该区芦草沟组油藏扩展指明了方向,为芦草沟组的规模效益开发奠定基础。     

低渗透油田水/CO2交替驱注入参数优选

在模拟低渗透油藏条件下,利用长岩心进行水/CO2交替驱室内实验研究。结果表明：水/CO2交替驱注入量增加,采收率、注入压力增加。.在同样注入量下,水气比增加,采收率、注入压力增加;水突破时间加快,气体突破时间减慢。水气比达到1:1后,采收率随着水气比增加而降低;水气交替段塞增大,采收率、注入压力增大,气体、水突破时间减小。水气段塞达到0.2PV后,采收率降低。对于低渗透油田,建议水/CO2交替驱的水气比为1:1、段塞为0.2PV。     

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。     

特低渗透砂岩油藏剩余油分布的主控因素及有利区块评价

根据特低渗透砂岩油藏储量动用不均衡的特点,提出了采用动态生产指标来对生产区块进行标定和分类,并通过动、静态相结合的方法分析特低渗透油藏剩余油的主要控制因素,在此基础上,再利用模糊数学评判的方法进行定量分析,指出有利的挖潜区块。对胜利油区五号桩油田桩74块特低渗透砂岩油藏的动、静态特征分析表明,该油藏沉积微相、微型构造及储层非均质性是特低渗透油藏剩余油分布的主要控制因素。其中,沉积微相的控制作用最强,微型构造次之,非均质性控制作用最弱。在沉积微相中,中扇亚相的辫状水道微相是最有利的微相带,中扇水道侧缘微相具有一定的可采储量,但由于相带狭窄不利于后期调整加密;朵叶体微相的井网稀,具有一定的生产开发潜力;顶凸底凸型和顶底均为鼻状凸起型微构造组合模式,水淹程度弱,既是高产区也是剩余油富集区。渗透率变异系数为0.3~0.9的区域,剩余油相对富集。最后以5砂组为例,采用模糊数学方法并结合剩余油控制因素分析结果进行了剩余油定量评判,指出了有利区域,经检验取得了良好的效果。     

特低渗透砂岩油藏剩余油分布的主控因素及有利区块评价

根据特低渗透砂岩油藏储量动用不均衡的特点,提出了采用动态生产指标来对生产区块进行标定和分类,并通过动、静态相结合的方法分析特低渗透油藏剩余油的主要控制因素,在此基础上,再利用模糊数学评判的方法进行定量分析,指出有利的挖潜区块.对胜利油区五号桩油田桩74块特低渗透砂岩油藏的动、静态特征分析表明,该油藏沉积微相、微型构造及储层非均质性是特低渗透油藏剩余油分布的主要控制因素.其中,沉积微相的控制作用最强,微型构造次之,非均质性控制作用最弱.在沉积微相中,中扇亚相的辫状水道微相是最有利的微相带,中扇水道侧缘微相具有一定的可采储量,但由于相带狭窄不利于后期调整加密;朵叶体微相的井网稀,具有一定的生产开发潜力;顶凸底凸型和顶底均为鼻状凸起型微构造组合模式,水淹程度弱,既是高产区也是剩余油富集区.渗透率变异系数为0.3～0.9的区域,剩余油相对富集.最后以5砂组为例,采用模糊数学方法并结合剩余油控制因素分析结果进行了剩余油定量评判,指出了有利区域,经检验取得了良好的效果.     

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。     

扩散作用对低渗透油藏CO_2驱相渗特征的影响

目前,对于CO_2驱多相渗流理论的研究大多没有考虑CO_2的扩散作用,使得其在预测见气时间等方面存在问题。应用压力降落法测定了气体在原油中的扩散系数,采用非稳态相渗实验方法进行了油气相对渗透率测定实验,分别研究了N_2和CO_2气体相渗曲线的差异以及不同压力下扩散作用对CO_2驱相渗的影响。研究结果表明,低渗透油藏CO_2驱过程中的扩散作用对油气相渗存在较大影响,CO_2的扩散作用对油相相对渗透率影响较大,对气相相对渗透率影响甚微,CO_2扩散作用的影响有利于增强油相渗流,进而降低残余油饱和度,提高原油采收率。     

低渗透油藏产能主要影响因素分析与评价

影响低渗透油藏产能的因素众多而复杂,因此正确分析和评价这些因素,对于低渗透油田勘探开发有重要的指导意义。石油地质学、测井学、渗流力学和油藏工程等多学科结合,分析了影响低渗透油田产能和开发效果的主要因素,对各因素进行评价,并与油田实际生产情况进行了验证和比较。研究表明,储层产能宏观上受沉积微相和流动单元的控制。油层有效厚度及其渗透率是影响储层产能的主要因素,部署井位时,要确保有较大的油层厚度,否则,井的产量不但不高,而且无法保持稳产。对于渗透率各向异性的储层,部署开发井网时,要优选最优的井排距比和井网形式,确保油藏有较高的整体采收率。     

低渗透油藏超前注水渗透率界限研究

超前注水技术可有效提高低渗透油藏的开发效果,但随着储层渗透率的增加,超前注水提高采收率幅度变缓,因此有必要研究超前注水适用的渗透率界限。利用低渗透X油田天然岩心开展室内实验,研究超前注水对岩心渗透率、孔隙结构、驱油效率等的影响。结合数值模拟分析超前注水对波及系数及采收率的影响,并对超前注水现场试验效果进行评价。结果表明,适合超前注水的储层渗透率界限为小于10 m D,对于低于该渗透率的储层,采取超前注水开发方式可获得较好的开发效果,采收率增幅明显。     

考虑应力敏感性的低渗透油藏注水井试井分析

低渗透油藏由于渗透率低及存在启动压力梯度,油在地层中传播压力速度很慢,难以获得足够资料对储层做出合理的解释,油井试井效果不佳,而低渗透油藏注水井试井可以很好地解决这个难题。综合考虑启动压力梯度、应力敏感性、流度比等的影响,建立了低渗透油藏注水井低速非达西渗流有效井径试井的数学模型。鉴于该模型的强非线性,采用稳定的有限差分格式利用Newton-Raphson迭代法求得数值解,进一步研究了压力动态特征及影响因素,绘制了用于实际资料拟合分析的典型试井曲线。     

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。     

低渗透油藏中毛管力在水油两相渗流中的作用

研究在水湿低渗透油藏中,毛管力对水油两相渗流的影响.首先建立一维渗流模型和相应的渗流微分控制方程,用数值差分的方法进行求解,并绘制产量图和采出程度图,分析启动压力梯度和毛管力对水驱油效果的影响.分析表明:在低渗透油藏中,水湿油藏的毛管力和启动压力梯度使油藏开发难度增大,生产成本增加;毛管力使油藏的无水采收率和采收期减小.     

低渗透油藏考虑压裂的合理注采井距研究

基于点源点汇渗流理论,推导了低渗透油藏考虑压裂措施的注采井间压力梯度分布方程,结合启动压力梯度 与低渗透油藏渗透率关系式提出了合理注采井距计算方法,并结合低渗透油藏实例,进行了注采井间压力梯度影响因 素分析,得到了低渗透油藏合理注采井距理论图版,验证了该方法的可靠性。结果表明：在渗透率、注采压差和压裂裂 缝长度一定的情况下,存在合理的注采井距,且合理井距随渗透率、注采压差和裂缝半长的增加而增大;认为采取压裂 等增产措施,有利于建立起有效的驱替压力系统,能较大幅度地提高合理注采井距。推导出的考虑压裂的注采井间压 力梯度表达式能够较准确地反映真实地层驱替压力系统,研究结果对合理开发低渗透油藏具有一定的实际意义。     

邦戈尔盆地潜山风化壳储层发育特征与主控因素分析

邦戈尔盆地潜山储层为前寒武纪花岗质风化壳储层,风化壳储层岩性复杂,物性较差,储层类型多样。为明确潜山风化壳储层发育主控因素、建立风化壳储层评价标准,通过分析储层岩性矿物元素差异、储集空间类型和裂缝分布特征确定风化壳储层发育主控因素,并将主控因素进行级别定义和相互匹配,建立风化壳储层评价标准。结果表明：岩性是形成储层的宏观背景,风化淋滤作用是控制储层孔隙发育的基础,构造作用是影响储层裂缝形成的重要因素;花岗质风化壳储层可以划分为三大类,其中Ⅰ类储集性能最好,Ⅲ类最差。风化壳储层评价标准的提出可进一步为风化壳潜山储层的高效勘探开发提供更为准确的指导。     

低渗油藏的两相相对渗透率计算方法

在考虑启动压力梯度的影响,以质量守恒方程为基础,得到了低渗油藏中计算水、油两相相对渗透率的方法,编制了相应的应用软件,并给出了两个实例进行应用说明．新方法与原有的ＪＢＮ 方法类似,主要区别是：在注入能力公式中加入启动压力梯度的影响,可以看作为ＪＢＮ 方法的推广．分析表明：①以束缚水饱和度下的油相渗透率为基准渗透率时,启动压力梯度不影响油相的相对渗透率,只影响水相的相对渗透率;②油相启动压力梯度增大时,油相相渗曲线不变,水相相对渗透率减小;③由于水相的启动压力梯度远小于油相,因此水相启动压力梯度的影响可以忽略不计．     

低渗透油藏三相流油井流入动态研究

针对低渗透油藏具有启动压力梯度和应力敏感性的特性,考虑油相相对渗透率、原油黏度、原油体积系数随压力变化,建立了考虑应力敏感性和启动压力梯度影响的低渗透油藏三相流油井流入动态方程,分析了影响流入动态曲线形态的因素.其结果对开发低渗透油田的油井流入动态预测具有实际指导意义.