低渗透砂岩油藏渗流机理研究.ppt

,低渗透砂岩油藏渗流机理研究,一、前言二、单相渗流启动压力梯度研究三、油水两相启动压力梯度研究四、数值模拟中的启动压力梯度五、低渗透砂岩油藏的合理开发,低渗透砂岩油藏渗流机理研究,(一).低渗油田分类标准,低渗油田概述,注：有些国家如前苏联以渗透率小于100md为划分低渗油田标准,低渗油田概述,(二).低渗油田储量分布,全国陆上动用的石油地质储量中,低渗透油层储量占11%左右;在探明未动用的石油地质储量中,低渗透油层储量占50%以上;在近几年探明的石油地质储量中,低渗透油层储量占60%以上。,国内探明低渗透地质储量52.1亿吨，占26.1,国内已动用地质储量26.7亿吨，占25.5,目前全国低渗透探明储量52.1 108t,动用地质储量近26 108t,动用程度近52%。,低渗透油藏开发现状,表1 19972001年中油股份公司探明储量表,5.2,43.1,36.2,15.5,埋藏深度 m,百分比%,埋 深,岩 性,20%,一般低渗透10-50md,各类储量分布,低渗透油藏地质特点（一）,储层物性差、渗透率低，原生孔隙度低，孔隙结构复杂，分选差，胶结物含量高；砂泥岩层交互，粘土含量高，非均质性严重；束缚水饱和度高，原油物性好；毛管力对渗流有明显影响；具有非达西流特征；,低渗透油藏地质特点（二）,启动压力随渗透率的降低而增大；采收率随渗透率的降低而降低；存在天然裂缝，在一定压力下张开，加剧地层非均质性；采油速度低（1.5%）；储层水动力连通性差，单井控制的泄油面积小。,breakthrough direction,安塞油田坪桥区井位图,裂缝导致方向性见水,常规油藏,注水井,采油井,低渗油藏,注水井,采油井,由于渗透率低和启动压力的作用，导致注采井间无法建立有效的水动力系统，致使注水压力上升，采油井压力下降注不进、采不出！,开采过程中的地层伤害,地层物性的应力敏感性伤害：地层渗透率、孔隙度、压缩系数等随地层压力的降低而降低！压裂过程中的伤害：压裂液对地层、填砂裂缝的伤害,低渗油田渗流特征,低渗油田渗流特征,v,gradP,渗流速度与压力梯度关系,启动压力梯度存在原因：孔喉细小、比表面积和原油边界层厚度大、贾敏效应和表面分子力作用强烈。,一、前言,一、前言二、单相渗流启动压力梯度研究三、油水两相启动压力梯度研究四、数值模拟中的启动压力梯度五、低渗透砂岩油藏的合理开发,低渗透砂岩油藏渗流机理研究,1、研究现状及方法2、低渗透油藏单相渗流特征3、启动压力梯度表达式4、流态判定图版,二、单相渗流启动压力梯度研究,低渗透砂岩油藏非达西渗流启动压力梯度是个复杂的多影响因素参数，它与岩心的孔隙结构、流体性质、流体在多孔介质中的渗流速度有关。,西安石油学院阮敏、何秋轩运用因次分析方法引入一个综合判定依据压力数。研究认为：当压力数大于5时，低渗透多孔介质中渗流呈现非达西流特征，当压力数小于2时，渗流呈现达西流特征。在25之间的渗流未能作出分析。,大庆勘探开发研究院肖鲁川等通过毛管束模型描述了流体边界层厚度随压力梯度的变化规律，由此建立了描述低渗透油层非达西渗流特征的经验方程。,北京石油大学姚约东等通过因次分析方法引入了判定流态的雷诺数，雷诺数中包含岩心的孔隙度、比面积、边界层厚度，流体的粘度、渗流速度等参数。,上述研究基本都集中在理论研究方面，相关参数难以求得，不利于实际应用。,二、单相渗流启动压力梯度研究,1）研究现状及方法,目前，国内对单相渗流的启动压力梯度的产生及作用机理已取得共识，这里不再重复。我们把重点放在启动压力梯度的规律性研究及量化方面。,胜利油田地质院通过科学的样品设计和大量的实验，寻求启动压力梯度与空气渗透率、流体粘度和驱替压力梯度的宏观规律，进而研究了低速非达西渗流的数学描述方程。,二、单相渗流启动压力梯度研究,1）研究现状及方法,1）研究现状及方法,样品均取自胜利油田不同区块共58块。分成了4个渗透率级别(0.1l、15、510、105010-3 m2)，并按照3种实验流体粘度(1.15mPas、5.39mPas、15.71mPas)把这些样品分成了3组进行实验研究。,二、单相渗流启动压力梯度研究,m=1.15,m=5.39,m=15.71,(1)渗流曲线随岩心渗透率不同及流体性质不同而发生变化。即岩心渗透率越低，渗流曲线越偏向横坐标；岩心渗透率越高，渗流曲线越偏向纵坐标。,2）低速非达西渗流曲线特征,二、单相渗流启动压力梯度研究,驱替压力梯度,渗流速度,m=1.15,m=5.39,m=15.71,2）低速非达西渗流曲线特征,(2)岩心渗透率越低，渗流曲线非线性段延伸越长。,二、单相渗流启动压力梯度研究,m=1.15,m=5.39,m=15.71,2）低速非达西渗流曲线特征,(3)渗流曲线随岩心渗透率有序分布。(4)渗流曲线直线段的延长线与压力梯度相交于某点而不经过坐标原点。,二、单相渗流启动压力梯度研究,二、单相渗流启动压力梯度研究,3）启动压力梯度表达式,数学处理,二次函数曲线上的任意一点切线表达式为：,渗流速度与驱替压力梯度的二次函数关系式：,曲线上的任意一点又遵循低速非达西渗流公式：,二、单相渗流启动压力梯度研究,3）启动压力梯度表达式,表观渗透率与空气渗透率、流体粘度以及驱替压力梯度的关系。,启动压力梯度与空气渗透率、驱替压力梯度以及流体粘度的关系。,二、单相渗流启动压力梯度研究,3）启动压力梯度表达式,引入岩心的拟流度参数，拟流度为该岩心的绝对渗透率（空气渗透率）与通过它的流体粘度之比。,建立切线因子a、b、c与拟流度的函数关系。,二、单相渗流启动压力梯度研究,3）启动压力梯度表达式,二、单相渗流启动压力梯度研究,3）启动压力梯度表达式,启动压力梯度与空气渗透率、驱替压力梯度和流体粘度的关系表达式。,二、单相渗流启动压力梯度研究,3）启动压力梯度表达式,该公式适用于一定的渗流条件下的，即最小和临界驱替压力梯度区间：,二、单相渗流启动压力梯度研究,3）启动压力梯度表达式,根据最小和临界驱替压力梯度与空气渗透率以及流体粘度的关系，绘制应用图版。,4）流态判定图版,低渗透砂岩油藏渗流流态判断图版,二、单相渗流启动压力梯度研究,300m井距驱替压力2.3Mpa（mo=1mpa.s),300m井距驱替压力7.9Mpa（mo=1mpa.s),一、前言二、单相渗流启动压力梯度研究三、油水两相启动压力梯度研究四、数值模拟中的启动压力梯度五、低渗透砂岩油藏的合理开发,低渗透砂岩油藏渗流机理研究,1、研究现状及方法2、两相启动压力梯度规律研究3、两相启动压力梯度机理研究,三、油水两相启动压力梯度研究,1、研究现状及方法,研究现状,目前国内对单相启动压力梯度的研究开展的较多，机理认识比较清楚。但油水两相启动压力实验研究在国内开展的很少。其中重要的原因是该项研究对设备要求高，实验周期长，工作量大。,研究方法,1、研究现状及方法,模拟不同饱和度下的油水共渗状态,实验现象,实验结果,机理解释,规律认识,1、研究现状及方法2、两相启动压力梯度规律研究3、两相启动压力梯度机理研究,三、油水两相启动压力梯度研究,2、两相启动压力梯度规律研究,实验得到了不同空气渗透率的样品在5种含水饱和度下的油水两相最小启动压力梯度值。,建立油水两相渗流在不同含水饱和度下的最小启动压力梯度与样品空气渗透率关系曲线。,不同含水饱和度的两相最小启动压力梯度与空气渗透率呈幂函数关系。,2、两相启动压力梯度规律研究,油水两相渗流在不同含水饱和度下的最小启动压力梯度与样品空气渗透率关系。,最小启动压力梯度随含水饱和度的增加而逐渐减小。,2、两相启动压力梯度规律研究,油水两相渗流在不同含水饱和度下的最小启动压力梯度与样品空气渗透率关系。,单相启动压力梯度明显小于两相启动压力梯度。,2、两相启动压力梯度规律研究,2、两相启动压力梯度规律研究,1、研究现状及方法2、两相启动压力梯度规律研究3、两相启动压力梯度机理研究,三、油水两相启动压力梯度研究,3、两相启动压力梯度机理研究,低渗透油藏油水两相启动压力梯度的组成。,油水两相启动压力梯度包含两个部分。一部分由于流体与孔隙介质表面作用产生的粘滞阻力，另一部分由两种流体间的相互作用产生的毛管阻力。,流体粘度,渗流速度,界面张力,驱替压差,界面张力对油水两相启动压力梯度的影响机理,压力波动现象：,3、两相启动压力梯度机理研究,油,水,压力波动幅度随岩心空气渗透率和岩心长度不同而各异,3、两相启动压力梯度机理研究,四、两相启动压力梯度机理研究,压力波动幅度随岩心空气渗透率的大小和长度不同而各异,四、两相启动压力梯度机理研究,压力波动机理：在单相渗流实验中不存在压力波动现象，说明压力波动是由于油水两相共存造成的。当油和水一起进入岩心后，并不是油走油路、水走水路，而是油水使用共同的孔隙和喉道。由于贾敏效应等作用，非连续的油滴由孔隙通过喉道时受阻，驱替压力增大，而当油滴通过后压力会降低。这就是发生压力波动的原因。岩心渗透率越低，小喉道占的比例越大，贾敏效应越强烈，压力波动的幅度就越大。岩心长度越短，各喉道阻力中和的可能性就越小，压力波动的幅度就越大。,四、两相启动压力梯度机理研究,降低界面张力的实验研究：采用在水中加入NaOH溶液的方法来降低油水界面张力。将两种油水在相同条件下对比其压力波动程度。,四、两相启动压力梯度机理研究,当把油水界面张力降低后，压力波动幅度明显减小。说明界面张力的降低减小了贾敏效应作用。,从压力的绝对大小来说，驱替压力降低不大。当界面张力降低一个数量级时，驱替压力平均值从0.208降至0.117MPa。这说明油水两相共存时，不光有贾敏效应起作用，还有其它的作用机理存在，由于界面张力并没有完全消除，因此造成压力绝对值减小幅度不大。这种作用机理有待于进一步研究。,四、两相启动压力梯度机理研究,由于多数添加剂、表面活性剂容易造成孔道的阻塞，因此，实验并未将油水界面张力降低到10-2，甚至更低的条件下进行。但是，就本次实验中界面张力降低一个数量级后，驱替压力平均值从0.208降至0.117MPa的结果可以推断：只降低两相的界面张力但流体还是以两相存在时，只是一个量变过程，启动压力梯度降低不大。只有将两相混相成为一相，量变发生质变，才能大幅度降低启动压力梯度。,一、研究目的二、单相渗流启动压力梯度研究三、油水两相启动压力梯度研究,低渗透砂岩油藏渗流机理研究,一、前言二、单相渗流启动压力梯度研究三、油水两相启动压力梯度研究四、数值模拟中的启动压力梯度五、低渗透砂岩油藏的合理开发,低渗透砂岩油藏渗流机理研究,启动压力梯度计算,启动压力梯度在地层中并不是一个常数，它本身是地层渗透率和含水饱和度的函数。在测定启动压力梯度时，首先要测定一种流体在不同渗透率的岩样中的启动压力梯度。,G为原油在束缚水饱和度下不同渗透率岩样中的启动压力梯度；K为渗透率；A为常数；Swc为束缚水饱和度;no为岩心中只有原油流动时由实验得到的幂指数。,(1),式中：G为地层水在残余油饱和度下不同渗透率岩样中的启动压力梯度；B为常数；Sor为残余油饱和度；nw为流体是地层水时由实验得到的幂指数。,给定一个基准地层渗透率K0，有（1）（2）式分别得到只有原油和地层水流动时不同渗透率下的启动压力分布：,(2),然后测定在不同含水饱和度时启动压力梯度的变换规律。根据实验得到的结果，启动压力梯度随含水饱和度的变化接近线性关系，因此，基准渗透率下的启动压力梯度随SW的变化可以由下式给出,这样可以得到启动压力梯度随渗透率和含水饱和度变化的关系式,低渗油田渗流特征,值得注意的是，利用室内试验测定启动压力梯度是一项非常精细而繁重的实验工作，特别是no、nw的确定比较困难。另一方面，也通过油田的测试数据确定启动压力梯度，可以测量采油指数曲线或者吸水指数曲线，将曲线延长与压差坐标轴交点的值即为启动压差。若获得启动压力梯度的难度大，可以将no、nw作为可以调整的参数，通过拟合的方法确定。,低渗油田渗流特征,启动压力经验公式,油层性质：渗透率：29.6mDC,孔隙度：16.7%；原始地层压力：14.48Pa；地下原油粘度：2.9mPaS；地层温度：49.1。,（马岭层状低渗透砂岩油藏）,一、前言二、单相渗流启动压力梯度研究三、油水两相启动压力梯度研究四、数值模拟中的启动压力梯度五、低渗透砂岩油藏的合理开发,低渗透砂岩油藏渗流机理研究,通过对启动压力梯度影响因素及影响机理的实验研究，从理论上浅谈低渗透油藏的开发的改善措施。,一、低渗透油田国内外开发技术,二、长庆油田开发技术政策研究,一、低渗透油田国内外开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,（一）注水时机,前 苏联,早期注水,美国,晚期注水,在饱和压力附近，地下原油流动条件最好；,对地下油层特征认识较清楚，开发较主动；,保持地层压力，可以获得较长时期的高产稳产，从而缩短开采年限。,有利于早日收回投资,上覆压力与岩心渗透率和孔隙度关系曲线（榆树林油田）,地质特点：构造岩性油藏，砂体规模小，分布零散，油层薄，渗透率低，天然能量不足。,大庆永乐油田肇291地区超前注水实例,目的：为提高开发效果，摸索经验，在整个区块实现同步注水的基础上，在州184井区进行超前两个月注水的试验，经过一年的生产证明，超前注水取得了较好的开发效果。,(1)州184投产初期产量较高，采油强度大，虽有产量递减过程，但递减幅度不大。,(2)州184油井受效后，单井产量的恢复程度较高。,油井产油量对比表,(3)超前注水时间越长，前几年的累积产量越高，越有利于早日收回投资。,长庆某低地饱压差、低压低渗透油藏不同注水时间时的开发效果。可以看出：对于低压低渗透油藏，可以利用超前注水的开发方式。1、采用超前注水的开发方式可以使油田在高于地层压力的条件下开发，提高最终采收率。,2、若采取滞后注水，由于地层渗透率低，生产井附近压力消耗大，生产不长时间之后，地层压力降低到饱和压力以下，使地层油的物性变差。3、当油田采用先注后采方式时，由于地层压力的保持与恢复，可抑制原油中溶解气的脱出，避免形成“气锁”，有利于提高产量。,4、当一个特低渗透油藏采用滞后注水方式时，采油井首先采油，主要是较高渗透层段供液，由于特低渗透油层的渗流阻力大、供液能力差、能量消耗快，使较高渗透层段的压力降落较大。当注水井投注之后，注入水将沿渗流阻力小的较高渗透层段突进，再加上较高渗透层段较大的压力降落，更加剧了注入水沿较高渗透层段的突进，使注人水的平面波及系数减小。如果油田采用先注后采方式，由于油田在未投入开发前地层处于原始的平衡状态，各点处的原始地层压力基本保持一致。此时，注水井投注时，由于均衡的地层压力作用，注入水在地层中将均匀推进，从而有效地提高了注入水的有效波及体积。5、长庆油田已经利用超前注水方式取得了较好的效果。,一、低渗透油田国内外开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,目前低渗透油田普遍存在着注水井蹩成高压区，注不进水；采油井降为低压区，采不出油，油田生产形势被动，甚至走向瘫痪。解决这一矛盾的重点是适当缩小井距，合理增大井网密度。只有这样才能建立起有效的驱动体系，使油井见到注水效果，保持产量稳定和提高采收率。,(二)井距优化,低渗透油田井网密度与采收率关系计算表,国内外研究、试验都已证明，油田采收率与井距和井网密度有密切关系。例如根据我国实际资料归纳出来的经验公式计算，低渗透油田井网密为5口/km2时，采收率只有5.3%；井网密度加大到20口/km2时，采收率可以达到24.2%。,前苏联季雅舍夫等人在分析整理罗马什金油田的大量开发资料后,R=171.8+0.5K,油井的泄油半径与油层渗透率的关系式,R油井的泄油半径（m）K油层的有效渗透率（10-3um2）,式中,渗透率为120md的深层低渗透油藏,井距宜加密到250米左右。,多林纳油田维果德油藏,开发初期,以不小于250m的井距钻加密井是经济的。,井网,三角形,井距,300m,井网密度,6口/km2,由于非均质严重,造成各部分开发很不均匀,井网密度14.3口/km2,共钻加密井51口,问题,技术经济评价,做法,效果,150万吨,年产油量,69万吨,井距在250米以上,井距增至220米,不存在干扰,井间干扰明显减弱,井间干扰大,动采分析,井距155米以下,埋深24003000m平均渗透率5.5md,开发存在的主要问题：1井距大，为400-450米2层系划分粗：划分为2套开发层系，每套层系含油小层达22个，含油井段达250米。3.注不进、采不出，采油速度0.3%,面积：4.5Km2储量：368104t油藏埋深:2900-3400m储层渗透率:15-32 md储层有效厚度：35.7m,小井距逐层上返中原文33沙三上,文33沙三上构造井位图,文33逐层上返先导试验区,试验方式:小井距（200-250m）,密井网,强注强采,一套井网,多套层系（细分为四套层系）,逐层高速开发.,试验目的:主要解决深层低渗透层间矛盾突出和钻井成本高的问题，寻求这类油藏开发的有效途径.,采出程度%,文33块沙三上采油速度采出程度关系曲线,水驱控制储量提高49%,可采储量增加23104t，提高采收率10个百分点。,采油速度%,三、低渗透油田国内外开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,国外主张“稀井网、强驱油”，达到这一目的的最佳技术是水平井、分支井。,国内主张“密井网、强驱油”，主张用正方形井网、矩形井网、菱形井网等。,裂缝性油藏扶余油田、朝阳、新立、朝阳沟、新民、头台油田井网部署图,注采方向与裂缝走向成-900菱形井网图,a.由于注采井同处在主裂缝走向上，注采井与裂缝走向成一定夹角，无裂缝沟通，虽然注水井排与最近的采油井垂直距离较短，极大地减小了水淹井，能有效地避免因油井水淹而出现的严重后果。,b.由于缩小了排距，油井易于受注水，使油井地层压力保持较高的水平。同时，由于注采井直线距离比较长，没有裂缝沟通，所以虽然受效，但不会造成水淹。,c.由于油井受两口注水井驱油，先是受最近注水井的驱动，可使油井稳产，之后又受较远注水井的驱动，使油井较反九点井网油井稳产时间长。,菱形井网的优点,d.油井多、水井少，它特别适合裂缝性油藏水平一般吸水能力强，不需要更多的注水井,e.若加密油井可以最大限度减少死油区，如在油井排间加密一排油井，加密后注采井数比为1：3。对于裂缝性油藏这一注采井数比能满足注水要求。,菱形井网的优点,一、低渗透油田国内外开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,油田名,渗透率,采收率增加值,缔拉瓦拉油田（澳）,布里杰湖油田（美）,1-15 10-3m2,7.9 10-3m2,20%,17.4%,国外天然气资源丰富，采用烃类混相驱开发取得较高采收率。,20%,26%,注水采收率,最终采收率,40%,43.4%,东北帕迪斯格林油田(美）,2460-3060 m,油田名,渗透率,注水采收率,小溪油田（美）,33 10-3m2,45%,油藏埋深,注CO2采收率,25.3%,3280 m,0.98.910-3um2,11%,35%,混相驱,最终采收率,70.3%,46%,非混相驱,注CO2,高峰日增油为2.8万桶,美国实施氮气驱现状,注N2,美国实施N2驱的几个成功方案,美国N2驱实例_福多契(Fordoche)油田,异常高压油气藏,W-8和W-12油藏注气量曲线,W-8和W-12油藏产油量曲线,中石油开展了：,葡北油田注烃混相驱，塔中注烃非混相驱，牙哈、塔西南柯克亚、大港大张坨凝析气田回注干气，大庆、吉林、辽河等开展了CO2、N2和天然气驱开发低渗透油田。,中石化开展了：,江苏、江汉、中原、胜利和滇黔桂等开展了天然气、CO2、N2和空气驱等多种矿场试验。,国内注气情况,973“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”2006年立项,CO2驱的主要技术进步：“气藏表征”的改善；CO2段塞尺寸的增加；水平井、四维地震和层析成像测井有限地应用；膜分离CO2技术已趋成熟,低渗透油藏注气提高采收率具体建议技术,（在此着重介绍注N2气驱及CO2单井吞吐）,N2混相驱和非混相驱,自20世纪60年代以来，人们逐渐地把气源扩展到非烃类气体，效果最好的是CO2，但N2（或烟道气）以其广泛的来源和低廉的价格越来越受到人们的重视。,N2作为驱替剂的特点：,惰性气体，不需防腐；密度小于油藏气，粘度则与气顶气接近，适合于顶部注气驱油；偏差系数比气顶气、烟道气和CO2都大，不溶于水，较少溶于油，具有良好的膨胀性，弹性能量大，有利于气顶油藏气顶注N2;能抽提（蒸发）原油中的轻烃和中间组分，有利于轻质油油藏、挥发性油藏和凝析气藏注N2以混相或非混相蒸发气驱开采原油，已形成一套制N2注N2脱N2的工业化流程与配套设备。,烟道气主要成分是N2（8085%）和CO2（1015%）。驱油机理与N2的驱油机理相似，但因含有CO2，在驱油过程中能起到一定的溶解降粘、改善原油流动性的作用。缺点：具有一定腐蚀性。,注N2驱类型：,多次接触混相驱（包括驱赶CO2、富烃气驱）；多次接触非混相或近混相驱；循环注N2以保持油藏压力;重力驱。,混相驱或非混相驱适用于油层物性较差、原油中有一定溶解气、原油相对密度在0.83480.7753（3851API）范围的埋藏较深的轻质油藏。循环注气保持油藏压力适于注水效果差、低孔低渗，原油相对密度在0.87080.7389（3160API）范围的埋藏较浅的油藏。重力驱适合于油层物性好、埋藏较深、闭合高度大的盐丘、礁块或背斜油藏。,N2驱筛选标准：,含油饱和度30%PV；储层为砂岩或碳酸盐岩；厚度薄有利；渗透率无限制；5.深度大于1371.6m（4500ft）；6.地层温度无限制,7.陡峭的倾斜油藏；8.原油相对密度35 API）；9.原油粘度 10mPa.s；10.原油组成富含C1C7。,可放宽到：原油相对密度35 API）；地层温度100；埋藏深度1500m。,特别推荐几种N2驱类型：,注N2推动易混相气体段塞的混相驱,注N2混相驱要求的条件较高，混相压力高，要求原油中间烃含量高，实施难度较大，适用范围较窄。可通过注N2和烃类气体段塞混相驱来提高采收率。如果易混相气体段塞的尺寸选择合理，则比连续注N2经济效益更好。,2000年SPE62547文章介绍一个块状裂缝性碳酸盐岩水驱挥发性油藏注N2推动富含C2C6产出气段塞高压混相驱先导试验的成功做法。石油地质储量19.08108m3，一次采油仅采出了原油1.908108m3，产出气中富含C2 C6，初始含量0.28390.5679m3/m3。1994年着手先导试验3年。在注N2前注10%PV富含C2C6的产出气段塞，混相压力降到22.048MPa。,2.重力稳定驱,对倾斜的、垂向渗透率较高的地层，在含油气构造顶部注气。重力稳定驱必须要求油层具有足够高的垂向渗透率，且注入速度小于临界速度。,3.保持地层压力,注N2的目的是使油气藏的压力保持在露点或泡点压力之上。,单井CO2吞吐采油,1.CO2基本性质和增产原理,1）CO2易溶于油，可以：增大原油体积；降低原油粘度；改善毛细管渗吸作用。,2）CO2溶于水，可以：提高水的粘度；CO2水溶液与碳酸盐岩石起反应，提高储层的渗透性能；降低油水界面张力。,3）萃取原油中C2C30烃类。,4）改善油水相对渗透率，降低最终残余油饱和度。,5）CO2具有与原油混相的能力。,6）注入碳酸水，可使含水带前缘形成和保持CO2游离气带。,7）CO2密度为空气的1.53倍。压力 2.017 Mpa，温度低于 17时以液态存在。CO2临界温度 31，临界压力7.399MPa。CO2的偏差系数受压力和温度影响较大。CO2局部溶于水，易溶于原油。,CO2吞吐又称循环注CO2 或CO2增产措施。它起源于注蒸汽单井吞吐。,开采机理主要是：1）降粘，如果原油粘度降低50%，产量约提高一倍；2）膨胀，CO2 注入油后体积可增加0.50.7倍，增加储集空间含油饱和度；3）解堵，CO2溶于水产生H2CO3，溶解某些胶结物；4）降低界面张力；5）轻质油藏CO2汽化中间烃和C7+组分，在近混相过程中完成吞吐过程。,2.备选油藏的筛选和油藏参数的作用,影响CO2吞吐过程的两类变量。,a)操作变量，是可控变量。,b)油藏变量，是自然因素。包括：油藏压力和原油粘度；原油密度；当前原油饱和度；初始含气饱和度；地层渗透率；润湿性。,重要的操作变量：作业压力；CO2注入量；油井开井时的井底回压；循环次数（周期）；焖井（浸泡）时间。,作业压力或注入速度-高的作业压力使更多的CO2溶于油中，降低原油粘度。应以可能的最快速度注入。根据油藏条件，在较高的地层压力下处理半径可扩大些，在较低压力环境下，选择较小的处理半径。也有研究者认为：很高或很低流动速度均使总采收率和气体利用率变差。,CO2注入体积-用每 ft 净产层注入CO2 106 scf表示措施注入量。一般为：10.1018.3 m3/m（0.110.2 103 scf/ft）。,回压也是关键参数之一。,浸泡期-23周或更长的浸泡期可采出一样或更多的原油。有人在评价106口单井施工资料后认为有一个最佳浸泡期。,循环周期数-第一个循环总是最好的。有利的循环周期数平均为35次。,3.单井注混合气吞吐过程值得重视,4.我国注CO2单井吞吐现场试验简介,1994年后，吉林油田到1998年，对144口井实施了CO2吞吐试验，平均 1 t CO2 换 3.3 t 原油；对119口井开展了CO2 泡沫压裂，平均 1 t CO2 增油 8.6 t。还开展了水井降压增注，注水井CO2段塞水气交替注入等工艺技术措施。,江苏油田开展了CO2吞吐和驱替试验、CO2 酸化试验。,江汉油田积极开展了注 N2 单井吞吐和驱替试验。,中原油田也积极地开展单井吞吐和准备驱替试验，并回收了石化厂排放的CO2。,此外，大庆、辽河、胜利、吐哈等都开展了这方面的现场试验，吐哈还开展了油井混气（液N2）压裂或酸化试验。,注气配套技术研究 机理和数值模拟技术 注入工艺 动态监测 防气窜 及室内评价技术研究,当前主要要搞好：,一、低渗透油田国内外开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,钻遇更多天然裂缝,大幅度增加泄油面积，提高单井产油量,增加可采储量、提高油藏最终采收率,水平井的优点,生产压差小,匈牙利奥尔哲油田AP-13油藏为奥尔哲油田最大的低渗透浊积砂岩油藏,利用水平井开发取得好效果。,老油田利用水平井降低井筒周围的压降,国内外低渗透油田水平井在不同类型油藏的应用实例,天然能量开发阶段(19781986),注水开发阶段(19871992),利用水平井 开发阶段（19931997）,阶段末采出程度 8.5,阶段末采出程度12.2,阶段末采出程度20.9,注水阻止了压力进一步下降，但压力仍然保持在较低水平，不足以改善区块的开发效果，平均单井日产油313方。,考虑到水平井能降低井筒周围的压降，19931997年在该油藏共钻水平井12口，全部为利用报废井的侧钻水平井，单井初产油70方。,水平井与直井单井测试资料对比,水平井多段压裂开发特低渗透砂岩油藏,大庆长垣外围低渗透油田扶、杨油层平均空气渗透率只有1510-3m2，个别达1010-3m2，属于特低渗透储层，油井自然产能很低，不经压裂得不到较理想的产量。在投产扶、杨油层的4口水平井中，通过水平井多段压裂，取得了较好的开发效果。,阿曼Saih Rawl油田的低渗透Shuaiba油藏采用多分支井注水开发获得成功。,Saih Rawl Shuaiba不同时期的原油产量。油田发现于1971年，但直到20世纪90年代才正式投入商业生产。,目前，该油田的注水井网中已经使用了高达7个分支的多分支井。储层中的单井裸眼总长度达到了11km。到2001年中期为止，已钻了166km生产裸眼井段和107km注入裸眼井段，有167个水平井眼，产油量高达9000m3/d。最初的生产井段与注入井段之间的距离为250m，现已逐渐减小到60m，但仍满足经济标准，真正实现了“稀井网、强驱油”。,一、低渗透油田国内外开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,(六)油层保护技术,1.确定合理生产压差，以免破坏储层孔隙结构,2.针对敏感性特点，确定适合的注入水水质和注水强度,3.完善措施作业工艺，降低油层伤害,4.积极采取油层解堵措施，改善油层渗流能力,一、低渗透油田国内外开发技术,二、长庆油田开发技术政策研究,储量状况,探明：144654.43万吨,长庆油田开发技术政策研究,长庆油田开发技术政策,一、研究思路,地层压力,井底流压,生产压差,注水强度,考虑启动压力梯度,考虑应力敏感性,以优化理论为基础，应用多因素分析方法,确定合理注采参数,基于非达西渗流理论,矿场研究,理论研究,数值模拟,二、研究方法,合理的注水强度既要考虑裂缝开启压力和地层破裂压力下允许的最大注入压力，防止油井裂缝性见水和水淹，同时要考虑有效克服启动压力梯度，提高单井产量。,考虑启动压力梯度影响，合理注水井注水强度公式为：,1、合理注水强度确定方法,（一）理论计算方法,积分上式可以得到：,将油井井底附近视为油气两相渗流和单相渗流结合区，并考虑启动压力梯度的达西定律的积分形式：,2、合理压差确定方法,根据油层深度、泵深、不同含水条件下保证泵效所要求的泵口压力确定最小合理流压。泵效与泵口压力具有如下关系：,3、合理流压,方法一：利用泵效确定,最小合理井底流压Pwf,方法二：考虑应力敏感性,根据达西定律，在地层压力一定的情况下，随着流压的降低，生产压差增大，产量增大；但同时，当考虑地层应力敏感性时，地层附近由于流压降低，K下降，产量下降，因此可以确定一个合理的井底流压。P，Q K，o，Q,在储层、井网和地层压力（Pe)一定的情况下，Q受G、K、Pwf影响，而井底流压Pwf对、K有影响，K对G又有影响。,寻找平衡点,Pb,岩心应力敏感系数b与岩心初始渗透率K*为乘幂关系，它们在双对数坐标下呈线性关系；岩心渗透率越小，对应的应力敏感系数就越大；,根据应力敏感系数与初始渗透率的关系式，确定特定储层渗透率下的应力敏感系数。,b=0.1531K-0.515R2=0.8535,b=0.1531K-0.515R2=0.8535,第一步：计算应力敏感系数,第三步：计算启动压力梯度,渗透率越低，启动压力梯度越大，由于井底流压的降低，井筒周围由于应力敏感性导致渗透率下降，根据启动压力梯度和渗透率的关系，可以确定该渗透率下的启动压力梯度。,第二步：根据应力敏感系数与压力和渗透率的关系可以确定不同流压下的渗透率。,第四步：计算原油粘度,根据PVT测试资料，当压力大于饱和压力时，随着压力降低，原油粘度下降但幅度较小；当压力小于饱和压力时，随着压力降低，原油粘度呈指数上升。,第五步：计算合理流压,根据以上确定的渗透率、启动压力梯度值和原油粘度，就可以确定产量和流压的关系，从而确定合理流压。,方法一与方法二结合注采实际对比确定合理流压值,Q K.Pwf.G.o,(二)矿场分析方法,含水与注水强度、压力系统的关系图版；递减与注水强度、压力系统的关系图版；压力系统与产量的关系图版。,(三)数值模拟方法,在建立地质模型的基础上，利用数值模拟软件确定合理的开发技术政策！,