低渗透油田水/CO_2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0.2 PV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0.2 PV。

低渗透油藏强化CO_(2)/水交替注入驱油效果实验研究

为了强化低渗透油藏CO_(2)/水交替注入(WAG)驱油效果,针对CO_(2)黏性指进问题,提出了锥形WAG驱和活性水WAG驱2种强化驱油效果的方式。通过非均质岩心驱替实验,对比分析了锥形水气比(5∶1~1∶1和1∶1~1∶5)与等比例(1∶1)注入时采出程度变化情况;基于泡沫性能和界面活性评价结果,优选了强化WAG驱用表面活性剂,通过非均质岩心驱替实验评价了活性水强化WAG效果。结果表明:采用锥形WAG驱替时采出程度高于等比例水气比驱替。优选了具有良好起泡性能和低界面张力的L1表面活性剂,L1表面活性剂浓度为0.5%时,泡沫强度达到中等强度,油水界面张力降至2.91×10^(-2) mN/m;L1表面活性剂浓度为0.4%时,高渗层采出程度提高了26.82%,以提高洗油效率作用为主;L1表面活性剂浓度为0.6%时,低渗层采出程度提高了21.48%,以泡沫调驱作用为主。该研究成果为实现低渗透油藏CO_(2)驱油高效开发有指导意义。

基于B-L方程的低渗透油藏CO_2水气交替注入能力

注入能力的降低是制约低渗透油藏CO_2水气交替(WAG)驱提高采收率的关键因素。采用特征线法,考虑CO_2在原油、注入水中的溶解及CO_2对原油的抽提作用,引入渗流阻滞系数,对气驱油及水驱气过程中的Buckley-Leverett(B-L)方程进行修正,确定气驱油、水驱气前缘及尾部移动速度,结合多重复合油藏渗流理论,建立可表征CO_2水气交替驱注入能力变化的数学模型,并应用Laplace变换及Stehfest数值反演,求得井底压力解。通过与不同地层渗透率下的数值模拟结果进行对比,验证模型的准确性。结果表明,相比于偏油湿地层,偏水湿地层水的注入能力较低;CO_2与原油间界面张力越小,注水能力越大;当地层渗透率低于5×10^(-3)μm^2时,水的注入能力急剧减小。

新型EOR方法：低矿化度水／CO2交替注入法——海水驱后的低矿化度水驱通过提升润湿性改造效果来提高采收率：注入CO2将碳酸盐岩和砂岩的润湿性向亲水性转变，使采收率进一步提高

本文提出了一种用于提升低矿化度水驱经济效果的新型提高采收率（EOR）方法，试验时测量了最小混相压力、界面张力和接触角．岩心驱替试验设计为海水驱＋低矿化度水驱＋连续注入CO2。结果表明：海水驱后的低矿化度水驱通过提升碳酸盐岩润湿性改造效果来显著提高采收率，在低矿化度水驱后注入CO2使碳酸盐岩和砂岩的润湿性向亲水性转变，进一步提高了采收率；低矿化度水中CO2较高的溶解度是残余油动用量增加的主要原因。为了使注CO2的成本最小化以及达到最佳波及效率，建议现场应用情况下使用低矿化度水／CO 2交替注入EOE方案。

低渗油藏水驱后CO_2驱潜力评价及注入参数优化

延长油田乔家洼区块属于典型的低孔、特低渗油藏。针对该区块基质致密和非均质性严重造成注水开发效果差的问题,通过开展CO2室内驱油实验,在水驱基础上分别对连续气驱和气水交替驱驱油潜力进行评价,并对气水交替驱流体注入速度、段塞尺寸及气水比等注入参数进行优化;同时,对区块采用水驱、优化井网后水驱、利用优化的CO2驱注入参数开展气驱和注气5 a后转气水交替驱4种开发方案进行数值模拟产量预测。实验结果表明:CO2驱在目标区块高含水后有着较大驱油潜力,连续气驱和气水交替驱分别在水驱基础上可提高采收率8.43,20.95百分点;最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.727 m L/min,0.10 PV,1∶1。数值模拟结果表明,连续气驱和注气5 a后转气水交替驱,在开发15 a末,在水驱基础上分别可以提高采收率13.81,12.98百分点。

CO_(2)驱后水气交替注入驱替特征及剩余油启动机制

水气交替注入(WAG)是特低渗透油藏提高采收率的有效手段之一,但在CO_(2)连续气驱后实施WAG驱,仍然存在驱替特征模糊、剩余油启动机制不明确等问题。以海拉尔油田贝14区块为研究对象,借助Micro⁃CT研究WAG驱启动剩余油的微观作用机制,同时通过长岩心驱替实验研究CO_(2)驱后水气交替注入的驱替特征。Micro⁃CT实验结果表明:目标区块大孔隙的体积比例超过85%,在被CO_(2)全部动用后成为了气窜通道,采收率仅47.95%;CO_(2)驱后WAG驱不仅启动次级大孔隙中的剩余油,对中小孔隙的剩余油也有不同程度的动用。长岩心实验结果表明:在CO_(2)驱后开展WAG驱,水和气段塞需要交替注入一定量(0.40 PV左右)后采收率才能大幅度增加,气水比和段塞尺寸存在最优值,分别为1∶1和0.10 PV,该条件下WAG驱的采收率增幅主要由第3、4交替轮次所贡献,10轮次的水气交替注入可在CO_(2)驱的基础上提高采收率18.68百分点。研究成果可为特低渗透油藏CO_(2)驱后进一步提高采收率提供理论支撑。

特低渗油藏CO_(2)/水交替微观驱油机理研究

苏北盆地断块特低渗透油藏具有“小、碎、深、薄、低”的典型特征,在经过短期弹性开发后如何优选合理高效的提高油藏采收率方法成为该类油藏面临的瓶颈问题。水气交替注入(Water Alternating Gas,WAG)方法能有效抑制水窜和气窜,兼具水驱和CO_(2)驱的优点,在特低渗透油藏取得了成功应用,但其微观驱油机理及实际效果仍需进一步研究和评价。文中以苏北ZD油田为研究对象,基于特低渗透天然岩心的三维数字模型,应用孔隙尺度微观数值模拟方法,研究了CO_(2)/水交替驱油过程中气水相界面的动态演化过程,并深入阐明了特低渗油藏WAG提高采收率的微观机理,结果表明:水气交替驱具有更大的波及面积和更少的剩余油体积,CO_(2)驱过程具有更好的流动性和克服黏滞力的能力,同时水驱过程中的渗吸作用和封堵作用能有效提高驱油效率。因此,CO_(2)/水交替驱可以有效启动特低渗储层,起到调剖调驱协同增益的作用,研究成果对于指导特低渗透油藏提高采收率技术的优选和实施具有重要的理论意义和矿场应用价值。

高渗油藏濮城沙一下CO_2/水交替混相驱优化注入参数研究

本论文旨在通过CO2/水交替注入的数值模拟研究,进行CO2/水交替注入的参数优化,从而为导试验矿场的实施提供理论依据,达到特高含水油藏的CO2/水交替驱提高采收率的目的。

低渗低黏油藏CO2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CO2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CO2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CO2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。

水气交替注入对CO_2驱油效果的影响

延长油田靖边203区块是典型的低孔低渗油藏,该区块正在进行CO_2驱先导性试验。水气交替注入（WAG）能有效控制驱替前缘流度,抑制气窜并延长见气时间,从而改善CO_2驱油效果。通过与连续气驱对比实验,研究了WAG对CO_2驱油效果的影响,并探讨了注气速度、段塞尺寸和气水比等注入参数对CO_2驱油效果的影响规律。结果表明：对于非均质性油藏,WAG比连续气驱具有更明显的优势;渗透率级差为10~30时,WAG能有效地抑制气窜,改善驱油效果;渗透率级差过大或存在裂缝时,WAG驱油效果变差;WAG的注气速度、段塞尺寸和气水比分别为50 m L/min,0.10 PV和1∶1时,驱油效果最佳,采出程度在水驱基础上提高了20.95百分点,最终采出程度为44.70%。

特低渗透油藏水驱、CO_2驱和水/CO_2交替驱效果对比

针对特低渗透油藏,在模拟实际油藏条件下开展水驱、CO2驱和水/CO2交替驱室内实验研究。结果表明:在相同条件下,水/CO2交替驱的采收率比CO2驱高22.63%,比水驱采收率高27.22%。水驱见水早,含水率上升快,注入压力高;CO2驱虽然注入压力低,但CO2气窜非常严重;水/CO2交替驱注入压力比CO2驱高,但远远低于水驱压力。水/CO2交替驱见气和见水时间较CO2驱和水驱晚,而且气油比和含水率上升速度慢。因此利用CO2驱油时,应首先选择水/CO2交替驱。

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CO_2驱注入时机研究

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟软件,研究CO2不同注入方式下的驱油效果。数模结果显示,与水驱和连续注气方式相比,交替驱能大幅提高原油采收率。衰竭开采后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速增加,然后逐渐降低,不过采收率变化幅度较小。注水开发后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速降低,然后逐渐增加,采收率降低幅度较大。注水开发后,经过一段时间焖井,再进行气水交替驱,焖井时间与采收率关系比较复杂,最佳焖井时间可以通过数值模拟得到。

低渗透油藏气水交替驱不同注入参数优化

气窜是影响低渗透油藏注气开发效果的重要因素,气水交替(WAG)注入方式可以很好地稳定驱替前缘,从而提高宏观波及效率。低渗透油藏渗流机理复杂,影响气水交替开发效果的参数多,为了得到最佳开发效果,有必要对注入方式和参数进行优化。文中利用数值模拟方法研究了CO2注入方式和注入参数等对低渗透油藏开发效果的影响,并对长庆油田某超低渗透油藏CO2水交替注入方式及参数进行了优化。结果表明,最佳注入方式为CO2水同步注入,注入周期为1 a,段塞气水比为1∶1,段塞最佳注入总量为0.44 HCPV,最佳注入层位为底部4个小层。

低渗油藏水驱后CO_2潜力评价及注采方式优选

针对延长油田乔家洼区块由于基质致密和非均质性严重造成注水开发效果差的问题,通过开展CO2室内驱油实验,在水驱基础上分别对连续气驱和气水交替驱驱油潜力进行评价,并对气水交替驱流体注入速度、段塞尺寸及气水比等注入参数进行优化。同时,对区块采用水驱、优化井网后水驱、利用优化的CO2驱注入参数开展气驱和注气5年后转气水交替驱4种开发方案,进行数值模拟产量预测。实验结果表明,CO2驱在目标区块高含水后有着较大驱油潜力,连续气驱和气水交替驱分别在水驱基础上可提高采收率8.43%和20.95%;气水交替注入方式下采收率随各注入参数的增大均呈先增加后降低的趋势,最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.73mL/min、0.1PV和1∶1。数值模拟结果表明:优化井网后水驱、连续气驱和注气5年后转气水交替驱3种方案在开发15年后,分别可以在原水驱方案基础上提高采收率0.77%、13.81%和12.98%,建议采用注气5年后转气水交替驱方案进行生产。

低渗油藏CO_2驱气水段塞比优化

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟方法,研究不同注入方式下的驱油效果。数模结果显示,与水驱和连续注气方式相比,气水交替驱能大幅提高原油采收率。在气水交替驱过程中,在一定井底控制压力下,最佳气水段塞比是变化的,它与渗透率、注气速度和井底压力等因素有关。最佳气水段塞比对渗透率的变化比较敏感,注气速度其次,井底控制压力再次。随着渗透率的增加,最佳气水段塞比逐渐减小,而采收率也逐渐减小。渗透率在一定范围内,渗透率越低,气水交替驱的效果越好。这也从理论上证明,与中高渗透油藏相比,气水交替驱更适合低渗透油藏。它为油田CO2驱油技术提供了理论基础。

低渗透油藏氮气-低矿化度水交替驱油特征及机制

氮气-低矿化度水交替驱是将气-水交替驱中的水段塞替换为低矿化度水段塞。通过试验研究氮气-低矿化度水交替驱驱油特征和提高采收率的机制。结果表明:氮气-低矿化度水交替驱过程中,气体可以进入水难以波及的细小含油孔道,低矿化度水可以增强地层岩石水润湿,促进岩石壁面原油剥离,同时抑制氮气窜流,提高驱替压差,有效提高波及体积和驱油效率;随着渗透率降低,驱替达到稳定状态需要注入的流体体积逐渐增加,提高采收率幅度减小;非均质条件下氮气-低矿化度水交替驱可以有效降低高渗岩心窜流,扩大波及范围;在渗透率级差2~12.3范围内,其采收率较氮气驱提高2.05%~8.08%,较低矿化度水驱提高1.92%~3.97%;随着渗透级差的增大,氮气-低矿化度水交替驱的流动调控能力减弱。

CO_(2)驱不同注入方式对低渗透储层渗流能力的影响

CO_(2)驱是提高低渗透储层采收率有效的技术手段。CO_(2)与原油接触后使体系中的沥青质以固体形式沉积下来,对储层造成一定堵塞,但同时发生的溶蚀作用整体上提高了储层渗流能力,且不同注入方式下CO_(2)驱对低渗透储层渗流能力的影响具有一定差异。开展了CO_(2)连续注入及CO_(2)-水交替注入后有机垢堵塞机理实验、储层润湿性实验及CO_(2)-水溶液对岩石的溶蚀评价实验,并对相对渗透率曲线参数变化特征进行评价,定量表征了CO_(2)驱不同注入方式对低渗透储层渗流能力的影响程度。结果表明:CO_(2)驱产生的有机垢会对岩石孔喉造成堵塞,但整体上CO_(2)与绿泥石反应导致的溶蚀作用更强,使得低渗透储层采收率有效提高;且CO_(2)-水交替注入比CO_(2)连续注入引起的有机垢堵塞要弱,溶蚀作用效果更好,渗透率损失率更低,能够在中、大孔隙中取得更好的驱油效果,整体上更能增大岩石孔隙空间和渗流通道,使得低渗透储层采收率有效提高。

特低渗透油藏水驱后气水交替注入提高采收率技术研究

大庆长垣外围特低渗透油藏存在注入压力高、储层动用程度低、水驱及常规调整措施效果差、效益差等问题,严重制约了油田产量。以长垣外围N区块为例,通过室内实验,对比分析水驱、水驱后连续注气以及水驱后气水交替注入方式的驱油效果。利用数值模拟方法优化注入参数,得到N区块最优注入方案:气水交替方式,CO2注入速度8 000 m^3/d,注水速度20 m^3/d,周期3个月,气水比1:1,注入轮次9次。经预测,该方案可在水驱的基础上提高采收率13.53%。

海上低渗油田CO_(2)气水交替驱可行性实验研究

海上L油田属于特低渗透断块油藏,常规水驱开发难度大、注入压力高且储层能量亏空。为有效提高油田开发效果,以海上L油田特低渗透断块油藏为研究对象,开展靶区CO_(2)驱油机制、CO_(2)气水交替驱注入参数优化和CO_(2)气水交替驱效果评价研究,为目标油田CO_(2)驱可行性提供依据。结果表明,气水交替驱较水驱可提高采收率6.48%,CO_(2)气水交替驱最佳气液比为1∶1,最佳注气速度为1.0 mL/min,交替段塞大小为0.3 PV。该研究对海上L特低渗油田开发具有重要的指导意义。