特低渗透油藏CO2驱效果研究.doc
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1、特低渗透油藏CO2驱效果研究 作者: 日期:4 个人收集整理 勿做商业用途摘 要特低渗透油藏注水开发过程中出现渗流阻力大,注水压力高,注水效果差等诸多问题,经研究发现注气开发有利于解决上述问题.本文通过室内物理实验方法,研究CO2驱中非混相驱替和混相驱的驱替效果和驱替机理,进一步确定此类油田是否适合CO2驱。实验结果表明,对于特低渗透油田有以下结论:(1)CO2驱采收率随注入量增加而增加,随驱替压力的增加而增加;(2)CO2突破前,生产气油比保持在原始溶解油气比,CO2突破后,生产气油比增加;(3)压力增加,CO2注入能力提高,当非混相驱时,压力增加,CO2注入能力增加的幅度比较小,达到混相以
2、后,CO2注入能力迅速提高.(4)对于特低渗透油藏,混相驱采收率高于水驱,非混相驱采收率低于水驱;CO2驱注入能力最小是水驱700倍。总而言之,特低渗透油藏适合CO2驱。关键词:特低渗透油藏;CO2驱;驱替机理;室内实验 AbstractWith the development of national economy,crude oil demand exceeds supply, more and more very low permeability reservoirs need to be exploited. We meet many problems in the presence
3、of water flooding,such as high filtrational resistance,high water flooding pressure,bad water flooding effect。Reserchments of recent years demonstrate that gas injection can resolve these problems.Laboratory experiment of CO2 displacement is developed in order to verify suitability of CO2 flooding t
4、o this kind of reservoir。 The results of laboratory experiment as flow:(1) In CO2 flooding,oil recovery factor increases as injection volume;(2)Before CO2 breakthrough,oil/gas ratio maintains original oil/gas ratio,after CO2 breakthrough oil/gas ratio increases; (3)Injection capacity increases with
5、pressure,amplitude of injection capacity rising in CO2 miscible flooding is higher than in CO2 immiscible flooding;(4)Oil recovery factor of CO2 miscible flooding is higher than water flooding,however,Oil recovery factor of CO2 immiscible is lower than water flooding。 Injection capacity of CO2 is mo
6、re powerful than water flooding. In a word,CO2 miscible flooding is suitable to very low permeability reservoir.本文为互联网收集,请勿用作商业用途个人收集整理,勿做商业用途Key words:Extralow permeable reservoir;CO2 flooding;Displacement mechanism; Laboratory experiment目 录第1章 概述11.1我国低渗透油藏的地质特征11。2国内低渗透油田的注气开发现状21.3 国外低渗透油田的注气开发现
7、状61。4 国内外CO2提高油气采收率的发展趋势8第2章 CO2驱概论102。1 CO2驱的概念102。2 CO2主要开发方式102.3 CO2注入方式132。4 CO2 注入工艺技术132.5 注CO2采油存在的问题及解决方法14第3章 CO2驱油实验173.1 实验条件173.2 实验仪器及流程183。4 实验过程183。5 CO2驱效果分析183。6 水、气驱替效果对比23结 论24参考文献25致谢27第1章 概 述1.1我国低渗透油藏的地质特征1。1。1低渗透油田储层物性特征(1)孔隙度据32个油层组,12120样品的统计,孔隙度平均值为18.55,最大孔隙度为30。2,最小为1。2%
8、.就油层孔隙度分布而言,平均孔隙度小于10的油层占6。67%;平均孔隙度10%15的油层占43。33;平均孔隙度在15%20%之间的油层占36.67;孔隙度大于20%的油层占13.33,显示出低孔的特点1。(2)渗透率在统计的12120块样品、32个油层中,就油层组而言,油层平均渗透率在(10050)10-3m2之间占6.25;在(5010)10-3m2之间占37.5%;小于10103m2占56.25,后两者和占93.75%.(3)低渗透储层的油水饱和度总的趋势是我国低渗透油层含油饱和度较低,一般为5560%左右,但各大油田之间相差比较悬殊.含油饱和度最高的为文东油田盐间层,达72,最低为克拉
9、玛依油田八区乌尔禾油藏,只有45%8。1.1。2原油性质特征我国低渗透油田原油性质一般比较好,其特点是密度比较小、粘度低、含胶质和沥青少,另外凝固点比较高、含蜡量比较多,具体数据如下:地面原油密度:最小0.83g/cm3,最大0.89g/cm3,一般为0.84g/cm30.86g/cm3;脱气原油粘度:最低4.8mPas,最高57mPas,一般为7mPas8。7mPas;原油凝固点:最低11,最高36,一般为1633;原油中胶质含量:最少2,最多21,一般3%19%。低渗透油田原油性质比较好,包括;两个方面的特点:(1)低渗透油田原油一般属于正常原油,亦即通称的稀油,基本没有稠油。稠油(粘度大
10、于500mPas)一般都储藏与高渗层油层之中.(2)在同一油田范围内,低渗透油层一般埋藏较深,其原油性质通常比埋深较浅的高渗透油层要好。1.1。3驱动能量特征我国低渗透油田基本上是低饱和油田,但饱和度差异较大,有的油田饱和度高,原油溶解气量多,如克拉玛依八区乌尔禾油藏;多数低渗透油藏饱和度低,原有溶解气量较少,饿、如吉林新民油田。 绝大部分低渗透油田都属于构造-岩性圈闭油藏,再加上储层性质差。渗透率低,边水能量微弱,对油藏驱动作用小.1。2国内低渗透油田的注气开发现状油气是能源的重要成员,是工业的“血液,也是现代社会发展的基础和国民经济发展的重要支柱。随着国民经济的高速发展,原油需求量日益增加
11、,然而当前我国石油工业面临严峻的挑战,一方面我国东部主力油田均进入了高含水期,原油产量呈下滑趋势。一方面我国现在后备储量十分紧张,探明未动用的地质储量中大部分为低渗透油田储量,进入上世纪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607019,这表明低渗透层将是今后相当一个时期增储上产的主要资源基础。不同国家和地区对低渗透油田的划分标准并不是十分统一的。根据储层性质和油田开发技术经济指标划分,美国将渗透率100103m2的油田称为低渗透油田,前苏联的标准是 50103100103m2以下,而我国一般将渗
12、透率在 1010350103m2的油田称为低渗透油田,渗透率为 110310103m2的称为特低渗透油田,小于 110-3m2称为超低渗透油田。本文中低渗透砂岩油田指的是渗透率5010-3m2的低渗透砂岩油田。截止到 2002 年底,我国低渗透石油资源量为 210.7108t,占总资源量的22。4,其中中油股份公司已经探明的未动用储量就高达 32108t,占总探明储量的50以上,扣除各种不确定因素后,低渗透已探明未动用储量至少为 26108t储量.低渗透地质储量较多的有新疆、大庆、胜利、吉林不同国家和地区对低渗透油田的划分标准并不是十分统一的.低渗透油田广泛分布在全国各个地区,截至2000年底
13、,我国已探明的低渗透油田地质储量为52。14108t,占全部探明地质储量的26。1;我国已经动用的低渗透油田地质储量为26.66108t,占全部已动用储量的25.5%.目前发现的低渗透油田储层以中深埋藏深度为主.由各油区的低渗透储层埋藏深度统计表明,目前发现的油藏以中深层为主,埋藏深度小于1000m的油藏约占5.2,10002000m的油藏约占43。1%,20003000m的油藏约占36.2,大于3000m的油藏约占15。5.低渗透储层中特低渗透及超低渗透储量占较大的比例。根据渗透率的大小,低渗透油藏可以分为三类:一类渗透率为1050md,其储量占53;二类渗透率为110md,其储量占38。6
14、%;三类渗透率为0。11md,其储量占8。4%.低渗透油田渗透率较低,细小孔道比例大,针对这些特征,当前有以下几种注气EOR方法:(1)氮气和烟道气驱替,成本低,但是最低混相压力高,只有在深层,轻质油藏能达到混相;(2)烃气驱替,最低混相压力介于氮气驱替和CO2驱替之间,气源问题不好解决;(3)CO2驱替,最小混相压力小,达到混相条件低,较其它气体易于膨胀、膨胀,降粘,萃取石油。从而获得较高的石油采收率。虽然国际上CO2驱替在很多国家实验室研究有相当大的成果,而且现场已经广泛应用,但是在国内仅仅开展了相应的室内试验研究和一些先导性试验,很少应用于有现场.随着技术的进步,油价的攀升以及环境的需要
15、,CO2采油方法越来越受到重视。相信CO2驱替方式将在低渗透油田上有广泛的应用。前面我们提到我国油田水驱采收率较低,东部油田综合含水率已很高,普遍进入油田开发产量递减阶段,近年发现的又多为低渗透和高粘度油田的难采储量,发展多元的EOR技术已成为陆上石油工业持续发展的一项迫切战略任务.我国发展注气较慢,原因在于:(1)对于多数油田而言,气源紧张,不可能用来大量注气;(2)原油含蜡多,密度和粘度都比较高,绝大多数油藏原油粘度大于5 mPas,注气后由于不利的流度比、气窜和重力差异比较严重,波及系数不高,而且难于混相,需要研究的问题较多。因此注气混相驱和非混相驱一直未能很好地开展起来,但近十几年有所
16、改变。1998年,全国开展了三次采油潜力的二次评价工作,据初步统计,适合于注气CO2混相驱的地质储量在10。57108t以上,占参评石油地质储量的10。4%,与水驱相比,平均可提高采收率16.4%,增加可采储量1.73108t。因此,要改变单一的注水开发模式,因地制宜、经济有效地发展多种提高采收率技术,这就迫切地要求我们对注气混相和非混相驱技术予以足够的重视和必要的关注.但注气混相驱和非混相驱仍处于试验探索阶段,与国外相比有较大差距,只在近几年,随着西部油田的开发,注气混相驱和非混相驱才提到议事日程。吐哈油区的葡北油田注烃混相驱矿场试验已经启动,无疑它将大大推动我国混相驱提高采收率技术的快速发
17、展.但总的来讲,由于我们混相驱研究开始比较晚,与国外相比还有很大差距,需进一步加快CO2天然资源的勘探,使注气混相驱和非混相驱技术有较快的发展,成为一种可行的提高采收率方法。因地制宜发展各种注气EOR技术,根据气源条件,发展注烃和非烃气体混相和非混相技术。天然气资源丰富的西部地区优先开展注烃混相、近混相和非混相驱.吐哈葡北注烃混相驱已经开展3年 ,效果好;大庆、胜利、江苏、吉林、江汉、中原、华北、青海和长庆等油区进行过、正进行或将进行这项试验,望取得成功,促进此项技术发展。下面看看国内各个油田的应用情况。本文为互联网收集,请勿用作商业用途个人收集整理,勿做商业用途大庆油田从60年代开始就在小井
18、距进行了早期注CO2水及CO2轻质油提高采收率的矿场试验,分别比水驱提高采收率7.3和6。80年代引进国外先进工艺,1985年大庆油田开始CO2非混相驱油先导性矿场试验研究,在进行完可行性研究(室内实验与数模计算研究)及确定出最佳CO2驱油试验方案后,1988年大庆油田在萨南东部过渡带开辟了注CO2试验区,1990年至1995年底先后对葡2油层和萨 1014油层进行了非混相CO2驱油先导性矿场试验。两次试验均采用先进行前期水驱,尔后进行水、气交替注入方式,CO2气体注入总量各为0.2PV左右.矿场试验结果表明,降低了水油比和水驱剩余油饱和度,取得比水驱提高采收率6以上的好效果,增采1t原油需注
19、入2200m3CO2气体,接近当时美国CO2驱的经济极限2070m3。20世纪初,针对大庆长垣外围油田特低渗透储量在常规注水开发条件下很难经济有效开发的实际, 2003年在宋芳屯油田南部开展了扶余油层注CO2驱油试验.试验目的层FI7层,2003年3月试验,试验井组包括1口注气井和5口采油井,累计注入液态CO216500m3,2004年8月见到注气效果,累计增油1524t。2005年8月对投产初期产油仅0.02t的芳188-137井进行了CO2吞吐试验,吞吐后初期日产油2.3t,之后日产油一直稳定在0。61。3t,说明CO2吞吐可以作为特低渗透油层有效动用的辅助手段.通过近3年的注气试验,注气
20、井注入压力较低,油层吸气能力较强,注气井吸气能力平均0.57m3/(d.Mpa。m),为吸水能力的7。2倍。注气井组5口油井都见到不同程度的注气效果,产量和地层压力有所回升 ,试验井组累积增油1480t,目前试验井组日增油4t左右.至2005年10月见气后产量稳中有升、气油比和套压上升,地层压力相对较高。个人收集整理,勿做商业用途个人收集整理,勿做商业用途葡萄花油田太63-42井投产以来一直处于低产状态,日产油3。0t,控制地质储量7.38104t,剩余地质储量7.15104t,采出程度仅有3。06%。葡74-77井控制地质储量9。8104t,剩余地质储量7.97104t,采出程度仅有18.7
21、1%。该井吞吐试验前日产油2.0t,综合含水67。7%。太63-42井连续注入5h,累积注入CO278。4t,平均注入速度5。2t/h,注入过程中套压从2。1MPa升至7。5MPa,又降到2。5MPa。葡74-77井连续注入15h,累积注入CO2100t,平均注入速度6.7t/h,注入过程中套压基本保持2.1MPa.这2口井2002年11月开井生产,初期产能逐渐上升,综合含水下降。太63-42井吞吐后转抽初期日产油量为5。2t,与试验前相比,日产油量增加2。2t.葡7477井吞吐后转抽初期日产油量为4.0t,与试验前相比,日产油量增加2。0t,含水降至39.4%。太63-42井连续生产123d
22、,累积增油249t,平均日增油2。02t。葡74-77井连续生产96d,累积增油220。3t,平均日增油2。3t。胜利油田桩西油区于2000年6月在桩39-9井开始进行矿场试验,至2003年8月共实施CO2吞吐井26口,成功20口,邻井见效1口,初期日增油48t,已累计增油26215t。综合措施增油效果显著.江苏油田富14断块于1996年2月在保持最低混相压力的状态下,于1998年末开始进行了CO2与水交替(WAG)的注入试验。进行了6周期的注入试验后,水气比由0.861升至21。油井见到了明显的增油降水效果,水驱后油层中形成了新的含油富集带。试验区采油速度由0。5升至1。2%,综合含水率由9
23、3。5%降至63。4%。到目前为止,CO2波及区采收率已提高4,CO2利用率为1240m3/t(油) ,经济效益明显。苏北洲城油田2000年11月对QK18井S1402层进行CO2吞吐,注入液态CO2380t,注入压力1820MPa,注入温度1320,关井58d,至2001年1月开井放喷,喷出井筒内残留的CO2后停喷,然后进行试生产,生产正常.随着生产时间的延长,产量逐渐降低,2002年45月进行了第二轮CO2吞吐,注入O2760t,油井产量重新恢复.从2001年2月至年底,生产量334d,累计生产原油1075.65t,平均日产油3.2t,比试油产量高出了一倍,增幅明显,并稳定生产了近9个月,
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