稠油油藏注超临界二氧化碳驱油影响因素分析

本文以辽河油田某断块油藏为研究对象,基于室内实验,结合正交设计试验,以提高原油采收率程度为评价指标,开展了稠油油藏注超临界CO_2驱影响因素研究,并分析了不同变量对注超临界CO_2驱油效率的影响权重。结果表明:CO_2驱油效率随渗透率、气体注入量、油藏温度的增加而增加,随原油粘度的增加而降低,其中:渗透率对原油采收率的影响程度最大,其次是原油粘度、气体注入量、油藏温度、压力。最后,本文总结并分析了我国注CO_2驱油提高原油采收率技术存在的主要问题,并提出拟解决措施。     

华庆油田长8超低渗透砂岩油藏水驱微观机理

为探讨超低渗透砂岩油藏水驱开发中不同级别孔隙的动用及残余油赋存等问题,对鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长8段典型岩样开展水驱油核磁共振实验。定义区间驱油效率、驱油效率贡献,根据核磁共振T2谱形态,分弛豫时间＜10ms孔隙区间、弛豫时间＞10ms孔隙区间、总孔隙区间讨论饱和油状态和水驱最终状态各孔隙区间的含油饱和度、动用含油饱和度、残余油饱和度、驱油效率贡献、区间驱油效率及其与渗透率的相关关系。研究表明,渗透率＜0.07×10-3μm2,原油主要赋存在弛豫时间＜10ms孔隙区间;渗透率＞0.07×10-3μm2,原油主要赋存在弛豫时间＞10ms孔隙区间。弛豫时间＞10ms孔隙,油气富集程度对渗透率更敏感。渗透率越低,弛豫时间＞10ms孔隙的区间驱油效率越高,但其总体积偏低,故水驱开发早期产量高,产量递减快（弛豫时间＜10ms孔隙的区间驱油效率增加缓慢）,这与该类油藏水驱开发特征相吻合。无论渗透率如何低,弛豫时间＞10ms孔隙区间的动用含油饱和度、驱油效率贡献始终高于弛豫时间＜10ms孔隙区间。油藏水驱开发阶段,调整挖潜的对象始终在弛豫时间＞10ms孔隙部分。水驱结束后,渗透率大于0.48×10-3μm2的油藏,残余油主要集中在弛豫时间＞10ms孔隙;渗透率＜0.48×10-3μm2的油藏,残余油主要集中在弛豫时间＜10ms孔隙,这为油藏水驱开发后实施提高采收率技术指明方向。     

原油粘度变化对水驱油开发动态影响的数学模拟方法

为了研究注水开发油田原油粘度升高对开发效果的影响, 通过对实际油藏原油粘度统计, 回归出了原油粘度增长模型.在三维三相黑油渗流模型的基础上, 建立了一个原油粘度随含水和压力变化的油藏渗流数学模型, 并采用有限差分方法建立了相应的数值模型, 采用超松弛法对该模型进行了求解, 用Fortran90语言开发了一个新的数值模拟器.应用该模拟器模拟了不同的原油粘度变化规律对水驱效果的影响, 并与常规模拟器的结果进行了对比.结果表明: 初始水油粘度比为1∶10、含水达到98%时, 粘度增长指数由0增加到0.02, 对应的原油采出程度由44.80%降低到34.29%.目前商业软件中忽略了原油粘度随含水升高而增加的因素, 使得预测的采收率明显偏高.      

低渗-特低渗油藏渗流特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地安塞油田侯市-杏河地区长6油藏为例

安塞油田侯氏-杏河地区长6油藏属于低渗-特低渗油藏,针对导致该油藏注水开发过程中一系列问题的复杂多变的渗流特征,利用油水相渗实验与核磁共振实验,通过分析曲线特征与重要渗流参数分布将研究区油藏储层分为3类,并结合物性测试、恒速压汞、X衍射等实验结果,分析物性、孔喉结构、黏土矿物以及注水方式对渗流特征的影响。结果表明:3类油藏的渗流参数依次变差,渗流能力减弱;束缚水饱和度受黏土矿物含量的影响程度较大;驱油效率与渗透率和喉道半径呈正相关,与孔喉半径比呈负相关,且受微观均质程度以及注入压力以及注入水体积影响;可动流体饱和度随渗透率的增大而增大,主要受控于孔隙与喉道分布及二者的空间配置关系。从好到差的3类油藏对应的初期产量、稳产周期依次降低。储层因素通过影响渗流特征,进而对开发特征产生影响。     

低渗透油藏CO2驱过程中含水率变化规律

通过国内外多个油田水驱后实施CO2驱的矿场实例研究,发现注入CO2后很多油井存在含水率下降的现象;这种现象发生在CO2驱的整个开发阶段,包括注气初期阶段CO2未到达生产井、生产井见气阶段以及高气油比阶段。重点讨论了生产井见气前的开发规律,在该阶段油藏内以油水两相渗流为主,不受三相渗流作用的影响。通过现场动态反应并结合室内细管和长岩心实验,揭示了CO2与油、水2种介质的相互作用,得到了两个结论:第一是始于低含水阶段的CO2驱过程中气体穿越地层水驱替地层油到达生产井;第二是始于高含水阶段的CO2驱替规律在不同级别低渗透岩心中的差异非常明显:对于特低渗岩心,CO2突破前的采出程度占CO2驱总采出程度的73.27%,CO2突破后的采出程度占26.73%,对于一般低渗岩心,CO2突破前的采出程度仅占CO2驱总采出程度的16.72%,而CO2突破后的采出程度占到了CO2驱总采出程度的83.28%。     

缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用及其在开发中的利用

缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍～2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。     

低渗透油藏CO2驱油开发方式与应用

CO₂驱是一种能大幅度提高原油采收率的三次采油技术,国内该项技术的研究和应用起步较晚,多以先导试验为主。苏北盆地溱潼凹陷经过10余年的探索,已经在5个低渗油田开展了CO₂驱先导试验和推广应用,针对这5个油藏利用一维细管模拟和油藏数值模拟方法开展了注气时机、段塞尺寸和注气部位的研究,并应用典型实例进行了分析,认为先期注入提高混相压力,可更有效地缩短两相区过渡带,增加油相中溶解的CO₂含量,降低油相粘度和油气界面张力,进而提高混相程度,更有利于驱油;采用大尺寸段塞可加大CO₂波及区域,较好地保持地层能量,从而提高油井见效率,增强驱替效果;高部位注气可有效地抑制重力超覆,减少CO₂气体过早地产出和突破的机会。就苏北盆地低渗油藏而言,采用先期注入、大尺寸段塞和高部位注气不失为一种成熟有效的提高采收率方法。     

注二氧化碳提高原油采收率技术

由于ＣＯ２属于与原油混深性很好的物质，因而被用作注入地层中驱油的溶剂。在同等条件下，ＣＯ２驱油与常规注水驱油相比，地层原油采收率可提高１０－１５％，随着ＣＯ２低温储存和运输技术的发展，注ＣＯ２驱油已成为一种重要的提高采收率技术，本文介绍了重质油藏ＣＯ２驱油机理，发方式以及轻质油藏ＣＯ２吞吐采油技术。     

X-CT扫描成像技术在特低渗透储层微观孔隙结构及渗流机理研究中的应用--以西峰油田庄19井区长82储层为例

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组河流-湖泊三角洲相砂岩储层物性受沉积--埋藏--成岩等因素控制.特低渗透储层具有其独特的微观孔隙结构和渗流机理.应用X-CT扫描成像实验技术进行砂岩岩心微观孔隙结构水驱油驱替实验,通过CT扫描切片图像观察分析了注入水微观驱替渗流机理及不同注入压力下的水驱油效率变化分布规律(实验岩心的水驱油效率最高为62%,最低为42%,平均为51. 6%),定量评价了储层微观孔隙结构特征.实验表明低孔、低渗和储层微观双重孔隙结构是造成注入水启动压力、水驱油效率差异大的根本原因;而较强的微观孔隙结构非均质性,是造成注入水波及效率不高、水驱油效率较低的主要原因.     

碳酸盐岩储层参数对微观渗流的影响

针对碳酸盐岩油藏孔隙大小的双峰分布特征,首先利用计算机模拟建立了描述不同孔隙特征的大孔隙网络模型和微孔隙网络模型,在此基础上提出一种耦合算法构建出的同时描述大孔隙和微孔隙特征的碳酸盐岩双孔隙网络模型;然后,基于侵入-逾渗理论,模拟双孔隙网络模型中油水两相流体的一次驱替和二次吸吮过程,并建立了毛细管压力和相对渗透率的求解模型;最后,通过调整双孔隙网络结构参数,模拟水湿油藏条件下碳酸盐岩储层参数对相对渗透率曲线的影响. 结果表明,随着微孔隙比例因子和平均配位数的增加,油相相对渗透率曲线升高;随着双孔隙半径比的增加,油相和水相相对渗透率曲线下降,这对碳酸盐岩油藏渗流机理研究有着重要的指导意义.      

Analytical solution of polymer slug injection with viscous fingering

We present an analytical solution to estimate the minimum polymer slug size needed to ensure that viscous fingering of chase water does not cause its breakdown during secondary oil recovery. Polymer flooding is typically used to improve oil recovery from more viscous oil reservoirs. The polymer is injected as a slug followed by chase water to reduce costs; however, the water is less viscous than the oil. This can result in miscible viscous fingering of the water into the polymer, breaking down the slug and reducing recovery. The solution assumes that the average effect of fingering can be represented by the empirical Todd and Longstaff model. The analytical calculation of minimum slug size is compared against numerical solutions using the Todd and Longstaff model as well as high resolution first contact miscible simulation of the fingering. The ability to rapidly determine the minimum polymer slug size is potentially very useful during enhanced oil recovery (EOR) screening studies.     

长庆油田黄3区长8特低渗油藏二氧化碳驱油与埋存先导试验

为了评价CO₂驱在长庆油田特低渗油藏中的适应性及应用潜力,中国石油长庆油田进行了CO₂驱油与埋存先导试验技术研究,取得了令人满意的初步效果。在综合对比周边气源条件、油藏条件、现场道路及CO₂试运输的基础上,确定姬源油田黄3区长8油藏为先导试验区块。该区块油藏规模大,油藏条件具有达到混相驱的条件,周边气源丰富,现场道路条件好,属于低渗透开发早期油藏,但水驱开采效率低,开发效果逐年下降。先导试注效果显示:在CO₂驱的作用下,黄3区长8油藏部分油井的日产液量及日产油量明显上升,且含水率下降。与水驱注入压力相比较,CO₂注入压力无明显上升,且不随注入量的多少而变化,说明黄3区长8油藏具有较好的CO₂注入性和良好的吸气能力。同时结果表明,所选取的CO₂注入参数设计基本合理,CO₂驱具有进一步在长庆油田推广的良好前景。然而,由于CO₂注入压力较水驱上升幅度较低,原方案的周期注气方式、注入速率及注入压力上限等仍有实行进一步优化的空间。此外,为了提升试验效果,可逐步扩大试验规模,以便CO₂驱试验在长庆油田范围内的整体性评价分析。     

储层非均质性影响空气泡沫驱注入效果研究——以鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6油层组为例

空气泡沫驱是重要三采技术,为了了解该技术适用储层类型,笔者等通过文献调研、机理分析、室内实验及油藏生产动态数据分析研究其注入效果与储层非均质性关系,结果表明：该技术通过泡沫体系产生阻力提高波及系数,泡沫中包含的表面活性剂降低界面张力提高驱油效率,泡沫特性“遇油消泡,遇水不变”可有效调剖堵水并改善流度比,非均质性强的储层具有大小不一的孔喉、较大的孔喉比和较强的贾敏效应,使上述增加波及系数、驱油及堵水效果更强,从而在水驱基础上可以进一步大幅提高采收率。实验和生产动态资料都说明,储层非均质性越强,表现为渗透率级差较大,增产和堵水效果越好,因此空气泡沫驱适用于储层非均质性较强的储层。该研究成果为空气泡沫驱的推广提供借鉴。     

储层非均质性影响空气泡沫驱注入效果研究——以鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6油层组为例

空气泡沫驱是重要三采技术,为了了解该技术适用储层类型,笔者等通过文献调研、机理分析、室内实验及油藏生产动态数据分析研究其注入效果与储层非均质性关系,结果表明：该技术通过泡沫体系产生阻力提高波及系数,泡沫中包含的表面活性剂降低界面张力提高驱油效率,泡沫特性“遇油消泡,遇水不变”可有效调剖堵水并改善流度比,非均质性强的储层具有大小不一的孔喉、较大的孔喉比和较强的贾敏效应,使上述增加波及系数、驱油及堵水效果更强,从而在水驱基础上可以进一步大幅提高采收率。实验和生产动态资料都说明,储层非均质性越强,表现为渗透率级差较大,增产和堵水效果越好,因此空气泡沫驱适用于储层非均质性较强的储层。该研究成果为空气泡沫驱的推广提供借鉴。     

稠油油藏蒸汽驱中后期剩余油分布特征及提高采收率方式研究

针对中国浅层及中深层稠油油藏,利用数值模拟研究方法,研究了不同稠油油藏的蒸汽驱开发规律和蒸汽驱中后期的剩余油分布特征,明确了稠油油藏蒸汽驱中后期的提高采收率方式。研究结果表明:浅层稠油油藏与中深层稠油油藏蒸汽驱的开发规律基本一致。驱替阶段生产效果好、产量高且稳定、油汽比高、含水率低;蒸汽突破后的开发阶段也是蒸汽驱开发的重要阶段,但是该阶段油汽比明显低于驱替阶段,表明该阶段蒸汽热效率明显降低。不同稠油油藏的剩余油分布特征类似,均表现出明显的垂向动用差异特征,即油层上部动用程度高,剩余油饱和度低,油层下部动用程度低,剩余油饱和度高,下部油层是剩余油挖潜的主要对象。从下到上逐层上返开发和多介质辅助是提高蒸汽驱中后期采收率的有效方式。研究结果对同类油藏开发具有重要意义。     

CO2的地质埋存与资源化利用进展

把CO2注入油气藏、煤层提高油气采收率的方法(CO2-EOR、CO2-EGR、CO2-ECBM),因其在提高石油、天然气和煤层气采收率的同时,又能使一部分CO2永久地埋存于地下,实现油气增产和CO2减排的双赢效果,而成为当今CO2减排最具潜力的现实选择.CO2-EOR(Enhanced Oil Recovery)方法适用于油田开发晚期,通过把CO2注入到比较稳定的油藏,一般可提高油藏采收率达10%～15%;另外把CO2注入到气田中,实施CO2-EGR(Enhanced Gas Recovery).一方面,接近枯竭的气田在没有地层水入侵之前具有巨大的埋存能力,为CO2提供巨大的埋存空间;另一方面注入CO2后,使地层重新增压保持储层中原始的压力,可以保持储层的完整性和安全性.同时,原有的油气圈闭可作为良好的埋存箱能有效地阻止CO2泄漏,使部分CO2能永久地埋存于地下.此外,也可以把CO2注入到煤层中,实施CO2-ECBM(Enhanced Coalbed Methane Recovery),利用煤层对CO2和煤层气(主要为甲烷)吸附能力的差异,实现CO2排替CH4,提高CH4的采收率.     

聚合物驱油含水率变化及增加可采储量预测

根据试验区开发数据总结注聚合物驱油含水率变化规律。找到描述聚合物驱油见效后含水变化规律的数学模型。并根据该模型推导出预测和评价注聚合物驱油效果的方法，利用该方法得到的预测结果同后期实际生产数据之间误差很小，在对达到高含水期后的大庆油田进行提高剩余油采收率试验获得到成功，并在其他地区得到大规模地推广应用。     

大庆长垣外围特低渗透扶杨油层CO_2非混相驱油试验研究

大庆长垣外围有3×108t特低渗透的扶杨油层储量在注水开发条件下难以有效动用,为提高这部分储量的有效动用率,开展了CO2非混相驱油试验研究。PVT测试结果表明,扶杨油层原油较稠,体积系数小,膨胀性和收缩性小,溶解系数较低;CO2驱油细管实验最小混相压力为29 MPa,比原始地层压力高8.6 MPa,现场试验为非混相驱;长岩心实验CO2驱油采收率比注水高4~6个百分点。综合室内可行性评价实验结果看,大庆长垣外围扶杨油层开展CO2驱油试验是可行的,并于2003年初在宋芳屯油田南部开辟了注气试验区,有注气井1口,采出井5口。矿场试验结果表明,CO2驱油能够使特低渗透、裂缝不发育的扶杨油层建立起有效驱动体系,从根本上改善其开发效果,该技术有望成为特低渗透扶杨油层有效动用的可行技术。