委内瑞拉Furrial油田注混相气项目的监控技术

注气项目的监控工艺技术用于判别和防止气漏和气窜等问题。包括 :①对主要注气参数 ,如注入流中的重质组分 (C3 + )、水 (H2 O)、压力、温度、注入速度以及流体闸门的开度 (% )进行实时监控 ;②诊断方法 :流量测井、饱和测井、产出气的色谱分析和注化学示踪剂 ;③防气窜和增注措施 ,如逐级射孔、蒸汽管柱的刺激、利用反复溶结凝胶和砂堵改善注气的波及效果。

吐哈温米油田注气非混相提高采收率技术研究

以温米油田温五、温西一和温西三区块为例,系统阐述了低渗透油田注水开发后注气提高采收率的油藏精细描述方法、注气开发室内实验分析评价、注气工程关键参数优选、注气开发指标数值模拟预测以及整体开发方案设计等综合研究成果,从理论和实践上总结出适合同类油藏水驱后注气提高采收率的矿场配套技术,旨在提高油田整体开发水平和经济效益。

古近系低渗透油藏伴生气回注方案可行性研究

近几年南海东部地区深层古近系油田的发现标志着勘探开发重点逐渐转向复杂油藏,而古近系油田探明地质储量绝大部分存在于低孔低渗储层中。为了提高深层古近系低孔低渗透油田的产能和采收率,从而提高经济性,针对因部分油藏气油比高在开发方案制定过程中需要通过压产限制来满足环评要求的问题,综合模糊综合评价和油藏特性分析对注气靶区进行评价优选,结合正交试验分析法明确了注气开发的影响因素,并通过油藏数值模拟量化了注气提高采收率效果。结果表明①模糊综合评价法评价结果客观清晰,区块2为最佳伴生气回注靶区;②注气混相条件数值综合评价结果显示,多次接触情况下靶区注入气和地层原油易达到混相状态,在注气方案中考虑四年注伴生气条件下最小混相压力的最大值为注气混相条件;③模拟显示靶区考虑定向井2注1采的伴生气回注方案应明显优于纯注水方案,经优化回注方案提高采收率最高可达11.4%。以上成果认识,为海上类似深层低渗透油田的注气开发提供了技术支持和宝贵经验。

增强气油重力泄油的EOR方法

在致密裂缝性油藏中采用常规驱替方法(例如水驱)采油效果不好。在这种油藏中,必须依靠天然机理从储集岩基质中采油。在中东裂缝性碳酸盐岩中,基质一般是油湿或混合润湿的,并且只有重力泄油是可行的工艺。但是,渗透率通常较低(<0.01μm2),导致重力泄油采油量低,剩余油饱和度和/或毛细管滞留量高。EOR技术(例如注蒸汽和注混相气)具有提高气油重力泄油(GOGD)采油量和采收率的潜力。在浅裂缝性油藏中,能够向断裂体系中注蒸汽。蒸汽一接触较凉的基质将冷凝,在断裂体系中以稳定方式形成蒸汽前缘。加热基质使原油膨胀、降低黏度、产生气驱和气提效应。在较深油藏中,在混相条件下的GOGD成为一种选择。注入与油混相的气将导致原油膨胀,降低黏度,这两种机理提高了原油流度,因此提高了GOGD率。混相进一步增加了在高相对渗透率下的单相流动的效益,并且降低了界面张力,因此减小了再次渗吸效应并且提高了非均质油藏最终采收率。为了评价这些EOR方法的效益,采用模拟技术模拟了这些过程对GOGD的影响。本文介绍了普通双重渗透率方法,当EOR技术应用于裂缝性油藏时,该方法能够预测出现的GOGD以及不同的相互作用过程。

北海EOR调查

提供了从1975年至今在北海采用的EOR(提高采收率法采油)技术的总结和指导原则。在北海已经采用的5项技术是注混相烃气、WAG(水气交替注入)、SWAG(水气同时注入)、FAWAG(泡沫辅助水气交替注入)和MEOR(微生物提高采收率法采油)。用每项EOR技术的各自成熟程度或成熟期、技术应用限制以及在增油基础上的工艺效率,鉴定在北海已经采用的每种EOR技术。除了在Ekofisk油田进行的WAG和在SnorreCFB进行的FAWAG外,所有技术都在相应的油田获得了成功。认为注混相烃气和WAG在北海是成熟技术。在北海最普遍采用的技术是WAG并且被认为是最成功的EOR技术。出现的主要问题是注入能力(WAG、SWAG和FAWAG项目)、注入系统监测和油藏非均质性(注混相烃气、WAG、SAWAG和FAWAG项目)。在报道的所有EOR技术矿场应用中,有约63%是在挪威大陆架进行的,有32%是在英国大陆架进行的,其余的是在丹麦大陆架进行的。Sta-toil是在北海进行EOR技术矿场应用的领先者。以后,大部分研究将集中在微生物工艺、注CO2和WAG(包括SWAG)方面。在这次评述中没有考虑室内技术、世界统计、模拟工具和经济评价,因为这些方面超出了本文的范围。