毕业设计论文二氧化碳驱油技术研究

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1、摘 要通过对芳 48 注气驱油试验区的原油及注入气的高压物性试验，掌握试验区原油及注入气的物性，油藏烃类的组成的基础上，通过大量实验现象和数据，分析了气驱油原理，通过岩心驱油实验确定了特低渗透油藏气驱油，水驱油渗流规律和油气，油水相对渗透率曲线通过长岩心实验得出了气驱，吞吐，水驱转气驱等不同注气方式的驱油效率和注入能力；研究了注气机理及影响气驱效果的因素，掌握了特低渗透率油藏的开发特点及采油生产规律。研究表明，对于像芳 48 试验区这样的特低渗透率油藏，因地层油相对密度较高，油中含轻组分和中间组分较少，注 CO2能实现混相驱油。可以通过注 CO2驱油提高油藏的采收率并通过合理的设计和精细的经济

2、预算，便可以取得较好的经济效益。关键词：注气开发；特低渗透油藏；二氧化碳AbstractAccording to the crude oil and injection gass high pressure physics experiment in Fang 48 pilot,we know the crane oil and injection gass physics.On the Reservoir hydrocanbons base,a lot of experiment phenomenon and data, has analyzed when the gas oil displ

3、acement in the oil layer, it appears gas oil displacement principle, through the core sample drove oil experiment to determine the especially low seepage oil reservoir gas displacement oil ,water-oil displacement transfusion rule and oil gas and oil water relative permeability curve. through the lon

4、g core sample experiment, It can reach a conclusion which contains the different gas injection way of water driven, injection gas and so on of oil efficiency and the injectivity ; Has studied the gas injection mechanism and the factor of influence gas driven effect, has grasped the special low perme

5、ability oil reservoir development characteristic and the production rule. The research indicated that regarding to the Fang 48 pilot areas which is such special low permeability oil reservoir, Because the initial oil in place relative density is high, in the oil the light component and among the com

6、ponent are few,CO2 injection can realize the miscible displacement oil. May through CO2 injection to drive oil to enhance the recovery of the oil reservoir and through the reasonable design and the fine economical budget, then may obtain the good economic efficiency. Key words: Gas injection develop

7、ment；Especially low permeability oil reservoir目目 录录第第 1 1 章章 概概 述述.1第第 2 2 章章 低渗透油藏注气开发实践调研总结低渗透油藏注气开发实践调研总结.42.1 国外低渗透油田注气开发的研究与实践3.42.2 国内低渗透油田注气开发的研究与应用现状4.52.3 注气驱油方式.6第第 3 3 章章 注气采油机理注气采油机理.103.1 二氧化碳驱油 .103.2 气水交替注入驱油机理 .113.3 二氧化碳吞吐机理3.13第第 4 4 章章 固井中的防气窜工艺技术固井中的防气窜工艺技术.144.1 芳 48 断块地质特征.144.

8、2 流体特性.15第五章第五章 注气方式对开发效果的影响注气方式对开发效果的影响.165.1. 实验条件 .165.2. 长岩心气体驱替实验 .165.3.水驱转气驱与气驱转水驱实验.215.4.气体吞吐实验.245. 5 五种注气方式开发效果比较.27结 论.28参考文献.29致 谢.30第 1 章 概 述90 年代以来，低渗透油田的储量增长很快，在总探明储量中所占的比例越来越大，近几年，在当年探明的石油地质储量中，低渗透层储量所占的比例高达60%70%。这表明低渗透油藏将是今后相当一个时期增储上产的主要资源基础，低渗透油田储量的动用和开发已成为我国陆上石油工业稳定发展的重要潜力之一。但低渗

9、透油田的开发比中高渗透油田的开发难度要大得多，存在的问题也多，因此对低渗透油层应加强开采机理的分析研究及加强工艺技术攻关试验。影响低渗透油田开发效果的因素主要有以下几方面1：1、 油层孔喉小，比表面大，渗透率低:低渗透油气田具有储层物性差，非均质性强，平均孔喉半径小，比表面大，毛管压力高，渗透率低等特点。因此低渗透油田的开发不能沿用中高渗透油田开发的传统方法。2、 油层渗流规律不遵循达西定律，具有拟启动压力梯度：由于低渗透油层岩心具有孔喉小，比表面大和油层边界层厚度大以及表面分子力的强烈作用等，使得流体在低渗透岩心中的渗流往往偏离达西定律，即流动速度与压力差关系曲线的直线段的延长线不通过坐标轴

10、的原点，存在拟启动压力梯度。一般来说，渗透率越低，拟启动压力梯度越大。3、 吸水能力小，油井注水开发见效慢：由于低渗透油层渗流阻力大，大部分的能量都消耗在注水井周围，而且由于启动压力梯度高，注水井附近地层压力上升快，因此大部分的低渗透油田的注水井因注水困难而被迫关井或转为间歇注水。4、 弹性能量小，压力和产量下降快：由于低渗透油层的连通性差，渗流阻力大，因此自然生产能力很低，甚至不具有天然生产能力，在消耗完地层的原始能量后，地层压力大幅度下降，产液量急剧降低。5、 油井见水后，产油和产液指数下降快：由于岩石润湿性和油水粘度比等因素影响，油井见水后，采油和采液指数急剧下降，特别是采油指数下降更为

11、明显，油井见水后，含水率急剧上升，这给油田的稳产和增产造成了很大困难。由于低渗透油田的开发存在以上问题，开发难度较大，因此在进行低渗透油田开发前，必须对油层的地质特征和油层物性等有充分的认识，对开发方案进行反复论证，采取相应的增产增注措施，以进一步提高低渗透油田的动用程度。.结合大庆采油八厂宋芳屯油田芳 48 断块的地质特征，研究并测定了大量岩心的油气、油水的相对渗透率曲线，研究了二氧化碳，不同注入压力,不同注气量，不同注入方式等对提高特低渗透率油藏原油采收率的影响。用实验方法预测了注气驱油开发指标。并对 CO2驱油作了效果分析。提出了利用二氧化碳驱对提高该油田的开采效果具有很好的作用，这些研

12、究的开展对提高特低渗透率油田的开发效果具有重要的指导意义。由调研可知,低渗、特低渗透油田只是个相对概念，至今国内外尚无统一、具体的标准和界限,且随时间、资源状况、技术经济条件的变化而变化。有关专家经过系统总结，研究有关划分方法及结果，提出了在现有条件下低渗透油田分类的物性标准，即：第一类：一般低渗透油田 =10.150K3103102m第二类：特低渗透油田 =1.110K3103102m第三类：超低渗透油田 =0.11.0K3103102m低渗透油藏的开发与中高渗油藏开发明显不同的特点主要有两个方面：一是储层物性差，渗流阻力大并存在非达西流，因而产能低，常规方法开采效果差；二是低渗透油田的开发

13、过程与裂缝密切相关，它依靠（天然或人工）裂缝提高储层传导能力，从而提高产能和开发效果，尤其是特低渗透油藏，如果没有裂缝的存在，就没有工业开采价值。同时由于存在有裂缝使低渗透油藏的平面渗透率方向非均质性变得尤为严重，油藏平面（水/气）驱波及系数和开发效果对井网系统的依赖性很强。二十世纪八十年代以来，特别是二十世纪九十年代，国内外尤其是我们国家针对低渗透油田的开发特点和开发过程中存在的一系列问题，各石油研究机构和油田单位对低渗透油田的高效开发配套技术展开了多方位的研究攻关，包括渗流、产能等理论基础研究；裂缝预测、井网优化、注气开发技术和水平井开发技术等新技术、新方法应用基础研究；钻井、完井、压裂等

14、工艺技术研究。注气开采技术始于二十世纪初，美国首先提出并开始了室内研究。经过近一个世纪的发展，许多国家在大量室内实验研究的基础上，已先后进行了现场的工业性试验，并取得了相当辉煌的收效。我国注气开发起步较晚，在二十世纪 60年代中期，首次在大庆油田开始二氧化碳驱室内研究和小规模的矿厂试验，胜利油田等也相继做了一些室内研究工作。大量研究已经证明，对于水驱效果不好的低渗透油田，气驱效果却是相当可观的，我国可应用注气开发技术获得更多的原油产量。大庆外围油田属低产、低渗、低丰度的“三低”油藏，有近t 的储81025. 8量未动用，其中扶杨油层t,占未开发储量的。但是，在已开发的8108 . 30006.

15、46扶杨油层中，油层吸水能力差，注水压力高，注水开发效果差，采收率低。分析国内外低渗透油藏,我们可知大庆外围油田符合低渗透油藏的特点 2:(1)低渗、低孔、自然产能低,常规投产甚至不出油,注水困难;(2)原油粘度低,密度小、性质较好;(3)储层物性差,粒细、分选差、胶结物含量高,后生作用强;(4)油层砂泥岩交互,砂层厚度不稳定,层间非均质性强;(5)油层受岩性控制、水动力联系差,边底水不活跃;(6)流体的流动具有非达西流的特征。在现有的开发条件下，很难获得可观的经济效益，应该探索注气开发的可行性。第 2 章 低渗透油藏注气开发实践调研总结2.1 国外低渗透油田注气开发的研究与实践3在国外对低渗

16、透砂岩油藏注气开发的研究和应用比较早,也比较广泛。仅八十年代以来，国外已有近 100 个低渗透油田不同规模应用了混相段塞方法进行了二、三次采油。目前采用混相驱的国家主要是美国和加拿大，所使用的溶剂，美国主要发展用 CO2和烟道气代替烃气，加拿大混相驱溶剂主要使用液化气、富化气等。目前气驱开发在国外已成为较为成熟的广泛应用的提高采收率方法之一。美国从1984 年到 1998 年 14 年间，气驱增油量逐年上升，从 1984 年的 13198.7 m3/d 增至 1998 年的 48899.5 m3/d，占总 EOR 产油量的比例从 18.01%增至 40.40%。其中，CO2EOR 能够开采一次

17、采油、二次采油不能开采的石油储量，CO2混相驱产油量所占比例从 6.8%增至 23.6%，涉及目标地层和流体物性的范围广，涉及砂岩、石灰岩、白云岩、砾岩、硅藻土和疏松砂岩，孔隙度和渗透率覆盖范围广。注气驱项目中有 54.1%的项目得到了利润。加拿大，注气项目占了总 EOR 项目的75.5%，其工业性混相驱工程以烃类溶剂为主导，烃类混相驱共 32 项，CO2混相驱 4 项、烃类非混相驱 1 项。在阿尔伯达进行的混相驱，平均最终采收率达59%。与水驱采收率相比，垂向混相驱增加的采收率为原始地质储量的15%40%，而水平混相驱增加的采收率为 5%20%。.国外砂岩油藏注气开发主要有以下几个特点：多数

18、为水驱末的三次采油。多为轻质油藏，自身有比较充足的富气来源。基本都能实现地层原油与注入气的混相。多数都采用混相段塞驱、水气交注的驱替方式。国外低渗透砂岩油藏混相段塞驱采收率比注水开发提高 5%15%，部分油田甚至提高一倍以上。但由于各个油田混相段塞驱开采状况不同，气源、气价、成本等因素也各不相同，有相当一部分油田注气混相段塞驱在经济上是不合算的。2.2 国内低渗透油田注气开发的研究与应用现状4早在“七五”和“八五”期间，我国对部分已开发油田提高采收率的潜力和方法就进行了一系列室内研究和筛选评价，当时由于天然气资源比较缺乏，提高采收率技术主要考虑了聚合物驱和 CO2驱。根据对一些储层渗透率 15

19、50md 的低渗透油田的的分析预测，聚合物驱提高采收率 1.512.9%，CO2驱提高采收率5.426.2%，平均 17.5%。根据筛选评价结果来看，由于低渗透油田物性差，聚合物驱适应性差，提高采收率幅度比较小。相对而言 CO2驱有比较好的适应性和潜力。但直到“九五”期间，由于气源和经济因素的制约，我国已开发油田真正进行注气开发实践的油田却非常少，目前只有长庆靖安、江苏富民、吉林新立等少数油田进行了小规模的天然气驱和 CO2驱现场试验，下面介绍国内油田气驱的研究和现场应用情况。 大庆萨尔图-CO2驱室内试验，混相压力达 18MPa 左右,高于地层压力。现场实施效果不佳，后停止。 冀中油田 7

20、个砂岩区块- CO2驱室内试验及数值模拟预测，有四个区块能够或接近混相，采用水驱加 CO2驱的方式，最终采收率比水驱提高410%。葡北、吉拉克等凝析油气藏，循环注气或水气交注，采收率提高近一倍或一倍以上。长庆安塞注气数值模拟研究认为注干气比注水提高采收率仅 1%，而连续注溶解气（非混相驱）采收率比注水提高一倍以上，段塞驱提高 7%左右。现场实施方式是注富化干气（井口加丙烷等） 。初期效果不错，总的开采效果待评价。江苏富民油田-CO2驱及吞吐开采提高采收率。CO2驱现场试验前状况：采出程度 38%，采油速度 0.5%，综合含水 92%，预计注水采收率 45%。数值模拟长岩芯驱替认为水气交替比连续

21、注气效果好，不同水气比驱替提高采收率11.8%16%，最终推荐 1：1 水气交替方式，预计提高采收率 16%左右，现场已实施，效果较好。CO2吞吐数值模拟研究结果为换油率 2 方/千方左右，现场实验16 井次，投产 10 井次，累计增油 4000 吨以上，换油率 1.7 方/千方左右，平均有效期大于 150 天。在近几年已实施气驱开发的油田中，只有长庆靖安注气试验井组和吉林新立油田 CO2驱试验井组的油藏为低渗透黑油油藏，这两个油田同为特低渗透油藏，储层物性和原油物性与大庆宋芳屯油田芳 48 断块总的差别不大，注水开发都存在方向性见效、见水的特点。长庆靖安油田埋深 10001500 米，储层渗

22、透率 1-3md，平均孔隙度 12%，原始地层压力 8.5 MPa11 MPa，饱和压力5MPa6MPa，原油比重 0.841，溶解油气比 4050m3/m3。除了原油稍轻、粘度较小外，油藏特性总的来讲与大庆宋芳屯油田芳 48 断块差别不大。室内实验表明，长庆靖安油田原油与地层溶解气混相压力 20 MPa 左右，与长庆气田干气混相压力大于 40 MPa，为非混相气驱。注气试验区为两个 330 米正方形反九点扭 45井网，1998 年三月开始注气，注入介质为干气加溶解气（轻烃富化） ，注气近两年来，试验井组见效情况较好，平面各井见效均匀，无明显气窜现象，但整体开发效果还有待进一步评价。新立油田储

23、层和大庆宋芳屯油田芳 48 断块同为扶余油层，除渗透率稍高外，原油物性与大庆宋芳屯油田芳 48 断块类似，前期进行了CO2驱的室内实验和机理研究，CO2与地层原油的混相压力为 27 MPa，也属非混相驱。在 2000 年下半年实施了现场 CO2驱单井组试验，开发效果有待评价。这些低渗透油藏的现场注气开发试验都为大庆宋芳屯油田芳 48 断块 CO2驱开发可行性研究提供了宝贵的技术依据和经验。我国低渗透油藏多属黑油油藏，多数油藏原油溶解气油比较低（20-50m3/t） 、密度较大(0.83-0.87)，埋藏浅(2000m)、地层压力低(20Mpa)；在组份上，甲烷含量 1629%，中间烃含量 15

24、22%，重烃含量 50%以上，轻烃含量较少；这些因素不利于油藏原油与注入介质的混相开发。据调研资料，我国低渗透黑油油藏与分离气或 CO2的混相压力多大于 20MPa，与干气、氮气等的混相压力多大于35MPa。因此多数油田很难达到混相开发，注气效果受到很大影响。就此而言，油藏自身的条件将成为除气源条件外制约注气开发方式在低渗透油田应用的另一个主要因素。2.3 注气驱油方式历史上注气驱油技术主要有以下的方式。2.3.1 初接触混相注气工程很久以前，人们就认识到：用水驱替之后，由于毛细管力和界面张力的作用，仍有部分油滞留在储层的基质孔隙中。如果能找到一种消除界面张力的方法，那么驱替流体就会波及整个油

25、藏，从而完全采出地下原油。寻求到一种与油藏中石油及地层水都能混相的溶剂，就可以提供一种消除界面张力的方法。岩心试验证明，使用丙烷溶剂可以将原油从孔隙介质中完全采出，但经济上不合理。大约到 1950 年，石油工程师搞清了 “混相驱替”的定量关系。之后，人们很快发现在使用溶剂或“混相”开采原油时，无需使用溶剂对原油完全置换。由美国大西洋炼油公司（现称大西洋富田公司）提出，用有限量溶剂丙烷段塞，在适当的高压条件下，形成一连续相，即形成一个组成上从油藏原油变到天然气的整体单一相的烃类过渡带。如果溶剂段塞设计正确，就能推动前面的油和水，并完全驱出所有的接触油。由于注入的溶剂与原油一经接触就能混溶，混相压

26、力低，因此，又常常把这种方法称为一次接触混相（也叫初接触混相） 。溶剂段塞的规模: 1%20孔隙体积。大部分工程段塞为孔隙体积。%6%1原油重度变化范围API，大部分为API。50304236初接触混相驱仅适用于一定类型的油藏和原油，与其它烃类混相驱相比，液化石油气溶剂达到混相的压力低，单位驱替效率高，这一方法对于较浅的油藏有相当大的潜力。初接触混相驱的致命缺点是液化石油气本高，要降低工程成本，就必须采用较小的段塞。然而段塞太小，会由于其它因素影响（如段塞被地下气体稀释或不利流度比造成段塞逸散等）而达不到混相驱替的效果，所以对于初接触混相驱的关键技术是最佳溶剂段塞的确定。2.3.2 多次接触混

27、相驱替在油气相态研究中发现，气体与石油接触时，石油中某些较轻的组分可以蒸发而进入气相。如果气相中富含轻烃组分，可以通过凝析而进入液相。这样在用富气（含组分较高的天然气）或贫气（含组分较低的烃类气体）62 CC62 CC驱油时，气与石油一接触就会造成接触前缘的气相或液相中的轻质组分逐渐增加，增加到某一程度时，会在前缘出现一个混相带。这种富气或贫气与石油多次接触混相现象，按注入气的贫富程度又可以分别称为富气驱或贫(干)气驱。阿尔及利亚在哈西没萨乌油田从 1964 年开始将产出的伴生气高压回注形成混相驱。从逐步扩大实验。到 1982 年底，共注气 6.66m，用19801974 10103高压气混相

28、驱已采出原油t，即占油田累计采油量的 28%。近三年来，1022. 1860%以上的原油是靠注气混相驱采出的。利比亚的印绨萨尔“D”油田顶部注气进行烃类混相驱，底部注水维持混相压力，日注气能达，日产量能达到37101 . 2m，预计最终采收率可达 80%。35500m近年来，美国和加拿大进行工业性矿场试验的油田数量有较大的增长。70 年代以来，加拿大已完成或继续进行的矿厂试验有二十多个，其中有些已见效。富气驱工艺基本上驱替了全部的残余油，可重新获得油层中失去的混相性；该工艺成本比丙烷段赛驱工艺成本低，能在低于干气驱动压力下形成混相；大的段塞基本上消除了段塞设计问题。但该工艺扫油效率低，厚油层中

29、容易出现重力超覆现象，粘性指进可导致段塞逸散。干气驱工艺的驱替效率也趋近于 100%，干气成本比丙烷或富气低，不存在确定段塞大小问题，可循环和反复注气。但由于此工艺要求油层必须富含 C2C6组分，因此适用范围比较小，需要高的混相压力，面积扫油效率和重力分层较差。2.3.3 二氧化碳驱由于烃类气体价格上涨，研究者在寻找一种新的、用于混相驱油的注入剂。研究工作表明：二氧化碳在原油中的溶解能力超过甲烷，而且二氧化碳的溶解对降低原油粘度有显著的效果，不仅粘度降低，其表面张力也同时降低，二氧化碳溶于原油后还能使原油的体积膨胀。高压下二氧化碳的密度高，有利于减缓驱替过程中的指进现象，这些特性都有利于提高采

30、收率。二氧化碳是比天然气更为优越的一种驱油剂。美国南部德克萨斯州已经发现了相当数量的天然二氧化碳矿藏，可以为美国二氧化碳驱油提供丰富而且廉价的二氧化碳，因此美国二氧化碳驱油的油矿比较多。到八十年代，其他产油国对二氧化碳驱油逐渐重视，矿场工业性试验越来越多，效果越来越明显。据初步统计，1986 年美国有实验区 38 个，加拿大有 6 个，法国有 2 个，特立尼达有 2 个，匈牙利有 2 个。前苏联在科兹洛夫、拉达耶夫、谢尔盖耶夫等油田上也进行了试注。我国的大庆油田从六十年代中期开始二氧化碳研究，并进行了一些矿场试验。根据近几年资料，统计分析 27 个油田（美国19 个，加拿大 3 个，前苏联 5

31、 个）进行二氧化碳驱油的结果表明：明显增加产量的有 17 个，占 63%；增加产量并取得经济效益的有 12 个，约占 45%；其中还有一些油田的效果目前尚未做出肯定的回答。从美国在 70 年代开始大规模实施二氧化碳驱的油田来看，它们的岩性、埋藏深度、储层和流体性质等均不相同。14个油田中，有 5 个注二氧化碳后，采收率较高，一般达到剩余地质储量的40%50%；有 4 个可采出原油地质储量的 10%30%；有 4 个采收率较低，小于剩余地质储量的 10%，其主要原因是储层异常非均质。1986 年美国采用二氧化碳混相驱油增产原油约为 1.651063。据估计，在美国借助二氧化碳可增加可采储量 51

32、083109t。根据矿场试验情况，每增产 1m 原油需注入 305000m3二氧化碳，合理注入量应为 15%30%孔隙体积。前苏联油田采用注二氧化碳驱3的效果是明显的，最终采收率可增长 10.4%13%。每注 1t 二氧化碳可增产油量0.320.89t。根据二氧化碳与原油、水和原油相互作用机理及其本身的优异特性，加上二氧化碳适用于开发水淹油藏（层） 、实施混相条件较简单、增加原油采收率较稳定的特点，二氧化碳驱油在美国被认为是最有前景的混相驱油方法。预计采用这种方法获得的产量可能占提高原油采收率方法所增加产量的。%50%402.3.4 氮气、烟道气驱油氮气的密度小于气顶气的密度，粘度与气顶气接近

33、，即使在地层压力高到42.18MPa 时仍然保持此特性，这有利于减弱重力驱时出现的粘性指进现象；另外，氮气的压缩系数大，且它不溶于水，较少溶于油，因此在驱油过程中不仅具有良好的膨胀性，弹性能量大，而且可节省注气量，适于用来保持地层压力。由于氮气在石油中的溶解度低，通常在 35MPa 的压力下才可能与原油达到混相。因此，显然在小于 3000m 的油层中不能用作混相驱油剂，但根据它自身的性质，作非混相驱油剂得到人们的重视。到 1985 年底，美国和加拿大已有 33 个油田进行注氮气开发，注氮气总量高达 1.28106m3/d。法国和前苏联也有注氮气的矿场试验。我国注氮气开采工艺发展较晚，直到 19

34、86 年底，仅华北雁翎油田与法国合作制定了一个注氮气开采实验方案。烟道气也可作为一种驱油剂。烟道气的主要成分是氮气和二氧化碳。它的性质取决于所含各气体成分的比例，所以，它的驱油机理主要与氮气的驱油机理类似。由于其中含有二氧化碳，它在驱油过程中也起到降粘改善原油流动的作用。 烟道气通常可通过天然气燃烧获得。燃烧一个单位体积的天然气，可以获得九个单位体积的烟道气。用来驱油的烟道气需要经过清洗、干燥和除氧等一系列较复杂的工艺处理过程。尽管如此，由于烟道气气源足，而且廉价，对于缺乏其他类型驱替剂的油田来说，也是一种可选择的驱油剂之一。第 3 章 注气采油机理注气采油应用最多的是二氧化碳驱油。不同的注入

35、方式其驱油机理不同。3.1 二氧化碳驱油3.1.1 二氧化碳驱油机理5 二氧化碳驱油的主要机理在于二氧化碳与原油多次接触混相。二氧化碳在多孔介质中流动时，可以引起二氧化碳和原油之间各组分变化，生成可混性流体。这种多次接触混相过程是随油层的温度、压力和原油组分的变化而产生的相态平衡过程。非混相二氧化碳驱也是根据相态平衡原理来采油的。注二氧化碳采油具有如下几个方面的机理：原油粘度降低；1原油膨胀；2溶解气驱；3通过降低含水饱和度而改变相对渗透率；4通过润湿性变化来改变相对渗透率；5通过排泄和吸收滞后作用改变相对渗透率；6碳氢化合物汽化作用；7界面张力降低；8上述采油机理的有效程度视油藏类别依次排列

36、为：非混相油藏，近混相油藏和混相油藏。含有重油的浅层油藏，原油的粘度降低起主要作用；对于压力衰竭的油藏而言，油的膨胀起很大作用，如上所述，机理都起到很大作用。以15前的实验室和现场研究都注重近混相状态下的低粘原油开采机理，油的膨胀作用很重要。但其它的采油机理，包括相对渗透率的效果和碳氢化合物的汽化也都起了一定的作用。在混相状态下，界面张力的降低是非常重要的。3.1.2 二氧化碳驱油方式二氧化碳是一种多用途的注入气体，它不仅具有溶入原油使原油体积膨胀、粘度降低等改变油流特性的功能，而且具有混相能力高于甲烷，并能改变岩石渗透性的优点。分析国内外大量现场试验，二氧化碳驱油方式主要有两种：3.1.2.

37、1 二氧化碳混相驱替二氧化碳混相驱对于开采以下几类油藏具有重要的意义。a、水驱效果差的低渗透油藏；b、水驱完全枯竭的砂岩油藏中的残余油；c、接近于开采经济极限的深层、轻质油藏；d、利用二氧化碳重力稳定混相驱开采多盐丘油藏；3.1.2.2 二氧化碳非混相驱当油藏条件满足不了混相要求时，可采用非混相驱替。主要应用包括：a、二氧化碳可用来恢复枯竭油藏的压力。由于油藏中存在的游离气相将二氧化碳分散，使之接触到比混相驱更多的地下原油，波及效率增大。特别是对于低渗透油藏，当不能以经济效益注水来提高油藏的压力时，采用二氧化碳就更为有利。b、重力稳定非混相驱替。开采高倾角、垂向渗透率高的油藏。c、重油二氧化碳

38、驱。重油水驱后，采用二氧化碳驱，可以改善重油的流度，从而改善水驱效率。d、用于高粘原油的开采。3.2 气水交替注入驱油机理最初,气水交替注入(WAG)是作为增加注气混相和非混相驱波及效率而提出的一种方法。今天几乎所有的工业性混相驱替项目，都采用了水气交替（WAG）注入方法。3.2.1 驱油机理向油层中注气能否提高油田的最终采收率，取决于注入流体的波及效率，以及注入流体的洗油效率。在大多数情况下，由于气体的粘度很小，在驱替过程中往往会过早突破，波及效率不高，因此，改善注气效率的关键是减缓气窜。在注气的同时向油层注水，目的是注入水后可降低气的相对渗透率，从而降低它的流动性，以此控制气体的指进，改善

39、波及状况。可归纳为：通过水气交替注入，降低水油流度比从而达到增加水驱波及体积的目的；通过水气交替的注入降低水驱过的油层的剩余油饱和度，提高驱油效率；同时在重力分异的作用下，可以通过气驱扫及正韵律，厚油层中那些水驱波及不到的油层厚度。3.2.2 水气交替注入后油气水的纵向分布特征对已水淹的正韵律厚油层，从水气交替注入后油气水的分布状况加以讨论，有利于理解水气交替注入的驱油机理。图 2.1 和 2.2 分别示出了水驱阶段和水气交替注入后的油气水的分布。对于正韵律厚油层，由于底部渗透率高和油水重力分离，在水驱阶段，注入水首先沿底部向生产井推进。随着开采时间的推移，上部油层逐渐被水洗，但含水饱和度纵向

40、上是从下向上逐步降低的，甚至在油层顶部还会有部分厚度未水洗如图 2.1 所示。这样，在水驱开采阶段，油层内可分为明显的两个带，即油水流动带和纯油带。在含水很高时，采油量主要是来自油水流动带，很难采出纯油带中的原油。 图 2.1 注水时油水分布 图 2.2 水气交替注入油气水分布水气交替注入后，地下流体分布发生了变化，它包括油、气、水混合流动带，油水流动带、气油流动带和纯油带，如图 2.2 所示。气体进入水淹层之后，首先在井底附近区域形成油气水混合流动区，在这一地区油气水三相均是可流动的，这一地区的大小，主要取决于注入速度，垂向渗透率和水、气的密度差。它们是衡量控制气窜，降低水的流度，从而扩大波

41、及面积的重要标志。经过一段时间后，由于重力分异作用，气体向上运移，水向下运移，结果在顶部形成一个气油流动带。在顶部的气体，驱替了水驱时无法采出的剩余油；重力分离作用的另一个结果是缩小底部油水流动带，其开采机理仍是水洗油的过程；最后是纯油带，它的大小取决于水驱状况，以及油气水混合流动带和油气流动带的大小。综上所述,水气交替注入后,流体的分布增加了两种形态:一是油气水混合流动带,二是油气流动带。水气交替注入后的开采效果主要来自这两个流动带，在水气交替过程中油气流动带不断向外移动，从而扩大了油气流动带，同时油水流动带也不断向上扩展，油气水混合流动带也在扩大，只有纯油带在不断缩小。3.3 二氧化碳吞吐

42、机理3二氧化碳吞吐，也称循环注二氧化碳或二氧化碳增产。它最初是作为循环注蒸汽采重油的替代方法而提出的，但自 1984 年首次用于轻油提高采收率以来，便成为提高轻油采收率的一种主要的方法。利用二氧化碳吞吐可在各种不同的油藏条件下成功的采出原油，并且在经济上也是可行的，它较之于其它提高采收率的措施，具有投资少，见效快，返本期短及技术要求不高的优点，因此风险性很小。在气源供应不充足和低油价的情况下，其应用前景相当看好。二氧化碳吞吐法提高原油采收率或增产的主要机理是：二氧化碳溶于原油造成油的体积膨胀，粘度下降和岩石相对渗透率发生改变。对于粘性重油，降低油的粘度，特别是改善近井地带的流动性是十分重要的；

43、对于轻油，汽化中间组分，使注入的二氧化碳与油藏流体在近混相状态下完成吞吐过程，这也是十分重要的；另外，对于碳酸盐油藏，二氧化碳吞吐可能存在解堵，具有改善地层渗透率的作用。第 4 章 固井中的防气窜工艺技术4.1 芳 48 断块地质特征4.1.1 芳 4 块 8 断构造特征芳 48 断块位于松辽盆地北部中央坳凹陷区三肇凹陷肇州(模范屯)鼻状构造上。该构造是在古中央隆起带上继承性发育的构造，由南向北倾没。该区内两条近南北向的断层组成芳 48 地垒块，断层延伸 5km 左右，断距 50m 左右。4.1.2 储层发育特征三肇地区扶余油层属白垩系泉四段和泉三段上部地层，分布相对稳定。芳 48断块扶余油层

44、位于北部宋芳屯和南部肇源两个水洗影响的砂岩富集带上。芳 48 断块扶余油层顶面深度 1742m 左右。且扶余油层只有扶一组发育油层，完钻 8 口井平均钻遇砂层厚度 13.9m,有效厚度 9.3m,纵向演变序列为：河流相湖泛平原相三角洲相。沙体类型主要以河道沙为主，沙体呈短条带、断续条带状。主力油层钻遇率 87.5%，分别占总有效厚度的 22.5%和 64.4%。74FIFI 、层属湖泛平原相分支河道砂岩性为正旋回，从下至上为钙质粉砂岩含油粉4FI砂岩泥质粉砂岩，层理为平行层理及小斜层理和波状层理，砂岩厚度 15.8m,有效厚度 0.62.6m,平均钻遇沙岩厚度 3.5m,有效厚度 2.1m,沙

45、体宽度在 500m 左右。层属河流相河道沙，岩性具二元结构，平行层理及小斜层理，砂岩厚度7FI5.812.8m,有效厚度 4.811.0m,平均钻遇砂岩厚度 7.1m,有效厚度 6.0m,砂体宽度在 600m 左右。两个主力油层在全区均较发育，特别是在布井区砂岩较连续。74FIFI 、4.1.3 储层物性与岩矿特征芳 48 断块扶余油层是以成岩作用于中成岩阶段晚期，孔隙中次生石英发育。孔隙主要为缩小粒间孔，大部分不连通，岩心分析孔隙度 9.017.6%,平均 14.5%,空气渗透率平均为m2,纵向物性变化较大,最大空气渗透率m2,最3104 . 131022. 5小空气渗透率m2(渗透率级差

46、279.5,突进系数 5.7)。3101 . 0 扶余油层岩心分析砂岩成分主要为石英（2126.7%） 、长石(29.236.2%),岩屑平均为 33.8%,砂岩粒度中值m,分选系数111. 0068. 05.710.8,分选中等。4.1.4 油层压力和温度扶余油层压力变化较大，油层压力为 17.0624.19MPa,平均油层压力为20.4MPa,压力梯度为 0.98361.3151MPa/100m,平均压力梯度为1.1212MPa/100m。油层温度,平均油层温度,温度梯度C8 .871 .81C9 .85m,平均温度梯度为m,基本属正常地温场。100/85. 451. 4C100/72.

47、4C4.2 流体特性芳 48 断块扶余油层 5 口井地面原油性质统计分析，平均地面原油密度0.869t/m3，原油粘度 36.1mPa.s，凝固点 33.0，含胶量 17.0，含蜡量25.1（原油物性如表 4-1） 。据芳 48、州 7 两口井高压物性取样分析，地层原油密度 0.815t/m3,原油粘度6.6mPa.s，饱和压力 5.3MPa，体积系数 1.089，原始气油比 17.5m3/t。表 4-1 原油物性项 目芳 48 断块原始饱和压力（Mpa）5.300地层原油粘度（mPas）6.600体积系数1.089压缩系数（104MPa）12.270收缩率（%）12.000原始油气比（m3t

48、）17.500平均溶解系数（m3m3MPa）3.560地层原油密度（gcm3）0.815高压物性析蜡温度（C）50.000原油比重（D240）0.869粘度（500C，mPas）36.100凝固点（0）33.000含蜡量（%）25.600地面分析含胶量（%）17.000第五章 注气方式对开发效果的影响本物理模拟是油田开发方案等研究的主要方法之一。本实验是利用室内长岩心驱替等实验，研究开发大庆特低渗透油藏时注气方式对开发效果的影响，由此确定经济合理的气体注入方式。5.1. 实验条件本次试验油样为大庆油田扶余油层油井 184-124 脱气原油。目前产油井的地层温度是 83.4,地层压力 22.6M

49、Pa,饱和压力为 5.5MPa。本次试验主要模拟原油在地层条件下的物理性质，以确保试验的可应用性。 实验所用气体为：CO2。5.2. 长岩心气体驱替实验5.2.1 驱替岩心由于受取心技术所限，要在驱替实验中采用长的岩芯几乎是办不到的，因此，常将短岩芯按一定排列方式归位后拼接成长岩芯。具体步骤是：选择无破损且较长的岩芯，经打磨、清洗、烘干、对岩芯的基本物性参数进行测试后，进行拼接；之后，为了由于岩芯拼接处存在空隙而引起的末端效应，将短岩芯端口之间用滤纸连接。加拿大 Hycal 公司 Tomas 等人指出，通过这种在短岩芯之间加滤纸连接的方法可以将末端效应降低到一定的程度。按下列调和平均的方式排列

50、每块岩芯的顺序，并据调和平均法算出值，K值与所有岩芯的渗透率作比较，取渗透率与值最接近的那块岩芯放在出口端KK第一位；然后再求出剩余岩芯的值，将新求出的值与所有剩下的岩芯（n-KK1）作比较，取渗透率与新的值最接近的那块岩芯放在出口端第二位；然后依K次类推便可得出岩芯排列顺序。 （5-1）iininniiKLKLKLKLKLKL 12211式中：L 为岩芯的总长度，cm; 为岩芯的调和平均渗透率，m2；LiK为第 i 块岩芯的长度，cm；Ki为第 i 块岩芯的渗透率，m2。在此次实验中，所用的岩样为芳 188-138 井的天然岩心，长度为 58cm，然后将性质、渗透率相近的岩样排列组合，获得

51、5 块长岩心模型，其性质如表 5-1 所示，实验用油是模拟油，实验温度为 83.5。表 5-1 岩心参数岩心号孔隙度渗透率（10-3m2）长度（cm）直 径（cm）Swc（%）Soi（%）10.15862.706728.72.5242.7157.2920.13450.945625.62.5242.3257.6830.18095.976329.12.5241.3258.6840.11471.793429.42.5250.349.750.11940.263129.72.5244.455.6 5.2.2 实验流程图5.2.3 实验步骤(1) 将岩心饱和水，然后，测定岩心渗透率、孔隙度。(2) 将岩心

52、恒温至地层温度，用油驱替水在岩心中形成束缚水，测定束缚水饱和度和原始含油饱和度。(3) 将气体以恒定压力注入岩心，直至驱到没有油产出为止。5.2.4 实验结果分析在所进行的气驱实验中，驱随着注入压力的增加，采收率提高，岩心 12CO图 5.1 岩心驱替实验流程图1湿式气表；2岩心夹持器；3油气分离器；4手动计量泵；5中间容器；6气体流量控制器；7驱替泵；8高压气瓶；9恒温箱在 2Mpa、2.4Mpa 和 2.7Mpa 时的累积采收率分别为 36.15%、36.92%和 37.69%；岩心 2 在 4Mpa、5Mpa 和 6Mpa 时的累积采收率分别为 41.41%、44.44%和 47.47%

53、；岩心 3 在 2Mpa 和 3Mpa 时的累积采收率为 41.56%和 44.16%（见图 5.2图 5.4） 。在同样条件下，注气压力越高，气驱采收率越大。这是由于注入压力增加，在油中的溶解度增加，原油膨胀、原油粘度降低的幅度越大，同时气体与油2CO的界面张力越小，气驱采收率越高。从图 5.5图 5.6 的累积气油比曲线可见，随着驱注入压力的增加，累积2CO气油比增大，如岩心 1 在累积注气量为 6PV 时，注气压力为 2Mpa、2.4Mpa 和2.7Mpa 的累积气油比分别为 215 m3/m3、250 m3/m3和 280 m3/m3，岩心 3 在累积注气量为 4PV 时，注气压力为

54、2Mpa 和 3Mpa 时的累积气油比分别为 168.32 m3/m3和 231.24 m3/m3。这是由于注入压力增加，在油中的溶解度增加，当溶2CO解的原油被采出后，压力降低，从油中分离出来，显然，油中溶解的气2CO2CO体越多，累积气油比越大。010020030040050002468累积注气量，PV累积气油比2.0MPa3.0MPa图 5.6 岩心 3驱累积气油比曲线2CO图 5.5 岩心 1驱累积气油比曲线2CO01002003004000246810累积注气量，PV累积气油比2.0MPa22.7MPa图 5.3 岩心 2驱累积采收率曲线2CO00.10.20.30.40.50123

55、4累积注气量，PV累积采收率4.0MPa5.0MPa6.0MPa图 5.4 岩心 3驱累积采收率曲线2CO00.10.20.30.40.502468累积注气量，PV累积采收率3.0MPa2.0MPa图 5.2 岩心 1驱累积采收率曲线2CO00.10.20.30.40246810累积注气量，PV累积采收率2.0MPa2.4MPa2.7MPa5.2.4.1 气体注入能力分析三块岩样的注入能力（单位时间单位压差下的注气量）如表 5-2 所示。从表中分析可知，渗透率较高的岩样 3 的注入能力相对较高，而渗透率较低的岩样 2的注入能力相对较低；如下，从岩样 1 在 2.0、2.4、2.7时突破前MPa

56、MPaMPa注入能力分别为 0.4514、1.551、5.537113410MPadm113410MPadm，气体突破后注入能力分别为 81.36、102.15113410MPadm113410MPadm、151.72；岩样 2 在压力分别 4.0、5.0113410MPadm113410MPadmMPa、6.0时，气体突破前注入能力为 0.33、0.44MPaMPa113410MPadm、0.59，气体突破后注入能力分别为 14.2113410MPadm113410MPadm、14.8、41.1；岩样 3 在注113410MPadm113410MPadm113410MPadm入压力分别 2.

57、0、3.0时，气体突破前注入能力分别为 10.23MPaMPa、21.73，气体突破后注入能力分别为 297.5113410MPadm113410MPadm、538；可以看出注入能力与岩石渗透率、注113410MPadm113410MPadm入压力有关。岩石渗透率越高，气体注入能力越大；注入压力越高，气体注入能力越大。这是由于注入压力增加，在油中的溶解度增加，原油粘度越低，原2CO油对气体的阻力越小，同时气体与油的界面张力降低，毛管力减小。当气体突破后，气体的注入能力急剧增加，这表明气体突破后，注入的气体主要沿阻力小的突破的孔道前进，因此，在气驱时，气体突破后，气体驱油效率将大幅度降低，这时应

58、考虑用其他方式进行开采。 岩样123表 5-2 岩样注气能力注气压力，MPa2.72.42.06.05.04.03.02.0突破前注气能力113410MPadm5.5371.5510.45140.590.440.3321.7310.23突破后注气能力，113410MPadm151.72102.1581.3641.114.814.2538.0297.55.2.4.2水、气驱替效果对比从水驱采收率（图 5.7）看，岩样 3、4、5 三块岩样的水驱最终采收率，岩样 3 的水驱最终收率为 50.64%，岩样 4 的水驱最终采收率为 36.82%，岩样 5 的水驱最终采收率为 43.43%；而气驱的最终

59、采收率三块岩样均低于 40%。由此可见，水驱采收率高于相同渗透率岩石的气驱采收率，即水驱的开发效果较好。但从图可见，水驱一旦突破后，驱油效率降低，含水率急剧上升，如岩芯 3 注水0.157548PV 时开始见水，此时累积采收率为 7.14%，注水 0.873391PV 时累积采收率为 38.96%，含水率达到 67.7%，注水 1.470523PV 时累积采收率为 48.86%，含水率达到 98.4%。从含水率曲线（图 5.8）看，初期岩样 3 的水驱含水率增长较慢，渗透率较低的岩样 4 和岩样 5 含水率增长较快，说明特低渗透率油藏注水驱油，油层会很快水淹，大部分时间是在高含水情况下开采。从

60、注水能力看，岩样 3 为 0. 144，岩样 4 为 0.144113410MPadm，岩样 5 为 0.0935。水的注入能力远远低于113410MPadm113410MPadm气的注入能力，且注水驱油容易引起地层粘土膨胀，使注水能力随注水时间增长和注水量的增加越来越低，同时极容易引起油水井套管破裂，所以水驱不是理想的驱替方式。而气体的注入能力，不论实验条件如何，气体突破前后的注入能力不但不会降低，反而在气体突破前后的注入能力会明显增加。气体突破后注入能力最高的可比突破前提高 100 倍以上，而且岩石渗透率越高，注入能力提高的越显著。图 5.7 水驱采收率曲线00.10.20.30.40.5

61、0.600.511.522.53累积注水量，PV累积采收率岩样3岩样4岩样5图 5.8 水驱含水率曲线00.20.40.60.810123累积注水量，PV累积含水率岩样3岩样4岩样55.3 水驱转气驱与气驱转水驱实验5.3.1 实验过程实验中所用设备、油、水、气体及岩心与气驱油实验相同。考虑到特低渗透油藏岩心在气驱或水驱时，气或水突破后，含气或含水率急剧增加，采油量减少，因此在气驱或水驱突破后，改为水驱或气驱直至没有油为止。气驱时采用恒压，水驱时为恒速。气驱/水驱过程如下：1)测定岩心参数，饱和地层水；2)将油注入岩心，使岩心形成束缚水，测定束缚水饱和度；3)注入气体（水） ，进行气（水）驱油

62、，在此过程中，记录驱替压差，注气（水）量、采油量；4)当岩心出口端气体（水）突破后，改为注水（气体）驱油，直至驱到没有油为止，水（气体）驱过程中，记录注水（气体）量、采油量、压差、产水、气量等。5.3.2 实验结果5.3.2.1 水驱转气驱为了研究改变驱替效率的方法，利用岩样 1 和岩样 3 两块岩心试验了先进行水驱，水驱突破后再进行驱。图 5.9 和图 5.10 为水驱后转气驱的采收率与注2CO入孔隙体积倍数的关系曲线,表 5-3 为水驱转气驱注入能力。由实验结果看出，岩心 1 水驱之后进行气驱时，驱替压力为 5.4。在水驱采收率 36.96%的基2COMPa础上，进行气驱，气驱时采收率提高

63、了 18.9%。岩样编号13水2CO水2CO注入能力113410MPadm0.01660.2300.1526.302总的采收率达到 55.89%。岩样 3 在水驱采收率为 43.18%的基础上，又进行了驱替，驱替压力.为.5.0，采收率提高了 9.41%,最终采收率达到 49.03%。2COMPa在试验过程中我们可以看出，水驱时在水突破前原油采收率增加快，一旦水突破，再注入水时采收率增加很有限，但含水率迅速上升（见图 5.11 和图 5.12） ，为典型的低渗透油藏水驱特征。水驱突破后改为气驱时，原油采收率增加非常明显，刚转气驱时，含水率上升较快，当气体注入 1PV 后，含水率增长非常慢，最后

64、含水率不再增加，直到气体突破后，气体的注入能力将迅速增加。由实验结果可知，两块岩样气的注入能力都好于水的注入能力，岩样 3 的注入能力好于岩样 1的注入能力。从水驱后改气驱采收率提高幅度看，低渗透的岩样 1 高于高渗透岩样 3。岩石中形成气阻效应，增加气体的阻力，从而提高波及体积，因此提高采收率效果比较好。这也可以从水驱后气体注入能力看出，水驱后气驱的注入能力低表 5-3 水驱转气驱注入能力于气驱时的注入能力，见表 5-3， 。低渗透岩心水驱油采收率低于高渗透岩心，所以低渗透岩心水驱油后地层内剩余油饱和度比高渗透岩心高，因此转气驱后低渗透岩心提高采收率幅度大。5.3.2.2 气驱转水驱如果在油

65、田开发初期不注水，而直接注气，这种开采方式下的油藏开发效果也是注气技术研究的一个重要问题。我们用岩样 3 进行了注气驱油的实验。当注入气体从岩心出口突破后，流出液中含油率很低时，生产气油比迅速增加，此时停止注气，改注水继续驱替直至水驱极限。.进行了二氧化碳气体的驱替实验。从气驱转水驱注入能力看，气驱时，二氧化碳的注入能力是1.8；转水驱后，水的注入能力是 0.023。113410MPadm113410MPadm从采收率（图 5-13）看，气体突破时, 驱岩样 3 的采收率为 29.22%。气2CO驱后再注水，岩样 3驱转水驱总采收率为 42.86%。气驱后转水驱，采收率能2CO够提高 13.6

66、4%。从图 5.13 中可以看出，二氧化碳驱时在气体突破前原油采收率增加快，一旦气体突破，再注入气时采收率增加很有限，但生产气油比迅速上升。气驱突破后改为水驱时，原油采收率增加非常明显，直到水突破后，原油采收率增加缓慢，水的注入能力将迅速增加。 5.4.气体吞吐实验5.4.1 实验步骤1)将芳 48 断块油藏岩心洗油、烘干后，测量渗透率、孔隙度；2)将岩心装入岩心夹持器中，并将岩心饱和模拟水；3)用模拟油驱替饱和水的岩心，到岩心出口不再有水流出为止，并计算束缚水和初始含油饱和度；4)将岩心恒温至地层温度后，关闭岩心出口端；5)将气体注入岩心，并保持注入压力下放置 2h，然后打开进口阀门，使油气吐出，分别计量油气的体积；6)在该压力下重新将气体注入岩心，重复上述实验过程。5.4.2 实验结果5.4.2.1 二氧化碳吞吐通过实验取得了岩样 1 的二氧化碳吞吐驱油的采收率与吞吐轮次的关系、气油比与吞吐轮次的关系等。二氧化碳吞吐驱油的结果示于图 5.14图 5.15。由图5.14 可以看出，对于不同的注入压力都是前三个吞吐周期驱油效果好，三个吞吐周期后驱油效果明显变差。注入压力对周期驱油效果及