凝析气藏伤害机理及长岩心实验研究

低渗凝析气藏的储层伤害机理和实验研究是气藏开发的重点和难点。基于反凝析和反渗吸水锁伤害机理,通过毛管模型推导低渗凝析气藏水锁伤害锁解除理论模型。通过建立真实气田的长岩心实验,定量模拟了反凝析和反渗吸水锁伤害,反凝析伤害和反渗吸水锁伤害大幅度降低储层渗透率。最后基于机理和长岩心实验研究成果,对南海西部低渗凝析气田的地质油藏方案进行了优化,降低了开发风险,为低渗凝析气田开发提供重要指导。

水驱砂岩气藏型地下储气库长岩心注采实验研究

水驱砂岩气藏型地下储气库通过注气驱水扩容,但是受储层非均质性以及水侵等因素的影响,实际运行过程中的库容量和工作气量大多低于设计值。为进一步优化气库注采效果,开展了多轮次的长岩心注采实验,分析注采过程中压力场分布及库容动用特征,研究影响扩容效果的因素。研究结果表明:随着注采轮次增加,注气排驱难度加大,排驱效果逐渐变差,趋于最大库容量;远井地区储层不能有效参与气库运行,注气后气库平衡压力低于上限压力,采气后气库平衡压力高于下限压力,导致实际库容量和工作气量达不到设计值;受储层孔喉分布非均质性、气驱压力梯度的限制以及采气循环边水的影响,排驱扩容增加的库容有限,注采模拟结束后,库容动用率仅为30%,工作气量占比也仅有21.6%。研究结果为水驱砂岩气藏储气库方案设计提供技术支持。

凝析气藏高压物性及反凝析污染评价实验

为了评价反凝析对凝析气藏开发的影响,通过M区块凝析气藏的高压物性实验,研究了反凝析相态变化,进而分析流体的相态特征和反凝析变化过程。通过长岩心驱替实验进一步开展反凝析污染评价来分析反凝析影响因素。研究表明,温度的升高可以减缓不同压力级之间的反凝析液量差异;考虑应力敏感,在凝析油处于临界流动饱和度附近的情况下,反凝析现象对基质的影响相对较大,而对裂缝岩心的影响则相对较小;近井地带比远井地带更容易发生反凝析污染且污染程度更高,但随着凝析油含量的增加,近远井污染程度差异减小。研究成果为评价凝析气藏反凝析污染提供了方法和思路。

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。

高凝油藏注CO2开采方式优选室内实验研究

高凝油具有高凝固点和高含蜡的特点,若开发方式不当,极易发生储层伤害,降低采收率。为针对研究区块确定合理的开采方式,进行了连续注CO2驱、水气交替注入、CO2吞吐等实验研究,结果表明对于该油藏条件,CO2吞吐的驱油效率可达到甚至超过水气交替注入。为进一步研究驱替机理并证明宏观实验的结论,进行了微观可视驱油实验,研究发现随着压力增加,CO2对原油性质的改变以及良好的储层物性是驱油效率明显增加的主要原因。结合该油田的实际条件和注CO2吞吐经济高效的特点,研究认为注CO2适合于该高凝油藏的开发。

已开发低渗油藏CO_2与N_2驱实验研究

为深化研究已开发低渗油藏注气提高采收率机理,优化注气方式,通过采用长岩心物理模拟实验,考察油藏在目前地层压力条件下连续注CO_2驱、连续注N2驱、CO_2前段塞+N_2后续驱等不同注入方式下的气驱驱油效果。研究表明,N_2助推CO_2方式可有效提高原油采收率,实验产出关系曲线呈现"S"形态,分为3个阶段,采出程度的大幅增加主要发生在注气开发开采的第一阶段,对于衰竭开采后的注气实验,连续注CO_2驱、0.41HCPVCO_2前段塞+N_2后段塞的总采收率几乎相当,都超过了80%,因此采用N_2助推,如果CO_2段塞体积选择适当,其效果完全不逊于连续CO_2驱,而且降低了CO_2使用量,另N_2制备和运输整个流程中风险都较小,即使出现气体泄漏,也不会对环境造成太大伤害和影响,经济效益大幅提高。该研究成果将为低成本高效动用已开发低渗油藏提供技术支撑。

温西3块非混相驱注气参数优选室内实验研究

开展温西3块非混相驱长岩心室内实验,分析了注入气贫富、注入气段塞尺寸、注入气水比和转注气驱时机对驱油效率的影响,并优选出了该块非混相驱注气参数。该项研究对今后类似油藏的开发具有一定的借鉴作用。

注气过程中沥青质沉淀对孔隙型碳酸岩油藏储层伤害的实验研究

中东地区大部分油藏属于孔隙型碳酸岩油藏,开发初期采用衰竭开采,中后期二次采油基本采用注气方式。而无论是衰竭开采还是注气提高采收率,沥青在地层和井筒沉淀都是一个普遍现象。它是制约原油生产的一个重要因素,本次重点研究了实验模拟条件下注气过程中沥青沉淀对储层的伤害程度。这对于中后期注气开发过程中控制沥青沉淀,提高原油采收率有重要的意义。实验表明:沥青沉淀会对储层的孔隙度和渗透率造成伤害,不同的注入速度对储层的伤害程度不同,注入速度较高时,沥青沉淀对储层的伤害更严重;气驱后注入气体突破对储层的伤害进一步加剧。因此在对油藏特别是孔隙型低渗透碳酸岩油藏实施注气时,尽量延长气体突破的时间,同时针对沥青沉淀需采取一定的预防措施。

裂缝型变质岩油藏注气驱机理及驱替效率实验研究

采用物理模拟实验的方法,做注气膨胀实验,评价天然气在原油中的溶解性。通过数模和细管实验,确定目前地层压力和温度下的最小混相压力。开展双重介质变质岩油藏顶部注天然气,底部注水长岩心驱替实验(岩心夹持器呈30°倾斜),得出了裂缝和基质分别对采收率的贡献。驱替压力25.6 MPa和38.6 MPa,均小于最小混相压力,实验中天然气驱替过程为非混相驱。由于裂缝的收缩性远大于基质,衰竭采出的原油可以看作是裂缝的贡献。同时,由于基质与裂缝之间的渗透率相差极大,因此在初期的驱替过程中,裂缝中的原油可以被完全驱出。结合以上分析,可以由最终实验结果得出基质与裂缝系统各自对采收率的贡献。

鄂北致密气藏注CO驱替提高采收率实验研究

在低渗透致密气藏注提高气藏采收率是目前世界研究的热点。为了揭示气藏中CO2埋存与提高气藏采收率之间的关系和影响因素,开展了高温高压条件下CO2驱替CH4的长岩心实验。通过85℃下长岩心驱替实验研究了注入时机、注入速度、储层渗透率和地层倾角存在对CH4采收率、CO2突破时间及埋存的影响.实验结果表明:对气藏而言应早期采用衰竭开发到废弃压力再注气为最佳开发方式。CO2驱替CH4过程采收率在80.37%~94.83%,CO2突破时间在0.6~0.7倍烃类孔隙体积(HCPV),CO2突破时CH4采收率在69.37%~91.87%。驱替速度越小,CO2突破越快,最终CH4采收率越小;高注低采45°比高注低采5°CO2突破要早0.1倍孔隙体积(PV)左右,采收率低约1.02%;渗透率越低时,注入相同烃类孔隙体积的CO2时CO2的驱气效率更低,最终CH4采收率越低。研究结果说明,气藏中注CO2可提高气藏采收率及实施CO2埋存,CO2超临界性质、重力作用、低速下扩散以及CO2在地层水中溶解不容忽视。

扎尔则油田泥盆系F_4顶层油藏注富气混相驱实验

在扎尔则油田F4顶层油藏开展富气混相驱,具有良好的储层物性和流体性质条件。长细管实验研究了注入富气组成对混相驱效果的影响,确定了目前地层压力、温度条件下注入富气的最小混相组成,并揭示注入富气组成在影响驱油效率的同时,也影响驱油速度,且在近混相驱范围内对富气驱效果的影响更为强烈。长岩心驱替实验表明:开发初期注富气效果要好于水驱后注富气,但水驱后注入最小混相组成流体仍可获得非常高的驱油效率,高含水油藏注富气混相驱有望大幅度提高原油采收率;随着富气注入量的增加,混相驱最终采收率也增加,但存在增幅减缓的"拐点",原因是轻烃组分超越原油流动,使有效驱替容积部分损失,气油比的"台阶"式变化将是经济确定富气注入量的重要标志;在富气注入量较小时,连续注入比气水交替注入效果好,建议扎尔则油田小型先导试验采用连续注气方式。

WC54井区CO_2吞吐强化采油室内实验研究

针对WC54井区地质开发特征,在对目前油井地层流体进行相态分析的基础上,通过CO2注入油藏流体膨胀实验,确定CO2吞吐的驱替机理;通过CO2吞吐长岩心驱替实验,确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性,并与WC211井的试验结果进行了比较,分析了原油物性和注气时期对试验结果的影响。

气井合理产量的实验模拟研究

在模拟地层上覆压力、地层压力、地层温度和地层含水饱和度的长岩心上,模拟不同生产压差下的气体流速实验,确定了川西蓬莱镇组气藏的单井合理产量为压裂前922m3/d至3072m3/d,按平均增产5倍计算,蓬莱镇组气藏压裂后的单井合理产量为4600m3/d至15400m3/d,反推的单井无阻流量为18400～118300m3/d,与气藏实际值基本一致。

玉果油田果8区块减氧空气驱低温氧化对采收率的影响

注减氧空气是低渗透油藏有效的开发手段,减氧空气可在地层条件下与原油发生低温氧化反应,提高采收率。针对玉果油田果8区块目前减氧空气驱提高采收率机理认识不完善的问题,采用等温氧化实验和长岩心驱替实验探究原油氧化过程和生成物质对提高采收率的影响。等温氧化实验结果表明,稀油的低温氧化过程产生了沉积物质,随着温度升高,氧化程度明显提高,89℃时原油氧化生成重质组分沉积量为1.25×10^(-3)g/g,100℃时为3.43×10^(-3)g/g,120℃时为5.02×10^(-3)g/g。长岩心驱替实验结果表明,不同氧化温度下重质组分沉降对采收率存在影响,随着温度升高,气窜时机变晚,波及效果变好,最终采收率有所提高,温度为89℃、100℃和120℃时的最终采收率分别为52.77%、58.89%和65.23%。

低渗挥发性油藏CO2驱注入时机室内实验研究

低渗挥发性油藏流体性质特殊,弹性开采很容易变为衰竭开采,注气保压开采是低渗挥发性油藏的主要开采手段。针对低渗挥发性油藏CO2驱开发技术难点,通过长岩心实验,研究了低渗挥发性油藏CO2驱的注入时机。实验结果表明,地层压力衰竭至34.10 MPa时注CO2后采出程度(96.44%)与在原始地层压力下注CO2后采出程度(96.24%)相当;地层压力衰竭至28.58 MPa以下注CO2后采出程度明显降低。确定了地层压力衰竭至34.10 MPa时为CO2驱注入时机,为经济有效地实施CO2驱提高低渗挥发性油藏原油采收率提供依据。

火山岩油藏超临界二氧化碳吞吐实验研究——以XQ井区为例

鉴于准噶尔盆地XQ井区火山岩油藏采油速度递减快、油藏压力无法保持、采出程度低的问题,探索采用超临界CO_(2)吞吐开发方式进行目标油藏岩心的长岩心实验研究,完成衰竭后超临界CO_(2)吞吐实验。结果表明:超临界CO_(2)吞吐技术可以有效提高火山岩油藏采收率,开发效果主要集中在前3轮次吞吐,贡献率达到90%左右,但多轮次(超过3轮)吞吐采油效果不佳;在一定条件下,适当延长焖井时间,可以一定程度上提高采收率;CO_(2)吞吐采收率随其注入量的增加而逐步提高,但当CO_(2)注入量超过0.411 HCPV后,采收率的提高幅度很小;随着油藏的持续开采,其含油饱和度不断减小,CO_(2)对原油的作用效果也就会逐渐减弱,建议在开采初期直接对油藏进行CO_(2)吞吐,采油效果最佳。

低渗透CO2混相驱室内实验研究

低渗透油藏存在注水开发难度大、采收率低等问题,为提高该油藏开发效果,选用胜利油田某低渗透油藏原油及岩心进行了CO2混相驱实验研究。实验表明:①原油对CO2溶解能力强,注入CO2后可降低原油粘度,降幅28.6 %;②目标区块可进行CO2混相驱,其采收率远高于水驱的采收率。因此CO2混相驱适用于胜利油田部分低渗透油藏,应用前景广阔。

低渗油藏CO_(2)驱提高采收率阶段划分研究

CO_(2)驱油已成为最有效的提高低渗油藏采收率的方法之一,认清CO_(2)驱替过程中原油的驱替规律,是开发好低渗油藏的关键。以低渗油藏CO_(2)驱替长岩心实验为基础,结合数值模拟分析方法,研究CO_(2)驱替过程中原油产出规律。结果表明,原油产出主要可以分为三个阶段:纯油生产阶段、CO_(2)与油混合生产阶段和CO_(2)携带的轻质组分原油生产阶段。

注水井多轮次酸化解堵技术研究

绥中36-1油田注水井多轮次酸化储层堵塞因素包括储层敏感性伤害、注水水质对储层的伤害、酸化和重复酸化对储层的潜在伤害。针对经过多轮次酸化的注水井,为降压增注采取深部酸化措施,通过溶蚀实验初步筛选出新型酸液体系即深度低伤害复合酸长岩心酸岩流动实验表明此酸液体系对多轮次酸化后的岩心渗透率恢复比较理想。并通过不同酸液体系对相同渗透率的长岩心进行深穿透能力实验比较,表明深度低伤害复合酸体系就有良好的深穿透性能。优选的深度低伤害复合酸体系应用于现场效果良好。

致密低渗透气藏注CO_2提高采收率潜力评价

CO_2驱替天然气气藏是将CO_2以超临界相态形式驱替天然气,在实现提高天然气气藏采收率的同时也达到将CO_2地质封存的目的。注CO_2提高气藏采收率仍处于探索阶段,目前CO_2驱气提高采收率程度不清楚、适合开展CO_2驱气提高采收率的地质条件不明确、CO_2驱替的合理工作制度也不明确。为此,首先开展长岩心驱替实验,以明确低渗透储层是否能通过注入CO_2提高采收率及提高采收率的程度,实验结果表明,当出口端CO_2含量为10%时,CO_2可提高气藏采收率12%;其次建立超临界CO_2驱替天然气多组分渗流数学模型,通过实验数据验证模型的准确性;然后应用该数学模型,开展超临界CO_2驱替天然气影响因素分析,明确选区条件;最后,以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例,优选出DK13井区作为CO_2驱替天然气评价区,并开展注CO_2提高采收率潜力的评价研究。数值模拟计算结果表明:当DK13井区生产井CO_2含量为10%(防腐成本较低)时,CO_2可提高气藏采收率介于8.0%~9.5%,同时可实现31.1%HCPV的CO_2封存量。结论认为,此举既提高了气藏采收率,又能实现对CO_2的地下有效封存,可实现社会效益与经济效益的双赢。