海上油田烃气驱气窜规律及封窜策略研究

针对海上某油田烃气驱阶段开发现状,充分考虑大倾角、断块复杂、非均质等油藏特点,建立了典型井组概念模型,分析气窜程度影响因素及主控因素,并优选气窜调堵技术,以增油量为指标进行技术适应性分析,得到气窜调堵策略图版。结果表明:该油藏烃气驱为非混相驱开发,影响气窜的主控因素为地层倾角、油藏厚度、物源方向,影响气窜程度的主控因素为注气强度、注采井距,影响烃气驱采收率的主控因素为渗透率级差、注气部位。优选动态调配、泡沫法、凝胶法进行调堵技术适应性分析,针对不同气窜类型制定不同的全生命周期封窜策略,针对顺物源和低注高采气窜类型采用动态调配或泡沫法调堵的封窜方法,针对非均质类型气窜采用泡沫+凝胶法调堵的方法封窜,针对断层遮挡类型气窜建议采用泡沫法或泡沫+凝胶法的封窜策略。

深层低渗凝析气藏气驱适应性研究

针对深层低渗凝析气藏由衰竭开采转变为气驱开发过程中适应性不明确的问题,综合采用PVT(地层流体高压物性)分析仪、长岩心驱替物理模拟技术和数值模拟计算方法,开展了一系列评价研究。通过对比分析注CO_(2)、天然气(伴生气、CH_(4))、N_(2)对凝析气体系高压物性影响与提高凝析油采出程度情况,明确了深层低渗凝析气藏气驱的适应性。实验结果表明:CO_(2)在凝析油中的溶解度和溶解气油比最大,具有较强降低凝析气藏饱和压力和露点压力的特点,提高凝析油采出程度的效果最佳。同时,采用长岩心物理模拟技术针对CO_(2)驱进行了注入时机、注入方式、注气速度优化研究,明确了在露点压力以上脉冲式注气效果更好,为注气开发技术政策及现场方案的实施提供数据支撑。

致密砂岩气驱水实验与动态网络模拟研究

利用非稳态法对S区块X组致密气储层砂岩进行气驱水实验,获取了该区块典型的气水相渗曲线。利用物理实验获取的该区块孔喉半径分布函数,生成符合真实岩心物性特征的孔隙尺度网络模型,并在模型中利用非稳态渗流理论研究孔隙尺度气水两相渗流与压力传播过程。对比模拟结果与气驱水实验结果,验证了模拟方法的可靠性。通过模拟不同注气速度对气水两相渗流过程与气水相对渗透率曲线的影响后发现,孔隙内部两相流体界面移动与压力波传播过程受黏性力和毛管力共同影响,不同的注气速度会产生不同形态的相对渗透率曲线,且存在一个最佳注气速度,该速度下气相相对渗透率端点值最大。

致密油藏注伴生气驱油可行性分析及效果评价

致密油藏在开发过程中注水困难,亟需探索补充地层能量的新方式,同时油藏伴生气难以规模性开发。为研究油藏注气可行性,在室内开展原油相态特征、注气驱混相机理及注气驱长岩心实验研究,分析了M区块原油的相态特征、注入气与原油的互溶特征、注气混相机理以及长岩心注气驱油动态关键指标变化规律,结合现场应用情况,对其应用效果进行分析。结果表明,地层压力16 MPa下,原油溶解伴生气体积膨胀了1.161倍,黏度降低了20.5%;地层温度65℃下,注伴生气驱替长岩心原油采收率比衰竭开采提高23.15%;油藏开发中后期注入伴生气可有效促进油水界面下移,射孔段剩余油增多,目的层段由高含水变为低含水。经X井现场应用,剩余油饱和度由注气前的28.62%升高至42.17%。注伴生气可有效提高油藏采收率,可为同类油藏制定开发方案提供重要实验数据支撑和理论指导。

气驱油源充液状态下随机振动分析及隔振器位置优化布局研究

气驱油源是火箭发射系统中的关键设备之一,其工作过程中常常受到严酷的振动激励,为了确保气驱油源工作过程中的安全性,有必要对其在振动环境下的响应进行分析,进而采取必要的隔振措施。本文基于有限元数值分析方法,建立了气驱油源在充液状态下的动力学仿真分析模型,在基于实测基础激励分析其振动响应的基础上,得到隔振措施的设计方案。通过调整隔振器布置形心与气驱油源重心处于同一竖直平面,设计了另外三种隔振器布置方案,以底座三向加速度RMS值,油测球阀三向加速度RMS值,管道三向加速度RMS值以及管道应力作为评价准则,利用层次分析法分析数据得到了相对最优的隔振器布置方案,进一步提高了系统的隔振性能。

顺北一区断溶体油藏溶解气驱开发特征

为确定顺北一区断溶体油藏是否有溶解气驱,通过油藏数值模拟,表征了断溶体油藏溶解气驱的特点;基于油藏工程,分析了顺北一区断溶体油藏的溶解气驱特征。研究表明,由于顺北断溶体油藏厚度大,在井底附近和油藏顶部同时发生组分重力分异,大量溶解气未被采出,形成次生气顶,发挥了溶解气的弹性能,使得井底流压的下降变缓,同时一定程度上增加了单井的动态储量,这个过程伴随着油相驱动指数的下降。随着溶解气进一步析出,次生气顶侵入井底,从而造成产油量快速递减。因此,在顺北一区断溶体油藏衰竭开发过程中,可在一定程度上利用溶解气驱,但仍需保压开发,不可任由溶解气进一步析出。

气驱技术对油套管性能的新要求

为有效补充地层能量、大幅提高采收率,保持油田高效开发和持续稳产,国内外油田陆续开展了气驱试验。气驱技术在保持油田高效开发和持续稳产的同时,也延长了油田生命周期,但井筒完整性是制约气驱技术发展的关键因素之一。通过分析气驱井油套管失效情况,从全生命周期角度,提出了保证井筒完整性措施以及气驱工艺下油套管选材思路,并指出在注气井或采出井采用耐蚀合金连续油管和非金属连续油管,可兼顾防腐和气密封功能,将是气驱工艺的发展方向。

我国低渗煤层井下注气驱替增流抽采瓦斯技术进展及前景展望

我国大部分矿区煤层渗透率较低,注气驱替增流抽采瓦斯技术是提高低渗煤层瓦斯抽采效率的有效方法之一。分类梳理了我国低渗煤层瓦斯赋存特征,总结概括出高资源储量、低含气饱和度、多储层压力并存、低渗透性和复杂分区性5个特点。利用差异置信法、灰色关联法、置信区间计算法,分析了我国煤层瓦斯对井下注气驱替增流抽采瓦斯技术的适用性,获得6个影响注气驱替瓦斯效果的直接因素,影响度依次为:煤体普氏系数>瓦斯压力>渗透率>灰分>瓦斯含量>朗格缪尔压力常数;建立了适用于井下注气驱替增流抽采瓦斯技术的煤层参数筛选评价方法。根据注气驱替煤体瓦斯增流机制的不同,从气体因素、注能改性两方面厘清了注气驱替煤体瓦斯增流机制,气体因素增流机制包括:充能携载、分压促解、稀释促扩散、竞争吸附;注能改性增流机制包括:充能扩孔、促解扩孔、充能拓孔、脉冲气流损伤孔隙结构/展布裂隙网络。总结了注气驱替气源、工艺参数对瓦斯驱替效果的影响规律,简要介绍了井下注气驱替增流抽采瓦斯关键技术与装备、应用模式及应用效果。展望了我国井下注气驱替增流抽采瓦斯技术的未来发展趋势,具体包括:多学科深化注气驱替增流抽采瓦斯理论、多方法协同注气驱替增流抽采瓦斯技术、注气驱替增流抽采瓦斯工艺参数精准化、注气驱替增流抽采瓦斯装备智能化、煤层注-抽-掘-采衔接布局协调化。

酸化气驱交变载荷对超深层岩石强度及出砂影响

东河1油藏于2014年开展注天然气开发先导试验,增油效果显著。随着注气开发进程的不断推进,由于油井酸化及注天然气的影响,储层地质条件日益复杂,油井出砂程度不断加剧。为实现油田稳产增产,需深入评价酸化、气驱及交变载荷对岩石力学性质及油井出砂的影响。文中通过室内实验对比了气驱前后岩石微观孔隙特征,研究了酸化、气驱对岩石强度及油井出砂程度的影响规律,明确了多轮次注采交变载荷下储层渗透率变化特征。室内岩心实验表明,气驱-酸化-气驱后,岩石三轴抗压强度降幅高达36.30%。循环加载50次,岩石三轴抗压强度由201.6 MPa降低至146.8 MPa。多轮次注采过程中,油井含水率上升快,提液造成生产压差加大,易引起油井出砂。因此,合理控制油井产水量、生产压差及产气量、优化注气参数对东河1油藏注气开发控砂和实现注气长效开发具有重要意义。

注气驱替机理研究现状及展望

注气驱替因其安全环保性成为近年来解决低渗煤层瓦斯抽采问题的主要方法之一。将注气驱替机理总结为3种,即气体的置换作用、驱赶作用及支承作用,分析了注气压力、气体种类、温度等因素对3种作用的影响;认为在3种作用中驱赶作用起主导作用,主要通过压力势差来强化抽采,区别于其他压裂方式强化抽采。总结了目前注气驱替技术的研究进展,对相关重点和难点进行归纳,认为大多实验是以单变量研究为主,考虑复合影响因素共同作用的研究较少。最后在目前注气驱替技术的运用基础上,从液氮致裂—注气驱替联合增产技术、智能化注气驱替技术、高温气体注气驱替技术3个方面展望未来注气驱替技术的运用。

超低渗透率致密油藏烃气驱参数优化

超低渗透率致密储层通过实施水平井+体积压裂技术能够有效提高单井产量,但仅依靠天然开采,单井产量下降较快,需探索新方式来提高致密油藏采收率。以X区块超低渗透率致密油藏为研究目标,结合现场实际情况,建立1注2采机理模型,研究注入时机、注入气量、注气速度和日产油量对增油效果的影响。结果表明:注入时机与采收率呈负相关线性函数关系,注入时机越早越有利于提高采收率;过低注入气量、注气速度不能有效补充地层能量,过高注入气量、注气速度会导致注入压力高、难注入等问题;过低日产油量不利于油藏的经济开发,过高日产油量导致驱油效率降低。通过对油藏进行烃气驱注采参数优化得到最优开发方案,为其他超低渗透率致密油藏高效开发提供理论指导和借鉴。

气驱特征曲线在气窜模式识别中的应用

水驱特征曲线法分析生产动态普遍应用于水驱油田的开发实践中,但针对渤海气驱油藏缺乏相似的研究手段。基于稳定渗流理论,进行了气驱特征曲线公式的推导,公式表明,达到稳定气驱阶段后,可以认为气顶累积产出量与累积产油量在半对数坐标上成一条直线关系。实际气驱曲线受前期无气采出阶段和后期气携油阶段的影响,为反S型。锦州X油田结合气驱特征曲线划分出3种气窜模式:快速气窜型、稳定气驱型、高气油比型。快速气窜型油井产量递减快、累计产油量低,无稳定生产阶段;稳定气驱型油井气油比上升平缓、持续稳产、累计产油量高;高气油比型油井开发效果介于快速气窜型与稳定气驱型的开发效果之间,开发后期由于气顶气突破与原油脱气,油井逐渐以产气为主,仅携带少量原油,井别性质从油井向气井过渡。在明确气窜规律的基础上,结合控气技术应用实践,提出分气窜模式、分开发阶段的开发策略,针对快速气窜型油井,优化井位,原井眼向下侧钻,改善了开发效果;针对稳定气驱型油井,初期控制合理采油速度,中后期跟踪气油比上升幅度配套控气措施,气油比呈现出波动式上升规律;高气油比型油井受高气油比影响,仅携带少量原油,井别性质从油井向气井过渡,计算实施屏障注水,解决气窜问题。研究成果对渤海气驱油藏的生产开发具有一定的指导意义,可实现相似油田动态跟踪与开发调整。

气驱提高原油采收率技术研究应用进展

介绍了气驱提高采收率的机理,并分析其影响因素,综述了CO_2驱、氮气驱、天然气驱和空气驱的研究应用进展。气驱具有高效驱油、成本低廉的独特优势,不但能够解决低渗透油藏开发面临的难题,而且进一步提高水驱、聚合物驱后油藏的采收率。同时,气驱技术存在一些不容忽视的局限性和不利因素,所以要加强注气驱提高采收率的理论和实验研究,为进一步提高原油采收率打下基础。

微生物与化学驱/气驱协同提高采收率技术研究进展

从物质协同、机理协同及时空协同三个角度阐述了微生物/化学驱/气驱协同提高采收率技术的概念和内涵,综述了微生物/化学驱协同驱油技术(微生物活化水驱、微生物/化学法调驱、微生物/化学驱复合驱油)及微生物/气驱协同驱油技术(空气辅助微生物驱油、微生物/CO_(2)协同驱油)机理、特征及发展现状,未来将继续在微观协同机理、绿色低碳工艺、拓展油藏适用范围方面深入探索。

游园沟油田注气驱化学分析及提高采收率室内研究

针对青海油田采油一厂游园沟油田三四层系低渗透的特性开展了注气驱化学分析及采收率实验研究,阐释了CO_(2)气驱过程及提高采收率化学作用机理,通过室内相态实验确立了地层原油的物理化学特征参数,结合地层流体膨胀及驱替实验分析了原油膨胀系数变化规律,评价了低渗透油藏CO_(2)气驱最小混相压力,结果显示目标地层只能为CO_(2)非混相驱,且在地层压力下CO_(2)气驱采收率为48.52%。

低渗透油藏气驱产量预测新方法

注气开发油藏产量预测油藏工程理论方法报道极少。为增加注气方案可靠性,提高注气效益,从气驱采收率计算公式入手,利用采出程度、采油速度和递减率之间相互关系,推导出气驱产量变化规律。结合岩芯驱替实验成果和油田开发实际经验,提出了气驱增产倍数严格定义及其工程计算近似方法。发现低渗油藏气驱增产倍数由气和水的初始驱油效率之比,以及转驱时广义可采储量采出程度决定。统计得到国内外18个注气项目气驱增产倍数理论值和实际值平均相对误差6.90%。绘制了气驱增产倍数查询图板,以便于从事注气开发人员使用。研究成果为气驱产量预测提供了油藏工程理论依据,从而对控制和优化低渗油藏注气项目投资有重要意义。

低渗透挥发性油藏注烃类气驱室内实验研究

通过注烃类气驱实验研究 ,了解文留油田低渗透挥发性油藏注气开发的一般机理和开发特点。采用PVT分析方法分析地层流体的物理性质、注入溶剂的组份 ;通过细管实验研究地层流体同注入溶剂在 1 3 0℃时的最小混相压力 ;长岩心驱替实验分析气驱、水驱、水气交替注气的采收率、压力的变化规律。细管实验研究表明 ,最小混相压力为 47 1MPa ,长岩心注天然气驱替实验表现出近混相的特征。天然气驱注气压力低 ,采收率高 。

文72块沙三中油藏烃气驱室内实验

文留油田文72块沙三中低渗透挥发性油藏注烃类气室内实验研究包括地层流体的物理性质研究、注入溶剂的组分分析以及通过细管实验研究地层流体同注入溶剂在130℃时的最小混相压力。研究表明,最小混相压力为47.1MPa.通过长岩心模拟目前油藏条件,进行水驱、烃类气驱以及气与水交替驱实验研究,天然气驱实验表现出近混相的特征,气体突破时,采收率为65.7%,最终采收率能达到86.1%;水驱实验表明无水采收率能达到61.9%,当含水为98%时,采收率能达到64.5%;水驱后进行天然气与水交替注入,共进行3个循环,各个气、水段塞为0.2PV,最终采收率达到95.22%,比水驱提高30.69个百分点。

一种新型油藏气驱采收率预测图版

基于童氏图版,考虑油、气、水三相的影响,提出以累计产气、产水量地下体积之和占总产出流体地下体积比例的含水气率替代含水率,将累计产气量纳入童氏水驱特征曲线图版中,推导了气驱特征曲线方程,建立了一种适用于气驱油藏采收率预测的新型图版,同时采用油田实际生产数据,结合油藏数值模拟预测数据,论证了新型图版的适用范围并用实例验证了预测结果的精度。结果表明,新型图版同时适用于水驱、气驱油藏采收率预测。当油藏不注气或未产气时,可忽略气相,仅考虑油、水两相,新型气驱特征曲线图版退化为童氏图版,可评价油藏水驱效果。当气驱油藏含水气率为60%~80%时,新型图版回归法预测采收率适用性较好。当气驱油藏含水气率大于80%时,新型图版回归法与赋值法均可较准确地预测气驱油藏最终采收率。

气驱开发油藏井网密度数学模型

井网密度对气驱开发效果有决定性影响。首次提出了考虑当前采出程度和混相程度的气驱采收率计算公式。以气驱采收率计算为基础,从技术经济学观点考察了注气项目在评价期内的投入产出情况。建立了气驱井网密度与净现值之间联系。利用驻点法求极值方法得到了气驱开发油藏的经济最优井网密度和经济极限井网密度的数学模型。研究成果对于注气潜力评价和油藏注气开发实践有重要指导意义。