碳酸盐岩缝洞型油藏氮气驱提高采收率的影响因素
碳酸盐岩缝洞型油藏流动机理
碳酸盐岩缝洞型油藏流动机理
碳酸盐岩缝洞型油藏流动机理与岩石物性、缝洞结构、流动介质的性质以及地层压力等因素有关。
在碳酸盐岩中，岩石的孔隙度较低，主要是由岩石微小的孔隙和晶隙组成，因此岩石本身的储集空间有限。
而岩石中存在的裂隙、缝洞则成为储集和运移油气的主要通道。
缝洞型油藏的流动机理主要包括两个方面，即孔隙流和裂缝流。
在孔隙流中，油气主要通过孔隙之间的毛细作用和重力作用来运移。
而在裂隙流中，油气主要运移于岩石裂隙中，裂隙间的毛细作用对流动的影响相对较小。
流动介质的性质对油藏的流动机理影响很大。
例如，饱和度对孔隙流和裂隙流的影响不同。
在孔隙流中，高饱和度会导致毛细作用效应减小，从而影响油气运移；而在裂隙流中，高饱和度会增加裂隙间的连通性，从而增加油气运移速度。
地层压力对油藏的流动机理也有重要影响。
地层压力越大，孔隙和裂隙的有效应力就越大，油气的运移速度也会随之增加。
此外，地层压力还可以改变孔隙和裂隙的大小、形态和分布，从而影响油藏的物性。
综上所述，碳酸盐岩缝洞型油藏的流动机理是多方面因素共同作用的结果，需要进行综合研究和分析。
CB碳酸盐岩缝洞型油藏开采机理及提高采收率基础研究报告
123工程名称：碳酸盐岩缝洞型油藏开采机理及提高采收率基础研究首席科学家：李阳中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院起止年限：2018.1至2018.8依托部门：中国石油化工集团公司二、预期目标本工程的总体目标：刻画碳酸盐岩缝洞型储集体的缝洞单元外部形态、缝洞组合和填充物分布等特征，揭示深埋藏高温高压条件下缝洞单元空间发育和垮塌充填演化机制，建立缝洞单元成因模式和结构模式；发展碳酸盐岩缝洞型储层岩石物理分析方法，揭示缝洞单元的地球物理响应特征，建立缝洞单元高精度地震成像及识别描述方法；探索缝洞体充填与流体判识方法，形成碳酸盐岩缝洞型油藏描述方法和多元约束多尺度缝洞单元地质建模新方法，提高缝洞型油藏的描述水平和地质模型精度；发展缝洞单元的物理模拟和数值模拟方法，阐明缝洞型油藏开采机理，形成不同缝洞单元的开发模式；发展缝洞型油藏配套注水开发技术和剩余油预测方法，形成提高采收率的主导技术，实现油藏的高效开发。
成果应用后提高缝洞型油藏采收率4-5个百分点。
通过该工程的研究，将使我国在缝洞型油藏开发方面处于国际先进或领先水平，形成一支在国际上具有影响力的研究团队。
五年预期目标:<1）揭示高温高压条件下缝洞型碳酸盐岩储层的水岩相互作用机制、缝洞垮塌和充填机制，建立碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞单元的结构模式和成因模式，解决塔河油田深层碳酸盐岩缝洞型油藏开发的基础地质认识问题。
<2）发展碳酸盐岩缝洞型储层岩石物理特征分析方法，揭示不同形式的缝洞单元体的地球物理响应特征；建立缝洞单元体的地震成像及识别描述方法；探索缝洞体充填与流体判识方法，最终实现缝洞单元的地球物理表征。
<3）形成碳酸盐岩缝洞型油藏描述方法，研制多元约束多尺度缝洞型油藏地质建模新方法，建立缝洞型油藏三维地质模型。
<4）发展缝洞单元的物理模拟和数值模拟方法，分析不同缝洞单元高效开发的影响因素及水驱油规律，阐明缝洞型油藏的开采机理，形成不同缝洞单元的开发模式。
碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率关键技术
中国海相碳酸盐岩油资源量丰富,碳酸盐岩沉积 分布面积达450 xlO4 m2,油气资源量358 x 108 t油当 量,石油资源量约150 x 108 t,截至2015年底,塔里木 盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地累计探明碳酸盐岩 石油地质储量29. 3 xlO8 to 1984年塔里木盆地沙参2 井获得高产油气流Байду номын сангаас实现了中国古生代海相碳酸盐岩 油藏重大突破，成为中国油气勘探史上的重要里程 碑⑴；1990年沙23井发现了中国第一个古生代超深 层海相特大型油田——塔河油田⑵;1997年塔河油田 投入开发，目前已建成世界上最大的缝洞型油藏原油
摘要：中国碳酸盐岩缝洞型油资源量丰富，探明石油地质储量达29.3 x10s t,已经成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领
域。由于深埋5 500 m碳酸盐岩缝洞体的描述精度低、流动模式多样、模拟预测难度大，注水窜流易造成油井暴性水淹，导致采收率
低仅为15.9%,此类油藏开发是世界级难题。经过多年的研究与实践，形成地球物理描述、地质建模、注水注气和酸压改造等提高
采收率系列技术,单元应用后储量动用率提高了 42%,同时已提高采收率2.3%,对同类深层、超深层强非均质性油藏开发具有借鉴
作用。
关键词：改善注水;气项驱;缝洞型油藏;碳酸盐岩油气藏;提高采收率
中图分类号:TE327
文献标识码:A
Key technologies for EOR in fractured-vuggy carbonate reservoirs
Kang Zhijiang1 ,Li Yang2 , Ji Bingyu1, Zhang Yun1
(1. Petroleum Exploration and Production Research Institute,SINOPEC,Beijing 100083 ,China；!. SINOPEC,Beijing 100728,China)
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径刘中春【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2012(019)006【摘要】塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,其非均质性极强,且多种流动方式共存,勘探开发属于世界级难题.综合分析了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的开发历程,确定油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足是天然能量开发阶段采收率低的主要原因；水驱效率低是注水开发阶段采收率低的主要原因.同时分析了目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率面临的主要问题,初步探索了缝洞型油蔵提高采收率的途径,提出了天然能量开发阶段以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”,补充能量阶段以“优化、改善注水开发为主,注气、稠化水驱等扩大波及体积的方法为辅”的提高采收率技术思路,对塔河油田进一步提高采收率具有重要的意义.【总页数】4页(P66-68,86)【作者】刘中春【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE357【相关文献】1.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究 [J], 胡蓉蓉;姚军;孙致学;王晨晨2.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水方式优选及注气提高采收率实验 [J], 苑登御;侯吉瑞;宋兆杰;罗旻;郑泽宇;屈鸣;3.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水方式优选及注气提高采收率实验 [J], 苑登御;侯吉瑞;宋兆杰;罗旻;郑泽宇;屈鸣4.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素与提高采收率途径 [J], 郑松青;杨敏;康志江;刘中春;龙喜彬;刘坤岩;李小波;张世亮5.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气及注泡沫提高采收率研究 [J], 苑登御;侯吉瑞;王志兴;苏伟;赵大鹏因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
缝洞型碳酸盐岩油藏氮气驱效果影响因素
缝洞型碳酸盐岩油藏氮气驱效果影响因素赵凤兰;屈鸣;吴颉衡;侯吉瑞;汪勇【摘要】缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要的储集空间,具有非均质性强、缝洞结构复杂的特点,气驱是该类油藏重要的开发方式之一.为探索缝洞型碳酸盐岩油藏气驱动态特征、驱油效果的影响因素及规律,建立二维典型缝洞可视化模型,研究不同类型剩余油启动效果,并结合氮气驱物理模拟驱油效果定量对比,分析氮气驱效果的影响因素.研究结果表明:氮气驱可进一步启动水驱未波及区域的剩余油;氮气驱效果及油、气、水流动特征受到溶洞充填方式、原油粘度和底水能量等因素影响,溶洞充填方式主要影响流体的渗流特征,在一定程度上有利于扩大氮气驱波及范围;原油粘度和底水能量影响氮气和底水的相互作用,改变压力场的分布;在强底水作用下,水窜更为明显,但能改善氮气驱效果,提高采收率.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2017(024)001【总页数】6页(P69-74)【关键词】缝洞型碳酸盐岩油藏;溶洞充填;原油粘度;底水强度;氮气驱【作者】赵凤兰;屈鸣;吴颉衡;侯吉瑞;汪勇【作者单位】中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE344作为全球油气最重要的组成部分，碳酸盐岩油气田的常规油气储量约占世界常规油气总储量的60%，碳酸盐岩油气田的产量约占世界常规油气总产量的50%。
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素与提高采收率途径
摘要：综合岩心、测井、地震、生产动态等多方面资料，对缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间多尺度特征、储集体类型、 缝洞体空间形态及分布模式、与生产井的配置关系等进行了系统研究，分析了各因素对剩余油分布的影响，建立了 水驱后剩余油分布的主控因素模式；结合塔河油田的开发实践，系统研究了提高原油采收率的方法与途径。研究表 明，缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素可归结为局部高点、井控不足、连通通道屏蔽和弱水动力 4 大 类。缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率是一个系统工程：天然能量开发阶段，做好生产调控，防止底水窜进；注水早 期，依据储集体类型、连通性、空间位置构建注采关系，提高水驱控制及动用程度，尽量减少剩余油；注水开发中 后期，依据剩余油分布主控因素及分布特征，通过加强井控、利用重力分异和毛细管的渗吸作用、扰动（改造）流 场等措施，实施精准挖潜。同时做好技术储备，开展储集层改造、新型注入介质、智能优化开发等技术的研发，做 好注水、注气技术的接替，最大限度地提高采收率。图 5 表 1 参 32 关键词：碳酸盐岩；缝洞型油藏；多尺度性；剩余油分布；主控因素；提高采收率
郑松青 1，杨敏 2，康志江 1，刘中春 1，龙喜彬 2，刘坤岩 1，李小波 2，张世亮 2
（1. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐 830011）
基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05014）；国家科技重大专项示范工程（2016ZX05053）
ZHENG Songqing1, YANG Min2, KANG Zhijiang1, LIU Zhongchun1, LONG Xibin2, LIU Kunyan1, LI Xiaobo2, ZHANG Shiliang2
(1. Petroleum Exploration & Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China; 2. Northwest Oilfield Branch, SINOPEC, Urumuqi 830011, China)
氮气充分发挥了非混相驱替提高采收率作用,特别是重力分
摘要
缝洞型碳酸盐岩油藏储集体以孔、缝、洞交互发育为主，非均质性极强。
目前面临油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足、水驱效率低、油藏整体采收率较低等问题。
本文结合碳酸盐岩缝洞型油藏物理模拟相似准则，设计制作细观物理模型、二维地层剖面可视模型和立体地层构造模型，并进行物理模拟实验研究。
采用细观模型物理模拟实验主要考察不同连通模式剩余油形成机理、分布规律及影响因素，初步筛选适用的提高采收率注入体系。
实验表明，注入的氮气或氮气泡沫由于重力分异和改变流场等原因对剩余油有较好的动用效果。
研究结果表明，氮气充分发挥了非混相驱替提高采收率作用，特别是重力分异作用能够有效动用所占剩余油比例较大的阁楼油。
存在最佳注气速度使氮气驱发挥到最好效果。
低注高采，较早转注有利于气驱采收率的提高，气-水交替注入方式提高采收率效果更加明显。
氮气泡沫驱结合了氮气驱与泡沫驱的优点，依靠氮气重力分异作用顶替阁楼油，同时通过泡沫在流动通道内的堆积，迫使后续流体转向，封堵气体抑制气窜，进一步扩大波及体积。
此外，泡沫具有很强的剥离油膜、乳化、携带油滴能力，提高洗油效率。
注水、注氮气和氮气泡沫三种体系都能在底水驱替基础上大幅度提高采收率。
剩余油动用程度与注入体系、注入方式有一定关系，因此研究结果对碳酸盐岩缝洞型油藏补充能量及提高采收率方法的优选具有指导意义。
关键词：缝洞型油藏；物理模拟；剩余油；提高采收率方法；注气
- II -。
影响油气田采收率的主要因素
影响油气田采收率的主要因素1.油气田的地质条件：包括油气层的岩石类型、厚度、孔隙度、渗透率等地质参数，这些参数决定了油气在储层中的储集程度和运移能力，直接影响到采收率的大小。
2.油气田的原始含油饱和度：原始含油饱和度是指油气层中的有效储油空间中填充的油气的体积占总体积的比例，原始含油饱和度越高，意味着油气田储量越大，采收率也越高。
3.采油工艺的选择：采油工艺是指在油气田开发中采取的具体工艺措施，包括常规采油、提高采收率技术（EOR）等。
合理选择采油工艺可以提高采收率。
4.采收率的经济因素：包括油气价格、开采成本等。
油气价格的高低直接影响到油气田的开采动力和采收率，高油气价意味着更多油气会被开采出来。
同时，开采成本的控制也是重要的经济因素，合理降低开采成本可以提高采收率。
5.采油技术的创新：随着科学技术的不断进步，采油技术也在不断创新发展。
比如水平井、压裂技术、水驱、聚合物驱等技术的应用，可以提高采收率。
6.系统储油体系：在一些油气田中，油气并非由单一储集层构成，而是由多个储集层组成的复杂体系。
对于这种复杂的储油体系，合理地评估和开发储油层、利用复杂体系的有效储集空间，对于提高采收率至关重要。
7.管理和操作人员的素质：油气田的管理和操作人员的专业素质和经验水平直接关系到采收率的高低。
管理和操作人员应具备良好的油田管理经验、技术能力和判断能力，才能够保证油气田的高效开采。
总之，影响油气田采收率的因素很多，包括油气储层的地质条件和原始含油饱和度、采油工艺选择、经济因素、采油技术创新、管理和操作人员素质等。
只有综合考虑这些因素，才能够制定出合理的开采方案，提高油气田的采收率。
影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率
影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率姓名：***班级：021073学号：***********一.前言油气田是指，在地质意义上，一定(连续)的产油面积内各油气藏的总称。
该产油面积是受单一的或多种的地质因素控制的地质单位。
而油气田的采收率则是指油气田最终的可采储量与原始地质储量的比值。
通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作了。
然而，任何一个油藏的开发，都要讲究其经济有效性，即要能够实现投入少，产出多，也就是说少花钱，多采油，最终采收率高。
要达到这个目的，首先就要了解影响油气田采收率的主要因素，继而考虑如何提高油气田的采收率。
那么，到底是哪些因素控制着油气田的采收率呢？一. 影响油气田采收率的主要因素影响采收率的因素很多，总体而言，一是内部因素，凡属于受油气藏固有的地质特性所影响的因素都是内因；二是外部因素，凡属于受人对油气藏所采取的开发策略和工艺措施所影响的因素都是外因。
内因起主导作用，好油藏总比差油藏采收率高。
在开发过程中人对油气藏采用的合适的部署和有效的工艺措施也会使油气藏固有的地质特性得到改造，从而使油气藏的采收率得到提高。
影响油气藏采收率的内在因素有：（1）油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏等；（2）储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等；（3）油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度；（4）油气本身的性质，如油、气的相对密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量等。
影响油气藏采收率的外在因素有：（1）开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采；（2）井网合理密度及层系合理划分；（3）钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等；（4）为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等；（5）经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。
《2024年缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言缝洞型碳酸盐岩油藏因其独特的储层结构与地质特性，成为石油工业领域的研究重点。
了解并掌握其流动机理对于提升油田开采效率及经济效益具有至关重要的意义。
本文将重点对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究与分析，为石油开发提供理论依据与指导方向。
二、碳酸盐岩储层基本特性碳酸盐岩储层以其多孔性、多缝性及复杂的洞穴系统为特点，这些特性为油气的储存提供了良好的条件。
储层中的裂缝和洞穴系统为油气提供了流动通道，同时也影响了油气的分布与流动规律。
三、流动机理分析1. 流体在缝洞系统中的流动流体在缝洞系统中的流动受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
流体的流动往往在裂缝和洞穴系统中形成复杂的网络结构，表现出非线性流动的特点。
2. 毛细管作用力对流体的影响毛细管作用力是影响缝洞型碳酸盐岩油藏流体的关键因素之一。
由于储层岩石的多孔性，毛细管作用力在油水的运移和分配中起到重要作用，尤其是在油气采收过程中，毛细管力对采收率有显著影响。
3. 流体在多孔介质中的渗流流体在多孔介质中的渗流是一个复杂的过程，涉及到流体的物理性质、多孔介质的特性以及流体与岩石之间的相互作用。
多孔介质中的渗流规律对于预测油藏的产能及制定开采策略具有重要意义。
四、研究方法与实验分析1. 实验室模拟实验通过实验室模拟实验，可以更好地理解缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理。
实验中可以模拟不同地质条件下的流体流动过程，观察流体在多孔介质中的分布和流动规律。
2. 数值模拟分析利用数值模拟技术对缝洞型碳酸盐岩油藏进行建模和分析，可以更准确地预测流体的流动状态和分布规律。
通过对比模拟结果与实际生产数据，可以验证模型的准确性，并为优化开采策略提供依据。
五、结论与展望通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究，可以得出以下结论：1. 缝洞型碳酸盐岩储层的流动机理受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
碳酸盐岩油藏的开发及提高采收率技术
碳酸盐岩油藏的开发及提高采收率技术前言碳酸盐岩油气田在世界油气田的分布中占有重要地位。
据统计，全世界 236 个大型油田中，砂岩油藏占 59％，碳酸盐油藏约占 40%。
碳酸盐岩油藏以灰岩和白云岩油藏为主，目前，世界上已有 40 多个国家和地区在近 60 个沉积盆地中找到了碳酸盐岩油气田，其原油产量约占世界原油总产量的 65%，主要来自位于中东、墨西哥和加拿大等地的碳酸盐岩油藏，如：伊朗的阿兹马里灰岩油藏、墨西哥的孔洞型碳酸盐油藏、北海的白垩统油藏等。
碳酸盐岩油气富集的类型，除大型隆起富集带、生物礁型富集带等以外，潜山也是一种重要的富集类型。
潜山油气田包括构造隆起潜山油气田、岩性潜山油气田和断块潜山油气田，我国的潜山油藏多属于断块潜山油气田。
碳酸盐岩油气藏在储层结构和驱替机理上与砂岩油藏相比有一些本质的区别，在开发与开采方面也具有一系列特殊性。
开发这类油藏的关键是搞清其地质特征，特别是裂缝和溶洞的发育情况及其对开采的影响。
目前，胜利油田已找到了 15 个潜山油田，地质储量达 1.53 亿吨。
碳酸盐岩潜山油藏成为重要的开发对象和原油生产的重要来源之一。
针对这一情况，广泛调研了国内外碳酸盐岩油田的碳酸盐岩油藏的分类及特征、开发方式及开发经验、提高采收率技术的应用等方面的内容。
通过对国内外有关碳酸盐岩油田的文献和资料分析，并结合胜利油田碳酸盐岩油藏的类型和特点，对国内外部分油田（重点是碳酸盐岩潜山油藏）在开发与提高采收率方面的做法及成功经验进行了总结，供领导和科研人员参考。
一、碳酸盐岩油藏的分类及特征(一) 国外碳酸盐岩油气藏的分类由于碳酸盐岩储层的多样性，对碳酸盐岩油藏进行简单的分类是很困难的，依据强调的不同特征，分类体系也各不相同。
以下是近年来国外几种较常用的分类方法。
1 以岩相和成岩特征的分类方法被认为是一种实用的分类体系该方法把碳酸盐岩储层主要分为六类：①碳酸盐岩砂；②碳酸盐岩建造／骸晶堤；③前缘斜坡/碎屑碳酸盐岩；④深海白垩岩／白垩质陆硼石灰岩；⑤泥质白云岩；⑥岩溶／裂缝碳酸盐岩。
影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率
影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率1.油气田地质条件：包括油气田的储量、油气的赋存状态、地层流体的渗透性、孔隙度等因素。
地质条件越好，储层的渗透性越高，采收率越高。
2.油气开发技术：包括钻井技术、完井技术、压裂技术等。
采用先进的技术手段可以提高油气田的开发效率和采收率。
3.开发方式：包括开采方式和开采规模。
不同的开采方式对采收率有不同的影响。
例如，常规开采方式、水驱开采方式和压裂开采方式等。
4.开采压力：通过调整开采压力，可以改变油气田地层的流体运移规律，提高采收率。
通常，较高的开采压力会使采收率增加，但也会增加开采成本。
5.注水和提高含水层工艺：通过注入水，可以提高含水层的压力，增加油气的驱动力，提高采收率。
6.油藏管理：包括油藏注采配水、工艺优化、智能供水等。
通过合理的油藏管理措施，可以提高油气田的采收率。
为了提高油气田的采收率，可以采取以下措施：1.加强勘探开发工作，提高油气田的储量和质量，找到更多的可开采资源。
2.采用先进的油气开采技术，包括水平井、多级压裂、增强油气驱动等，提高开采效率和采收率。
3.优化油气田的开采压力，通过合理调整开采压力，增加油气的排采效率。
4.实施注水开采，通过注入水来提高含水层的压力，增加油气的驱动力，从而提高采收率。
5.加强油气田的管理，包括科学注采配水、工艺优化、智能供水等，提高油气田的采收率。
6.运用先进的油藏数值模拟技术，对油气田进行优化设计和调整，提高采收率。
在实际应用中，需要综合考虑以上因素，并根据具体油气田的地质条件和开发要求，制定合理的开发方案和管理措施，以提高油气田的采收率。
塔河油田缝洞型油藏注氮气提高采收率技术研究
塔河油田主力油藏属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏，溶洞是塔河地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型，裂缝是次要的储集空间，基质部分基本不具有储油能力。
奥陶系储层埋深5400～6600m，注水替油是油田增产和减少递减的主力措施。
但油井经过多轮次注水替油后，油水界面上移，替油效果逐渐变差，很多油井注水替油失效导致高含水而停产关井。
另外。
注水只能把油井地下溶洞溢出口以下的油驱替出来，但对溢出口以上顶部的“阁楼油”却难以动用，使得井周高部位大量剩余油无法采出，影响了采油效益。
因此，寻找合适恰当的技术以提高这类油藏的采收率对于油田高效开发来说至关重要。
一、为什么应用注氮气技术基于国内制氮工艺技术成熟，氮气气源量大，空气中氮气含量78％，且氮气难溶解于原油，1m3原油最多能溶解氮气28m3，混相压力为50-100MPa，油藏条件下注入的N2是非混相状态，可有效形成气顶替油效果好，确定了氮气作为注气替油气源。
并且气体注入地层后，在重力作用下向高部位上升，会形成“气顶”，排驱原油下移，同时补充地层能量，减缓由于地层能量下降造成的递减以及控制含水上升，抑制底水锥进，可有效启动单纯注水无法驱动的“阁楼油”。
因此开展注氮气动用高部位“阁楼油”无疑是碳酸盐岩缝洞型油藏长期稳产的重要技术手段。
二、注氮气技术的选井原则通过分析注水替油失效井静态及生产动态、计算剩余可采储量，制定了井筛选原则：1.地震反射特征表明储集体具有一定规模；2.井点周 围的高部位有明显反射特征；3.钻遇溶洞或主要生产层段位于岩溶风化面30m以下；4.储量丰度高，累产油量大，底水锥进造成水淹的油井；5.注水替油效果变差或失效后，动静态资料表明具有剩余油潜力。
三、注氮气工艺实现流程及优化1.注入方式优化初期在进行注氮气时，采用的是液氮作为注入气源，虽然油井现场试验效果好，但存在着液氮组织困难，且液氮成本高，投入产出比高，经济效益低的问题。
针对上述问题，提出了利用撬装膜制氮机与35MPa制氮拖车配合注水泵实行气水混注的方式，在满足注氮施工要求的同时大幅度降低了成本。
提高碳酸盐岩油藏采收率技术
提高碳酸盐岩油藏采收率技术张冬玉(胜利油田地质科学研究院)11影响碳酸盐岩油藏采收率的因素碳酸盐岩油藏的采收率较低且变化大,一般为20%～45%。
影响碳酸盐岩油藏采收率的地质因素主要有:储集层类型、基质渗透率、原油粘度、储层的润湿性及非均质性等。
碳酸盐岩油藏不同孔隙结构的分布特点,导致在各类孔隙网络中的渗流条件差异很大。
根据流体在不同类型储集空间的流动特点,碳酸盐岩储集层可划分为裂缝孔隙型、溶蚀晶洞孔隙型、粒间或晶间孔隙型和混合孔隙型等4种类型。
其中,溶蚀晶洞型储集层和混合孔隙系统储集层的采收率最高,平均在40%以上;裂缝孔隙系统储集层的采收率较低,平均为24%。
在上述影响因素中,基质渗透率和原油粘度是影响油藏动态和采收率的最重要的因素。
21碳酸盐岩油藏提高采收率的主要技术(1)碳酸盐岩油藏油层改造。
酸化是碳酸盐岩油气藏的主要增产措施,当基质孔隙度和渗透率得到改善时,基质中的油向产油裂缝及溶蚀管道中的供给速度增加,使采收率提高。
国内、外在酸化理论研究、酸化设计、酸液和添加剂、施工工艺等方面都已形成了较完整的体系。
为了提高酸化处理的效果,多种深度酸化用的酸液也已被广泛应用,其中效果较好的酸液有油酸乳化液、胶凝酸、废硫酸、泡沫酸,还有多组分酸、氨基磺酸和特高浓度盐酸(30%～35%)等。
(2)恢复和保持油藏压力。
碳酸盐岩油藏高产稳产的一个重要条件是油井必须以自喷方式生产。
为了保持油井自喷生产,应该把地层压力水平恢复和保持在原始压力的95%以上。
常用的保持地层压力方法有注水和注气两种。
对具有良好基质渗透率或有利渗吸特性的裂缝性油藏,已证实注水是保持油藏压力和优化最终石油采收率的有效方法。
对于基质渗透率差,或不具备有利渗吸特性的裂缝性油藏,普遍使用注气改善油藏动态。
研究表明,如果在生产初期就开始注气,把气—油接触压力保持在原始值,则可大幅度提高原油采收率。
(3)钻加密井。
碳酸盐岩油藏钻加密井既能提高采油速度,又能大大提高采收率,这在美国西色条状絮凝体堵塞物及破坏粘度大、弹性强的白色条状絮凝体堵塞物,使其长度由80c m变成5～10c m左右,以便随母液带出管内。
氮气驱提高采收率机理与应用
氮气是一种化学惰性气体，不易与地层水和原油发生化学反 应，能够保持较为稳定的驱替效果。
高渗透性
氮气的分子量较小，可以轻松通过地层孔隙，扩大驱替范围 。
氮气驱提高采收率的原理
降低界面张力
氮气与原油混合后，能够降低油水界面张力，有利于提高驱替效率。
扩大驱替范围
氮气的渗透性较好，能够扩大驱替范围，提高波及系数，从而提高采收率。
氮气驱的监测与控制技术
监测技术
为了确保氮气驱的效果和安全性，需要建立相应的监测系统，如压力监测、温度监测、流量监测等。这些系统能 够实时监测地层和井筒的状态，为控制和优化提供依据。
控制技术
控制技术包括自动控制和人工控制两种方式。通过控制注入量、压力等参数，可以确保氮气驱的效率和安全性， 同时避免对地层造成过度伤害。
案例一
某油田采用氮气驱技术，提高了采收 率20%，取得了显著的经济效益。
案例二
某海上油田通过氮气驱技术，成功地 解决了油藏非均质性的问题，提高了 采收率。
氮气驱的优缺点分析
优点 能够有效提高采收率，增加原油产量。 氮气来源广泛，可以循环利用，成本较低。
氮气驱的优缺点分析
• 对环境影响较小，安全可靠。
04
氮气驱的经济与社会效益
经济效益分析
01
02
03
降低开采成本
氮气驱技术能够提高采收 率，从而减少无效注水和 提高原油产量，降低开采 成本。
ห้องสมุดไป่ตู้延长油田开采周期
通过氮气驱技术的应用， 能够延长油田的开采周期， 提高油田的经济效益。
创造就业机会
氮气驱技术的研发和应用 需要相应的人才和技术支 持，能够创造就业机会， 促进经济发展。
孔隙型碳酸盐岩油藏提高采收率驱油方式实验
Su Haiyang1，Liao Changlin1，Li Bo1，Zhang Jingjian2，Yang Kai3
（1.Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing City，100083，China；2.China Petroleum Technology & Development Corporation，Beijing City，100028，China；3.China’s Oil & Gas Exploration and Development Company，Beijing City，100034，China）
摘要：针对中东地区部分碳酸盐岩油藏以孔隙型储层为主、裂缝和溶洞不发育、渗透率较低的特点，在分析中东某
油田 A 油藏流体物性的基础上，开展提高采收率驱油方式实验研究。结果表明：气驱可使原油体积膨胀、粘度降
低、流动性改善，即使在非混相条件下也可提高采收率；在 A 油藏的储层条件下，注伴生气不能实现与原油混相，注
混相驱组合的驱油方式，可先进行水驱，然后进行二氧化碳—水交替混相驱。
关键词：孔隙型 碳酸盐岩油藏 注气 非混相 混相 水气交替
中图分类号：TE344
文献标识码：A
文章编号：1009-9603（2016）01-0090-06
Experiments on oil displacement method of enhanced oil recovery in porous carbonate reservoir
中东地区部分碳酸盐岩油藏以孔隙型储层为 主，其孔隙结构以粒间孔居多，储层分布比较连续， 裂缝不发育，且渗透率低，非均质性较强［1］。这与中
塔河碳酸盐岩油藏提高采收率方法初探
提高油井储量动用能力
压锥
堵水
纵向细化层系
提高横向沟通能力
缝洞单元整体控水压锥技术
提高动油能力技术
补充能量等提高采收率方法探索
补充能量提高采收率
定容的缝洞单元
纵深断裂沟通底水层的流动单元
无底水
具有封闭底水 缝洞单元
裂缝系统
具有底水缝洞
能量不足 底水锥进
能量不足
底水锥进
整体控水压锥技术 提高动油能力技术
国内外溶洞/裂缝型碳酸岩盐采收率技术特征
➢ 国内外典型缝洞型碳酸岩盐油藏的埋藏深度小 于4000m
➢ 采用的提高采收率方法包括注水 注气 CO2混 相驱及水平井技术。
➢ 应用注气技术的油藏埋藏深度小于1000m。
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏特征
1. 受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，非均质性极强； 2. 埋藏深度达5500m左右； 3. 地层温度125C，原始地层压力59MPa； 4. 地层水矿化度约22104mg/L； 5. 基质渗透率特低
由于油藏的特殊性和复杂性，以及技术上的局限性， 无法对储层充分认识和客观描述，因此采用滚动勘探开发 的模式。在开发初期采用“稀井高产”的开发原则，快速 建产，取得了很高的经济效益。
快速上产的许多弊端：油井过早见水、自然递减率高、 平面上和纵向上储量动用程度低。
国内外碳酸岩盐油藏开发
百分数（%）
5 15 25 35 45 55 65 >70
伊拉克北部的Kirkuk油田
Haft Kel油田由于注气时机太晚，未成功。
Weyburn和Midale油藏由于早期快速压力递减，从而进行油 田范围的水驱。由于裂缝，水突进的速度较快，后应用堵 剂取得好效果。
油田注气提高采收率开发的应用
在油田的开采过程中，在其内部注入一定的气体介质，能够提高开采质量以及效率。
目前比较常用的几种材料例如：氮气、二氧化碳、高压气体等，在实践应用的过程中，都能够起到良好的应用效果，下文将对此进行比较详细的论述。
一、油田注气主要矛盾以及技术施工难点1.低渗透油田的使用。
低渗透在油田的注气技术中应用比较广泛，但是在开采的过程中主要存在两个方面的问题，首先，不同油层以及表面无法实现良好的内部协调。
其次在正式工作的时候，施工技术人员很难把握水井压力，油田的生产能力以及注水量之间的关系。
2.裂缝问题。
在油田开采的过程中，必然会因为大规模的施工，对原本的地层结构造成一定程度的破坏，例如在钻井掘进的过程中，会在土层周围产生很多的裂缝。
这些裂缝随着施工不断推进而扩大，从而容易出现窜气的现象，注入内部的气体不稳定。
在水气混合注入的模式下，这些裂缝也会出现很多的安全问题，破坏底板结构的稳定性，降低原油的开采质量以及产量。
3.没有建立统一的筛选标准。
目前，杆式抽油泵是油田开采利用中最为常见的一种类型，但是该设备在运行的过程中工作效率非常低下，如果地层底部的液压达不到应有的建设标准，在供给和开采两个环节容易出现断裂，最终影响到开采工作的效率。
我国因为在油田开采技术方面的研究起步较晚，当前市场上还没有建立完善的行业指导标准以及技术要求，因此未来需要提高研究力度，提供相应的理论支持。
二、油田注气开发方式的选择在油田中注入空气能够和原油混合之后降低本身油脂的浓稠度从而增加液体的流动性能。
随着注入气体体积的不断增加，内部的压力会为原油的开采提供一定的动力，提高原油的开采效率。
在应用注气法的过程中，气体类型的选择是一种非常重要的工作，对于开采质量影响很大。
气体首先应该选择性质稳定不容易和原油发生反应的，同时因为需要大规模注入，所以价格应该适中，例如自然节比较容易获得的氮气，二氧化碳以及高压空气等。
但是最终选择何种气体还是由当地的油田的具体情况，例如油层温度，地层性质，原油压力等多种因素共同确定。
塔河碳酸盐岩油藏如何提高采收率
塔河碳酸盐岩油藏如何提高采收率摘要：塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间，其非均质性极强，且多种流动方式共存，勘探开发属于世界级难题。
综合分析了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的开发历程，确定油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足是天然能量开发阶段采收率低的主要原因；水驱效率低是注水开发阶段采收率低的主要原因，并提出了不同开发阶段不同的提高采收率的方法。
对塔河油田进一步提高采收率具有重要的意义。
关键词：缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率影响因素储集空间类型塔河油田前言碳酸盐岩油藏蕴含全球约６０％以上的油气资源，具有广阔的开发前景．塔河油田奥陶系油藏是中国已经发现的储量最大的碳酸盐岩缝洞型油藏．不同于常规碳酸盐岩裂缝型油藏，该类油藏主要表现为溶洞和裂缝非常发育，流体主要储集于大型溶洞和裂缝；同时，裂缝也是主要的流体流通通道，碳酸盐岩基质基本不具备储渗能力，缝洞分布不均，裂缝倾角较大，溶洞大小不一，储集空间结构复杂，储集层具有极强的非均质性．由于该类油藏储层天然能量不足，在开发中稳产期短、油井见水快并伴有暴性水淹、产量自然递减迅速及采出程度较低，给开发带来技术难题。
1.开发现状塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储集体受多次构造运动影响，多期次叠置、改造，岩溶缝洞交互发育，形成了控制因素复杂、非均质性极强的储集特征［7-8］。
根据岩心统计，其储层孔隙度为0.04%~10.6%，平均为0.76%，87%的样品孔隙度小于1.0%；渗透率平均为0.7087×10-3μm2，96%的样品渗透率小于1.0×10-3μm2，属于基质渗透率低的缝洞型碳酸盐岩油藏。
加上其埋藏深度大、地层温度高、地层水矿化度高，开发难度大。
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏根据开发进程划分为3个阶段，即评价及试采上产阶段、滚动开发稳产阶段和规模开发阶段。
1.提高采收率面临的主要问题对于常规砂岩油藏，驱油效率与波及系数决定水驱油藏的采收率。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
Influencing factors on EOR nitrogen flooding in fractured-vuggy carbonate reservoir
（1.Research Institute of Enhanced Oil Recovery， China University of Petroleum （Beijing） ， Beijing City， 102249， China； 2.Basic Theory Laboratory of Enhanced Oil Recovery in Low Permeability Oilfield ， Key Laboratory of Tertiary Oil Recovery， PetroChina， Beijing City， 102249， China； 3.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering， Beijing City， 102249， China； 4.Offshore Oil Production Plant， Shengli Oilfield Company， SINOPEC， Dongying City， Shandong Province， 257000， China） Abstract： Formation energy in the carbonate fractured-vuggy reservoir becomes less along with the exploitation. Nitrogen
Injection timing has influence on water flooding and recovery efficiency. If the opportunity of nitrogen injection is too early ， water flooding effects will be poor； and if the opportunity of nitrogen injection is too late， nitrogen flooding effects will be poor. Under the condition of recovery efficiency of 20% by water drive， continuous nitrogen injection can improve the recov⁃ and alternating injection of surfactant water and nitrogen can improve the recovery efficiency to 61.45%.
低渗油田提高采收率应用基础理论研究室， 北京 102249； 3.石油工程教育部重点实验室， 北京 102249； 4.中国石化胜利油田分公司 海洋采油厂， 山东 东营 257000）
（1.中国石油大学 （北京）提高采收率研究院， 北京 102249； 2.中国石油三次采油重点实验室
摘要： 碳酸盐岩缝洞型油藏在开发过程中地层能量衰竭明显， 氮气驱可以有效地补充地层能量， 并增强采出能力； 但只有合适的注入速度、 注入时机和注入方式等才能使氮气驱达到最好的驱替效果。利用地质构造和生产动态资 料建立缝洞型油藏的二维可视化地层仿真剖面模型， 在室内底水能量不足时， 进行了氮气驱注入速度、 注入时机和 注入方式等因素对采收率的影响程度研究， 结果表明， 氮气驱注入速度对波及范围和气窜控制有较大的影响， 过大 过小都会使最终采收率偏低； 氮气驱注入时机的早晚影响水驱效果， 进而影响采收率， 注入时机过早水驱效果差， 注入时机过晚气驱效果差； 连续氮气驱、 氮气—水交替、 氮气—活性水交替等注入方式可以将采收率从 20%分别提 高到 47.09%， 60.08%和 61.45%。 中图分类号： TE357.42 关键词： 碳酸盐岩 缝洞型油藏 氮气驱 注入速度 注入时机 注入方式 采收率 文献标识码： A 文章编号： 1009-9603 （2015） 05-0064-05
第 22 卷 第 5 期 2015 年 9 月
油 气 地 质 与 采 收 率 Petroleum Geology and Recovery Efficiency
Vol.22, No.5 Sep.2015
· 油气采收率 ·
碳酸盐岩缝洞型油藏氮气驱提高采收率的影响因素
2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 侯吉瑞 1， ， 张 丽 4， 李海波 1， ， 李 巍 1， ， 苑登御 1， ， 苑玉静 1， ， 郑泽宇 1， ， 罗 旻 1，
production data. Influencing factors on nitrogen injection including injection rate ， injection timing and injection mode were analyzed when bottom water energy is not enough in laboratory. The results show that the injection rate has great influence on sweep efficiency and gas channeling and the ultimate recovery efficiency would be low under inappropriate injection rate.
2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 Hou Jirui1， ， Zhang Li4， Li Haibo1， ， Li Wei1， ， Yuan Dengyu1， ， Yuan Yujing1， ， Zheng Zeyu1， ， Luo Min1，
flooding can effectively complement the formation energy ， and enhance the capacity of production. Only appropriate injec⁃ tion rate， injection timing and injection mode can achieve the best displacement effect of the nitrogen flooding. A visualized physical simulation model of the ggy reservoir was designed based on geological structure data and dynamic