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Effectiveness and sensitivity analysis of solution gas re-injection in Baikouquan tight formation,Mahu sag for enhanced oil recovery

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Petroleum 2020年第3期6卷 253-263页

作者： Bing Wei Tao Song Yan Gao Hua Xiang Xingguang Xu valeriy kadet Jinlian Bai Zhiwei Zhai State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Southwest Petroleum UniversityChengdu610500China XinJiang Oilfield PetroChinaKaramay834000China Gubkin Russia State University of Oil and Gas Moscow119991Russia Energy Business Unit The Commonwealth Scientific and Industrial Research Organization26 Dick Perry AvenueKensington6152PerthAustralia Exploration and Development Research Institute of Qinghai Oilfield Petro ChinaDunhuang736202China Department of Science Technology and IndustryShanxi Institute of EnergyJinzhong030600China

To address the fast productivity decline of the horizontal wells and low oil recovery during natural depletion in Baikouquan formation,the approach of solution gas re-injection was proposed with the primary objective of further developing this ***,a field-scale numerical compositional reservoir model was built up based on the formation properties and then the effects of permeability,fractures and formation stress on the production dynamics were thoroughly investigated.A sensitivity analysis,which can correlate the oil recovery with these parameters,was also *** results showed that the re-injection of solution gas could remarkably retard the production depletion of the horizontal wells thereby improving the oil *** oil recovery rate increased with permeability,fracture half-length,fracture conductivity,and formation *** regard to the fracture distribution,it was found that the interlaced fracture outperformed the aligned fracture for the solution gas *** influence of the formation stress should be carefully considered in the production *** analysis indicated that the formation dip was the paramount parameter,and the permeability,fracture half-length,and fracture conductivity also played central *** results of this study supplement earlier observations and provide constructive envision for enhanced oil recovery of tight reservoirs.

关键词： Tight oil reservoir Mahu sag Solution gas re-injection Numerical simulation Fracturing Sensitivity analysis

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碳酸水-原油体系中CO2分子的扩散行为

石油学报 2021年第1期42卷 64-72页

作者：魏兵尚晋蒲万芬赵金洲 kadet valeriy 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都610500 中国石油新疆油田公司百口泉采油厂新疆克拉玛依834000 古勃金国立石油与天然气大学俄罗斯莫斯科119991

CO2分子在油水相间的扩散传质行为对于致密油藏注CO2提高采收率具有重要意义。通过融合实验测定数据和理论扩散模型,利用试错法同时确定了碳酸水-原油二元体系中CO2分子在油、水两相中的扩散系数。重点研究了油水混合体系的初始压力对... 详细信息

CO2分子在油水相间的扩散传质行为对于致密油藏注CO2提高采收率具有重要意义。通过融合实验测定数据和理论扩散模型,利用试错法同时确定了碳酸水-原油二元体系中CO2分子在油、水两相中的扩散系数。重点研究了油水混合体系的初始压力对扩散系数的影响规律,深入探讨了扩散过程中油水相密度、CO2浓度、油水界面移动以及CO2在油相中扩散前缘位置的变化过程。研究结果表明:(1)随着CO2从水相扩散进入油相,碳酸水-原油体系压力增大,60℃下,扩散10 h,初始压力分别为15.39 MPa、19.25 MPa和22.82 MPa(实验1—实验3)体系,压力增加24%~31%;(2)在两相界面附近,水相密度及水相中CO2浓度逐渐降低,而油相密度及油相中的CO2浓度逐渐升高,导致油相体积膨胀,水相体积收缩,两相界面向水相方向移动;(3)初始压力越高,扩散系数越大。实验1—实验3水相和油相中CO2扩散系数的增幅分别为52.0%和9.2%,表明水相中CO2扩散系数对初始压力更敏感;(4)初始压力越高,相同扩散时间内CO2在油相中的扩散前缘运移越远,扩散100 h后,实验1—实验3前缘位置运移距离分别为4.11 cm、4.32 cm和4.43 cm。

关键词：扩散传质致密油扩散系数试错法扩散前缘界面特征

微-纳米受限空间原油-天然气最小混相压力预测方法

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石油学报 2022年第11期43卷 1604-1613页

作者：魏兵钟梦颖赵金洲王典林 kadet valeriy 游君昱西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室四川成都610500 古勃金国立石油与天然气大学俄罗斯莫斯科119991 重庆科技学院重庆401331

微-纳米受限空间原油-天然气的最小混相压力(MMP)对致密/页岩油储层注天然气提高采收率参数优化、方案设计及产能预测至关重要,但至今尚缺少获取该参数的可靠方法。针对这一关键问题,提出一种微-纳米受限空间原油-天然气界面张力(IFT)... 详细信息

微-纳米受限空间原油-天然气的最小混相压力(MMP)对致密/页岩油储层注天然气提高采收率参数优化、方案设计及产能预测至关重要,但至今尚缺少获取该参数的可靠方法。针对这一关键问题,提出一种微-纳米受限空间原油-天然气界面张力(IFT)计算方法,通过原油-天然气相平衡计算得到Parachor模型参数从而计算出IFT,并基于界面张力消失法(VIT)预测MMP。该方法改进了气液平衡计算及Peng-Robinson状态方程,考虑了毛细管压力并修正了流体的临界压力和临界温度,简化了传统计算方法,并将气/液相压力考虑到平衡常数Ki的迭代公式中。通过设计8组不同组分天然气并以长庆油田原油和拟注入天然气为实例,分别计算了孔隙半径r_(p)为5000 nm、1000 nm、500 nm、100 nm、10 nm时的IFT和MMP。计算结果表明,压力越高,IFT越小;在r_(p)为100~5000 nm时,原油-天然气体系的IFT和MMP基本不受r_(p)的影响;当r_(p)≤100 nm时,IFT和MMP显著降低,MMP最大降幅达38.76%,说明致密/页岩油储层注天然气提高采收率相比常规储层注天然气更容易混相。原油-天然气体系的MMP与C2—C4含量呈现负相关性,且r_(p)越小,MMP递减速度越快,最大降幅达57.33%(r_(p)=10 nm,C2—C4摩尔分数增至40%)。将计算结果与文献报道数据进行对比,进一步验证了模型的可靠性。

关键词：微-纳米受限空间天然气界面张力最小混相压力长庆油田

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纳米纤维高稳泡沫在裂缝中的生成和运移规律

石油学报 2020年第9期41卷 1135-1145页

作者：魏兵陈神根赵金洲蒲万芬魏发林相华 kadet valeriy 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都610500 中国石油勘探开发研究院北京100083 古勃金国立石油与天然气大学莫斯科119991

致密油藏水平井(井周/井间)裂缝窜流导致开发中、后期能量补充不"均衡"甚至无法补充。通过实验设计研发了基于纳米纤维(NCF)的高稳泡沫体系,并系统研究了高稳泡沫的宏观/微观性质;通过实验室构建的裂缝模型,研究了高稳泡沫在裂缝中的生... 详细信息

致密油藏水平井(井周/井间)裂缝窜流导致开发中、后期能量补充不"均衡"甚至无法补充。通过实验设计研发了基于纳米纤维(NCF)的高稳泡沫体系,并系统研究了高稳泡沫的宏观/微观性质;通过实验室构建的裂缝模型,研究了高稳泡沫在裂缝中的生成和运移规律。研究结果表明,起泡液在质量分数为4.2%的盐水中高度分散,与地层水配伍性好,NCF可以有效抑制泡沫液膜脱水,减缓泡沫失稳过程,泡沫半衰期提高4.5倍;高稳泡沫可以在裂缝中快速生成然后运移至裂缝深部,从而降低裂缝的渗流能力,防止气窜,气液比为2∶1的高稳泡沫产生的流动阻力最大;裂缝开度越小,泡沫生成的速度越快,流动阻力越高,产生高渗流阻力的区域越宽;高稳泡沫在裂缝中的流动阻力和裂缝渗透率呈现良好的线性关系。基于NCF高稳泡沫在裂缝中的流动特征,进一步构建了泡沫流动阻力与气液线速度关系图版。

关键词：致密油藏裂缝控制高稳泡沫泡沫生成运移防止气窜

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溶解气回注提高致密油藏采收率效果及敏感性

西南石油大学学报（自然科学版） 2019年第5期41卷 85-95页

作者：魏兵宋涛赵金洲卡杰特·瓦列里蒲万芬 “油气藏地质与开发工程”国家重点实验室·西南石油大学四川成都610500 古勃金国立石油与天然气大学俄罗斯莫斯科119991

针对致密油藏水平井产量递减快,衰竭开发采收率低等问题,提出了衰竭开发后期回注溶解气提高采收率的方法。基于新疆玛湖凹陷百口泉组地质油藏特征,建立了致密油藏多级压裂双水平井机理模型,系统研究了上述方法在致密油藏中的生产特征及... 详细信息

针对致密油藏水平井产量递减快,衰竭开发采收率低等问题,提出了衰竭开发后期回注溶解气提高采收率的方法。基于新疆玛湖凹陷百口泉组地质油藏特征,建立了致密油藏多级压裂双水平井机理模型,系统研究了上述方法在致密油藏中的生产特征及敏感性。结果表明,溶解气回注可以有效提高致密油藏采收率,缓解水平井产量递减的速度。采出程度随注入量、注入速度及吞吐轮次逐渐增加;气体分子的扩散作用可增加基质的受效范围,扩大气体的作用半径;弱非均质性储层(变异系数 0.2)采用溶解气吞吐提高采收率效果最佳。敏感性分析结果表明,吞吐轮次对注溶解气提高采收率的影响最大,其次是注入时间、注入速度、扩散系数、焖井时间。另外,建立的代理模型可准确预测和优化致密油藏注溶解气提高采收率效果。

关键词：玛湖凹陷致密油藏回注溶解气数值模拟敏感性分析

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泡沫对基质裂缝双重介质系统渗透性的影响

西南石油大学学报（自然科学版） 2022年第4期44卷 100-110页

作者：李沁芷魏兵杨怀军赵金洲卡杰特·瓦列里油气藏地质与开发工程国家重点实验室·西南石油大学四川成都610500 中国石油大港油田公司采油工艺研究院天津滨海新区300280 古勃金国立石油与天然气大学俄罗斯莫斯科119991

泡沫作为一种两相分散软物质体系,在非均质油藏调剖、裂缝性油藏防窜及非常规油藏压裂酸化中得到日趋广泛的应用。但泡沫体系在基质裂缝系统运移过程中,会导致局部捕集、滞留、堆积等现象,影响系统尤其是基质的渗透能力。研究以表面活... 详细信息

泡沫作为一种两相分散软物质体系,在非均质油藏调剖、裂缝性油藏防窜及非常规油藏压裂酸化中得到日趋广泛的应用。但泡沫体系在基质裂缝系统运移过程中,会导致局部捕集、滞留、堆积等现象,影响系统尤其是基质的渗透能力。研究以表面活性剂泡沫和纤维素纳米纤丝(NCF)强化泡沫为对象,建立了评价泡沫体系对基质裂缝双重介质系统渗透性影响的评价方法,并阐明了两类泡沫的运移和分布规律。实验采用4个级别渗透率(0.13∼239.60 mD)的岩芯,建立了压差、基质侵入深度、残余阻力因子与渗透率的关系。研究发现,泡沫体系可以顺利通过23.00 mD的岩芯,不会影响基质渗透能力;当泡沫侵入低渗透和致密基质(低于3.13 mD)后,由于物理吸附、机械滞留等作用,基质渗透率显著下降,NCF泡沫和表面活性剂泡沫对基质渗透性的影响程度接近。另外,NCF起泡液主要滞留在裂缝壁面,尤其是在渗透率不高于8.5 mD的基质裂缝系统中,起泡液整体滤失量少,去除表面堆积后,基质渗透率可以快速恢复。研究结果可为泡沫在基质裂缝系统尤其是低渗/致密基质中运移和分布规律提供参考,为评价泡沫对系统渗透能力的影响提供方法。

关键词：基质裂缝系统低渗/致密基质渗透能力泡沫体系评价方法

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超临界CO2在致密油藏中的扩散前缘预测

西南石油大学学报（自然科学版） 2020年第2期42卷 94-102页

作者：魏兵尚静蒲万芬卡杰特·瓦列里赵金洲油气藏地质及开发工程国家重点实验室西南石油大学四川成都610500 古勃金国立石油与天然气大学俄罗斯莫斯科119991

国内外大部分学者认为超临界CO2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO2扩散系数... 详细信息

国内外大部分学者认为超临界CO2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO2扩散系数及浓度分布的影响规律,建立了超临界CO2浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明,超临界CO2在致密岩芯(0.06 mD)中的扩散系数为10-12 m2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓,但在临界压力点附近出现最大扩散系数;扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大,随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散,扩散前缘仅前进了0.095 m,因此,在致密油藏CO2吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期,CO2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。

关键词：超临界CO2 致密油藏 CO2吞吐压降法扩散系数扩散前缘

Modern methods of underground hydromechanics with applications to reservoir engineering

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Journal of Hydrodynamics 2016年第6期28卷 937-946页

作者： Hua XIANG Valery V.kadet Department of Petroleum and Underground Hydromechanics Gubkin Russian State University of Oil and Gas

In the report the basic principles of new approach to the study of transport processes in porous medium are represented. The ＂percolation＂ approach has arisen as an attempt to overcome the traditional phenomenological approach in the underground hydromechanics, based on the assumption of continuity of saturated porous media, which does not allow to explain and to model a number of effects arising from the fluids flow in porous media. The results obtained are very interesting not only from the scientific point of view but as the scientific basis for a number of enhanced oil recovery technologies.

关键词： fluid flow in porous media percolation theory relative phase permeability oil field development low salinity waterflooding

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《福乐智慧》与北宋儒学

民族文学研究 2007年第2期25卷 148-156页

作者：热依汗.卡德尔中国社会科学院民族文学研究所

将喀喇汗王朝时期优素福的《福乐智慧》与北宋王朝时期的儒学进行比较,是一件十分有意义的学术课题。两个文化成果不仅在产生时间上同处11世纪,而且开放大气、兼收并蓄的学术思想风格也遥相呼应。更令人感兴趣的是,这两个当时不相统辖... 详细信息

将喀喇汗王朝时期优素福的《福乐智慧》与北宋王朝时期的儒学进行比较,是一件十分有意义的学术课题。两个文化成果不仅在产生时间上同处11世纪,而且开放大气、兼收并蓄的学术思想风格也遥相呼应。更令人感兴趣的是,这两个当时不相统辖的王朝的学者,面临的现实问题也极为相似,他们关注和热心的学术问题也十分接近,提出的政治哲学理念也多不谋而合。

关键词：维吾尔《福乐智慧》北宋儒学比较