低渗透油藏CO2驱

2024-11-24

低渗透油藏CO2驱（共7篇）

低渗透油藏CO2驱篇1

近年来, 随着勘探的不断深入, 国内发现的油藏多以低渗、特低渗透为主, 由于其自身的特点, 常规的注水开发存在启动压力高、注水受效慢等特点, 开发效果较差[1—4]。由于注气的独特优势, 该技术已成为提高低渗透油藏采收率的重要手段, 其中CO2和N2作为主要的注入气体, 已受到油田的普遍重视[5,6]。

关于CO2驱与N2驱的室内研究和现场试验已经很多, 李向良通过对胜利油田某断块长岩心CO2驱替实验结果表明, 混相条件下CO2注入体积超过0.25 PV时较水驱能够大幅度提高采出程度[7];程林松等人利用数值模拟的方法对江苏油田某区块进行了CO2驱的研究发现, 注气速度、累计注气量以及井底流压是影响CO2吞吐的最主要因素, 并且发现在合理的井底流压下增大注气量和注气速度能够取得较好的吞吐效果[8];曾贤辉对中原油田某断块N2驱室内实验表明注水压差是注N2压差的4倍以上, N2驱在注水难的低渗透开发单元有较好的适用性[9]。但对于这两种气体的驱替效果对比研究还较少, 本文在室内进行低渗透岩心CO2与N2驱替实验的基础上, 对影响这两种气体驱替效果的因素进行对比分析, 旨在为实际油藏选择注入气体提供一定的参考。

1 理论研究

CO2驱与N2驱各有利弊, CO2驱的主要优点是混相压力较低, 容易使原油体积膨胀, 能够有效降低原油黏度和界面张力, 提高驱油效率, 主要缺点是CO2成本较高, 气源有限, 对管线有一定腐蚀性;N2驱的主要优点是密度较低, 压缩性好, 顶部注气效果好, 气源丰富, 无爆炸性, 不会伤害地层, 不结垢, 后处理简单, 主要缺点是N2密度和黏度较小, 在油、水中的溶解性较弱。

2 实验内容

2.1 实验准备

岩心取自东部某低渗油田天然岩心, 为了方便对比, 选取三块不同渗透率的岩心, 具体物性参数见表1, 实验用油为航空煤油与地层原油按照一定的比例配制而成, 原油取自井口, 经过脱水以后去除杂质, 得到实验用油基本特征参数为:饱和压力5.4MPa, 单次脱气气油比为42 m3/m3, 单次脱气地层原油体积系数为1.125 m3/m3, 地层原油和脱气原油密度分别为0.847 g/m3和0.914 g/m3, 压缩系数为1.08×10-3MPa-1, 黏度值为20.13 m Pa·s。实验所用饱和水为地层采出水, 该地层水的水型为Na HCO3型, 总矿化度为5 325 mg/L, 其中K++Na+为1 980 mg/L, Ca2+为98 mg/L, Mg2+为42 mg/L, SO42-为1 880 mg/L, HCO3-为279 mg/L, Cl-为1 046 mg/L。注入水取自注水站注入水, 实验前去除杂质。

实验装置使用加拿大HYCAL岩心驱替设备 (图1) , 该设备主要由注入泵系统、长岩心夹持器、回压调节器、控温系统、压差表、气量计等组成, 其中长岩心夹持器为实验的关键部分, 在恒温箱中放置。

2.2 实验过程

(1) 将天然岩心抽提、烘干后, 放入岩心夹持器, 加环压, 测定空气渗透率。

(2) 岩心抽空24 h, 测试岩心孔隙体积和水相渗透率, 将恒温箱升温至油藏温度下, 恒温24 h后, 将饱和水的岩心注入油, 进行油驱水, 直至岩心出口端没有水流出为止, 计算束缚水饱和度。

(3) 调整不同的驱替压力, 将气体注入到岩心进行气驱油实验, 在此过程中精确计量注入量、产油、产水、产气以及驱替压差等。

3 实验结果

3.1 采出程度变化

为了对比渗透率对CO2驱与N2驱采出程度的影响, 分别在三块岩心注入1.2 PV CO2和N2, 此时采出程度已基本不再变化, 汽油比上升较快, 可以判断岩心已发生气窜, 记录采出油量, 计算采出程度, 结果如图2所示。

可以看出, 无论注入CO2还是N2, 高渗透率岩心采出程度高于低渗透岩心, 但随着渗透率的增加, CO2驱与N2驱采出程度差值越来越小, 这是因为CO2在原油中的溶解能力高于N2在原油中的溶解能力, 在低渗透岩心, CO2在原油中的溶解充分, 增加驱油效率, 提高采出程度效果要好于N2, 在高渗透岩心气体流动较快, 气窜发生时间提前, 提高采出程度效果差异减小。

3.2 注入压力变化

为了研究不同注入气体下注入压力的变化, 在保持0.1 PV/h注入速度下注入相同量的CO2和N2, 记录注入压力变化如图3所示, 可以看出, 在注入气体的过程中, 注入压力的变化趋势是相同的, 都是先升高后降低最后趋于平稳, CO2前期压力升高较N2快, 这主要是因为CO2在原油中的溶解能力较强, 在保证注入相同空隙体积的前提下, 实际CO2注入量要大于N2, 导致开始驱替压力升高, 后期驱替压力下降原因主要是因为气体发生突破, 注入气体驱油效率降低, 导致注入压力迅速下降, 可以看出, N2突破以后压力下降速率较CO2更快, 因此, 在实际油藏进行气驱开发的主要见效阶段是气体突破之前, 要尤其注意防止气体发生气窜。

3.3 水驱后转气驱变化

将三块岩心按顺序并联, 进行了先水驱后气驱的实验, 先对岩心进行水驱, 待完全不出油以后再转不同PV数 (0.4 PV、0.6 PV、0.8 PV、1.0 PV) 的CO2驱和N2驱。实验结果表明, 水驱后转气驱采出程度将再次提高, 出现“上升台阶”;无论N2或是CO2驱, 随着注入PV数的增加, 最终采出程度增加, 但气驱提高采收率幅度逐渐减缓, 这主要是因为随着CO2或者N2注入量的增加, 气窜现象开始出现, 气体利用率降低, 提高采收率能力降低;此外改变相同孔隙体积气体注入量时, CO2驱提高采收率变化幅度要大于N2驱, 说明CO2驱提高采收率能力要强于N2驱 (表2) 。

图4为水驱后转不同气驱注入压力的变化, 可以看出, 前期注水时, 注入压力先升高后降低后趋于平稳, 转气驱后注入压力继续降低后趋于平稳, 说明气驱较水驱能够明显降低注入压力, 提高注入能力, 且N2驱降低注入压力能力要好于CO2驱, 进一步论证气驱在注水困难的低渗透油藏的适用性。

3.4 气水交替驱变化

气水交替驱由于其特殊的注入优势[10—12], 已成为低渗透油田注气方式的首选, 为了对比研究CO2与N2气水交替驱效果, 将三块岩心按顺序并联, 分别进行了CO2与N2气水交替驱替实验, 并与连续注气进行了对比, 实验中保持注气速度与注水速度都为0.1 PV/h, 交替周期为1 h, 实时记录实验结果。可以发现, 气水交替注入时, 在注气时间段内产油速率要明显高于注水时间段内;CO2气水交替驱见气时累注CO2约为0.6 PV, 较连续注CO2见气时间延后大约4 h, N2气水交替驱见气时累注N2大约为0.4 PV, 较连续注N2见气时间延后大约2 h, 说明气水交替驱较连续气驱相比能够明显降低气窜的发生, 延长生产时间, 并且CO2气水交替驱控制气窜效果要好于N2气水交替驱;CO2气水交替驱较连续CO2驱最终采出程度提高大约8.6%, N2气水交替驱较连续N2驱最终采出程度提高约2.7%, CO2气水交替驱较连续气驱增产效果要明显好于N2。

4 结论

(1) 无论CO2驱或N2驱, 高渗透率岩心采出程度高于低渗透岩心, 但随着渗透率的增加, CO2驱与N2驱采出程度差值越来越小。

(2) 随着CO2或N2的注入, 注入压力的变化趋势都是先升高后降低最后趋于平稳, CO2驱的压力变化范围较大。

(3) 水驱以后转气驱能够明显降低注入压力, 提高驱油效率, 注N2降低注入压力能力要强于注CO2。

(4) 气水交替驱较连续气驱相比能有效控制气窜, 延长生产时间, CO2气水交替驱较连续CO2驱提高采收率程度明显, N2气水交替驱较连续N2驱提高采收率程度并不是很明显。

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低渗透油藏泡沫驱影响因素分析篇2

泡沫驱是一种能够有效提高原油采收率的方法, 适用于非均质性强的低渗透地层, 应用前景比较光明[4—6]。泡沫驱能显著地改善流度比, 发泡剂通过大幅度降低油水界面张力、改变岩石表面润湿性来提高洗油效率, 同时也能给整个区块补充能量, 从而提高开发速度和原油采收率。泡沫体系的流度控制能力比聚合物更强, 流动前缘也更趋稳定, 体积波及系数更高, 而且泡沫洗油能力较强, 能节约表面活性剂用量, 所以开展低渗透油藏泡沫驱数值模拟研究对低渗透油藏有效经济开采具有一定的指导意义。

1 泡沫驱提高采收率方法的主要影响因素

低渗透油层的喉道细小、孔隙结构复杂, 流体在其中渗流时, 受相界面的影响强烈, 致使低渗透油层注水压力高、驱油效率低、采收率低、开发效果差。因此, 如何改善低渗透油藏的开发效果, 提高低渗透油田的采收率是我们必须解决的问题。

目前常规注水、注气等二次采油方法由于地层渗透率的宏观非均质性和孔隙结构的微观非均质性、注入水气与地层原油的黏度差以及井网的关系, 使得注入流体不可能波及整个油藏体积, 原油采收率较低[7]。

泡沫驱油技术作为今后低渗透油藏提高原油采收率措施中极具前景的技术之一, 使得越来越多的人进行泡沫驱油技术研究, 主要是分析泡沫存在时对气体流度的控制, 堵塞大孔道、高渗层, 增加流动附加阻力, 改善油层的非均质性等机理方面研究和研制起泡性能良好的发泡剂。

泡沫驱提高采收率方法最主要的影响因素有以下: (1) 油藏中泡沫的注入方式 (注入地面预先形成的泡沫、混注和SAG) ; (2) 油藏压力; (3) 渗透率。地面预先生成的泡沫能有效地改造生产井, 而混注和SAG主要用于提高油藏的驱替效率;蒸汽泡沫驱适用于低压油藏, 设计蒸汽泡沫驱方案时, 泡沫质量分数应在45%~80%, 采用混注方式, 表面活性剂和非凝析气间歇地混入连续蒸汽中共同注入地层, 注入周期较短, 通常是7天。在合适的条件下, 实施泡沫驱后, 产油量增加1.5~5倍, 含水率下降20%左右, 采收率提高6%~12%;高压条件下, 泡沫能降低流度和注入能力, 表面活性剂和气交替注入 (SAG) 要优于混注方式[8]。

2 研究区概况

XX区块控制含油面积2.4 km2, 主力含油层埋藏深度2 403 m, 平均有效厚度12.3 m, 有效孔隙度19%, 平均渗透率小于50×10-3μm2, 渗透率变异系数0.8, 属中孔低渗透率油藏, 油藏原始地层压力23.6 MPa, 饱和压力8 MPa, 地层温度为92.2℃, 初始含油饱和度60%。地层条件下, 原油黏度15.9m Pa·s, 体积系数为1.100 5;脱气原油的密度为910 kg/m3, 黏度为188 m Pa·s。

XX断块1983年9月W31井投入开采, 1986年6月正式开发, 同年12月以边部注水方式注水。截止到2010年9月, XX断块共有油井16口, 开井16口, 日产液504 t, 日产油54 t, 综合含水89.36%, 累积产油86×104t, 采出程度22%。注水井开井7口, 日注水205 m3, 累计注水178×104m3, 月注采比0.397, 累积注采比0.542。

本次研究拟中选择一个注采单元为研究对象, 共有8口井, 其中含有生产井5口和注水井3口, 图1是三维数值模拟模型及井位图。

在储量拟合的基础上, 对目前试验区的累计产油量、累计产液量、累计产水量、日产油量、日产水量、日产液量、平均地层压力等指标进行了历史拟合, 研究区块的模型中油井定液量生产、水井定注水量注入。本次模拟所建立的模型拟合成功率高, 在历史拟合效果好基础上进行开发方案的设计与研究是可信的[9,10]。

3 氮气泡沫驱影响因素分析

正交试验设计是研究多因素多水平的重要数学方法, 利用“正交表”科学地安排多因素试验方案, 正确分析试验结果, 定性定量地确定参数对指标的影响趋势、主次顺序及显著程度。其突出特点是以典型的具有代表性的有限个方案反应大量的方案中所包含的内在的本质规律和矛盾主次[11,12]。一般而言, 对正交试验结果有两种分析方法, 即直观分析和方差分析。

(1) 直观分析, 一般也称为极差分析, 就是将各参数的各水平值对试验指标影响的大小, 用图形表示出来, 进行综合对比分析, 从而确定最优试验参数组合。

(2) 方差分析的基本思想是将数据的总变异分解成因素引起的变异和误差引起的变异两部分, 利用数理统计上的F检验法判断各参数对试验指标影响的显著程度和可信程度。

下面使用正交试验法L9 (34) 正交设计表来对泡沫驱的段塞大小、表面活性剂质量浓度、注入方式以及气液比的取值范围进行设计, 建立了9套方案 (表1) , 然后分别对各方案进行了开发指标预测。

在未考虑注化学剂设备和工艺等成本的情况下, 采用净现值 (NPV) 来评价各方案的指标, 按2012年4月布伦特原油价格123.43美元/桶 (当月汇率100美元≈630.7元) 折算人民币5 380.28元/t, 表面活性剂35 000元/t, 生产井最小井底流压5MPa, 经济极限产量0.5 m3/d, 预测20年各方案的净现值。

换油率=增油量/化学剂用量。

根据极差大小, 判断因素的主次影响顺序。R越大, 表示该因素的水平变化对试验指标的影响越大, 因素越重要。由以上分析可见 (表2) , 因素影响主次顺序为注入方式—段塞大小—气液比—表面活性剂质量浓度, 注入方式影响最大, 为主要因素, 表面活性剂质量浓度为不重要因素。

各方案预测结果转换为净现值后通过正交实验进行极差分析, 得到段塞大小的最优值为水平3 (0.3 PV) , 表面活性剂质量浓度的最优值为水平2 (0.15%) , 注入方式最优为水平1 (混注) , 气液比的最优值为水平3 (1.5) , 最优方案就在正交设计方案中, 为方案8。

从表2效应值可看出, 影响净现值的参数主次关系是注入方式, 气液比, 段塞大小, 表面活性剂质量浓度。净现值随气液比和注入段塞的增大而增加, 两因素之间对净现值的影响相差不大, 表面活性剂质量浓度对净现值的影响表现为先增后减, 最优值为0.15%, 注入方式以混注效果最好, 交替注入情况下交替周期较长的效果较好。

4 水驱和泡沫驱开发方式比较

图2和图3为水驱和泡沫驱两种不同开发方式下各开发指标对比图。从上述图表可以得出以下结论:氮气泡沫驱优化方案 (方案8) 从2010年10月开始注入氮气, 表活剂混合段塞, 累计注入时间5.8年, 2011年4月泡沫驱开始见效, 见效后井组综合含水率最高降幅20%, 2019年9月综合含水率回升至历史拟合末期水平, 泡沫驱的有效期为9年。

研究区块XX采用水驱开发, 预测20年后井组累积产油39.52×104t, 采出程度26.51%, 综合含水率97.26%, 地层压力保持稳定。采用氮气泡沫驱优化方案开发, 预测20年后累计产油50.44×104t, 采收率33.83%, 比水驱增油10.92×104t, 采收率提高7.32%, 实现净现值5.672 5×108元。

5 结论

根据以上研究, 主要取得以下结论。

(1) 氮气泡沫驱影响净现值的参数主次关系是注入方式、气液比、段塞大小和表面活性剂质量浓度。净现值随气液比和注入段塞的增大而增加, 两因素之间对净现值的影响相差不大, 表面活性剂质量浓度对净现值的影响表现为先增后减, 存在最佳值 (0.15 wt%) , 注入方式以混注效果最好, 交替注入情况下交替周期较长的效果较好。

(2) 采用正交分析法, 对9组方案进行优化设计, 得到最佳注入段塞结构为:段塞大小为0.3 PV, 表面活性剂质量浓度为0.15 wt%, 气液比为1.5。

(3) 优化方案从2010年10月开始注入氮气, 表面活性剂混合段塞, 累计注入时间5.8年, 2011年4月泡沫驱开始见效, 见效后井组综合含水最高降幅20%, 2019年9月综合含水回升至历史拟合末期水平, 泡沫驱的有效期为9年。

(4) 水驱开发预测20年后井组累计产油39.52×104t, 采出程度26.51%, 综合含水率97.26%。采用氮气泡沫驱优化方案预测20年后累计产油50.44×104t, 采收率33.83%, 比水驱增油10.92×104t, 采收率提高7.32%, 实现净现值5.672 5×108元。

摘要：根据低渗透油藏的开发特征, 对比分析了各种改善低渗透油藏开发效果的提高采收率方法优缺点, 得出泡沫驱能提高波及效率和洗油效率, 是一种较好的改善低渗透油藏开发效果的开采方法;采用正交试验分析法, 在L9 (34) 正交表中设计了9种方案, 进行了某低渗透油藏泡沫驱提高采收率数值模拟研究, 分析了注入方式、段塞大小、表面活性剂质量浓度和气液比等因素对原油采收率的影响, 优选出泡沫驱油的最优开发方案。与水驱开发方式相比, 泡沫驱最优方案能提高原油采收率7.32%。

关键词：低渗透油藏,泡沫驱,正交分析法,数值模拟

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低渗透油藏CO2驱篇3

1.1 低渗透油藏的地质特征

(1) 油藏类型比较单一:主要是岩性油藏和构造岩性油藏; (2) 储层物性较差、孔隙度、渗透率低, 储层岩石中岩屑含量高, 粘土或碳酸盐胶结物较多, 储层平均孔隙度为18.55%, 储层渗透率一般为1~50 m D。 (3) 储层非均质性较严重, 裂缝相对发育; (4) 孔喉细小, 以粒间孔为主, 溶蚀孔发育; (5) 粘土矿物含量较高, 地层敏感性强; (6) 储层敏感性较强:储层碎屑颗粒分选性差, 粘土、基质含量较高, 油层孔喉细小, 易造成储层损害; (7) 原始含水饱和度高, 范围在30%~50%之间; (8) 原油品质好, 粘度小、密度低、胶质和沥青质含量低。

1.2 低渗透油藏的开发特征

根据低渗透油藏自身的特点, 在油田开发中主要有以下特征: (1) 自然产能低, 生产压差大, 能量递减快, 一次采收率较低; (2) 天然微裂缝发育会增加注水开发的难度; (3) 启动压差和驱替压力梯度大; (4) 部分井见效缓慢, 地层压力不均衡, 压力、产量变化不敏感; (5) 裂缝性砂岩油藏注水井吸水能力强, 油井水窜现象严重; (6) 油井见水后采液、采油指数下降, 稳产难度较大; (7) 注入水水质达标率低。

2 低渗透油藏注CO2提高采收率机理

2.1 CO2吞吐驱油

CO2吞吐属于非混相驱, 可以使原油体积膨胀, 从而降低油水界面张力和原油粘度, 溶解气驱替出现吮吸滞后可以产生相对渗透率的变化, 降低残余油饱和度;气态CO2和地层水反应产生碳酸, 从而提高近井地带的渗透率, 改善地层条件。

2.2 CO2混相驱

混相驱的定义是指在多孔介质中, 一种流体驱替另外一种流体时, 两种流体之间发生扩散和传质作用, 能互相溶解而不存在分界面, 毛细管准数变为无限大, 从而毛细管力降为零。

总的来说主要有以下作用机理: (1) 溶解气驱; (2) 原油体积膨胀; (3) 降低界面张力; (4) 粘度降低; (5) 岩石渗透率增加; (6) 增加束缚水饱和度;混相效应;对原油的抽提作用。

2.3 CO2非混相驱

烃类气体在原油中有一定的溶解度, 在一定压力下溶解的气体可以改变油流的特性, 且不混相的气液间存在传质作用。所以, 非混相驱替可以提高原油采收率。

CO2非混相驱主要机理是: (1) 降低原油粘度; (2) 原油膨胀; (3) 溶解气驱; (4) 降低界面张力; (5) 岩石润湿性发生变化; (6) 增加束缚水饱和度; (7) 水锁现象; (8) 岩石渗透率发生变化; (9) 抽提作用。

3 注CO2的筛选标准和适应性

在二氧化碳驱筛选工作中, 主要考虑的因素有原油粘度和重度、油藏深度、油藏压力、温度和渗透率等。

(1) 原油粘度:原油粘度越小, 原油中重质组分越少, 原油组成点越靠近顶点 (C2~C6) , 原油与CO2达到混相越容易。此外, 原油粘度越小, 气体突破时间推迟, 流度比越有利, 波及系数越高。 (2) 原油API重度:随着原油API重度的增加, CO2驱的最小混相压力会减小。 (3) 其他因素:油藏轻质组分越多、油藏埋藏深度越大、含油饱和度大、地层压力高等都是CO2驱的有利条件。

4 注CO2提高采收率在靖安油田可行性分析

在一般情况下, 靖安油田注水效果往往比注气效果好, 但在油层含束缚水饱和度较高且注水效果不好的情况下, 注CO2驱替可能更有利。

利弊及筛选主要考虑以下几个方面: (1) 低渗透油藏吸气能力比吸水能力强, 且能保持相对稳定, 易实现区块注采平衡, 保持地层压力, 从而解决注水注不进采油采不出的问题。 (2) 注气流压远低于注水流压, 可避免裂缝张开, 防止窜进现象, 改善层间矛盾及平面矛盾; (3) 无水质问题, 省去复杂的水质处理系统; (4) 减轻因水质腐蚀和泥岩膨胀造成的套管损坏问题, 减少套损程度及套损井数量; (5) 油井注气相对简单, 容易管理, 但注气设备和技术复杂, 目前国内经验较少; (6) 原油和天然气粘度差别大、气油流度比高, 较易造成粘滞指进, 产生气窜, 影响开发效果。且原油粘度越高, 气窜越严重。

靖安油田储层物性差, 孔隙度和渗透率低, 原油具有密度小、粘度小、含胶质和沥青少的特点, 储层深度大都在899~2 202 m内, 油藏温度也在适宜范围之内, 故注CO2驱油在靖安油田具有可行性 (表1) 。

5 结论

(1) 大量文献显示低渗透油藏具有储层物性差、低孔低渗、非均质性强、裂缝发育等地质特征和自然产能低、生产压差大、能量递减快、注水见效慢、水窜严重的开发特征。这些特征严重影响了低渗透油藏开发效果。

(2) 注CO2驱机理总体上可分为一次接触混相、多次接触混相和非混相驱, 主要通过降低油水和岩石界面张力, 降低毛细管力, 降低因毛管效应产生毛细管滞留所捕集的原油, 从而提高采收率, 提高油田开发效益。

(3) 不同的油藏因油层深度、渗透率、孔隙度、岩性、矿化度、原油密度、油层温度的不同, 采用不同的提高采收率方法, 分析结果表明注CO2提高采收率在靖安油田具有可行性。

参考文献

[1]李星涛.低渗透油藏注CO2提高采收率技术探讨[J].重庆科技学院学报 (自然科学版) , 2010.2.

[2]高海涛.低渗透油藏CO2驱油渗流规律宏观描述研究[D].东营:中国石油大学油气田开发工程, 2009.3.

低渗透油藏CO2驱篇4

关键词：大庆油田,特低渗透油层,CO2,非混相驱,室内实验

低渗透油气田广泛分布在我国的各个油气区,近5年来,探明储量中低渗透油藏储量的比重已增加到50%~60%,剩余石油资源中,中低渗透油藏储量占到76.5%。由于低渗透油藏注水压力高、吸水能力差,通常需要进行油藏改造才能维持正常生产,如何经济高效开发低渗透油藏是当前世界油田开发中的一个难题[1]。

随着CO2驱油技术成熟,以及CO2气源的不断发现,大庆、吉林、胜利、苏北、中原等油田进行了CO2驱现场试验,都见到不同程度的注气效果。国内外CO2驱生产实践表明,注CO2已成为特低渗透油田改善开发效果、建立有效驱动体系的主要技术措施[2,3]。通过一系列实验定量研究大庆油田树101井区特低渗透油层CO2驱油机理,为提高CO2驱油提供依据。

1 实验条件

油:利用地面脱气油和煤油、地层油溶解气配制的地层模拟油气参数见表1。

实验用水:按地层水组成配制的模拟水,矿化度为5 888.4 mg/L。

实验温度:108℃。

2 实验仪器及设备

高压物性仪、高压配样器、高压计量泵、气体流量计、高压落球黏度计、气瓶、电子天平等。

3 地层油(水)注CO2膨胀实验

将PVT筒内模拟油(水)的压力升高至饱和压力,在108℃下,向PVT筒内注入CO2,搅拌均匀后,测定地层油(水)物性参数。之后,继续注入气体,重复上述过程。

4 CO2驱油机理研究

CO2驱油的机理主要有地层油黏度降低、地层油膨胀、溶解气驱、降低界面张力、增加束缚水饱和度、提高岩石渗透率、改变岩石润湿性和抽提作用等。

4.1 地层油体积膨胀

注CO2之前,地层油在地层压力(22.05 MPa)下的高压物性参数见图1和图2。从图可见,随着CO2注入量增加,饱和压力Pb、溶解油气比Rs、体积系数Bo和膨胀系数α增大。如在27 MPa下注入CO2后(CO2含量为42.69%),溶解油气比为223.44m3/m3,比注入CO2前增加198.04m3/m3,体积膨胀系数为1.484 7,在CO2波及的区域内,地层油体积可增加48.47%,提高了可流动地层油的饱和度,同时降低残余油饱和度。树101井区平均地层束缚水饱和度为36.3%,如果水驱残余油饱和度为35%,水驱采收率为45.05%。改用CO2驱后,在同样的残余油饱和度(35%)下,由于地层油溶解CO2,实际的残余油饱和度只有23.57%,相应残余油饱和度降低11.43%,CO2驱采收率可到达63.00%,可见,由于地层油体积膨胀,CO2驱比水驱可提高17.95%。而且注入CO2量越多,地层油体积膨胀幅度越大,CO2驱比水驱提高采收率的幅度越大。

4.2 地层油黏度降低

从图2可见,注入CO2后,地层油溶解CO2,地层油黏度降低。注入CO2量越多,地层油黏度降低幅度越大[4]。如在27 MPa下注入CO2,地层油黏度降低到1.367 m Pa·s,比地层压力下黏度(2.818 m Pa·s)降低1.451 m Pa·s,降低到原黏度的48.51%。根据达西定律,地层油的流动能力相应增加48.51%。因此,注入CO2后使地层油物性变好,原油流动能力增大,提高了原油产量。

4.3 溶解气驱

CO2驱中,溶于地层油中的大量CO2具有溶解气驱的作用。随着压力下降,CO2从液体中逸出,液体内产生气体驱动力,提高了驱油效果[5]。如果注气压力为27 MPa,生产压力为地层压力(22.05 MPa)。在生产过程中,由于压力降低,分离出的气体形成游离气,则地层孔隙中气体饱和度为15.82%。因此,由于地层油中溶解气的膨胀而提高的采收率为15.49%。

4.4 增加束缚水饱和度

从图3可见,随着CO2压力增加,地层水中溶解气量Rs增加,体积膨胀系数α增大,使部分束缚水变成流动水。树101井区束缚水饱和度为36.3%,如注气压力为27 MPa,水中溶解气量(Rs)为51.846 2,水体积膨胀系数(α)为1.132 4,束缚水饱和度增加到41.11%,这样4.81%的束缚水变成流动水,这部分水在岩心孔道占据油流动孔道,使地层油流出地层,采收率相应可提高4.81%。注气压力越高,水中溶解的CO2越多,束缚水体积膨胀越大,采收率提高越多。

此外,由于CO2溶于水后形成碳酸,与油层岩石的碳酸盐矿物起反应,溶解地层基质提高渗透率。在27 MPa及地层温度下,进行2块岩心CO2驱后岩石渗透率变化实验,结果岩石渗透率提高0.5%以上。其次,CO2注入过程中,在一定压差下,对油层的无机垢堵塞具有较强的冲刷作用,可有效地疏通因污染造成的地层堵塞,提高岩层的渗透率。

4.5 界面张力降低

在分别测量了油层温度、不同压力条件下的饱和CO2原油与CO2气间的界面张力后,从图4可见,注入CO2后,CO2-地层油的界面张力降低,油气界面张力随压力增高而减少。如27 MPa下注入CO2,原油-CO2界面张力为0.862 3 N·m·m-1;而在22.05 MPa下,界面张力为1.321 2 N·m·m-1。界面张力的降低,不仅降低了驱油中的毛管阻力,而且减小了将油滴从岩石表面剥离下来所需克服的粘附功[6],因此粘附在岩石表面和滞留于孔隙中的残余油更容易被采出。

4.6 CO2对地层油的抽提作用

地层油中轻质烃与CO2间具有很好的互溶性,在多孔介质中流动时,可以引起CO2和地层油之间各组分变化,生成可混性流体。在一定压力下,CO2能使地层油中的轻质烃抽提和汽化,CO2抽提时主要是地层油中C20以下组分。随着压力增加,CO2抽提剩余油中的较重质成份,从而提高采收率。

通过以上可见,CO2非混相驱油的主要机理是地层油膨胀、黏度降低、溶解气驱,其次为降低界面张力、增加束缚水饱和度、提高岩石渗透率、抽提作用等。上述结果是在CO2完全饱和地层油的情况下获得的,实际CO2驱中,由于CO2波及区域限制以及未完全饱和地层油,各个驱油机理对提高采收率的贡献达不到以上的理想值。

5 结论

(1)随着CO2注入量增加,溶解油气比、体积系数和膨胀系数增大,黏度降低,束缚水体积膨胀。在27 MPa下注入CO2,地层油体积膨胀1.484 7倍,改善了原油的性质,提高了原油产量及采收率。

(2)CO2驱中,溶于地层油中的大量CO2具有溶解气驱的作用。从27 MPa降低到原始地层压力,依靠溶解气膨胀能,可采出原油15.49%。

(3)27 MPa下注入CO2,原油与CO2界面张力降低到0.862 3 N·m·m-1。油气界面张力随压力增高而减少。

(4)地层油中轻质烃与CO2间具有很好的互溶性,在一定压力下,CO2能使地层油中的轻质烃抽提和汽化,从而提高采收率。

参考文献

[1]李士伦,周守信,杜建芬,等.国内外注气提高石油采收率技术回顾和展望.西南石油院学报,2002;24(2):12—15

[2]李军,蒋海,胡月华.注气提高采收率注入参数优化研究.重庆科技学院学报(自然科学版),2009;11(1):19—21

[3]江怀友,沈平平,陈立滇,等.北美石油工业二氧化碳提高采收率现状研究.中国能源,2007;29(7):30—33

[4]李星涛,郭肖,王万彬.低渗透油藏注CO2提高采收率技术探讨.重庆科技学院学报(自然科学版),2010;12(1):27—29

[5]赵明国,王东.大庆油区芳48断块CO2吞吐室内实验.油气地质与采收率,2008;15(2):89—91

低渗透油藏CO2驱篇5

1 泡沫配方体系的研制及性能[7]

1.1 室温常压条件下泡沫剂的性能

研制了SD—4和SD—5两套泡沫配方体系,其中SD—4用于注入井的深部封窜;SD—5用于生产井的反向封堵,在室温常压、pH=3、含油饱和度60%条件下的性能参数见表1。

1.2 地层温度压力条件下泡剂的稳定性

在高温高压条件下,对研制的发泡剂SD—4进行了泡沫剂稳定性测试,实验结果见图1和图2。

从图1和图2可以看出:随着温度的增加,泡沫剂稳定性减小,随着压力的增大,泡沫剂稳定性增大。如在45℃、10 MPa条件下,泡沫的半衰期为24d,在85℃、10 MPa条件下,泡沫的半衰期达到18d;在50℃、10 MPa条件下,泡沫的半衰期为22.5d,在50℃、20 MPa条件下,泡沫的半衰期为37.5d,即低温、高压环境有利于泡沫的稳定。

2 泡沫注入参数的优化

2.1 最佳气液比优选实验

为了优选最佳的气液比,选择了五个气液比条件对SD—4和SD—5阻力因子的影响进行了研究测试,从实验结果可知,SD—4的最佳气液比为1∶1,SD—5的最佳气液比为1.5∶1,阻力因子越大,泡沫封堵能力越强。两套泡沫配方体系的最佳气液比不同的原因是由于两套体系的基液黏度不同所致,最佳气液比与泡沫配方体系的基液黏度成正比关系,基液黏度越大泡沫的最佳气液比越大。

2.2 注入速度优选实验

为优选最佳的注入速度,SD—4体系、气液比为1:1的条件下,不同注入速度下泡沫的阻力因子如表2所示,在注入速度为3 m L/min时,阻力因子达到了最大值425,阻力因子越大泡沫封堵能力越强。注入速度过小,泡沫在岩心中二次发泡能力较弱,不利于泡沫在岩心中的稳定,注入速度过快,气液两相滑脱效应较强,易造成气体单向指进突破,导致采出端气窜,降低了泡沫的封堵能力,在最佳的注入速度下形成的泡沫细腻、稳定、液膜的黏弹性好,能够有效封堵高渗透低含油饱和度层段。

3 现场试验效果

树96碳—16发生了严重的气窜,注入气推进速度为0.98~1.48 m/d,最高气油比达218.1 m3/m3,套管气中CO2含量最高时达89.6%,气窜后树96碳—16井日产油由气窜前的2.4 t/d降为0.4 t/d,产量下降严重。

由图4可知,调剖施工前注气压力为19.1MPa,调剖施工结束初期注气压力为23.0 MPa,目前注气压力稳定在20.0 MPa,说明泡沫对气窜通道形成了有效的封堵。

树96—碳15井泡沫调剖前后注入剖面动态变化结果见图5,由图5可知,各层相对吸气量明显改变,调剖施工前YⅡ41和YⅡ42相对吸气量分别为20%、80%,YI6不吸气,调剖施工后YⅡ41、YⅡ42相对吸气量分别减少为5%、54%,而YI6层相对吸气量增加为41%,说明泡沫起到了很好的改善吸气剖面的作用。

井组平均日产油由措施前的13 t上升到措施后的1.9 t,目前产量基本保持稳定,井组平均汽油比由措施前的194.7 m3/t下降到措施后的44.2m3/t,同时调剖目标井树96—碳16井产出气中CO2含量和汽油比明显下降,结果见表3。

4 结论

(1)研制了两套泡沫配方体系,测定了各种因素对泡沫封堵能力的影响,确定了泡沫封堵二氧化碳气窜的关键注入参数。

(2)现场试验表明泡沫能较好地封堵气窜通道,扩大波及体积,提高二氧化碳非混相驱的驱油效率。

(3)该技术是一项适合大庆外围低渗透油田注气开发的高效低成本防封窜技术,具有较好的发展前景。

参考文献

[1]廖广志,李立众,孔繁华,等.常规泡沫配方体系驱油技术.北京:石油工业出版社,1999

[2]赵明国,王东.大庆油区芳48断块CO2吞吐室内实验.油气地质与采收率,2008;15(2):89—90

[3]谷丽冰,李治平,欧谨.利用二氧化碳提高原油采收率研究进展.中国矿业,2007;16(10):66—69

[4] Khalil F,Bantrel I N C,Asghari K.Application of CO2-foam as ameans of reducing carbon dioxide mobility.Journal of Canadian Petro-leum Technology,2006;45(5):35—38

[5]张思富,廖广志,张彦庆,等.大庆油田泡沫配方体系复合驱油先导性矿场试验.石油学报,2011;22(1):49—53

[6]杨昌华,王庆,董俊艳,等.高温高盐油藏CO2驱泡沫封窜体系研究与应用.石油钻采工艺,2012;34(5):95—97

低渗透油藏CO2驱篇6

扶余油田注水开发现进入了特高含水期及产量递减期, 由于储层非均质及裂缝发育的特点, 导致调整区含水上升速度加快, 开发矛盾突出, 无效水循环严重。针对无效水窜的问题, 多年来在细分层、强化注水调控、找堵水等方面做了诸多工作, 但都没能从根本上解决这一问题, 因此通过在扶余油田开展大剂量深部调驱工艺技术的突破, 在宏观上解决层内和平面问题, 在微观上通过封堵裂缝, 进行注采关系的调控, 挖掘剩余油潜力, 减少无效水循环。扶余油田有近2亿吨的地质储量, 二次开发潜力巨大, 因此开展调驱试验, 不但将为扶余油田二次开发探索进一步提高采收率的技术方法, 同时也为扶余油田高含水非均质油藏的深化挖潜提高开发水平探索有效的技术途径。

1 调驱技术研究

近十年来扶余油田调剖技术通过现场试验不断得到改进和完善, 初步形成了适合扶余油田油藏特点的多项调剖配套技术。调剖在一定程度上缓解了无效水循环, 但同时也存在一些问题, 调剖增油控水效果和有效期很短, 没能从根本上解决无效水循环问题, 而我们在新木油田进行调驱先导性试验, 效果显著。说明调驱体系有效封堵了窜流通道, 达到了调整注采矛盾, 提高采收率和单井产量的目的。因此探索在扶余油田进行深部调驱来提高采收率和单井产量。

根据扶余油田的地质特征、油藏特点、开发主要矛盾、优势水流通道模拟预测结果, 结合调驱剂的具体特点, 确定了以“调”为主, 以“驱”为辅的设计思路。“调堵”是有效封堵人工裂缝、裂缝、微裂缝及高渗条带;“驱油”是在充分调剖的基础上通过驱替, 动用低渗透层, 最终达到提高驱油效率, 提高采收率的目的。

1.1 调堵体系优选

调堵体系的筛选主要以物理堵塞为主, 高强度封堵、长期有效、分级封堵是筛选颗粒堵剂的主要原则。

1.1.1 颗粒堵剂优选:

室内通过对四种颗粒体系进行筛选 (见表1-1) , 从高颗粒堵剂的封堵强度以及经济考虑, 确定橡胶颗粒与体膨颗粒为本次调驱封堵堵剂的主剂。

(1) 具有膨胀性能, 常温下膨胀倍数5-20倍, 在地层压力4-5M P a下, 膨胀倍数较常温下降低30%左右, 但也仍具有较好的膨胀性, 对裂缝大孔道充填程度好 (见图1-1) 。

(2) 封堵效果好, 通过裂缝物模实验 (图1-2) 表明颗粒堵剂的运移距离明显高于在高渗层的运移, 而且注入压力低, 颗粒有效封堵距离为1.2m (接近第6个测压点) 。从实验结果可分析出, 体膨颗粒堵剂适合封堵裂缝或大孔道。

1.1.2 凝胶堵剂优选:

由于单一颗粒堵剂易被水突破, 无法实现有效封堵, 因此加入强凝胶, 形成颗粒凝胶整体, 提高封堵强度。我们对目前油田内应用成熟的三种凝胶进行室内筛选评价 (见表1-2) , 最终选用低温高效交联剂体系作为调驱的主体系。

(1) 封堵性能评价, 应用三管岩心进行封堵性能评价 (见表1-3) :实验结果显示, 凝胶体系适合填充高渗透层及孔隙, 对高渗层能起到很好的封堵效果。

(2) 复合体系性能评价, 采用颗粒-凝胶复合体系和凝胶两种调剖剂对比调剖效果和封堵效果, 可以看出复合体系大大增强了整体强度和抗干扰能力, 提高了封堵效果 (见图1-3、表1-4) 。

1.2 驱油体系优选

在北京勘探开发研究院的支持下, 优选出CIF凝胶体系及CUPC-2微球体系做为驱替主剂。

1.2.1 CIF凝胶体系性能

(1) 抗剪切能力

分别在3400转/分的转速下剪切10m i n、20m i n、30m i n、40m i n。随着剪切时间的增加, CIF体系凝胶粘度都有所降低, CIF体系降低幅度小于复合型凝胶体系。

(2) 抗稀释实验

随着稀释倍数的增大, 体系的聚合物、交联剂浓度降低, 体系的凝胶粘度都降低, 复合型凝胶体系在稀释到聚合物浓度小于1500mg/L时不成胶。

(3) 封堵性能实验

CIF凝胶的中强胶的岩心封堵率要好于弱凝胶的岩心封堵率 (见表1-5) 。

1.2.2 新型可动微凝胶CUPC-2驱油体系

CUPC-2调驱剂为预成胶型凝胶乳状液, 平均直径可在几十纳米到十几微米, CUPC-2在微观上对水流通道 (孔喉) 通过暂堵-突破-再暂堵-再突破的过程, 改变固有的水流通道, 增加微观波及体积, 提高注入水利用效率。

(1) 微球体系微观形态

通过光学显微镜观察溶液中水化后微球的形态和尺寸 (见图1-4) , 进而研究不同交联聚合物微球分散体系的形态。

(2) 驱油性能研究

通过岩心驱油实验表明 (见图1-5) , 岩心注入0.70Vp驱替液能够提高采收率15%以上, 能够满足现场试验提高采收率要求。

1.3 调驱注入方式与参数优选

扶余油田油藏形态多样, 裂缝发育复杂, 水流通道方向各异, 造成注采关系失衡, 开发矛盾日益突出。因此针对油藏具体特点, 确定达到最佳调剖效果的调剖井位、用量、排量等参数以指导方案制定和现场实施。

根据扶余油田调剖技术研究经验成果, 结合扶余油田双重介质油藏特点和开发矛盾特征, 确定建立两种物模类型 (纵向模型和线性井网模型) 。其中纵向模型用来分析解释双重介质油藏调剖渗流规律。线性井网模型用来分析解释双重介质油藏油水渗流规律和整体调剖选井模式对油藏流体渗流规律的影响。

通过物模实验确定注入调驱剂用量为1/3PV+裂缝体积;注入速度为正常注水速度的1.5倍之内;单井、隔井和面积调剖模式中, 面积模式调剖效果较好。

1.4 调驱方案优化设计

1.4.1 调驱方式的设计

调堵体系的注入, 以调驱层段混注为主, 部分井根据调驱层段的压力情况进行分注。

驱替体系的注入, 采用多段同注, 分层调控的混注方式。

1.4.2 调驱段塞优化设计

根据孔喉和大孔道等优势通道的诊断和识别情况, 采用不同的堵剂种类及粒径进行段塞优化组合, 实现封堵裂缝和大孔道、高渗透条带的目的, 更好满足油藏开发需求。

封堵段塞:

封堵人工裂缝段塞:采用2%体膨颗粒, 悬浮液为0.2%HPAM;

封堵微裂缝及高渗条带段塞:采用2.5%橡胶颗粒, 悬浮液为0.1%HPAM;

高强凝胶为0.2%的HPAM, 交联剂0.15%-0.2%。

驱替段塞:C I F凝胶:0.2%H P A M+0.2-0.3%A+0.2%B。

CUPC-2微球体系:0.3%的微米微球

1.4.3 调驱总量优化设计

通过改变总量的P V数, 分别预测不同调驱总量与增油量的关系, 计算结果参见图1-6。可以看出, 增油量在0.25P V后明显变缓, 0.25PV的调驱总量是比较合理, 可以取得最佳的增油效果及最佳的采收率提高幅度。

1.4.4 调驱注入速度与注入压力优化设计

关于合理注入速度, 没有特别精确的理论计算方法。在此次调驱试验中采用经验分析的方法, 根据每口井的井史绘制注入强度、综合含水、水油比曲线, 来确立每口水井合理的注入速度, 封堵阶段的凝胶注入速度低于临界水窜强度的1.3倍;驱替阶段的注入速度低于临界水窜强度的1.1倍。

注入压力设计遵循两个原则: (1) 不能超过地层破裂压力; (2) 不能超过注水干线压力。

2 现场试验

2.1 试验区块地质特征

试验区西17-19区块位于位于吉林省松原市城区西北部, 地处第一松花江与第二松花江交汇的三角地带。高点海拔-240m, 油层埋藏深度为390-500m, 油藏主要受构造及岩性控制, 属于中孔中低渗透构造砂岩油藏。含油面积0.52km2, 地质储量148.76×104t。扶余油层平均孔隙度为23.5%;平均渗透率为161×10-3μm2。因此属于中孔、中渗储层。原油物性差, 原始原油性质具有黏度高、凝固点高、含腊量高的特点。密度平均0.868 g/cm3;黏度为50m P a.s;含腊在18%-23%之间;凝固点平均20.5℃;扶余油层原始油田压力平均为4.4MPa, 压力系数平均为1.05。原始油层温度在32~35℃之间, 目前油层温度在29-32℃之间。

2.2 开发中存在的主要问题

2005年区块三次加密调整初期, 井网作用得到有效发挥, 开发效果好, 日产油稳定在40t的水平, 综合含水保持在85%左右;但自2007年6月以来开发形势明显变差, 主要表现为综合含水快速上升由87.2%上升到12月的92.3%, 日产油由32.8t下降到12月的24.7t。2008年以来, 该区块采取过注水井加强注水、周期注水、减水等多次调整注水方案, 但效果不明显。到2010年1月日产液398t, 日产油24.6t, 综合含水93.8%。平均单井日产液8.3t, 平均单井日产油0.5t;水井开井数14口, 日注水558m3, 月注采比1.2, 地层压力3.44MPa, 采出程度28.70%.

通过分析认为目前开发中的矛盾主要有以下几个方面, 一是整体注采较平衡, 但平面上局部区域注采欠平衡;二是层内、层间和平面三大矛盾突出;三是大规模注水后单层和部分井组耗水率急剧上升;四是注水外溢大, 尤其以西部靠近断层附近更明显;五是无效注水循环严重, 地下水流优势通道分布复杂。

2.3 现场试验情况与效果

2.3.1 调驱井与调驱层优选

通过对区块油层动用状况、静态水洗状况、剩余油分布以及注采关系等综合评价, 优选14口井做为调驱井 (见表2-1) , 并确定4-10小层为调驱层。

2.3.2 调驱用量优化设计

西17-19块深部调驱主要层段是I I、I I I砂组。结合前期物模研究结果, 驱替总量为水洗体积的0.25倍采出程度为最好, 折合成体积为31.1万方。在调驱总量中, 封堵用量占24%, 驱替总量占76%。调驱单井用量表见表2-2。

2.3.3 调驱注入速度优化设计

在封堵段塞注入初期, 为防止颗粒在地面管线沉积, 采取三种注入速度复合注入, 封堵裂缝、大孔道的排量为6-7方/小时;封堵高渗条带的排量为4-5方/小时;凝胶注入排量为2方/小时, 结果导致液量大幅上升, 上升幅度为35.6%, 针对区块液量的反应, 在保证正常注入的情况下降低颗粒注入排量, 同时凝胶的注入排量完全按照注水速度注入, 降低排量后, 液量大幅下降, 与最高点相比下降41.9%, 且低于标定值, 多个动液面上升井液面得到了控制, 均有不同程度下降, 所以以低排量注入是始终要坚持的。

2.3.4 调驱注入工艺优化设计

根据物模实验, 调驱方式采用面积模式调驱效果好, 因此采用区块整体集团化在线注入, 同时根据调驱体系特点, 采用井口注入和在线注入双流程设计, 进一步满足颗粒型和凝胶型堵剂配注要求。为实现分层控制注入, 采用橄榄球杆式管柱进行调驱注入, 同时自主研发脱卡式密封段取代了老式钢丝悬挂密封段, 降低事故风险, 提高换层投捞成功率, 以达到更好的调驱效果。

2.3.5 现场注入与效果

扶余油田西17-19区块深部调驱试验于2010年4月进入现场实施阶段, 在实施过程中逐步调整完善方案, 目前已完成封堵段塞的注入, 累计注液15万方, 凝胶5.3万方, 颗粒666吨, 整体的施工过程达到了方案设计的目标。现已进入驱替段塞的注入阶段。

由于目前只完成了封堵段塞注入, 驱替段塞的注入才开始, 因此只从平面产出及阶段开发效果进行评价。通过封堵段塞注入前后示踪剂结果分析, 调前见剂层18个, 平均突破时间为13.2天, 封堵阶段后测试, 见剂层28个, 平均突破时间为27.5天, 见剂方向明显增多, 见剂速度明显减缓, 可见, 优势通道得到了较好的封堵, 同时扩大了水驱波及体积。通过吸水剖面结果来看, 各层段内吸水强度均有所调整, 强吸水条带得到抑制, 吸水厚度有所增加, 矛盾有所改善。通过区块阶段开发效果来看, 地层压力目前趋于稳定。调前地下存水率逐年降低, 2010年地下存水率较2009年上升了21%, 含水上升率较09年下降近3个百分点, 区块封堵段塞注入后总体开发效果明显变好。

3 结论与建议

(1) 从堵剂选择看, 凝胶+颗粒体系对于扶余油藏比较适应, 特别是在控制强吸水条带和扩大注入水波及体积方面具有明显的作用。

(2) 在优化设计上, 要做好段塞注入的优化, 以保证封堵性能满足地层需要的情况下, 进一步加快高强度低成本长效的堵剂的开发与应用。

(3) 在调驱剂注入中, 应控制合理的注入速度, 堵剂的注入速度过快会造成储层裂缝开启、调剖剂产出或液量大幅上升, 因此低排量注入是要始终坚持的一个原则。

(4) 与注水井常规调剖技术相比, 深部调剖技术具有实现流体的深部转向, 调整注采矛盾, 扩大注入水波及体积等优点, 是今后中高含水开发期油田改善开发效果和提高采收率的一项重要技术, 也是目前调剖技术发展的一个新方向。

摘要：针对扶余油田低渗透裂缝发育油藏进入高含水开发阶段, 无效水循环严重, 开发矛盾突出, 通过细分层注水、强化注水调控、找堵水、调剖等方面做了诸多工作, 但无效水循环问题仍没根本解决, 为解决无效水循环, 提高油田注水开发效果, 开展深部调驱试验。本文就深部调驱试验的的技术思路、技术特点和关键技术进行了系统研究, 对调驱剂优选、方案设计、施工工艺等进行了详细阐述, 从而为提高低渗油藏采收率提供技术支撑。

关键词：低渗透油藏,非均质,采收率,深部调驱,无效水循环

参考文献

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低渗透油藏CO2驱篇7

1 渗流方式

菱形反九点注水渗流形式为平面径向流, 其低渗透油藏油井产量公式为:

当由菱形反九点转为沿裂缝注水向裂缝两侧驱油的线状注水后, 渗流形式变为平面平行流动, 其油井产量公式为:

式中1Q、Q2为菱形反九点注水、线状注水油井日产量, t/d;Kp为平面平行流综合渗透率, 1100--33µm2;Km、Kf为基质、裂缝渗透率, 100--3µm2;Rr、Rw为供给半径和井径, m;HP、fP为注水井、油井流动压力M P a;λJ、λP为启动压力梯度, Mpa/m.µ为原油粘度, mPa·s;h为有效厚度, m;F为截面积, m;L为长度, m。

由 (1) 、 (2) 式可见, 由菱形反九点注水转成线状注水其渗流方式由平面径向流转为平面平行流, 流体综合渗透率由以裂缝渗透率为主变为以储层基质渗透率为主, 并且注水开发中降低了油水运动的不均匀性, 从而增加了注水波及体积 (图1, 图2) 。

2 水驱规律

2.1 降低平面非均质性, 增加水驱波及系数

井网调整后水驱前缘重新分布, 改变了原井网的水驱模式, 水驱波及范围增大, 图 (3、4) 。

2.2 提高注采强度, 均衡油藏压力分布

转注后侧向井压力上升, 压力保持水平由转注前的88.5%上升到97.7%, 高含水井转注后, 调整了压力场变化, 地层压力分布均衡, 区块平均压力回升。

2.3 改善水驱效果, 提高最终采收率

转注后提高了水驱控制程度和采油速度, 延缓了含水上升速度, 原角井周围的剩余油得到有效动用。调整后生产30年可提高采出程度1.35%。

3 调整时机

应用机理模型进行调整时机研究, 主向井分别选择含水40%、50%、60%、70%、80%。含水60%～80%调整后, 有效提高了油藏采收率。储层物性越差, 转注效果越好;物性较好排距较小时, 转注后导致侧向含水上升过快, 主向井不适合于转注。

4 结论

(1) 主向井转注后改变了流线方向, 扩大了注水井排两侧注入水波及体积, 水驱可采储量提高, 剩余油富集主要分布在转注井一侧;