边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究

发布时间：2020-08-15 17:20

【摘要】：在边底水断块油藏开发过程中,边底水的侵入会导致生产井见水时间短、无水采油期短,见水后油井含水上升快、油井暴性水淹等生产问题,严重影响了油藏的开发效果。向边底水断块油藏注入CO_2、N_2、混合气(CO_2+N_2)、泡沫等气体介质可以起到控水增油的作用,但其控水增油的相关机理及适用界限目前尚未明晰。以冀东油田典型的边底水断块油藏为研究对象,借助室内注气高压物性实验(PVT)、一维和三维边底水物理模拟实验、数值模拟等手段开展了CO_2、N_2、混合气、化学复合注气(泡沫+气体、凝胶+气体)等注气控水增油相关实验及理论分析,研究CO_2、N_2、混合气、泡沫复合注气、凝胶复合注气等技术的储层适用条件,并探讨其控水增油的相关机理。PVT注气高压物性分析实验结果表明,CO_2、N_2以及混合气对地层油体积系数和粘度的影响表现为CO_2混合气N_2,而对饱和压力的影响则表现为N_2混合气CO_2。CO_2与N_2相比具有更好的降粘和膨胀效应,混合气则介于纯CO_2与纯N_2之间。基于混合气中CO_2和N_2的组成比例建立了气体-地层油体系饱和压力、体积系数和粘度的计算公式。通过高压物性实验的数据归纳与分析,明确了注入气体在纯油相、纯水相以及油水混合体系中的溶解规律,即不同类型气体在液相中的溶解能力表现为CO_2混合气N_2,同种气体在不同液相中的溶解能力则表现为纯油相油水混合物纯水相。根据气相和液相的组成比例建立了注入气体与储层流体的溶解度计算公式,进而可计算CO_2、N_2和混合气在任意油水比例条件下的溶解度,为揭示注气控水增油技术的相关机理提供了理论和数据支撑。注气控水增油物理模拟实验结果表明,储层条件下注入气体以油相溶解气、水相溶解气和自由气三种形式存在。注入气体的控水效果是水相溶解气溶解和自由气增能的综合效应,而注入气体的增油效果则是由油相溶解气的降粘、膨胀以及自由气置换等作用所致。在含水率为98%的中高含水阶段,利用CO_2控水增油,水相溶解气的占比可达40%~50%,其溶解作用对气体控水增油的影响不容忽视;N_2气体微溶于水相和油相,其控水和增油的机理分别依靠于自由气的增能和置换作用。混合气控水增油的机理是CO_2和N_2的综合效应,在优化混合气配比和注入方式的基础上,可充分发挥CO_2的溶解、降粘、膨胀作用和N_2的增能、置换作用改善注气控水增油的效果。对于中高渗储层可采用纯CO_2或CO_2:N_2=9:1的混合气实现控水增油,而对于已脱气的低渗透储层则可采用纯N_2或CO_2:N_2=1:1的混合气实现控水增油。三维水平井组控水增油物理模拟实验结果表明,在明确单井CO_2、N_2、混合气等控水增油机理的基础上,注入气体在井间还可产生协同效应,即揭示了水平井组协同注气(HSGI)和水平井组注混合气(HMGI)控水增油的相关机理,通过合理注气类型、注气模式和注入量分配方式的选择,向油藏中注入气体,依靠重力作用、边底水驱、次生辅助气驱等多重作用驱替和置换原油,实现井间剩余油的合理有效动用。数值模拟结果表明,注气量及其分配方式、注气时机、井组距边底水距离、井距等为注气控水增油的主控因素。在此基础上进一步给出了井组注气控水增油技术的储层适用界限,即井组协同注气技术适用于中高渗、高倾角、薄差层等油藏,而井组注混合气技术可适用于中高渗和低渗透油藏,且在低渗透油藏控水增油方面更具优势。针对裂缝性油藏,揭示了水平井组化学复合注气(HCAGI)控水增油的相关机理及适用界限。即先采用泡沫、凝胶等化学剂对裂缝等优势通道进行封堵,延缓边底水的突进,再后续注入气体,扩大注入气的波及体积。根据优势通道级别可选择泡沫复合注气(HFAGI)和凝胶复合注气(HGAGI),分别适用于渗透率突进系数小于等于30的裂缝性油藏和突进系数大于30的裂缝性油藏。
【学位授予单位】：中国石油大学(北京)
【学位级别】：博士
【学位授予年份】：2018
【分类号】：TE357.45
【图文】：

示意图,边水,底水,顶部水

为原生水；油藏开发以后，由于地层压力平衡被打破导致边水、底水或顶层水向油井突进，这些来水称之为次生水。图1.1 油藏边水、底水、顶部水示意图Fig.1.1 Picture of edge water/bottom water/top water in the reservoir此后，国内外学者对边底水油藏见水规律及影响因素开展了大量的研究。在1960 年之前，由于研究方法有限，大多采用理论研究的手段开展边底水油藏见水规律研究及影响因素分析。1931 年，Wright H.[12]对美国俄克拉荷马州部分边底水油藏进行了产液能力分析，认为边底水能量对油田采收率的贡献巨大，同时也指出边底水的水侵速度过快会严重影响天然能量的开发效果。1935 年，Muskat M.和Wycokoff R.[13]提出了经典的水锥理论，即由于油水密度差的影响，在生产井井底会形成一个锥形水体，且水锥对压力梯度极其敏感。1946 年

边底水油藏,舌进,边底水,锥进

（1）沿高渗层或高渗通道选择性侵入；（2）边底水沿油藏底部的舌进；（3）生产井井底的水体锥进。图1.2 单斜边底水油藏边底水侵入机理Fig.1.2 Encroachment mechanisms of edge-bottom water in monoclinic oil reservoirs1960 年以后，随着室内物理模拟技术的发展，国内外学者对边底水油藏见水规律和影响因素有了更为深入的认识。1961 年，HenleyD.和 OwensW.[17]根据相似理论建立了底水驱物理模型，研究了井距、流度比、产液速率、重力和毛管力、油井导流能力和完井方式等因素对底水驱开发的影响，并重点指出重力在底水驱开发过程中具有不可忽视的作用。1962 年，CoatsK.[18]建立了底水驱油藏的数学模型，推导了无因次压力降与无因次时间的关系，可用于预测底水驱油藏的压力以及水侵速度。1965 年

仪器,设备图,粘度计,气相色谱仪

图2.1 ST-PVT仪器图Fig.2.1 Picture of ST-PVT analysis system图2.2 7890B型气相色谱仪设备图图2.3 VISCOlab PVT粘度计

【参考文献】