特低渗油藏水驱后二氧化碳气水交替驱见效特征
发布时间：2021-12-24 02:39
为明确特低渗透油藏水驱后CO2气水交替驱见效特征,通过动静结合的方法,结合物理模拟实验获得的驱替动态数据和高温高压相态系统测定的CO2在油水中的溶解度静态数据,开展水驱后CO2气水交替驱动态特征研究。结果表明,CO2驱过程中适当增加气油比可产出溶解CO2的油气,在油藏条件下为单相油带,该阶段对驱油效果的贡献率为71.98%。建议油藏方案设计时可适当增大第1周期CO2段塞的尺寸,并选择在气窜临界点交替水驱,可有效提高CO2的利用率,并改善驱油效果。该研究结果对气水交替驱注入参数的优选具有一定的指导意义。
【文章来源】：特种油气藏. 2020,27(05)北大核心CSCD
【文章页数】：5 页
【部分图文】：
不同压力下CO2在油、水中溶解度(50℃)
图2为水驱后CO2和水交替驱的驱替动态。由图2可知:第1周期气水交替驱过程中(CO2驱后转水驱)，含水率在见气前保持在100%，在见气产油后含水率迅速降至0，直至完全产气;转注水后，初期完全产气，含水率为0，在见水后含水急剧上升，由于驱替过程中油气水分散程度高，含水率在较高的水平上(大于90%)波动，呈锯齿状，直至含水率为100%;第2周期气水交替驱过程含水率变化与第1周期大致相同。在每个周期气水交替驱过程中，含水率呈近似倒“几”字状。由图2可知:第1周期气水交替注气过程中，气油比在见气前为0.0 m3/m3，见气后气油比迅速上升至一定水平并保持相对稳定，然后迅速升至10.03m3/m3以上，直至完全产气;转注水后，初期完全产气，见油后油气比迅速降至完全不产气，气油比为0.0m3/m3。第2周期气水交替驱过程中气油比变化与第1周期基本相同。
第1周期气水交替过程注气阶段的流态主要包括单相流(水相或气相)、油气两相流和三相流。图3为气油比及注入压力变化情况。由图3可知:两相流和三相流时注入压力为15.80～16.30 MPa，平均为16.05 MPa。在该压力下，CO2在油、水中的溶解度分别为197、28 m3/m3。油气水三相流态下，岩心产出端气油比为0.0～8.5 m3/m3，远小于CO2在油中的溶解度，从而判断在油藏条件下(岩心中) CO2以溶解气的形式溶于油中;油气两相流态下，岩心产出端气油比为7.5～2 700.0 m3/m3，因此，当气油比小于197.0 m3/m3时，岩心中CO2以溶解气的形式溶于油中，气油比大于197.0 m3/m3时，岩心中的CO2主要以自由气的形式存在，表明CO2已气窜。图3中的气油比及注入压力变化需根据油藏条件下CO2状态的判断结果，对产出端流态进行修正，获得油藏中的实际流态，其对比结果及油藏条件下CO2状态见表2。2.4 见效特征分析
【参考文献】：
期刊论文
[1]高温高压条件下CO2驱稠油微观运移特征[J]. 郭省学. 油气地质与采收率. 2019(03)
[2]油气储层岩心实验的样本量设计[J]. 吕洲,王玉普,李莉,侯秀林,薛萧敏,张宝辉. 石油实验地质. 2018(04)
[3]多方法协同表征特低渗砂岩储层全孔径孔隙结构——以鄂尔多斯盆地合水地区砂岩储层为例[J]. 欧阳思琪,孙卫,黄何鑫. 石油实验地质. 2018(04)
[4]低渗透致密砂岩储层孔隙结构对渗吸特征的影响[J]. 李晓骁,任晓娟,罗向荣. 油气地质与采收率. 2018(04)
[5]三塘湖盆地牛圈湖油田低孔特低渗储集层特征及形成机理[J]. 文静,杨明,齐韦林,姚孟多,侯全政. 石油实验地质. 2018(02)
[6]体积改造油藏注水吞吐有效补充地层能量开发的新方式[J]. 吴忠宝,曾倩,李锦,王璐. 油气地质与采收率. 2017(05)
[7]美国CO2驱油技术应用及启示[J]. 秦积舜,韩海水,刘晓蕾. 石油勘探与开发. 2015(02)
[8]CO2驱水气交替注采参数优化——以安塞油田王窑区块长6油藏为例[J]. 尚宝兵,廖新维,卢宁,王欢,窦祥骥,何逸凡,陈宝喆. 油气地质与采收率. 2014(03)
[9]基于恒速压汞的特低—超低渗透储层孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地富县探区长3油层组为例[J]. 蔡玥,赵乐,肖淑萍,张磊,龚嘉顺,孙磊,孙阳,康丽芳. 油气地质与采收率. 2013(01)
[10]中国油气田注CO2提高采收率实践[J]. 罗二辉,胡永乐,李保柱,朱卫平. 特种油气藏. 2013(02)
本文编号：3549663
【文章来源】：特种油气藏. 2020,27(05)北大核心CSCD
【文章页数】：5 页
【部分图文】：
不同压力下CO2在油、水中溶解度(50℃)
图2为水驱后CO2和水交替驱的驱替动态。由图2可知:第1周期气水交替驱过程中(CO2驱后转水驱)，含水率在见气前保持在100%，在见气产油后含水率迅速降至0，直至完全产气;转注水后，初期完全产气，含水率为0，在见水后含水急剧上升，由于驱替过程中油气水分散程度高，含水率在较高的水平上(大于90%)波动，呈锯齿状，直至含水率为100%;第2周期气水交替驱过程含水率变化与第1周期大致相同。在每个周期气水交替驱过程中，含水率呈近似倒“几”字状。由图2可知:第1周期气水交替注气过程中，气油比在见气前为0.0 m3/m3，见气后气油比迅速上升至一定水平并保持相对稳定，然后迅速升至10.03m3/m3以上，直至完全产气;转注水后，初期完全产气，见油后油气比迅速降至完全不产气，气油比为0.0m3/m3。第2周期气水交替驱过程中气油比变化与第1周期基本相同。
第1周期气水交替过程注气阶段的流态主要包括单相流(水相或气相)、油气两相流和三相流。图3为气油比及注入压力变化情况。由图3可知:两相流和三相流时注入压力为15.80～16.30 MPa，平均为16.05 MPa。在该压力下，CO2在油、水中的溶解度分别为197、28 m3/m3。油气水三相流态下，岩心产出端气油比为0.0～8.5 m3/m3，远小于CO2在油中的溶解度，从而判断在油藏条件下(岩心中) CO2以溶解气的形式溶于油中;油气两相流态下，岩心产出端气油比为7.5～2 700.0 m3/m3，因此，当气油比小于197.0 m3/m3时，岩心中CO2以溶解气的形式溶于油中，气油比大于197.0 m3/m3时，岩心中的CO2主要以自由气的形式存在，表明CO2已气窜。图3中的气油比及注入压力变化需根据油藏条件下CO2状态的判断结果，对产出端流态进行修正，获得油藏中的实际流态，其对比结果及油藏条件下CO2状态见表2。2.4 见效特征分析
【参考文献】：
期刊论文
[1]高温高压条件下CO2驱稠油微观运移特征[J]. 郭省学. 油气地质与采收率. 2019(03)
[2]油气储层岩心实验的样本量设计[J]. 吕洲,王玉普,李莉,侯秀林,薛萧敏,张宝辉. 石油实验地质. 2018(04)
[3]多方法协同表征特低渗砂岩储层全孔径孔隙结构——以鄂尔多斯盆地合水地区砂岩储层为例[J]. 欧阳思琪,孙卫,黄何鑫. 石油实验地质. 2018(04)
[4]低渗透致密砂岩储层孔隙结构对渗吸特征的影响[J]. 李晓骁,任晓娟,罗向荣. 油气地质与采收率. 2018(04)
[5]三塘湖盆地牛圈湖油田低孔特低渗储集层特征及形成机理[J]. 文静,杨明,齐韦林,姚孟多,侯全政. 石油实验地质. 2018(02)
[6]体积改造油藏注水吞吐有效补充地层能量开发的新方式[J]. 吴忠宝,曾倩,李锦,王璐. 油气地质与采收率. 2017(05)
[7]美国CO2驱油技术应用及启示[J]. 秦积舜,韩海水,刘晓蕾. 石油勘探与开发. 2015(02)
[8]CO2驱水气交替注采参数优化——以安塞油田王窑区块长6油藏为例[J]. 尚宝兵,廖新维,卢宁,王欢,窦祥骥,何逸凡,陈宝喆. 油气地质与采收率. 2014(03)
[9]基于恒速压汞的特低—超低渗透储层孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地富县探区长3油层组为例[J]. 蔡玥,赵乐,肖淑萍,张磊,龚嘉顺,孙磊,孙阳,康丽芳. 油气地质与采收率. 2013(01)
[10]中国油气田注CO2提高采收率实践[J]. 罗二辉,胡永乐,李保柱,朱卫平. 特种油气藏. 2013(02)
本文编号：3549663
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