渤南油田义34块特低渗透油藏二氧化碳混相驱实验

特低渗透油藏物性差,注水开发见效难,为了探索合理的开发方式,采用渤南油田义34块特低渗透油藏地层原油,进行了二氧化碳(CO2)混相驱实验研究。通过细管实验确定了CO2驱的最小混相压力,采用长岩心物理模型对完全水驱、完全水驱后持续CO2混相驱及初始持续CO2混相驱3种方式的驱替效果进行了实验研究。结果表明,该油藏最小混相压力为30.76 MPa,在目前地层温度和压力下,3种驱替方式下的最终采收率分别为42.15%,75.0%和69.21%。研究表明,CO2混相驱油可以获得比水驱更高的原油采收率,应尽早在渤南油田义34块油藏开展CO2混相驱矿场试验。

CO_2细管模型驱油效果研究

鉴于气驱技术对开发低渗透油藏的良好效果,运用了目前最可靠的测量最小混相压力的细管实验方法,进行了对CO2气体与原油最小混相压力的预测研究。详述了细管实验的实验条件、实验方法、具体步骤与原理。分析结果得到了注采压差、采油速度和采收率随驱替压力的变化规律,并测量了原油与CO2作用的最小混相压力,给出了合理的驱替压力范围,为油藏开采提供了参考依据。

基于赫—巴模型的微小井眼钻井连续油管内钻井液流阻计算分析

微小井眼连续油管(CT)钻井技术具有诸多优点,但微小井眼尺寸小,导致钻井液流动空间小、排量较小、返速较高、循环损失较大,限制了该技术的推广使用。为解决微小井眼CT钻井循环钻井液流阻过大的问题,基于赫—巴模型,结合微小井眼CT钻井的特点,计算了CT内钻井液流阻,探讨了CT内钻井液流阻与钻井液平均流速、CT长度或井深、CT内水眼直径、滚筒直径等参数的关系。研究结果表明:①滚筒上CT内流阻随钻井液流速增大而呈线性增加且增加幅度更大,使用小排量进行钻进能降低滚筒上的流阻;②滚筒上和井筒中CT内钻井液流阻均随CT的长度增加呈线性增加,而随着CT内水眼直径增加呈线性减小,钻深井时,可使用大管径进行钻进;③CT内钻井液流阻受滚筒直径的影响很小,但随钻井液的流速增大呈线性增加,因此当滚筒上缠绕的CT较长时,可使用多个滚筒进行缠绕,以降低滚筒上CT内钻井液流阻。结论认为,寻找控制和减小微小井眼钻井CT内钻井液流阻的方法和优选适合CT钻井的相关参数,有助于加快该技术的推广应用。

塔里木油田注气驱井混相压力的影响规律研究

最小混相压力是注气方案设计中重要的参数之一,在注气混相驱下,理论上驱油效率可以达到100%。行业标准推荐细管长度应大于10 m,然而有研究表明细管长度对最小混相压力有影响。以塔里木油田某区块为研究对象,开展了两种不同烃类气体的细管实验和数值模拟,研究了细管长度对混相压力、混相带长度、驱替效率的影响规律。结果表明:随着细管长度增大,驱油效率逐渐变大,最小混相压力变小;但当细管长度增加到100 m后,最小混相压力的降低幅度减小。细管长度对最小混相压力的影响机理是:混相带的长度随着细管长度的增加而增加。该研究结果可为注气驱注采井井距的优化提供一定的理论依据。

一常见气体及CO_2在岩心模型和细长管模型上的驱油对比

对地层驱油过程进行物理模拟,分别借助常规低渗碳酸盐岩心模型和细长管模型对比常见气体(氮气、甲烷、石油伴生气)及液态CO_2的驱油效果。结果表明:两种模型对氮气驱油能力的评估结果几乎一致(分别为21%和19.1%);随着流体与原油混溶性的增加,两种模型评估结果的差异变大,对可与原油混溶的液态CO_2的评估结果分别为52%和94.8%;仅基于岩心模型的常规驱替实验并不能完全评估气体/溶剂的驱油能力,尤其对混相驱油剂的评价结果是不可靠的。

基于多级混合单元模型的最小混相压力计算方法

最小混相压力(MMP)是混相气体注入工程设计的关键参数之一,在MMP下,驱替效率达到100%。在本研究中,提出了一个基于多级混合单元模型的新方法来识别关键结线,从而计算出最小混相压力。多级混合单元模型是细管实验中连续气体注入过程中的一个离散模型。在该方法中,对于nc组分的体系,研究发现有nc+1个相同组成的区和nc-1个关键结线。随着注入气体批次数的增加,关键结线以反序的形式出现,如初始结线首先出现,注入结线最后出现。该研究结果有助于新方法识别所有的关键结线,因此特别适用于气体注入的研究。本方法所预测的结果与细管实验的结果和其他研究者的结果相对比是十分吻合。

一种测定CO2驱最小混相压力的实验方法

为了缩短最小混相压力的测试时间,根据界面张力消失原理,提出了一种可以快速确定最小混相压力的实验新方法。该方法主要是利用可旋转的活塞式高温高压配样器,通过测定原油和CO2混合过程中的压力变化来确定最小混相压力。利用该方法对华庆长6储层的原油与CO2的最小混相压力进行测试,并与细管法测试结果进行对比,结果表明,测试结果与细管法的测试结果较接近,且该方法具有操作简单、实验过程耗时较短的特点。