天然气驱长岩心室内实验研究_张艳玉

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实 验 力 学 (2007年 )第 22卷
在长岩心实验中 ,使用铅管密封代替了过去的氟橡胶套密封 ,解决了过去经常出现的胶套容易损坏 的问题 ,并大大降低了实验成本 。
在地层温度及饱和压力下完成了地面油气样品的室内物理配样 ;地层水 、注入水室内配样 ;岩心样 品切割 、洗油 、孔渗数据测定 ,岩心组的组装等工作 。 2. 1 长岩心驱替实验装置的准备
下降的趋势 (图 3) ,气驱的生产压差随驱替的进行逐渐下降 (图 4) 。完全水驱后的气水交替驱在驱替 到 2. 39 倍烃 类孔 隙体积 时 , 压差 已达 到 6. 04M Pa; 驱替 到 2. 74 倍 烃类 孔隙 体积 时 , 压 差则 达 到 7. 31M Pa;出现注入困难 ,这应该引起高度重视 。分析原因为 ,气水流度差异较大 ,造成了气的指进 ,形 成部分水的“圈闭 ”,毛管效应和贾敏效应也增强 ,从而形成生产压差的升高 。
实验装置为加拿大 DBR公司制造的长岩心驱替装置 。最高工作压力及温度为 68. 9M Pa和 150℃, 岩心最长可达 1m。整个系统主要由注入系统 、岩心夹持系统和采出系统组成 ,三个系统为独立的板块 结构 。
图 1是岩心驱替实验流程图 。包封的岩心在高压岩心夹持器上 ,液压油装在岩心和岩心夹持器之 间的环形空间 ,实验是在保持高于岩心内部实验压力的封闭压力下进行的 。在系统末端用回压调节阀 保持实验压力 。
四种气驱开发方式的采出程度随注入烃类孔隙体积倍数的关系见图 2。由图 2可以看出 ,完全水 驱后气水交替驱的开发效果较差 ,而其余三种气驱开发方式在总注入量为烃类孔隙体积 1. 2倍后均达 到较高的采出程度 。
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实 验 力 学 (2007年 )第 22卷
N2
1. 31
C3
3. 78
nC5
1. 56
C9
4. 02
CO2
0. 03
iC4
1. 87
C6
3. 41
C10
3. 04
C1
39. 30
nC4
2. 03
C7
C2
5. 31
iC5
1. 76
C8
4. 67 6. 73
C11 + 合计
21. 18 100. 00
第 2期 张艳玉等 :天然气驱长岩心室内实验研究
3. 2 长岩心驱替实验结果 在地层条件下完成以下五组长岩心驱替实验 : ① 纯气驱 , ② 纯水驱 , ③ 完全水驱后气水交替驱 ,
④原始状态下气水交替驱 , ⑤油藏目前注水倍数下气水交替驱 。实验结果见表 4。
表 4 长岩心驱替实验结果表 Tab. 4 Result of long2core flow test
第 2期 张艳玉等 :天然气驱长岩心室内实验研究
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图 4 气驱生产压差与烃类孔隙体积的关系曲线 (出口压力 24M Pa, 76℃) Fig. 4 Variation of p ressure drop w ith HCPV during gas flooding ( Pressure at outlet is 24M Pa, temperature is 76℃)
图 2 四种气驱开发方式采出程度随注入烃类孔隙体积倍数的关系图 Fig. 2 Variation of recovery factor w ith HCPV under four types of gas flooding
3. 3 驱替实验生产压差 从长岩心驱替实验的生产压差来看 ,水驱及气水交替驱生产压差随驱替进行逐渐升高且无走平或
第 22 卷 第 2 期 2007 年 4 月
实 验 力 学
JOURNAL OF EXPER IM ENTAL M ECHAN ICS
Vol. 22 No. 2 Ap r. 2007
文章编号 : 100124888 (2007) 0220161205
天然气驱长岩心室内实验研究3
张艳玉 1 , 陈 钢 2 , 何鲁平 2 , 李洪君 1 , 聂法健 1
驱替方式
水驱 气驱
完全水驱后 气水交替驱
目前水驱倍数后 气水交替驱
初始状态下 气水交替驱
最终驱油效率 (OO IP% ) 58. 7 65. 0
62. 1
64. 5
64. 8
从长岩心驱替实验结果可以看出 ,气驱采收率比水驱采收率提高了 6. 3% ,目前水驱倍数后气水交 替驱采收率比水驱采收率可提高 5. 8% ,四种气驱开发方式的采收率明显高于水驱开发方式的采收率 。
图 3 完全水驱后气水交替驱生产压差与烃类孔隙体积关系曲线 (出口压力 24M Pa, 76℃) Fig. 3 Variation of p ressure drop with HCPV during WAG flooding after water drive ( Pressure at outlet is 24M Pa, temperature is 76℃)
0 前言
低渗透油藏的储量是难采储量的主要部分 ,如何提高低渗透油藏采收率已成为当务之急 。低渗透 油藏采用注水开发 ,往往面临注水压力不断升高 、油井供液不足 、产量递减快 、采油速度低等情况 。而注 气提高采收率的方法具有很多优越性 ,尤其对于低渗透储层 、正韵律储层可以大大提高采收率 。然而 , 采用不同的注入方式 ,其采收率会不同 。本文通过室内长岩心驱替实验 ,分析各种驱替方式的驱油效 率 ,气水交替驱的合理段塞 ,驱替过程中的动态特征及其影响因素 ,为油藏选择合理的开采方式提供依 据。
m3 /m3 ,饱和压力 17. 2M Pa (76℃) , C11 +特性 ,相对密度 0. 856,分子量 258. 9。井流物组成见表 1。
表 1 井流物组成
Tab. 1 Composition of well stream
组 份 摩尔百分数 (mol% ) 组 份 摩尔百分数 (mol% ) 组 份 摩尔百分数 (mol% ) 组 份 摩尔百分数 (mol% )
离 子
Na+ K+ Ca + Mg+2 ClHCO3SO4- 2
总矿化度 (mg / l)
地层水矿化度 (mg / l) 31353 1412 127 49142 1131 1885 85050
注入水矿化度 (mg/ l) 109 57 17 106 120 198 607
2. 5 注入气的准备 注入气的组成见表 3。
表 3 注入气组成 Tab. 3 Composition of injection gas
组 份 N2 CO2 C1 C2
组成 (mol% ) 1. 95 微 83. 27 8. 51
组 份 C3 iC4 nC4 iC5
组成 (mol% ) 3. 65 1. 02 0. 80 0. 29
组 份 nC5 C6 C7 C8
图 1 长岩心驱替实验流程图
Fig. 1 Flow chart for long2core flow test
2. 2 长岩心模型的准备
①岩石组基本参数
驱替实验长岩心组总长度为 98. 652cm ,平均渗透率 46. 2 ×10 - 3μm2 ,平均孔隙度 18. 2% ,岩心直径
2. 54cm。
4 结论及建议
通过以上研究可以得出如下结论 : (1) 注气相对于注水开发可以较大幅度地提高低渗油藏的采收率 ; (2) 在纯气驱 、完全水驱后气水交替驱 、原始状态下气水交替驱 、目前注水倍数下气水交替驱四种 开发方式中 ,完全水驱后气水交替驱的开发效果较差 ,而其余三种气驱开发方式效果较好 ,均在总注入 量为烃类孔隙体积的 1. 2倍时达到较高的采收率 。 (3) 对于气水交替驱 ,生产压差随着驱替进行而升高 ,出现注入困难 ,现场实施时应引起高度重视 。
油田开采初期采用注水开发 ,已经进入中含水开发的产量递减阶段 。截止到 2002年 6月 ,该油田 原油采出程度是 14. 9% ,天然气采出了 31. 6% ;注采比达到 1. 6;注入水体积是烃类孔隙体积的 0. 33 倍 ;平均地层压力仍在饱和压力以上 ,目前的地层压力预计在 20M Pa左右 ,地层温度约为 76℃。
组成 (mol% ) 0. 19 0. 17 0. 10 0. 05
MW : 19. 8; Tpc ( K) : 212. 3。
3 长岩心注天然气驱替实验研究
3. 1 实验的相似条件 本物理模拟相似条件基于以下基本设想 : ①驱替过程是等温的 ; ②油和水两相互不混相 ,达西定律对油和水分别成立 ; ③地层是均质和等厚的 ; ④地层固体介质和流体是微可压缩的 ; ⑤束缚水和残余油饱和度在全流场是均匀的 ,流体粘度保持不变 。
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2. 4 地层水和注入水的准备 在计量站分离器和注水站水罐中取地层水和注入水若干 ,在实验室用滤膜分别过滤 8次 。最后取
水样进行水质分析 ,配制了地层水及注入水 。基本参数见表 2。
表 2 地层水及注入水组成 Tab. 2 Compositions of formation water and injection water
需要指出的是 ,长岩心驱替实验研究是在室内一维模型中进行的 。该项研究关心的是在同一模型 及条件下不同驱替方式的驱替效率之间的差异 ,以及不同的动态特征和影响因素 ,而驱替效率的绝对值 则并无太大的意义 。对实际油藏来说 ,要通过数值模拟对综合性的室内注气实验数据拟合之后 ,再综合 考虑油藏地质条件 、渗流特性 、波及体积 、水气资源 、生产能力及注入能力 、驱油效率 、注气周期 、注气量 、 注气速度 、气 - 水比及段塞尺寸 、井网分布以及采油工艺和地面工程设施等综合因素 ,才能制定出合理 的注气开发方案 。
(1. 中国石油大学 , 山东东营 257061; 2. 中国石油勘探开发研究院 , 北京 100083)
摘要 : 低渗透油藏注水开发效果差 、采收率低 ,而采用气驱技术是动用此类难采储量的有效方法 之一 。本文利用长岩心实验模型 ,进行了物理模拟研究 ,得到了该油藏在纯气驱 、纯水驱 、完全 水驱后气水交替驱 、原始状态下气水交替驱和油藏目前注水倍数下气水交替驱等方式下的采收 率和压力等变化情况 ,为油藏选择合理的开采方式提供了依据 ,并且为进一步的数值模拟工作 提供了基础数据 。 关键词 : 长岩心 ; 天然气驱 ; 采收率 ; 物理模拟 中图分类号 : TE341 文献标识码 : A
1 油田地质及开发概况
某油田油藏埋藏深 ( 2200～2500m ) 、储层物性差 ,低孔 (平均 16% ) 、低渗 (平均 40 ×10 - 3μm2 ) ,非 均质性严重 ,原油性质好 ,低粘度 ( 0. 52M Pa· s ( 76℃) ) 、低密度 ( 0. 8255 t/m3 ) ,中间烃含量高 ( 20% ～ 45% ) ,原油收缩率大 (40% ～60% ) ,溶解气油比高 (185～300m3 / t) ,属挥发 、弱挥发性轻质原油 。
经过提高采收率方法的筛选 ,判定该油田不适合于化学驱方法 ,而注天然气驱成为提高采收率的首 选方式 。
2 长岩心驱替实验的准备
驱替实验主要包括油 、气 、水及岩心样品准备 ,模型孔隙体积测定 ,造束缚水 ,原油样品饱和及老化 , 溶剂驱替原油以及模型清洗等几个步骤 。
3 收稿日期 : 2007201208; 修订日期 : 2007203224 基金项目 : 本文为中国石油股份公司科技攻关项目 :“注气机理及方案优化研究 ”的部分内容 (项目合同号 : 02010621) 通讯作者 : 张艳玉 (1963 - ) 女 ,博士 ,教授 ,现在中国石油大学石油工程学院从事油藏工程的教学和研究工作 。
②岩石段排列计算公式
∑ L = L1 + L2 + L3 + … + L i + … + Ln = n L i
K K1 K2 K3
Ki
Kn
K i = 1 i
使用渗透率调和平均的方式排列每块岩心的顺序 ,代替了过去按渗透率大小排列岩心段的方法 ,使
岩心的排列更加合理 。
2.ห้องสมุดไป่ตู้3 地层原油的准备
井流物特性参数 : 死油密度 0. 8123g / cm3 , 分子量 179. 6, 气 油比 129. 9m3 /m3 , 体 积系 数 1. 447