摘要：以芳48断块CO2驱油先导试验区为研究对象,对其数据进行历史拟合后,从2010年3月开始设计5 a的水气交替方案进行模拟研究。按照正交试验的方法对水气交替方案进行设计,从而在相对较少方案的基础上对水气强度比、段塞大小、注入强度、水气段塞比等参数进行优选,并对影响水气交替效果的因素进行排序。结果表明:对于芳48断块的水气交替,对其采出程度影响最大的是水气强度比,其次依次为日注水量,周期注入量和水气段塞比;据累积采出程度优选出的最佳方案参数为周期注入0.005VHCP(VHCP为烃孔隙体积)、日注水量7 m3、水气注入强度比1∶2、水气地下段塞体积比1∶2,与直观分析所得最优参数取值基本一致。该方案2015年的采出程度为18.73%,比衰竭开发提高了5%以上。

摘要：针对某油藏,通过长岩心驱替实验,在水驱油结束后进行不同气水比下CO2—水交替驱实验。实验结果表明,水驱油结束后,水气比为1∶2水气交替驱气突破的时间相对较早,而水气比为1∶1气突破时间最晚;水气比为1∶1驱油效率最高,增加幅度为16.06%,水气比为1∶2驱油效率最低,增加幅度为11.58%;三组水气交替驱的驱替压差变化趋势不一样,水气比为1∶1驱替压差最大,水气比为1∶2驱替压差最小。

摘要：腰英台油田特低渗、裂缝发育、高含水、含油饱和度低、水驱开发效果差。实施CO_2非混相驱矿场试验后,尤其是气水交替注入后产量递减明显减缓,并有效控制了含水上升趋势,同时减少了松南气田CO_2的排放。31口一线受控油井中CO_2驱见效井25口,见效90井次。试验表明:气驱提高微观驱油效率和水驱提高宏观波及效率两优势互补,产生的协同效应是油井多次见效的根本原因;特低渗油藏水气交替注入,拉大井距对减缓气窜作用明显;增加多向受效率是继续提高气驱效果的关键;优化注气与注水段塞和注气与注水交替周期有利于提高增油有效期;气窜井间歇生产与转注可以有效改变地下CO_2运移方向提高油井见效率。

摘要：针对安塞油田王窑区块长6特低渗透油藏现阶段注水开发矛盾突出的问题,为进一步提高油藏采收率,评价CO2驱油效果,应用油藏数值模拟方法,优化了CO2驱水气交替注采参数。利用Eclipse的PVTi模块模拟了注气膨胀实验,研究了注CO2对原油相态的影响;采用正交试验设计方法,以提高采出程度和换油率为目标,对CO2驱水气交替过程中的气水比、注气速度、关井气油比和段塞注气量4个参数进行了优化研究,并用直观分析方法对试验结果进行分析。结果表明,当原油中溶解的CO2物质的量分数达到60%时,原油粘度降低幅度达80.51%,原油体积膨胀1.44倍;优化得到的最优气水比为1∶1,注气速度为13 000 m3/d,关井气油比为1000 m3/m3,段塞注气量为0.005倍孔隙体积。

摘要：结合ECLIPSE软件的PVTi和E300模块,建立了榆树林特低渗透油藏三维三相油藏数值模拟模型。在历史拟合基础上,根据正交试验设计原理,考虑水气交替注气量、段塞大小、气水比、注气速度和后续水驱注入速度5个参数,以增油量和换油率为评价指标,进行正交试验设计。通过对试验结果的直观和方差分析,得到注入参数对评价指标影响的主次顺序,优选出水气交替注入参数的最佳组合方案,为现场CO2驱水气交替注入参数的优化提供理论指导和技术支持。

摘要：注采比合理性对气驱生产效果影响较大。基于物质平衡原理、达西定律和油气分流理论、气驱增产倍数和气驱油墙描述等概念与成果,考虑并量化了注入气溶解、油藏流体膨胀、注入气成矿固化、储层压敏效应、天然裂缝疏导和干层吸气、注气井组和外部液量交换、气油比构成等因素,分别建立了基于采出油水两相地下体积的气驱注采比计算公式(2P公式)和基于采出油气水三相地下体积的气驱注采比计算公式(3P公式),给出了单井日注气量计算方法。应用新方法,研究代表性特低渗透油藏二氧化碳驱项目注采比变化情况,连续注气气窜后应按照3P公式计算的气驱注采比进行配注;水气交替注入按照2P公式计算的气驱注采比进行配注基本可行。

摘要：CCUS-EOR技术不仅是我国实现“碳达峰、碳中和”的重要举措,也是低渗透油田大幅度提高采收率的战略性接替技术。确保CO_(2)驱油集输系统生产稳定性,是加大CCUS-EOR推广应用力度的重要保障。针对CO_(2)驱采出流体气液比高于水驱、化学驱等开发方式,且采出气中高含CO_(2),导致集输系统运行出现气段塞等不稳定的问题以及对典型工程实例分析,分析国内外CO_(2)驱集输系统确保生产稳定性采取的典型做法,提出今后开展CO_(2)驱油集输系统生产稳定性保障措施的几点建议。