大庆油田注天然气非混相驱矿场试验研究

大庆油田已进入高含水期，河流三角洲相正韵律厚油层存在着严重的非均质性，注水开发效果较差。为了改善开发效果，选择低、高弯度河型厚油层两个试验区进行了注天然气非混相驱先导性矿场试验。试验表明，水、气交替注入后，在油层中形成油、气、水三相流动，增加了渗流阻力，改善了吸入剖面；由于重力分异作用，驱扫了正韵律厚油层顶部的剩余油。对于河流相储层，顺点坝走向或河道沉积方向注气效果好。试验区现已提高采收率３．５５％～４．０％，预计最终采收率提高９．０％左右，经济效益显著。试验证明，注天然气非混相驱是提高采收率的一种实用技术。

塔河托甫台区块注天然气与CO_2提高采收率实验研究

采用国际上公认测定最小混相压力的通用方法,开展了细管注气驱替最小混相压力实验测试研究。明确了目标区块油藏条件下CO_2/天然气与原油的最小混相压力值;并根据缝洞型储集体特征,运用相似理论,创新设计了可旋转多缝洞串联填充物理模型。开展了目标区块在油藏条件下注CO_2/天然气在垂直模型下注下采与水平模型同端注采两种井位条件下的吞吐实验,评价了油藏条件下注CO_2/天然气的吞吐效果,研究分析了注天然气、CO_2吞吐效果的主要作用机理,形成了最佳注采井位,为后续目标区块注气开发注气介质优选方面提供了重要的实验支撑。

文72沙三中注天然气驱油藏数值模拟

针对文72沙三中油藏的特点,进行了注天然气驱油藏数值模拟。利用长岩心驱替实验模拟,对地层流体参数进行了校正;通过油藏数值模拟显示,注富化气可以降低原油的混相压力;应用数值模拟技术,对不同的层位、注入量、注入时间和注入方式进行了混相驱和非混相驱研究;数模结果证实,天然气驱能提高采收率15.98%。

文72块沙三中注天然气提高采收率物理模拟试验

深层低渗透油藏注水采油末期的开发十分困难 ,主要表现为产出油含水率高、由于异常高压而难以注不进水以及地层亏空等现象。研究表明 ,目前采用气驱技术是动用此类油藏难采储量的很有前途的方法之一。为此 ,进行了文南油田先导试验区文 72块沙三中深层低渗透油藏的注天然气物理驱油试验。结果表明 ,与常规的注水采油相比 ,连续注气可显著地提高注入能力 ,使含水率显著下降 ,并将最终采收率提高 2 2 0 8%。

注天然气混相驱油藏筛选新方法

注天然气混相驱是提高原油采收率的重要手段之一。在注富气和贫气天然气混相驱替机理分析和注气工程动态分析的基础上,找出各种影响注气效果的因素,并选取其主要的参数,建立其相应的评价指标体系;结合油层物理和油藏工程评价方法,在对相应评价指标进行量化的基础上,引入现代决策分析方法,利用基于理想最优方案的指标赋权法,对候选油藏进行筛选排序和综合评价,体现各种影响因素对注气的整体影响,最后用于矿场试验。

深层稠油注天然气开采可行性分析——以吐哈油田LKQ深层稠油油藏为例

吐哈油田LKQ深层稠油油藏,物性较差,单井产量低,采用常规开采经济效益低。为实现经济高效开发,开展了注天然气重大开发试验,基于注天然气降粘室内试验研究结果,在现场进行了3口井天然气吞吐试验。所选井经过压裂后注天然气,单井产量得到大幅度提高,吞吐有效期达到86d以上,含水率明显下降。为低产深层稠油经济有效开发探索了一条有效途径。

加注天然气稠油高温高压条件下井筒流动特征

针对塔河稠油举升困难技术难题,采用高温高压井筒模拟可视装置,研究油气两相井筒举升过程中不同温度、压力、气油比对流动型态的影响,通过电阻探针研究不同油气两相流动型态下的电阻探针频谱信号特征,建立可视与电阻探针与流动型态的关联关系,建立不同温度、压力下油气两相流动型态特征图版。结果表明:温度升高,小粒径的流型如泡状流等易转变为大粒径流型如弹状流、段塞流等,压力对流型的影响规律与温度相反;稠油加注天然气降低举升压降的主要机制为溶解降黏和密度降低;油气两相不同流型下总举升压降由小到大排序为泡状流<弹状流<蠕状流<段塞流<环状流;泡状流时油气混合流体降低举升压降效果最好,在实际生产过程中应尽可能使流型分布在泡状流状态。

稠油注天然气混合密度变化规律研究及模型建立

稠油注气后的密度改变直接影响举升效率,为了提高塔河稠油开采效益,针对塔河油田超稠油开展了稠油注天然气混合密度研究。结果表明:稠油注天然气后混合密度随温度升高、注气比增加而降低,近似呈线性关系。在实验基础上,对应用较广泛的原油注气密度计算Obomanu模型进行了修正,建立了塔河原油注天然气密度模型;Obomanu模型的相关系数R 2为0.6703~0.7692,修正模型的相关系数R 2为0.9852~0.9989,修正后的密度模型拟合度提升了30%左右,适用于低压和高压环境;建立了原油注天然气平衡压力-原油密度-平衡气油比关系图版,可指导稠油注天然气开采。

挥发性油藏注天然气后气窜规律及注气参数优化

挥发性油藏普遍深层、低渗、高温、高压、高矿化度等特点,由于注水压力高,注入困难,天然气驱是该类油藏提高采收率的重要手段,能有效补充地层能量,但天然气驱易发生气窜现象,危害安全生产。通过研究弹性和注气生产对比界定气油比变化倍数,将气窜判别认定标准化。并通过对井距、非均质性等影响因素分析,采用正交优化方法,分析各参数对开发效果影响,明确了最优安全开发方式及注采参数,实现有效抑制气窜,安全生产。

大庆油田北一区断东注天然气提高采收率试验

大庆油田北一区断东注天然气提高采收率试验贾忠盛，陈守立，赵淑云（大庆石油管理局勘探开发研究院）主题词气驱，采收率，试验，（大庆油田）大庆油田北—区断东注天然气驱油试验于１９８９年４月在大庆萨尔图油田构造中部进行。试验的主要目的是在非混相驱条件下，向具...

注天然气驱提高采收率技术研究

阐述了国内外注天然气驱提高采收率技术的发展概况。在区块评价的基础上,选定文88块为注天然气先导试验区,通过室内实验和数值模拟研究结果表明,实施天然气驱开发可以大幅度提高采收率。通过对天然气驱配套技术研究,确定压缩机最大出口压力不高于52MPa,TM扣油管能满足高压注气工艺要求,并设计出符合中原油田自身特点的高压注气管柱。最后对注气采油监测技术、防气窜和改善注气波及效率技术进行了讨论。

稠油注天然气井筒举升压降实验研究

新疆塔河油田稠油开采以井筒掺稀技术为主,目前面临稀油紧缺问题,而井下注天然气可以有效减少稠油开采的掺稀量。为了探索稠油注天然气井筒举升过程中的沿程压力,采用高温高压井筒模拟装置,在不同温度和压力条件下开展了稠油注天然气井筒举升压降的实验研究,得出了稠油采取不同措施后的举升压降梯度。在Hagedorn-Brown模型的基础上,建立了井筒举升沿程压力的计算程序,得出了稠油采取不同措施后的井筒举升沿程压力。结果表明,天然气在稠油井筒举升过程中起到了降低混合重力和黏度的作用,可以有效减少稠油开采的掺稀量,掺稀量可以减少30%以上。

低效凝析气井注天然气吞吐增产技术应用

为了应对产能不断降低的凝析气田,结合新疆塔北地区三个凝析气藏4口气井注天然气吞吐的实践效果,针对性的提出了注天然气吞吐增产技术,阐述和分析了凝析气藏不同单井工艺的应用情况、效果差异及原因。

吐玉克稠油油藏注天然气降粘效果及注气方式研究

以新疆吐玉克油田吐玉克１号构造的油藏地质数据为基础，用数模方法对该油藏稠油注天然气降粘效果及注气方式进行了研究。地下原油粘度分布等值图变化显示，注入０．２ＰＶ天然气段塞后，注入井泄油半径１００ｍ范围内原油粘度降低了大约１／２￣２／３。天然气的重力超覆作用明显，地层的非均质性加剧了纵向上气体驱替的差异。天然气注入方式研究建议采取水气交注的形式注入小段塞天然气。

挥发性油藏注天然气开发指标预测新模型

挥发性油藏注天然气极易形成混相驱,注气突破后油藏中非混相和混相驱同时存在,并动态变化。基于多个挥发油藏注天然气开发的生产曲线,推导了累积产油量变化的微分方程,并在此基础上提出了采出程度和气油比关系方程,可以预测不同生产气油比时的采出程度。同时提出了一种新型的气驱特征曲线,即注气达到一定阶段后,累积注气量的对数与累积产油量满足线性关系,该方程可以预测不同注气量下的累积产油量。经过实例分析和计算,表明该方法预测精度较高,具有较好的适用性和可行性。

中原油田首注天然气驱油成功

2005-06-22，国内首次注天然气驱油技术日前在河南中原油田试验成功，2005-07即可正式进入生产阶段。以油藏类型多、埋藏深、构造复杂著称的河南中原油田，目前有1／3以上的地质储量为低渗、特低渗透油藏，对这部分储量，目前的注水工艺技术不能满足开发要求，主要依靠天然能量开发，采收率仅能达到15％～20％，二次采油开发效果极差。如何开发深层低渗、特低渗透油藏，提高油田采收率，既是油田面临的一大难题，也是油田三次采油增产稳产的潜在力量。

低丰度致密砂岩天然气分布特征及充注过程半定量评价——以鄂尔多斯盆地定北地区上古生界为例

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏为天然气运移路径上的滞留气藏,气藏充注程度低、丰度低、产气量低、气水关系复杂,天然气是否有效充注、充注程度如何均不明确。为此,以鄂尔多斯盆地定北地区上古生界致密砂岩气藏为例,基于岩心、测井、地震、生产动态等资料,厘清了天然气分布特征,并综合烃源岩、砂体以及断裂分布空间组合关系,确定了天然气充注方式,再根据充注点、充注动力和阻力,确定了优势充注路径,最后开展了不同充注路径下的气水分布评价。研究结果表明:(1)上古生界致密砂岩气层主要为下二叠统太原组2段第2层(太2-2层)、第3层(太2-3层)与中二叠统下石盒子组1段,同时存在气层、气水同层以及水层,气水关系复杂,气井产量差异大,存在局部高产气井;(2)致密砂岩气藏天然气充注点可分为源储邻近充注点、近源充注点以及远源充注点3类,天然气充注方式可分为砂体源内充注、砂体叠置纵横扩散充注、储集体内断裂沟通跨砂体充注以及复合充注4类;(3)建立了天然气充注路径评价参数充注动力(P_(M))和充注阻力(P_(D)),P_(M)越小,充注动力越强,P_(D)越小,充注阻力越小,P_(M)大且P_(D)小,则充注动力损失小,从充注点到井点的充注动力最强、阻力最小,为天然气优势充注路径;(4)确定了4大类11小类气水分布类型和4类充注方式下气水分布规律,其中研究区西部源内充注、近源充注、断砂有利配置充注均可形成较高丰度的天然气富集,东西部远源充注和断砂较有利配置充注可形成较低丰度的天然气富集。结论认为,该研究成果不仅可以为该区目的层寻找充注程度更高的天然气富集区提供依据,也能够在低丰度气藏区的天然气充注优势区进行有效评价,较传统方法更加精细,更适合单个气藏的精细评价。

天然气注入对原油性质影响实验研究

通过室内实验,研究了注天然气后原油性质的变化。注气量越多,地层油高压物性变化越大。注气后,原油体积膨胀,体积系数,膨胀系数变大,而粘度及密度变小,注入气后原油物性的变化有利于残余油饱和度降低,使原油更容易被采出,从而增加了地层原油采收率。

苏里格地区石炭-二叠系天然气充注特点及充注能力

苏里格地区石炭-二叠系烃源岩广泛分布。在区域构造平缓和储层物性普遍较差的背景下,天然气二次运移以气体膨胀驱动为主。天然气充注能力的大小不仅取决于烃源岩的有效排气量,而且与被充注的储层厚度及储层孔隙度有关,从而提出用储层天然气充注指数定量评价天然气的充注能力。参考储层气、水两相渗流实验分析结果,确定储层天然气强充注、中等充注和弱充注的储层天然气充注指数评价标准。苏里格地区石炭-二叠系天然气有效充注主要发生在石炭系本溪组-二叠系盒8段之间,储层天然气充注指数在多数地区为0.4~0.6,总体上属于中等-强充注。