低渗透油藏不同气驱提高采收率技术对比

低渗透油藏在我国已探明原油地质储量中占有很大的比例,而且这一比例有逐渐增加的趋势,随着经济技术的发展和石油能源的日益枯竭,低渗透油藏气驱提高采收率的开发技术吸引了大批专家学者进行研究.据有关文献,国内近年发现和未投入开发的油田主要以低渗透油田为主,约占发现储量的50％～60％,其中特低渗油藏在低渗中占60％～70％.由此可以看出,在今后相当长的一个时期内,低渗透油藏的开发将会是我国石油稳产和增产的重要研究课题.目前世界上已形成三次采油的四大技术系列,即化学驱、气驱、热力驱和微生物驱,其中的气驱包括CO2混相/非混相驱、空气驱、氮气驱、烃类气驱和烟道气驱等.对于低渗透油藏注气提高采收率开发技术,室内实验和油田先导试验等大量研究表明,采用不同的注气方式,其开发效果也不同.它们的驱油机理、驱替类型、注入方式、提高采收率的主控影响因素、适用性、经济性和优缺点不尽相同,对其进行横向对比和深入分析具有重大科研意义和生产指导意义.     

提高低渗透油藏最终采收率

据相关统计数据显示:我国现阶段已探明低渗透油藏的石油地质总体储量达到了52.1×108t以上,且低渗透油藏的动用率达到了50%比例以上。可以说,低渗透油藏在我国油气资源开发中占据着重要地位,提高其最终采收率也有着相当可观的社会与经济效益。本文依据这一实际情况,以低渗透油藏最终采收率的提升为研究对象,分别从完善网井、注水调配、以及压裂改造这四个方面入手,对其展开了较为详细的分析与阐述,希望能够引起各方工作人员的关注与重视。     

低渗透油田提高采收率技术研究

石油开采时石油行业的一个重要环节。面临石油能源需求日益增加的现状,有效开发低渗透油藏成为了当前亟待解决的问题。而在我国,低渗透油藏地质情况复杂,其开采技术也相差甚大。本文通过分析低渗透油藏的地质特征,论述了有效开发低渗透油田的主要技术措施,介绍和分析了井网优化对油田开发效果的影响。     

低渗透油藏提高采收率技术适应性评价

由于低渗透油藏渗透率低、开发效果差,采收率低（平均20%左右）,本文研究了低渗油藏的启动压力梯度、应力敏感性等特征,开展了注水、注CO、注、气水交替等不同提高采收率方式室内实验,结果表明,单一的驱和水驱后的气水交替方式提高低渗透油藏采收率最高,同时在矿场进行了气水交替先导试验,并取得较好的效果。2N2CO2     

低渗透油田提高采收率技术研究及应用

本文分析了低渗透油田开采中面临的主要矛盾与技术难点,结合国内低渗透油田开采的现状,论述了提高采收率技术研究及应用的相关问题。本文在总结低渗透油田开采技术经验的基础上,提出了具有可行性的提高采收率的创新技术,仅供同行参考和借鉴。     

低渗透气藏产能影响因素研究

在低渗透气藏开发过程中,由于启动压力梯度、应力敏感,滑脱效应的存在,使得气体的渗流不符合经典的达西定律。在考虑启动压力梯度、应力敏感和滑脱效应综合影响的基础上,对低渗透气藏产能影响因素进行了分析。应力敏感的存在将使气井的产能大幅度下降;滑脱效应改善了气体的渗流能力,增加了气井产能;启动压力梯度的存在将使气井的产能下降,不过下降幅度较小。因此,低渗透气藏开发中必须充分考虑各种因素的影响。     

考虑启动压力梯度的低渗透气藏采出程度和供给半径关系研究

考虑启动压力梯度的低渗透气藏不稳定渗流数学模型解法十分繁琐,主要原因是控制方程具有强烈的非线性。利用气藏压力分布半解析解表达式,结合物质平衡原理,计算了定产量生产时不同启动压力梯度下的采出程度和供给半径的关系。计算结果表明,采出程度和供给半径近似成指数关系,启动压力梯度阻碍了地层能量传播和流体运移,消耗了部分地层能量,启动压力梯度越大,供给半径越小。供给半径的计算可以为气藏井网部署提供理论指导。     

深井、多薄层低渗透油藏提高采收率技术研究

通过对大52块开发状况进行研究,本文分析了油藏的地质特征和开发规律、开发状况,明确了油藏开采中面临的主要问题和潜力,制定了下步提高采收率的主要调整思路和技术对策,为区块高效开发指明了道路。     

水平井在建南低渗透碳酸盐岩气藏中的应用

建南气田南飞三气藏由于储层渗透率低,储层具有明显的启动压力和"水锁"伤害特征,储量动用程度较低。本文针对储层特征利用水平井实施开发,同时配套适应措施增产试气工艺,较大幅度地提高了单井产能和储量动用程度,取得了较好的开发效果。     

低渗透油藏井网加密研究

通过对营11沙三中下油藏营11斜95井组加密实验的研究及推广应用，提高了低渗油藏的采油速度。     

多层致密砂岩气藏采收率标定

新场气田上沙气藏为一多层叠置的大型致密砂岩气藏,气藏纵横向非均质性强,各气层所处开发阶段不同．井网分布不均匀．单井控制储量差异大,层间储量动用不充分,常规的采收率标定方法不能体现储层差异对采收率的影响。根据气藏的地质、开发特点以及各气层储量分类评价结果,选取各气层代表不同储量类型井区为标定基础单元,标定各气层不同类型储量的采收率。最后给出气藏目前争件下的采收率,采收率标定结果能够反映多层致密砂岩气藏非均质的特点,并以已开发储量为类比对象分析气藏潜力     

低渗透含水气井产能预测新方法

本文根据渗流力学理论,建立了气水两相渗流的数学模型,通过拟压力对模型进行简化求解;通过对低渗透含水气井产能曲线出现异常情况的研究,对拟压力进行了修正,确定了低渗透含水气井产能预测新方法,解决了低渗透气井试井资料异常情况下无法进行产能预测的问题。     

高含硫气藏元素硫溶解度计算方法研究

高含硫气藏属于一类特殊高危性气藏,开采过程中硫沉积将影响储层渗透能力,极大降低气井产能,甚至导致无法投入生产。对于目前广泛使用的Chrastil经验关联式及Roberts预测模型只考虑了化学溶解,具有一定的缺陷。本文利用超临界流体相平衡理论,综合考虑物理及化学溶解因素,建立了计算硫溶解度的缔合模型及热力学模型。通过实例计算分析,对新缔合模型和热力学计算模型进行了关联性研究,结果表明:缔合模型和热力学模型平均误差分别为3.23%、8.25%;但新缔合模型需要预先知道实验室气体组分,固不适合外推,热力学模型则能预测不同条件下的元素硫的溶解度。     

低渗透储层成因分析

低渗透储层的形成过程和原因复杂,其形成条件既有同沉积的物质条件,也有沉积后的因素作用。从同沉积的物质条件来看,对于近源沉积来说,往往颗粒混杂分选差,沉积物成熟度低,而对于远源沉积来说,沉积物粒度细,泥质含量高,这些因素都有可能造成储层物性差;从沉积后的物质条件来说,成岩作用的改造是最常见的因素。     

低渗透油田不同开发方式下采收率标定

针对辽河油田低渗透油藏储量规模大,采收率标定方法繁多,针对性不强的问题。在大量调研国内外采收率标定方法资料的基础上,针对辽河油田A区块,开展了天然能量开发和注水开发方式下采收率标定对比分析,用于指导开发规划方案的编制。     

老区浅层中低渗透性气藏措施挖潜探讨

本文从老区开发天然气挖潜实例出发,通过基础理论的研究与实践的结合,得出措施挖潜方向;强调把握个别关键资料,以求取新的突破,使表外层可采储量的获得、厚泥岩夹层的挖潜创效成为天然气产量接替的一种重要途径。为处于开发后期的老区天然气挖潜提供了新的思路,在具体实施过程证明了其可行性,取得了较好的经济效益。     

低渗透油藏增注方法研究

低渗透油藏开发技术是目前油田开发的重要研究课题。储层物性差、注水开发困难、油层改造难度大,注不进、采不出,是目前低渗透油藏存在的主要问题。本文以现河采油厂为例,重点研究分析目前低渗透油藏的注水开发状况,进行欠注机理研究,寻找适合于低渗透油藏攻欠增注的有效技术手段,并提出了下步对策和潜力方向。     

对现有低渗透储层评价方法概述及适用性分析

综述了目前低渗透油藏评价方法的适应性．指出了国内外低渗透油藏评价研究所存在的问题。提出了有必要采用新的参数来标准特低渗透储层,以利于实现勘探开发一体化,为低渗透油气藏高效开发提供理论依据。     

国内低渗透气藏增产技术现状及发展趋势

目前我国天然气探明地质储量3.86万亿立方米,开发动用仅占有1/3的储量,还有2/3的储量没有动用,天然气开发具有广阔的前景。低渗透气藏一般都具有低孔低渗、裂缝发育、高毛管压力、地层压力异常、岩石致密、高损害潜力等工程地质特征。本文简单介绍了低渗气藏目前国内增产技术现状,主要在增产机理、现场应用工艺技术方面进行介绍;从低渗气藏水力压裂改造和酸化酸压方面,介绍了国内低渗透气藏增产技术发展趋势。     

低渗透油田开发技术初探

在石油资源越来越匮乏的形势下,低渗透油藏储量的开发已成为今后我国乃至全球油田开发的主题。因此,已开发的低渗透油田如何改善开发效果,未动用的低渗透储量如何尽快有效地投入开发,对保持我国石油工业持续稳定发展十分重要。