玛湖砾岩油藏体积压裂开发后烃气混相驱提高采收率实验

在新疆玛湖致密砾岩油藏采用烃气驱大幅提高采收率技术,面临水平井体积压裂规模开发后,小井距下水力压裂缝网易形成气窜通道,影响气驱波及体积的问题。为研究压裂后水平井井网对烃气驱开发效果的影响,提出了玛湖致密砾岩油藏人工裂缝+基质注烃气驱油模式,基于该模式设计实验模型,利用拼接比例的不同造缝与未造缝全直径岩心模型进行气驱实验,明确压裂缝与基质关系。结果表明:通过烃气驱岩心采收率可达38.26%;全直径岩心造缝比例越高,采收率越低;小规模的压裂可以使采油速度更加平稳,同时可以获得更高的采收率;烃气驱结束后通过吞吐的方式可进一步提高采出程度7.1%。该项实验可以为烃气驱现场试验水平井压裂规模、合理井距及注气速度提供了具有现实指导意义的研究基础。

准噶尔盆地东部北10井区中深层稠油CO_(2)非混相驱油技术

准噶尔盆地东部北10井区头屯河组油藏具有埋藏深、原油黏度大、储层强水敏的特点,自探明以来一直未获得有效动用。为了解决油藏难动用的难题进行了CO_(2)-稠油实验,在实验结果的基础上,根据试验区生产现状提出“非混相驱+吞吐”措施,利用数值模拟手段优化生产参数得到最优方案并预测出生产指标。结果表明:地层稠油注入CO_(2)后原油体积膨胀和黏度降低的能力大幅增强,是提高采收率的主要机理;井区稠油CO_(2)驱替方式为非混相驱,驱替过程中CO_(2)先以溶解和扩散作用为主,待建立驱替通道后才开始产出原油,采收率为29.60%;试验区非混相驱初期见效慢,为加快受效提出“油井吞吐”措施,数值模拟预测非混相驱配合3轮油井吞吐生产,最终采收率可达21.0%,解决了研究区油藏难动用的难题。研究成果对中深层强水敏稠油油藏的动用具有一定的借鉴意义。

CO_(2)混相驱胶质、沥青质析出规律——以东河6油藏为例

掌握油田原油在注CO_(2)过程中是否混相及油层沥青质的沉淀规律具有重要意义。设计了一套高温、高压混相及沉淀实验装置,并开展CO_(2)混相驱胶质、沥青质析出规律的实验研究,模拟东河6油藏注气开采过程,判断注入气体与地层流体是否达到混相,表征油层内胶质、沥青质的析出规律。实验结果表明:东河6油藏注CO_(2)驱提采机理为一次混相;沥青质相对沉淀量随CO_(2)注入比例的增加而迅速增加后又缓慢减少,胶质相对沉淀量随注入比例的增加先降低后增加;注CO_(2)后降压衰竭开采优先采出饱和烃,油层原油沥青质含量迅速增加。东河6油藏注CO_(2)驱保持最低混相压力45.4 MPa以上开采,可提高驱替效率,减少开采过程中胶质、沥青质的析出,提高原油采收率。研究结果可为注CO_(2)油藏提供一种混相压力及沥青质沉淀测定的方法,支撑注CO_(2)油藏开发方案的制定。

空气热混相驱矿场试验中的工艺配套研究与实施

空气热混相驱是油田提高采收率的前沿技术之一,为进一步探索低渗透油藏提高采收率的工艺技术,结合A区块油藏特征,开展空气热混相驱工艺技术先导试验。本文主要针对空气热混相驱工艺现场试验所存在的技术难点,从注入井井筒、采出井井口、地面工艺流程、现场实施工艺、数字化监控等方面进行研究及配套,确保空气热混相驱工艺试验顺利实施,为后期空气热混相驱在低渗透油藏扩大试验提供技术支撑。

CO_(2)混相驱注气速率对重力超覆的影响规律

CO_(2)驱可以改善低渗透油藏的开发效果,并通过置换油气等方式实现CO_(2)地质埋存,但由于油气密度差的存在,会形成CO_(2)重力超覆而影响驱油效果。为明确油层厚度较大的低渗油藏中CO_(2)混相驱条件下注气速率对重力超覆程度的影响规律,分别采用室内物理模拟实验和数值模拟等方法进行研究,并通过建立的数值模型和超覆程度表征方法,系统评价注气速率的影响规律,从而对注入量等参数进行优化。结果表明,混相驱条件下仍存在一定程度的重力分异,且随注气速率的增加,重力超覆程度减弱,混相驱采收率提高,但相比非混相条件,超覆程度较低,通过注气速率优化减弱其影响的效果更为明显。针对给定模型的模拟计算结果表明,当注入量大于10 t/d后超覆程度影响减弱,因此,为保证厚油层CO_(2)混相驱油效果,在不发生气窜的前提下应适当采用较大的注气速率以减弱重力超覆的影响。研究结果对于CO_(2)驱油现场试验方案设计和注气参数优化具有一定的指导意义。

丘陵油田水驱后注气混相驱可行性实验

吐哈盆地丘陵油田地层油为轻质油,油藏的非均质性导致水驱采收率较低,目前已进入高含水期。针对油藏水驱后注气混相驱可行性问题,首先利用细管实验测试了一级分离器气与地层油的混相压力,并优选了能实现混相的混相助剂类型(液化石油气、甲苯、乙二醇丁醚、CO_(2)、富化的天然气)及段塞注入量;其次用油田地层岩心组成的长岩心研究了高含水状态下混相助剂段塞驱+一级分离器气驱+后续水驱的驱油效果。细管实验结果表明,目前地层条件下一级分离器气驱替地层油要实现混相驱需要在注入气前方加入混相助剂段塞。长岩心混相驱油实验结果表明,水驱后气驱可以较大幅度地提高原油采收率,在注入气前方加入混相助剂段塞,驱油效果明显提高,随混相助剂段塞注入量的增加采收率增加;但在地层油中溶解能力稍弱的混相助剂(如CO_(2)、富化的天然气)与溶解能力强的混相助剂(如LPG)的作用规律不同,且并不是注入量越大越好。

油藏注烃气混相驱提高采收率研究

流花油藏目前采出程度低,剩余油开发潜力大,且处处具有剩余潜力,油藏附近存在可利用的优质油田伴生气,同时该油藏存在不利流度比、储层偏油湿、驱油效率低等特点。为解决该油藏驱油效率低下问题,利用全直径长岩心驱替实验测试方法,对不同注气方式和类型条件下的驱油效率进行分析。实验结果表明:直接顶部注A伴生气驱油效果最好,重力稳定性明显;顶部注A伴生气段塞后注B类顶替气驱油效果次之,但重力稳定性受到一定影响;三次底部水驱效果具有一致性,且优于早期单一全直径岩心水平方向的水驱效果;顶部连续注A伴生气驱残余油效果优于顶部注段塞后注顶替气驱残余油效果;底部注A伴生气段塞后,底水继续驱残余油效果优于顶部注A伴生气驱残余油效果;底部注B伴生气段塞后底水继续驱残余油效果小于底部注A伴生气段塞后底水继续驱残余油效果;底水驱后的各种气驱(+后期水驱)方式的最终驱油效率明显下降。对混相驱提高采收率方案进行综合对比和优化,可为流花油藏注气提高采收率现场实施提供指导性依据。

CO_(2)非混相驱原油膨胀及沥青质沉淀影响因素

膨胀降黏是CO_(2)非混相驱增油的主要方式,但CO_(2)溶于原油后会引起原油组分变化产生沥青质沉淀,降低CO_(2)驱油效果。采用自主研制的高温高压纳米滤膜过滤容器,模拟了岩心薄片过滤作用下的CO_(2)驱油实验,并结合注CO_(2)原油膨胀实验,研究了CO_(2)注入压力、储层温度和原油黏度对原油膨胀系数、沥青质稳定性和原油采收率的影响。结果表明:CO_(2)注入压力增加能够增大原油膨胀系数,降低剩余油沥青质含量,有利于CO_(2)驱油;储层温度升高会降低原油膨胀系数,增加剩余油沥青质含量,不利于CO_(2)驱油,但最终驱油效果还需考虑温度对原油黏度的影响;原油黏度降低有利于增大原油膨胀系数,降低剩余油沥青质含量,提高驱油效率;3种因素对剩余油沥青质含量的最大增幅分别为519%、440%和229%,且剩余油沥青质含量均大于产出油沥青质含量,表明CO_(2)非混相驱会引发沥青质沉淀,而CO_(2)注入压力和储层温度是引发沥青质沉淀的主要因素。研究成果为提高含沥青质油藏注CO_(2)开发效果提供了理论依据。

考虑传质的CO_(2)非混相驱流动模式及其提采机理

CO_(2)非混相驱过程中CO_(2)与原油间存在复杂相互作用,流动不稳定性较大,驱替前沿形成指进,导致驱油效率显著降低.目前对CO_(2)的提采机理往往局限于对原油粘度、界面张力等物性的影响,但是缺乏传质对指进特性及驱替效率的作用机理认识.利用COMSOL建立了多孔介质模型,采用相场法描述两相界面变化,模拟CO_(2)非混相驱过程,研究CO_(2)传质对流动模式、原油粘度及驱替压力的影响.结果发现,在不同的粘度比M和毛细数Ca下,存在三种流动模式:稳定驱替、毛细指进、粘性指进.M较高时会出现稳定驱替;M较低时,随着Ca的增大,粘性指进转变为毛细指进.CO_(2)传质会显著降低油粘度,促进毛细指进,同时能够显著降低驱替压力,且随着毛细数增加,驱替压力降低的幅度更高.

注富烃气凝析/蒸发混相驱机理评价

基于状态方程和气液两相相平衡理论,建立了注气压力组成及多级接触实验相平衡的计算模型,再应用建立的计算模型,根据室内注气配套实验(压力组成实验、多级接触实验、细管实验)数据,模拟压力组成相图、多级接触拟三元相图和细管特征曲线,评价注气驱混相能力及驱替机理。应用该方法对吐哈盆地丘陵油田注富烃气混相驱机理进行了评价,研究了该过程中油气两相中的C1、C2—C6和C7+组分、界面张力、密度与黏度等特性参数的变化规律,证实了注富烃气驱替过程中存在凝析和蒸发双重作用,因此在较低界面张力状态(即近混相)下采收率可以达到与混相驱接近的效果,认为凝析/蒸发混相就是近混相的提法不妥。

注气混相驱中水气切换问题实验研究

葡北油田注气混相驱开发已取得了较好的效果,但该油田在水气交替注入过程中出现了水气切换问题,注水井转注气时气体注不进地层,导致油田水气切换方案无法正常实施。文章利用长岩心驱替实验研究产生此问题的机理和原因,表明在现场确定压缩机及其压力时,应考虑最高水气交替注入压力及压力上升的影响,避免频繁的水气交替;在注气开始时就应进行示踪剂监测,葡北油田实施较晚,没有起到监测的作用;不论是水驱还是水气交替,都存在初始启动压差,要考虑增大注入压力以启动注气工程。

草舍泰州组油藏CO2混相驱效果及二次气驱可行性研究

草舍泰州组油藏CO2混相驱提高采收率项目是国内较为成功的项目之一。针对一次混相驱后剩余油分布复杂、后期气窜严重等问题,开展二次混相驱的可行性研究。金相显微镜下观测真实岩心CO2混相驱的流动过程具有微观分维的特征,剩余油以薄膜状、孤立点珠状附着在岩石孔隙表面,CO2二次混相驱油效率为93.40%,比一次混相驱油效率提高9.73%;密闭取心显示平均残余油饱和度为30.8%,Ⅲ油组潜力较大。设计二次混相驱油可行性方案,采用分层系开发动用底部油藏,高部位注气抑制重力超覆,水气交替减缓气窜,全过程防窜调整剖面等方式,预计可进一步提高采收率8%~10%。

大芦湖油田樊124断块CO_2混相驱过程中沥青质沉淀实验研究

针对胜利油区典型的低渗透油田———大芦湖油田樊124断块的油藏条件,利用SDS固体沉淀实验装置对5种压力下注入CO2过程中沥青质的沉淀情况进行了研究,确定了沥青质沉淀析出的条件及沉淀量,并提出了预防沥青质沉淀的措施。研究结果表明,在樊124断块进行CO2非混相驱,不会产生明显的沥青质沉淀,而在高于26 MPa下进行CO2混相驱时,会产生少量沥青质沉淀,且注入压力越高,沥青质沉淀趋势越强,但由于地层油中原始沥青质含量较低,产生的沥青质沉淀量不大;根据樊124断块油藏流体条件,在较低的压力(<26 MPa)下进行CO2混相驱或近混相驱,既能获得较高的原油采收率,又能避免或减少沥青质的沉淀。

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏高压物性及最小混相驱压力实验研究

选择塔河油田典型油藏区块(稠油S48单元和稀油S86单元)碳酸盐岩缝洞单元作为研究对象,利用地层流体高压物性测试实验及细管实验论证注气混相驱在塔河油田提高采收率的可行性。结果表明:CO_2改善地层油物性参数的效果比干气好;稠油S48单元注气驱替无法达到混相条件,只能实施注CO_2非混相驱;稀油S86注CO_2可以实现混相驱,其最小混相压力为26.30 MPa,该压力值远小于本单元的原始地层压力,并取得较好的提高采收率效果。

二氧化碳混相驱的长岩心物理模拟

为优化胜利油区拟进行CO2混相驱先导性试验区大芦湖油田樊124断块的注气工艺参数,利用长岩心物理模拟流程,针对该断块的地层原油,在30MPa、116℃条件下,研究了CO2混相驱的驱油效果、驱替特征以及CO2注入时机、注入方式、注入量对混相驱效果的影响。实验表明:对于樊124断块,在30 MPa条件下可以实现CO2混相驱,提高采收率16％以上。在均质长岩心模型中,CO2的注入时机、注入方式对混相驱采出程度影响不大,但早期注入可延长无水采油期,提高采油速率,气水交替注入可有效抑制因地层非均质性而造成的气窜现象,因此,现场还是早期实施CO2与水的交替注入较好,CO2注入量应在0.25倍孔隙体积以上。

超临界二氧化碳混相驱油机理实验研究

根据大庆榆树林油田原油组分变化、CO2与原油界面张力关系及CO2超临界性质,对CO2混相驱地层情况进行了模拟研究,建立了CO2混相驱驱替模型和方程。研究结果表明,超临界状态的CO2可以降低所波及油水的界面张力;混相时混相带原油含碳组分中C20以下的含量达到了最高值;水气交替注入时,水对混相有不利的影响。

特低渗油藏CO_2非混相驱生产特征与气窜规律

基于吉林腰英台油田CO2非混相驱先导试验区生产动态数据、吸水(气)剖面监测、示踪剂监测、原油和地层水组成分析,研究CO2非混相驱油井生产特征和气窜规律。先导试验中较好地利用了CO2的萃取、降黏、膨胀原油体积、增大地层有效孔隙等特点,增油效果较明显。对于特低渗、强非均质性油藏,水驱或气驱过程均存在单层突进、平面指进现象,水气交替注入可有效提高波及体积,有助于缓解气窜,注水转注气后产油量增幅低于注气转注水,水气交替注入过程中注水半周期的调整对气驱开发效果改善起主要作用。腰英台油田油井见气类型包括沿裂缝方向见气、沿高渗条带见气和低渗区域见气。根据建立的油井气窜标准,保持油井见气但不气窜、减缓气油比上升速度是改善非混相驱效果的关键。关停气窜井、调整生产井井底流压、实施水气交替注入是控制气窜的良好措施。

注气近混相驱油藏开发理论进展

由于受众多因素影响,在油藏中注气难以达到物理意义上的混相。国外研究人员提出近混相气驱理论,其特点是注入气体并非与油完全混相,只是接近混相状态。文章首先在国内外相关文献调研的基础上,综述油藏注气近混相驱理论进展;以吐哈丘陵油田陵2井为例,用组分模拟来展示近混相驱过程;通过细管实验模拟,研究多级接触过程中注入气—原油之间相态等物性参数的变化,进一步证实近混相驱机理;最后对油藏注气开发动态预测模型进行总结。针对目前近混相驱动态预测和开发指标计算不准、气体突破预测及注气参数控制不利等问题,指出研究注气近混相驱开发动态预测模型的方向,为油藏的注气近混相驱开发提供了坚实的理论支持。

CO_2混相驱的可行性评价

CO2驱是提高原油采收率和实现温室气体埋存的双赢举措,在中国具有广泛的应用前景。开展CO2混相驱可行性评价是CO2驱矿场实施的重要基础。基于文献和矿场经验,分析了CO2混相驱的不利因素,指出了CO2混相驱过程中需要重点考虑的问题以及发展趋势。提出CO2混相驱可行性评价主要包括:油藏筛选、室内实验评价、油藏数值模拟、经济风险评价、先导试验等环节,并对各个环节进行了分析。同时认为,可行性评价还需要考虑CO2注入过程中对储层、扰流或气窜、腐蚀、钙质与沥青质沉积等的影响,指出CO2混相驱成功的重点是保证油藏中较高的混相程度和CO2波及效率,在油藏方案和工程方案基础上,通过经济效益论证才能保障CO2混相驱的可行性。

水驱油藏注CO_2非混相驱油机理及剩余油分布特征

多数陆上油田经过几十年的注水开发,均已进入高含水、低产出、无效水循环严重的开发阶段,整体动用程度较低,亟需研究水驱后剩余油分布和提高采收率技术。CO_2非混相驱油时需考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对气驱开发效果的影响。在传统剩余油分布研究方法的基础上,提出采用岩心在线CT扫描与岩心薄片仿真微观模型相结合的实验方法,分别从宏观岩心尺度和微观孔隙结构2方面,定性和定量地研究注水和注气驱油机理、驱替后宏观和微观剩余油的分布特征,揭示了水驱转气驱及气水交替驱对微观剩余油的启动方式和运移过程,进一步描述了可动水作用下油、气、水三相渗流规律,为油藏开发后期注CO_2非混相驱开发提供了理论基础和实验依据。