共查询到19条相似文献，搜索用时 125 毫秒
1.
针对肇源油田常规开发效果差的特点,开展了高温混合气驱油物理模拟实验。采用基础管式物理模拟试验装置,分别进行了不同气汽比对比、不同大小注气段塞对比、不同温度以及地层温度注气与气水同注的高温混合气驱油室内实验。结果表明,随着混合气温度的提高,驱油效率增加,气汽比为1∶1、采用段塞驱、烟道气与水蒸汽复合同注时,驱油效果最好。 相似文献
2.
3.
海上油田开发具有勘探投入大、采油平台使用寿命短、生产操作费用高和水驱采收率低等特点，如何提高采收率是油田开发面临的重大技术难题。从海上油田LD10—1开发实际需求出发，结合油藏地质特征和流体性质特点，利用理论分析和室内评价实验，开展了早期聚合物凝胶和聚合物驱增油效果及其影响因素实验研究。结果表明，早期实施聚合物驱不仅大大缩短油田开发时间、节省操作费用，而且最终采收率也比中后期实施时高。在化学药剂费用相同条件下，“聚合物凝胶＋聚合物”段塞组合驱的增油效果要好于单纯聚合物驱。A23井单井组聚合物驱矿场试验于2006年3月23日开始，矿场监测结果表明，注入压力大幅度提高，吸液剖面明显改善，部分油井已陆续见到“增油降水”效果。 相似文献
4.
PS剂驱油矿场先导性试验研究 总被引：1，自引：1，他引：1
PS碱木素磺酸盐 (简称 PS剂 )是由造纸废液经浓缩加入酚、醛和硫酸等在高温下复配或反应后提炼出的 1种新型表面活性剂。由于其具有降低原油粘度和油水界面张力的特性[1 -2 ] ,因而可作为提高原油采收率的驱替剂应用到油田开采中。本文通过室内实验和 W31断块的现场驱替试验 ,进一步探讨了 PS剂的驱替机理和驱油效果、探索了注 PS剂驱油的现场经验。 相似文献
5.
海上油田开发受到平台寿命的限制，为了在有限的平台寿命期内尽可能多的采出原油，对合理注聚合物时机的研究非常必要。利用平面物理模型实验以及数值模拟方法对不同注聚合物时机的聚合物驱油效果进行了研究。物理模型实验研究结果显示，对于生产时间足够长的油田，不同时机注聚合物，其最终采收率以及聚合物驱与水驱相比采收率增幅的差别不大，而对于生产时间有限的油田，应适当提早注聚合物。数值模拟研究结果显示，海上油田早期注聚合物能够获得更高的采收率增幅、吨聚合物增油及收益。基于实验及数值模拟研究结论及认识，在A油田A井组开展了早期注聚合物现场试验，并取得了初步成效。 相似文献
6.
萨尔图油田南二区东部140号断层以东地区葡11—4油层，以多段多韵律和正韵律沉积为主，平均孔隙度30．0％，平均空气渗透率1980×10^-3μm2。水驱结束时该油层平均含水92％，采出程度39．5％。计划对该区块实施聚合物驱开采。以往经验认为，组合段塞调整注聚技术能够有效改善流度控制作用。然而对组合注入情况下如何进一步提高驱油效果、注入井分注时机、层段注入强度对开发效果有何影响却很少探讨。通过室内驱油实验，在聚驱的组合段塞注入不同时机（水驱空白阶段、含水下降阶段、含水稳定阶段、含水回升阶段）下调整注入强度实施分注以及在含水回升分注基础上进一步调整注入强度，同时对比不分注实验，评价各方案驱油效果。实验表明：不实施分注时聚驱采收率在水驱基础上提高了19．07个百分点，而组合段塞注入时实施分注均能够在不分注基础上进一步提高驱油效果；空白水驱时实施分注采收率提高幅度最大，为26．55个百分点；随着分注时机的滞后采收率提高幅度增加值依次递减，分注时机越早越好。 相似文献
7.
《热带海洋学报》2017,(5)
二氧化碳驱提高采收率及地质封存(CO2-EOR-S)技术是目前实现温室气体减排和应对全球气候变暖最经济有效的手段之一。文章以珠江口盆地惠州21-1油田M10层为对象,利用Petrel和CMG-GEM油藏数值模拟方法进行了注CO2驱提高采收率能力评价、注CO2流体状态方程拟合以及不同方案注采参数优化、合理方式优选,以探讨该油层的CO2-EOR-S潜力。对比9个模拟方案结果表明:1)在不同开采条件下,混相驱、近混相驱和非混相驱方案比例4︰3︰2;混相驱方案的采收率提高效果最为明显,相较于未注入CO2,提高约5.48%~8.73%,而近混相驱和非混相驱仅分别提高为2.96%~4.33%和2.01%~2.67%;基于细管模拟结果 (最小混相压力约31MPa),在M10原始地层压力条件下,CO2与原油达到近混相状态;2)模拟注入CO2五年,采用两口井同时以41MPa的井底流压注入CO2效果最佳,采收率从34.7%提高到43.4%,累计产油量从2.22×106m3提高到2.78×106m3;含水率从约96%降到约59%;共注入CO2 9.2Mt,封存6.7Mt,占注入量的73%,封存速率约1.33×106t·a-1;3)对于单井注入,原油采收率与CO2封存量呈负相关影响,而两口井注入条件下呈正相关,因此增加注入井数有助于在提高采收率的同时加大封存量。 相似文献
8.
在任丘油田河间油藏油层及流体性质（90℃温度、矿化度为5 192.2 mg/L的采出水和5 682.6 mg/L的注入水、河间原油）的条件下,研究了表面活性剂、碱和聚合物相互作用对油水界面张力的影响。结果表明,单一石油磺酸盐CDS-1在有效浓度为0.01%-0.3%范围内,瞬时动态界面张力和平衡界面张力降低到10^-2mN/m数量级。向浓度为0.05%的CDS-1溶液中加入Na2CO3,瞬时动态界面张力和平衡界面张力变化不大,仍在10^-2mN/m数量级;与Na2CO3高浓度相比,当Na2CO3浓度为0.5%时,平衡界面张力和瞬时界面张力降低明显,瞬时动态界面张力最低值低至10^-3mN/m数量级。分别在浓度为0.05%的CDS-1溶液和0.5%Na2CO3/0.05%CDS-1二元体系中加入不同浓度（浓度在500-2 500 mg/L范围内）的部分水解聚丙烯酰胺聚合物M2500,瞬时动态界面张力和平衡界面张力无明显变化,仍在10^-2mN/m数量级。该实验结果为河间油藏表面活性剂复合驱油配方的筛选提供了重要依据。 相似文献
9.
在对构造演化、成藏要素、油源对比、成藏期次分析的基础上,结合Trinity油气运移成藏模拟分析软件对锦州25—1油田的油气运聚模拟研究,分析了形成锦州25—1油田的成藏主控因素,建立了其成藏模式,指出了该地区有利勘探方向。模拟分析结果表明,锦州25—1构造是辽西凹陷沙三段烃源岩生成油气运聚的有利指向区,而优良成藏要素的优势时空配置则是形成锦州25—1油田的关键因素。其成藏模式为：辽西凹陷沙三段烃源岩在东下段时期进入了大量生排烃期,生成的油气为一期充注,充注时间发生在东营组末期,沿东下段时期强烈构造运动伴生的断裂系统、沙二段广泛发育的砂体、沙二段与沙三段之间大型不整合面以及古构造脊所构成的疏导体系运移至沙二段圈闭成藏,而沙三段砂体则可以近源优势成藏。辽西凹陷西斜坡、凹中隆以及古构造脊是今后较为有利的勘探区域。 相似文献
10.
11.
Numerical studies of methane production from Class 1 gas hydrate accumulations enhanced with carbon dioxide injection 总被引：2，自引：0，他引：2
Class 1 gas hydrate accumulations are characterized by a permeable hydrate-bearing interval overlying a permeable interval with mobile gas, sandwiched between two impermeable intervals. Depressurization-induced dissociation is currently the favored technology for producing gas from Class 1 gas hydrate accumulations. The depressurization production technology requires heat transfer from the surrounding environment to sustain dissociation as the temperature drops toward the hydrate equilibrium point and leaves the reservoir void of gas hydrate. Production of gas hydrate accumulations by exchanging carbon dioxide with methane in the clathrate structure has been demonstrated in laboratory experiments and proposed as a field-scale technology. The carbon dioxide exchange technology has the potential for yielding higher production rates and mechanically stabilizing the reservoir by maintaining hydrate saturations. We used numerical simulation to investigate the advantages and disadvantages of using carbon dioxide injection to enhance the production of methane from Class 1 gas hydrate accumulations. Numerical simulations in this study were primarily concerned with the mechanisms and approaches of carbon dioxide injection to investigate whether methane production could be enhanced through this approach. To avoid excessive simulation execution times, a five-spot well pattern with a 500-m well spacing was approximated using a two-dimensional domain having well boundaries on the vertical sides and impermeable boundaries on the horizontal sides. Impermeable over- and under burden were included to account for heat transfer into the production interval. Simulation results indicate that low injection pressures can be used to reduce secondary hydrate formation and that direct contact of injected carbon dioxide with the methane hydrate present in the formation is limited due to bypass through the higher permeability gas zone. 相似文献
12.
孤岛油田属稠油疏松砂岩油藏,生产过程中油井出砂严重,现有的涂敷砂人工井壁防砂注蒸汽后强度较低,造成防砂成功率低,注汽后高强度采液生产周期较短。为此,通过室内试验,优选出耐高温树脂、高强度骨架颗粒、偶联剂、固化剂,进行室内配方优化试验,评价固结体耐高温性能,测定其渗透率,研制出一种适用于疏松砂岩油藏注蒸汽热采井的HD-1注汽井新型防砂材料。在孤岛油田稠油注蒸汽热采区共试验72口井,成功率为91.0%,截止目前,累计产油为121 572 t,单井平均有效期为233 d。现场应用表明：HD-1注汽井新型防砂材料耐高温、强度高,防砂成功率高,有效期长,能够有效改善注蒸汽热采井的防砂效果。 相似文献
13.
为了改善注水开发效果差的情况,对无因次等孔隙体积配产配注理论改善注水开发效果的方法进行了研究。针对高30断块油藏,分别使用无因次等孔隙体积法和传统的kh值计算其合理配产配注量,接着采用油藏数值模拟进行了无因次等孔隙体积配产配注法和传统的kh法在该断块油藏注水开发的对比预测。结果表明,相比kh法,无因次等孔隙体积法使油田有效开发时间延长27年,采出程度由22．46％提高到27．94％,提高5．48％,增产原油19．88×10^4t。所以采用无因次等孔隙体积配产配注法比传统kh配产配注法更加符合油藏实际,使有效开发年限更长,最终水驱采收率更高。该方法可以为同类注水开发油藏的合理配产配注提供参考。 相似文献
14.
针对目前胜利油区埕岛油田单井液量低、产油量低的问题展开提高采液量研究。应用油藏工程和数值模拟等方法，研究了该油藏的提液潜力和适合该油藏的提液时机及提液条件。研究结果表明：油藏具备提液的潜力和提液条件，在含水达到70％～80％时提液效果最佳，提液条件是恢复地层压力到原始压力的0．85倍，恢复压力的最佳注采比为1．1，提液最大生产压差为3．5MPa。矿场应用取得了提液增油的明显效果，对海上同类型油田提高注水开发效果具有积极的指导意义。 相似文献
15.
16.
17.
位于渤海的渤西复杂断块油田群由4个储量均为约1 000×10^4m^3的复杂断块油田组成。油田群内部断层发育,含油层系多,油气水关系复杂。经过长期衰竭开发,地层能量下降快、各层采出不均衡、剩余油分布复杂,开发效果逐渐变差。为了解决开发过程中出现的诸多突出矛盾,通过动静结合、精细地质研究寻找剩余油;通过晚期加强注水、细分开发层系缓解层间矛盾;通过老井上返、滚动勘探开发等方法实现产量接替。这些方法的研究与应用,延长了海上老油田的开发寿命,提高油田采收率5%～12%,对于海上复杂断块油田的精细挖潜和高产稳产具有重要的指导作用。 相似文献
18.
太平洋中低纬海水中的二氧化碳分布特征及其与海洋环境条件的关系 总被引：3，自引：0，他引：3
根据1986年11月至1990年6月进行的中美热带西太平洋海-气相互作用(TOGA)联合考查和1995年10月至1996年6月“中日副热带联合调查”期间获得的14个航次大气和海水CO2的观测资料,给出了主要观测海区CO2的源与汇的分布特征:在赤道地区5°N~5°S,130°~165°E观测到的表面水中二氧化碳分压的值超过了大气中二氧化碳分压1.5~4.5 Pa,结果表明该海区对大气CO2而言是源,但是该值远小于在中赤道测到的+9.1 Pa和在东赤道太平洋所测的+15 Pa的值.由此表明热带太平洋CO2源的强度是向西减弱的.副热带海区在秋季对大气CO2而言是较强的源,春季是汇.对影响海水CO2变化的主要因素温度、盐度等进行了讨论,表明CO2的分布变化直接受海流、水团、黑潮和ENSO事件影响. 相似文献
19.
涠西南凹陷W11—1E边际油田在常规的开发模式和技术下难以投入生产,充分利用现有平台,采用大位移井开发是解决这一问题的有效途径。目前针对发育有钙质层的普通稠油油藏提高采收率方面的研究甚少,主要矛盾是在合理利用水驱能量的同时,最大限度地提高单井产量和采收率但又不至于发生水窜。在水平井参数优化和规避地层原油黏度风险的基础上,充分利用顶、底钙质层对边水锥进的抑制作用,解决了该矛盾。3口大位移水平井投产后效果好,初期产能高,含水率低,最终实现增储上产与高效开发同步进行。 相似文献