水驱后天然气水交替非混相驱开发效果影响因素分析

针对研究区块的地质及开发特点,建立了典型剖面模型,在压力体积温度(PVT)实验和相态拟合的基础上,应用数值模拟技术,对影响水驱后天然气水交替非混相驱开发效果的主要因素进行了分析。结果表明,转气驱时机、段塞尺寸、气水段塞比、注入速度等因素对于改善开发效果均存在最佳取值,现场应用时要综合考虑这些因素的影响。该区块最佳转气驱时机为注水0.4Vp(总烃类孔隙体积)后,最佳注入段塞尺寸为0.05Vp^0.1Vp,最佳气水比为1∶1,合理注入速度为30~45 m3/d,建议注气时各油层全部射开。

裂缝性致密油藏水-气交替驱油数值模拟

致密油藏产量递减快,补充能量困难,为了提高致密油藏的开发效果,基于CMG-GEM软件模块建立了3种三维井网模型,模拟了水-气(CO2-N2)交替驱油过程中CO2-N2的比例、水-气(CO2-N2)转注时间、注入量、注入压力及混相程度对产能的影响。结果表明:裂缝性致密储层衰竭式开采产量递减快,能量亏损严重;水-气(CO2-N2)交替驱油过程中不断增加CO2在气体中的占比,会呈现出好的开发效果;同时,日产量随着CO2-N2在1个循环周期内注入时间与注入量的增加而增加;在未达到混相压力时,日产量随着注入压力的增加而增加,当注入压力达33.50 MPa时,驱油效果显著提高;此外,当注入压力达到混相压力(33.75 MPa)或超过混相压力(34.00 MPa)时,驱油效果反而不显著。

低渗透砂岩油藏CO_2-水交替驱油有利区的优选方法

研究区长6油层组属低渗透致密岩性油气藏,储层物性较差,非均质性强。本文利用核磁共振、扫描电镜、高压压汞等对长6油层组岩心的孔隙结构展开了初步研究,并利用CO_2-水交替驱室内实验,开展物性对CO_2驱油效率的影响分析,最终建立以物性为评价指标的测井响应特征为评价体系,进而对有利区进行优选。

注氮气提高稠油油藏开发效果的应用研究

曙光油田古潜山稠油油藏,随着稠油的开采,底水上升速度较快,该区块平均含水已经达到90%。针对稠油井区吞吐轮次高,地层压力下降幅度大,常规吞吐经济效果差。为了解决上述三大矛盾,几年来,我们根据氮气的性质及氮气来源充足,价格低的特点,先后应用在了气隔热助排、氮气控制水锥、气-水交替段塞驱工艺技术,现场应用见到了明显的效果。