热水驱替开采Ⅱ类水合物藏规律研究

天然气水合物广泛分布于陆地冻土带和深海地层,资源潜力巨大,其中Ⅱ类水合物藏占有重要地位。为加强对Ⅱ类水合物藏开采规律的认识,结合实际水合物藏参数,使用数值模拟方法研究了热水驱替开采Ⅱ类水合物藏的动态规律,并与降压法的开采效果进行了对比分析。结果表明:①热水驱替开采Ⅱ类水合物藏时,产气速率和分解气速率首先快速上升,然后以较快速度下降至趋于相对稳定;累产气和累分解气上升较快;气体采出程度和水合物分解程度均处于较高水平(>60%)。②热水驱替对Ⅱ类水合藏的开采具有一定的适应性,与降压法开采相比,热水驱替方式下储层水合物的分解更彻底,气体采出程度、水合物分解程度也更优,但具有较低的累积气水比,产水量较大。

热水化学驱体系与稠油组分间相互作用及其理论模拟研究

为了探究温度和聚合物化学剂对稠油性质的影响,通过扫描电子显微镜、傅里叶变换红外光谱仪以及流变仪对稠油组分进行了分析.由扫描电子显微镜观察到沥青质表面形态不规则,胶质表面粗糙且具有孔道结构.傅里叶变换红外光谱检测出3种稠油组分具有芳香烃的特征吸收峰.通过流变性能测试研究了聚合物化学剂的投加量、矿化度、温度和pH值对稠油流变性能和体相结构特性的影响.结果表明,聚合物投加量对稠油的储能模量和损耗模量有显著影响,而矿化度的增加则增强了稠油的复数黏度,酸性和碱性条件下稠油的黏弹性较中性条件更强.通过理论计算研究发现,添加聚合物化学剂可以降低稠油的黏度,在较高的温度下效果更加显著.沥青质与聚合物化学剂之间的相互作用最强,其次为胶质,与油分的相互作用最弱.聚合物化学剂对稠油组分的径向分布函数无明显影响,主要影响界面处的稠油组分.聚合物化学剂与沥青质可以形成氢键,添加聚合物化学剂后,沥青质内部的氢键数量减少,与聚合物化学剂之间的氢键数量增加.温度升高会减少氢键数量,尤其是沥青质与聚合物化学剂之间的氢键.

稠油油藏热水驱开发效果主控因素研究

热水驱能够降低原油黏度,改善水油流度比,降低残余油饱和度,是稠油油田开发的主要方式之一,探索热水驱开发的主控因素对于热水驱方案设计具有重要意义。本文通过调研陆地油田地质油藏参数和开发效果,选取油层有效厚度、净毛比、渗透率、原油黏度、平面变异系数、注热水温度为目标参数,引入变异系数评价影响热水驱采收率的主控因素,研究表明:注热水温度和油层有效厚度是影响热水驱采收率的主控因素,研究结果可以指导热水驱油田选取方案和方案设计。

人工水驱稠油油田热水化学增效研究

人工水驱稠油油田注入水突进、采出程度不高、井筒耐温受限,后期转注热水效果有限,为探讨转注热水复合化学药剂的增效机理及效果,结合实验数据分析了热水降黏机理以及3种药剂A、B、C的降低黏度、降低界面张力、改善流度比的增效机理,利用数值模拟方法对比了冷水、热水以及热水加药剂的方案效果。结果表明:LD油田地层原油的黏度随温度增加而降低,当温度从54℃升高至108℃时,原油黏度降低至54 mPa·s,可大幅改善原油流动困难;药剂A在不同温度下降黏率均大于90%,具有较好的降黏性能,药剂B质量浓度从500 mg·L^(-1)增大至3000 mg·L^(-1),界面张力从0.015 mN·m^(-1)降低至0.006 mN·m^(-1),且在108℃下耐温及降低界面张力性能较好,药剂C溶液在油藏温度54℃下黏度可达125 mPa·s,在升温至90℃后黏度下降的幅度为33%,且90℃下水油流度比增大至0.9,驱油效果更好;热水加药剂A、B、C的复合增效方案效果最优,相比冷水驱最终可提高采收率12.4%,可为此类油藏提高采收率提供新思路。

热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究

利用物理模拟实验和油藏数值模拟技术 ,研究了稠油油藏蒸汽吞吐后期转热水添加氮气化学剂泡沫驱提高稠油采收率的开采机理 ;对合理工艺参数进行了优化 ,包括化学剂注入速度、注入浓度、气液比、注入方式及段塞大小等。在此基础上 ,针对辽河油田锦 90块的油藏地质特点和开采现状 ,进行了开发指标预测 ,设计了先导试验方案。热水添加氮气化学剂驱油技术在矿场先导试验井组中已取得了较好的开采效果 ,单井组累积增油 2 13 78t。目前已扩大到 9个井组进行试验 ,预计这种技术将成为此类稠油油藏蒸汽吞吐后期有效的接替方式。

稠油油藏注蒸汽开发后转热水驱实验与数值模拟

注蒸汽是目前稠油油藏开发的主要方式,随着开发进程的加快,注蒸汽开发油藏大多已进入后期阶段,注汽效果差、井间汽窜严重等逐渐成为稠油油藏开发亟待解决的问题。以热采剩余油为研究对象,运用室内物理实验和数值模拟方法,研究了稠油油藏注蒸汽开发后的转换方式。不仅建立了不同温度和不同时机下的蒸汽驱转热水驱模型、水汽交替注入模型和氮气泡沫热水驱模型,而且建立了不同厚度、不同韵律以及不同变异系数下的稠油油藏注蒸汽开发转热水驱数值模型。研究结果表明,采用120℃的热水,注蒸汽采收率为22%时转热水驱效果最好;厚度大于5m,变异系数小于0.4的反韵律油层转热水驱效果较好。

氮气泡沫热水驱油室内实验研究

利用现场提供的起泡剂和原油等原料 ,在室内对泡沫剂进行了评价 ,对岩心驱油效果及改善波及体积进行了实验研究 ,分析了氮气泡沫热水驱提高采收率的机理 ,并对影响氮气泡沫热水驱油效率的泡沫剂的起泡性、半衰期、最优气液比、起泡剂质量分数等因素进行了分析。结果表明 ,在一定起泡剂质量分数范围内 ,随着气泡质量分数的增加 ,起泡能力、半衰期和阻力因子也增加。最优气液比为 1∶2 ,最佳气泡剂质量分数为 0 .3%。在非均质油层(模型 )中泡沫的驱油效果比在均质油层 (模型 )中的更好 ,残余油饱和度降低了 2 1.1% ,采收率提高了 31.2 %。

致密油藏热水驱增油机理定性分析及定量评价

针对致密油藏提高采收率的需求,选取目标区块,利用油田现场提供的岩心、原油等样品,采用室内实验研究了考虑启动压力变化的热水驱增油机理,并利用数值模拟方法对热水驱各增油机理进行了定量评价。室内实验结果表明,热膨胀作用、降低启动压力、热降黏作用、降低界面张力、改善相渗曲线是致密油藏热水驱的驱油机理,且热膨胀和降低启动压力是主要增油机理。数值模拟结果表明,100℃、150℃热水驱,热膨胀作用和降低启动压力作用增油贡献率最大(其中热膨胀作用贡献率分别为29.79%和33.28%,降低启动压力作用贡献率分别为31.66%和30.48%),其次是相渗改善和热降黏机理,降低界面张力机理的贡献率最低(分别为7.08%和6.27%),模拟结果进一步验证了实验研究结果的正确性。

利用“解—合”法分析稠油热水驱微观驱替效果

为了定性和定量研究稠油热水驱微观驱替效果,创建了驱替效果分析的新方法——"解—合"法。在油湿性微观模型中,分别在75和90℃条件下进行稠油热水驱替实验,对比分析2种条件下驱替平衡时,微观波及系数、驱油效率和采收率的变化特征及机理。结果表明,油湿性微观模型稠油热水驱时,通过乳化捕集和乳化携带作用大幅提高了微观驱替效果;90℃时稠油热水驱的微观波及系数、驱油效率和采收率均高于75℃时的。油湿性微观模型稠油热水驱时,在残余的少量棕色油膜中包含有油包水乳状液。在75℃时热水波及区域内残余油的分布以网状和块状为主,且数量较多,90℃时热水波及区域内的残余油分布主要呈连续性较差的孤岛状,且数量较少。

氮气泡沫热水驱油机理及实验研究

借助室内实验和数值模拟,研究了氮气泡沫热水驱提高稠油采收率的机理.结果表明:在注热水的同时注入氮气和泡沫可以大大提高稠油的采收率,其机理主要表现在降黏、原油体积膨胀、调剖等方面.氮气泡沫热水驱和热水驱的对比试验显示氮气泡沫热水驱不仅可以提高采收率,而且还可以提高采油速度.

海上稠油油田热水化学驱油技术研究

热水化学驱技术通过热水与化学药剂有机结合,可在吞吐热采的基础上进一步提高采收率。基于渤海N油田实际地质油藏参数,将提高采收率值和经济指标作为目标函数,开展了驱油体系评价实验和数值模拟研究,优化设计影响热水化学驱增油效果的热水温度、药剂浓度、药剂用量等注入参数,并对比分析了多元热流体吞吐和热水化学驱两种热采技术的开发特征和效果。结果表明:随着温度的升高,化学药剂改善水油流度比和降低原油黏度的作用被削弱,热对提高采收率起着主导作用,但温度高于115℃后,提高采收率值增幅减缓,经济指标快速下降;随着化学药剂浓度的增加,提高采收率值单调递增,浓度在1500 mg/L时经济指标达到峰值,之后出现下降的趋势,药剂效率降低;化学剂总体用量控制在0.25~0.30 PV。实例计算表明,热水化学驱将受效半径从80 m扩大到400 m,更能有效动用注采井间的储量,采收率提高4.8个百分点,吨剂增油量31.7 m^(3)/t,建议渤海N油田在多元热流体吞吐后转换为热水化学驱方式,以持续保障油田产量。

河南油田泌125区热水驱技术可行性研究

针对河南油田泌125区薄互层特低纯总厚度比(0.28)普通稠油油藏蒸汽吞吐效果变差的实际,通过热敏分析、高温相渗分析、热水驱替试验及现场实验,证明热水(含污水)驱明显优于蒸汽吞吐,注入水的温度高于拐点温度效果较好,化学驱辅助以热水驱效果更好一些。建议采用热水(污水)驱并辅助以表面活性剂驱技术,为同类油田提高驱油效率和采收率及有效地解决污水外排问题提供典型范例。

氮气泡沫热水驱提高稠油采收率技术研究

氮气泡沫热水驱是一种新的提高稠油采收率的方法。从室内实验和现场应用两个方面进行研究。在室内实验研究的基础上,提出了氮气泡沫热水驱提高稠油采收率的主要机理。同时,氮气泡沫热水驱和热水驱的对比试验显示,氮气泡沫热水驱不仅可以提高采收率,而且还可以提高采油速度。矿场应用的数值模拟结果显示氮气泡沫热水驱能较大幅度降低油田含水,提高稠油油田的采收率。

不同润湿性条件下稠油热水驱微观驱油效果对比

尽管润湿性是储层物性的重要参数,对驱油效果也有显著影响,但关于润湿性对稠油热水驱微观驱油效果的影响却很少进行研究。创建并采用稠油热水驱微观驱油效果定量评价新方法——"解-合"(cutout-flattent image)法,分别从微观波及系数、微观驱油效率和微观采收率三个方面对水湿和油湿模型中不同温度下的稠油热水驱微观驱油效果进行定量评价和对比。实验数据表明,油湿利于提高微观波及系数,较高温度下水湿利于提高微观驱油效率;较低温度下微观波及系数大于微观驱油效率对微观采收率的贡献,而较高温度下微观驱油效率的贡献较大。润湿性对微观采收率的影响不如温度显著,且受温度影响,但随着温度升高影响减小。

高凝油热水驱提高采收率实验

为解决高凝油进一步提高采收率问题,用辽河油田高凝油及天然岩心,采用4种驱替方案,在室内进行不同温度热水驱提高高凝油采收率实验.实验结果表明:热水段塞温度应高于原油凝固点8℃以上,不应低于60℃,否则提高采收率的幅度有限;随着热水温度升高,热水驱采收率提高的幅度相应增大,但最终采收率是由最后热水段塞的温度决定的;在中高渗透油层中,在尽可能提高热水驱温度的情况下,应控制注入水的流度.

江桥杜66区块浅薄层稠油油藏热水驱注采参数优化

为提高浅薄层普通稠油油藏冷采后的开发效果,对影响热水驱开发效果的注采参数进行了研究。根据相似性原理模拟与储层特征和热采环境相似的岩心驱替试验,应用petrel软件建立区块地质模型,并采用CMG软件热采模块的数值模型,对比分析不同温度、不同注入方式和注采比下杜66区块的开发效果,确定了中含水期转注热水、冷热水交替注入的开发方式。研究表明,优化后的开发方式为综合含水60%时转注热水,采取冷热交替七段塞、注采比0.95的方式注入温度80℃热水,其驱油效率比冷水驱提高17.27%。研究结果表明,热水驱可以改善浅薄层普通稠油油藏的开发效果,为浅薄层稠油油藏经济有效开发提供了技术支持。

热水和表面活性剂驱室内实验

针对辽河油田海26块油藏原油粘度高、常规水驱开发效果差等现状,通过对表面活性剂进行表面活性、界面张力、耐温性和吸附性等性能的评价,筛选出适用于海26块油藏的表面活性剂。通过一维管式驱油实验,研究了注入温度、表面活性剂溶液质量分数、注入方式对原油采收率的影响。结果表明,随着注入温度的不断升高,最终采收率不断增加,当注入温度超过120℃后,原油的最终采收率增加幅度变缓;随着表面活性剂溶液质量分数的增大,最终采收率不断增加,表面活性剂溶液质量分数达到0.3%后,最终采收率增加幅度变缓;表面活性剂与热水多轮次交替注入比单轮次注入表面活性剂的驱油效果要好。在注入温度为120℃、表面活性剂溶液质量分数为0.3%和4轮次交替注入优化参数下,热水和表面活性剂驱的最终采收率为83.67%。

薄层稠油油藏蒸汽吞吐转热水驱的选区新方法

胜利油田郑364块稠油油藏由于层薄、油稠的特点,部分油藏进行蒸汽驱具有较大风险性。随着蒸汽吞吐轮次的增加,近井地带含油饱和度不断降低,开发效果变差。研究在稠油油藏注蒸汽开发以及转热水驱开发机理分析基础上,利用物理模拟研究了稠油油藏注蒸汽开发后转不同温度热水驱的驱油效率。通过对郑364块稠油油藏储层物性的分析,建立反映该稠油油藏特征的数值模拟模型。对其注蒸汽转热水驱的可行性进行了筛选研究。建立了考虑油藏渗透率、有效厚度和剩余油可动储量丰度的蒸汽吞吐后转热水驱筛选区块的新方法。该方法可针对薄层稠油油藏注蒸汽开发后是否能够转热水驱进行筛选分析。

稠油注蒸汽开采后期转热水驱数值模拟及可行性研究

针对河南稠油油田蒸汽吞吐开发的实际，利用数值模拟技术研究了不同类型稠油的转热水驱条件，最佳转驱时机，注入参数优化设计，不同注入方式转热水驱效果，明确了适合转热水驱的油藏类型，建立了薄层稠油注蒸汽开采后转热水驱的筛选标准，可为类似油田开发提供参考。

南堡35-2油田化学辅助热水驱油的试验研究

通过岩心驱替试验对南堡35-2油田稠油热水驱和化学辅助热水驱进行了研究,考察了注入水温度及增效化学剂对驱油效率的影响。研究表明,提升注入水温度和添加化学剂,驱油效果明显改善。注入水温度升高20℃和40℃时,热水驱的驱油效率分别提高12.0%和18.2%,化学辅助热水驱的驱油效率分别提高21.0%和29.0%。化学辅助热水驱技术应用于海上普通稠油油田,将有助于进一步提高稠油采收率。