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。     

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。     

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。     

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。     

低渗透油藏油水两相启动压力梯度变化规律研究

低渗油藏单相渗流启动压力梯度目前已进行了大量研究,但油水两相启动压力目前研究很少,没有明确的结论.较系统地研究了两相启动压力梯度产生原因及变化规律,从启动压力梯度定义出发研究了两相启动压力梯度的测定方法.用胜利油田天然低渗岩心测定了不同渗透率岩心油水两相启动压力梯度与含水饱和度的关系,通过数据回归建立了油水两相启动压力梯度与渗透率、饱和度之间的经验关系式.实验结果表明:油水两相同时渗流时,两相的启动压力梯度相等,随含水饱和度的增加而呈线性降低的趋势,并且渗透率越低的岩心,降低的趋势越明显.建立了根据岩石的物性预测研究区块两相启动压力梯度的经验方法.     

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。     

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。     

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。     

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。     

特低渗油藏氮气泡沫驱油效率实验研究其现场应用

为进一步提高特低渗JD油田原油采收率,在模拟油藏条件下,开展氮气泡沫驱油效率实验,研究注入方式、注入量、注入速度以及气液比对氮气泡沫驱油效率的影响。结果表明:水驱后转气水交替驱易形成窜流,封堵效果不佳;氮气泡沫驱驱油效率比纯氮气驱驱油效率高;氮气与起泡剂溶液段塞式注入比气液混合注入更适合该区块;采出程度增幅随着注入速度的增加呈现先增大后减小的趋势;当气液体积比为1∶1时,整体采出程度增幅最大。最佳的注入段塞量为0. 1 PV0. 33%起泡剂溶液+0. 1 PV氮气+0. 03 PV地层水+0. 1 PV0. 33%起泡剂溶液+0. 1 PV氮气+0. 03 PV地层水,段塞的最佳注入速度为0. 03 m L/min。现场试验表明氮气泡沫驱能有效提高原油采收率。     

羌塘盆地侏罗系低渗透砂岩储层成因分类及有利储层预测

羌塘盆地侏罗系地层厚度大 ,分布面积广 ,砂岩储层发育 ,但砂岩储集物性及孔隙结构普遍较差 ,现有露头样品分析表明 ,其储层主要为低特低渗储层。侏罗系低渗砂岩储层特征主要受沉积相带与压实、胶结等成岩作用的控制。依据其储层的控制因素 ,将其划分为强压实型、中等压实碳酸盐胶结型、强压溶石英次生加大型、泥质包壳粘土矿物胶结型、沥青充填型、不稳定组分溶解溶蚀型 6种低特低渗砂岩储集层类型 ,这些类型各具不同的储集潜力和分布范围。其中 ,发育于三角洲前缘等相带中的不稳定组分溶解、溶蚀型低渗砂岩储层储集性能较好 ,为羌塘盆地最有利的碎屑岩储层。     

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。     

替代混合物容量调节的匹配及动态特性

研究了逆循环替代混合容量调节的匹配及动态特怀,建立容量调节系统的动态数学模型及试验装置,进行了容量调节试验,证明本文建立的实验装置与替代混合工质匹配良好基本满足预定的调节要求,并可明显提高装置的季节能效比。     

火山岩油藏注采动态特征研究

火山岩油藏无论在国内或国外,其数量与规模都既少又小。我国的火山岩油藏主要分布在新疆,这些油藏注水开发已有数年,其动态特征表现为:油井产能高低悬殊;油井及油田产量递减均快、油藏无稳产期;注水井吸水差别大;注水开发时少数油井水窜水淹严重、而多数油井长期不见注水效果;油藏采收率多在8%~13%之间。上述注采特征与油藏裂缝发育、非均质性极强的地质特点是相一致的。根据上述特点,建议火山岩油藏的开发应慎重注水,重点做好高产井管理,水窜严重的井组采取停注或间注等方式进行开采。     

注水开发油田进行注气开发的可行性研究

注水是油田开发中使用最为普遍的开采方式,但水驱采收率一般不高,探索水驱后如何提高采收率一直是广大科技工作者思考的问题。注气是一种较好的提高采收率技术,在水驱后油田注气潜力如何还不清楚。在此分析了国内外油田水驱后注气项目实施情况,并对我国一些油田实例进行了评价,对我国油田水驱后注气开发的实施有较好的指导意义。     

低渗油藏注空气低温氧化数值模拟研究

针对胜利油田低渗透油藏注空气低温氧化提高采收率,基于室内实验和数值模拟相结合的手段,通过拟合氧化实验的压力降、产出气体含量,建立了注空气低温氧化(LTO)模拟模型,评价了注空气效果影响因素的敏感性及作用机理,对比了注空气与注N2的驱油效果及经济可行性。实际应用表明,模拟与实验结果吻合较好,数值模拟方法可行;胜利油田渤南罗36断块注空气效果影响因素的重要性大小依次为注气速度、油藏温度、剩余油饱和度、油藏倾角、射孔位置等;注空气相对于注N2而言成本低,驱油效果好。为胜利油田低渗油藏注空气动态监测及方案调整提供了依据,对注空气提高采收率开发方案的制订及优化具有借鉴意义。     

前梨园环洼沙三段层序特征与岩性油气藏分布

通过对前梨园环洼下第三系沙三段层序界面的分析、对层序地层划分和体系域的研究;建立了前梨园洼陷的几种层序地层模式;进行了沉积相分析和砂体展布规律研究;分析了其岩性油气藏分布规律,对前梨园环洼地区岩性油气藏勘探提出了新思路。     

雁107砾岩油藏储集类型及对注水开发的影响

雁107厚层砾岩油藏的储层岩性以白云岩为主,在开发初期,立足于储集空间以孔隙为主的认识,按照一般砂砾岩油藏的开发模式制定了开发方案,在投入开发不到两年、采出程度不到5%的情况下,其产油量即从投产初期的150t/d左右下降至20t/d左右,综合含水高达80%。在没有岩芯资料和测井系列不适合于裂缝研究的条件下,从油藏开发中暴露的矛盾分析入手,借助井壁取芯、压力恢复测试等资料,重点讨论了储层岩性差别与储集类型的关系,以及储集类型的识别在雁107砾岩油藏开发中的重要意义。     

离子注入对绿豆种胚细胞结构变化及萌发生长的影响

应用光镜和扫描电镜研究低能铜离子注入绿豆（ＰｈａｓｅｏｌｕｓａｕｒｅｕｓＲｏｘｂ）种胚细胞结构的变化，结果表明绿豆种胚被铜离子注入的区域其细胞结构和未注入的对比，发生了一定程度的变化并出现了局部损伤。在实验室条件下通过观察绿豆种胚的萌发过程，表明离子注入造成的局部细胞损伤在８ｈ后得到修复，同时记录了离子注入对绿豆种胚萌发以后生长的影响。