低渗透油藏注氮气

压力 N2溶解度 样品号 MPa m3/t
地层油 12.53 0 N2-1 15.39 3.39 N2-2 18.62 7.43 N2-3 22.99 12.17 N2-4 27.05 17.71 N2-5 30.85 22.38 N2-6 34.22 25.7
15
20
25
30
35
40
压力/MPa
o 1.96108 0.03364 p
不同压力下驱油效率和累积产气与注入倍数关系曲线
40
36.9% 35000
35 30 25 20 15 10
5 0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
30000
25000
20000
30.5MPa 驱油效率 33.5MPa 驱油效率 36.5MPa 驱油效率 30.5MPa 累积产气 33.5MPa 累计产气 36.5MPa 累计产气
孔隙度 ％
16-18
采油速度％
地面原油密度 g/cm3 地 下 原 油 密 度 g/cm3
0.87 0.813
综合含水 ％ 注水泵压 MPa
17-32
4.3 45.5 12.14 117 48 13.3 0.5 59 30
（一）N2驱提高采收率机理
XXXXXXXXX井脱气原油的基本参数表
密度 粘度 凝固点 含蜡
效果 提高采收率9%
提高采收率13.8%
（三）长岩心物理模拟－优化注入参数
驱油效率/%
驱油效率和含水 /%
100 80 60 40 20 0
0
地层倾角对驱油效果的影响
100
驱油效率
80
含水
60
48.4％
40
20
0
0.3
0.6
0.9
1.2
1.5
0
0.5
注入倍数/PV
51.4％
驱油效率 含水
1
1.5
注入倍数/PV
加前置易混相气体段塞的
5
初始气水交替注入0.1PV CO2＋0.3PV N2＋后续水驱 影响
气水交替注入的气水比均为：1：1
（三）长岩心物理模拟－优化注入参数
驱油效率和含水/%
驱油效率/%
注入时机对驱油效果的影响
100
100
80
驱油效率
80
驱油效率
60
含水 34.6％
43.6％
60
含水
40
40
48.4％
XXXX断块的油藏基础资料
含油面积 km2 地质储量 104t
油藏中深 m
5.0 563
3050
地面原油粘度 mPa.s
地下原油粘度 mPa.s 原始地层压力 MPa
有效厚度 m 开发层位
10.0 沙三中
饱 和 压 力 MPa 油层温度 ℃
主力层
D3+4、F1+2
原始气油比 m3/t
空气渗透复率配地10层-3油μ 与m地2 层原油4.4的-3主3要高压物性采参出数对程比度表％
15000 10000 5000 0
来自百度文库
1
1.2
1.4
注入倍数/PV
实验压力36.5MPa下,注入倍数1.2PV时,驱油效率仅为36.9％(最小混相压力下驱油 效率>90%) 因此，目标区块不能实现N2的混相驱。
（一）N2驱提高采收率机理
序号
1 2 3 4
混相压力测算
公式名称
Sebastian et al 关联式 Hudgins Glas
2
0
0
10
20
30
N2溶解度/m3/t
（一）N2驱提高采收率机理
2、N2可以改善地层油的流动性
粘度/mPa.s
3.5 3
2.5 2
1.5 10
溶解不同量N2地层油的粘度与压力的关系曲线
地层油 N2-3 N2-6
N2-1 N2-4
N2-2 N2-5
0 3.39 7.43 12.17 17.71 22.38 25.7
（一）N2驱提高采收率机理
1、N2具有膨胀地层原油的能力
30 25 20 15 10
5 0
10
N2溶解度 /m3/m3
饱和压力与N2溶解度的关系曲线
15
20
25
30
35
40
饱和压力/MPa
地层油体积膨胀量与N2溶解度的关系曲线
6
体积膨胀量/%
4
V 0.011 pb2 0.7706 pb 7.8852
初始气水交替注入－水平
初始气水交替注入－15倾角
实验方案
实验目的
效果
初始气水交替注入0.4PV N2＋后续水驱
地层倾角的影响 提高采收率13.8％
初始气水交替注入0.4PV N2＋后续水驱（模拟15°地层倾角、高注低采）
可提高采收率16.8％
（三）长岩心物理模拟－优化注入参数
驱油效率/%
60 50 40 30 20 10
气水交替注入
注水
1.00
2.00
3.00
4.00
注入烃孔隙体积（HCPV)
5.00
70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000
0 0
水驱后连续气驱 气水比1：1 气水比2：1 气水比1：2
1
2
3
4
注入烃孔隙体积比(HPCV)
气水交替实验表明 ： 6.00 气水比越小，驱替压差
族组分
g/cm3 mPa.s ℃
% 分子量 烷烃 芳烃 非烃 沥青质 总烃
20℃ 50℃
%
%
%
%
%
0.879 21.5 35 32.52 262 58.89 15.14 14.18 2.88 74.03
为复高配地含层油蜡与、地层低原胶油的质主沥要高青压、物性低参粘数对度比原表 油
备注：所有实验用油和气均为牛20－x49井油气样； 所有实验温度均为地层温度117℃ 。
水驱后连续气驱及气水比为：2:1、1:1、1:2时交替气驱，提高采收率分别为：5.11％、 9.57%、 11.23%、 14.03%；表明：交替注入好于连续注入，低气水比好于高气水比。
（三）长岩心物理模拟－优化注入参数
岩心长度 cm
93.2
长岩心参数
岩心直径 cm
2.51
空气渗透率 x10-3µm3
20
20
气水交替注入
后续水驱
0
0
0
0.4
0.8
1.2
1.6
2
0 0.3 0.6 0.9 1.2 1.5
注入倍数/PV
注入倍数/PV
水驱后气水交替注入
初始气水交替注入
实验方案
实验目的
水驱至含水99％以上+气水交替注入0.4PV N2＋后续水驱
初始气水交替注入0.4PV N2＋后续水驱
N2注入时机的影响
越大，气体突破越晚。
5
气油比（ml/ml)
（二）利用气锁效应抑制气窜的方法
1、气锁效应抑制气窜方法
采收率增量（%）
不同注入方式下采收率增量与注入倍数关系图
16
连续氮气驱
14
气水比1：2
12
气水比1：1
10
气水比2：1
8
6
4
2
0
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
水驱后注入烃孔隙体积比（HCPV0)
实验目的： 研究N2和地层油的最小混相压力 模型参数
细管长度 m
18
细管直径 空气渗透率 孔隙度
mm
µm3
%
6
10.39
32.4
实验温度 驱替速度
℃
m/h
117
1
实验压力：30.5MPa、33.5MPa、36.5MPa。
（一）N2驱提高采收率机理
6、长细管模型实验研究：目标区块不能实现N2混相驱
驱油效率/% 累积产气/cm3
随N2溶解量增加，地层油的粘度逐渐降低。
（一）N2驱提高采收率机理
2、N2可以改善地层油的流动性
溶解不同量N2地层油的密度与压力的关系曲线
密度/g/cm3
0.82 0.81
0.8 0.79 0.78
地层油 N2－1 N2-2 N2-3 N2-4 N2-5 N2-6
0.77
10
15
20
25
30
35
40
0 0
注气方式对驱油效果的影响
N2总注入量均为0.4PV且均为初始注入
交替注入 连续注入
连续注入方式提高采收率11.2％，（水驱34.6%） 气水交替注入可提高采收率15.8％。
序号
实验方案
实验目的
1
水驱至含水99％以上+气水交替注入0.4PV N2＋后续水驱 水驱及水驱后N2驱的效果
2
初始气水交替注入0.4PV N2＋后续水驱
N2注入时机的影响
3
初始气水交替注入0.4PV N2＋后续水驱（模拟15°地层 地层倾角的影响
倾角、高注低采）
4 初始注入连续0.4PV N2＋后续水驱（模拟15°地层倾角、 注入方式的影响 高注低采）
5、多次接触实验表明：不能产生多次接触混相
多次接触的拟三角相图
C1-C6（%）
100 80 60 40 20 0 0
泡点线
平衡油 平衡气 原始N2 原油
露点线
20
40
60
80 100
N2（%）
泡点线与露点线未能相交，在当前地层条件下，N2与地层原油不能产生多次接触混相。
（一）N2驱提高采收率机理
6、长细管模型实验研究
使气体进入水波及不到的微孔隙，从而提高微观驱油效率
含气饱和度，％
（二）利用气锁效应抑制气窜的方法
6 5.5
5 4.5
4 3.5
3 1
岩心水驱气后含气饱和度变化
岩心9-36/40-1 岩心9-36/40-4 岩心9-35/40-2 岩心9-35/40-4 岩心9-27/40-3 岩心10-2/34-3
19.5
水测渗透率 x10-3µm3
7.9
孔隙度 %
17.21
长岩心驱替装置流程图
注：1.驱替泵；2.地层油容器；3. CO2气容器；4.盐水容器；5.长岩心夹持器； 6.恒温箱 7.压力传感器；8.观察窗；9.回压阀；10.分离瓶；11.取样口；12.气量计。
（三）长岩心物理模拟－优化注入参数
长岩心实验设计
（一）N2驱提高采收率机理
4、多次接触实验表明：N2可以抽提地层油中的轻组分
多次接触实验：研究气液平衡后，气液组成和相态参数变化规律，认识N2驱 的机理，建立三角相图。
组成（%）
100 80 60 40 20 0
0
平衡气相组成变化曲线
N2 C1-C6
3
6
9
12
15
接触次数
（一）N2驱提高采收率机理
3050
5640
3660
3500
密度/g/cm复3 配地层0油.83与48地层原油0.7的628主要高压0.7物97性2 参数对0比.79表72
孔隙度％
7.5
12.35
11
11.9
渗透率 10-3μm2
0.2
10
3
4
日增油量 b/d
1050
2300
9065
1102
Spirit 能源 C.F.U 1982
2
3
4
5
6
驱7 替周期 8
不同渗透率岩心水驱气后束缚气饱和度均随驱替次数增加而增加，四至五 个周期后趋于稳定。这表明气水交替注入过程中会产生一定量的气锁。
（二）利用气锁效应抑制气窜的方法
实验压差（MPa)
8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0
0.00
连续氮气驱 气水比1：2 气水比1：1 气水比2：1
非混相驱 33 8
白云岩 5640 0.7628 12.35 10 2300
墨西哥－世界上最大的氮气驱项目
墨西哥湾的坎塔雷尔海上油田由于地层压力下 降 ， 单 井 产 量 由 开 始 的 5530m3/d 降 至 1997 年 底 的 221m3/d。该公司打破常规，没有进行二次注水采 油，直接开展氮气驱，并投资10亿美元，于2000年 建成了复配世地界层油上与最地层大原的油氮的主气要生高压产物厂性参及数其对比配表套的输送设 施 ， 产 气 能 力 达 34×104m3/d ， 实 施 后 取 得 明 显 的 效果，预计油田产量能够增加60%。
Empirical correlation 平均值
最小混相压力 MPa
47.78 63.50 79.91 59.94
62.78
（一）N2驱提高采收率机理
通过相态特征、界面张力和长细管实验说明：在牛20断块不能实现N2 的混相驱，但非混相驱也能够较大幅度地提高采收率，其主要机理为：
◆ N2能够降低地层油粘度和密度、增加其流动性、改善不利的流度比 ◆ N2的溶解能够使地层油的体积发生膨胀，增加可动油 ◆ N2的注入可有效补充地层的弹性能量 ◆ N2具有一定的抽提地层油中轻烃组分的能力，使油气界面张力降低，
（一）N2驱提高采收率机理
3、N2可以降低油气界面张力
界面张力和油气密度差与实验压力的关系曲线
16
0.66
界面张力/mN/m 油气密度差
12
0.64
8
界面张力（mN/m)
油气密度差 4
0.62 0.6
0
0.58
19
21
23
25
27
29
31
压力/MPa
12.0949 0.3895P 0.0146P2 og 0.75941 0.0029p 3.61143E 0.5p2 随压力升高，界面张力降低，油气密度差减小，有利提高驱油效率。
美国实施N2驱的几个成功方案
实施单位
菲利普石油 Spirit 能源 雪佛来公司 雪佛来公司
油田名称
Binger
C.F.U
东 Painter
Painter
起动时间
1997
1982
1983
1980
驱替类型
混相驱
混相驱
非混相驱
非混相驱
生产井数
55
53
17
33
注入井数
23
8
7
13
地层岩性
砂岩
白云岩
砂岩
砂岩
深度/m
压力/MPa
压力 N2溶解度 样品号 MPa m3/t
地层油 12.53 0 N2-1 15.39 3.39 N2-2 18.62 7.43 N2-3 22.99 12.17 N2-4 27.05 17.71 N2-5 30.85 22.38 N2-6 34.22 25.7
随N2溶解量增加，地层油的密度逐渐降低。