CN110344793A - 一种油田注气混相驱适应性评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油田注气混相驱适应性评价方法，步骤如下：S1、根据地质油藏特征，制成混合型长岩心模型；S2、进行细管实验；S3、进行PVT实验；S4、分别进行不同注入方式的驱替实验：(1)底部注水驱油至残余油后转顶部注气体A驱残余油实验；(2)直接顶部注气体A驱油实验；(3)直接顶部注气体A段塞，然后注气体B驱油实验；(4)开展底部注水驱油至残余油后转顶部注气体A段塞，然后注气体B驱油实验；(5)底部注水驱油至残余油后转底部注气体A段塞，然后底部水驱油实验；(6)底部注水驱油至残余油后转底部注气体B段塞，然后底部水驱油实验。本发明的方法为油田实现混相驱的可行性进行实验论证，为现场实施提供指导性依据。
Description
技术领域
本发明涉及油气开采技术领域，特别是一种油田注气混相驱适应性评价方法。
背景技术
气体混相驱是提高采收率(EOR)的一种方法，其目的是利用注入气体能与原油达到混相的特性，使注入流体与原油之间的界面消失，即界面张力降低至零，从而驱替出油藏的残余油，理论上驱油效率能达到100％。气体混相驱按混相机理可分为一次接触混相驱和多次接触混相驱。多次接触混相驱是指在注入气体后，油藏原油与注入气之间出现就地的组分传质作用，形成一个驱替相过渡带，其流体组成由原油组成变化过渡为注人流体的组成，这种原油与注入流体在流动过程中重复接触而靠组分的就地传质作用达到混相的过程，称作“多次接触混相”或“动态混相”。
目前，通过气驱混相驱技术提高原油采收率已经形成了一套比较成熟的理论体系。国内外已经有很多成功采用注气混相驱的油田案例。但是，针对不同的油藏类型，地质油藏特征不同。如何判断具体油藏是否适合采用注气混相驱，还没有完善系统的方法。在实际实施中，不仅需要采用大量的理论方法进行了相关研究；还有不少问题需要通过实际的实验进行验证和分析，这些问题包括：①注什么样的气才能实现混相；②注气后能对原油性质带来多大的改变；③油藏条件下注气能有多大的驱油效率等等，只有这些问题弄清楚了，才能推进注气混相驱在具体油田进行先导性实验，若取得良好的效果，才能大面积的在油藏推广应用。一旦注气混相驱在现场实施中能取得较好的效果，就为油田提高采收率提供了一个全新的方向，具有重大的价值和市场前景，也可为类似的油藏提高采收率研究提供重要的参考依据。
发明内容
本发明的目的是提供一种油田注气混相驱适应性评价方法。
本发明提供的油田注气混相驱适应性评价方法，包括如下步骤：
S1、根据地质油藏特征，筛选实验岩样，制成混合型长岩心模型；根据前期对油藏储层孔隙结构特征分析，选择能代表不同种类孔隙结构储层的岩心若干，排列组合成一组混合型长岩心模型。
S2、分析油藏的混相性，筛选能够与地层油达到混相的两种注入气体，分别是气体A和气体B，并通过细管实验确定混相条件。细管实验具体包括3组不同注入方式的细管实验：(1)气体A细管实验，(2)气体A段塞和气体B顶替细管实验，(3)气体A和气体B混合气细管实验。
S3、分别进行地层原油PVT实验，地层原油与注入气的PVT实验；PVT实验包括：(1)地层原油PVT实验，(2)地层原油与气体A体系的PVT实验；(3)地层原油与气体B体系的PVT实验。
S4、分别进行不同注入方式的长岩心气驱油实验，具体操作步骤如下：
S41、测试长岩心模型的孔隙度和渗透率。
S42、清洗长岩心模型，垂直设置长岩心装配驱替实验装置，并对长岩心模型进行抽真空处理。
S43、建立长岩心束缚水饱和度。
S44、长岩心饱和地层原油。
S45、在地层压力和温度条件下，分别进行不同注入方式的长岩心气驱油实验，具体包括如下6种不同注入方式的驱替实验：
(1)长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转顶部注气体A驱残余油实验,考察顶部气体A能够提高的驱油效率；
(2)长岩心饱和油后，直接开展顶部注气体A驱油实验，考察顶部气体A的驱油效率，并与驱替实验(1)实验结果比较，考察岩心水淹对气驱油效率的影响；
(3)长岩心饱和油后，直接顶部注气体A段塞，然后注气体B驱油实验，考察混相段塞的稳定性及其对气驱油效率的影响；
(4)长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转顶部注气体A段塞，然后注气体B驱油实验，并与驱替实验(3)实验结果比较，考察岩心水淹对混相段塞的稳定性及其对气驱油效率的影响；
(5)长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转底部注气体A段塞，然后底部水驱油实验，考察残余油溶解了气体A后，对继续底部水驱油效率的影响；
(6)长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转底部注气体B段塞，然后底部水驱油实验，考察残余油溶解了注气体B后，对继续底部水驱油效率的影响，并与驱替实验(5)实验结果比较，考察不同气体对继续底部水驱油效率的影响。
S5、基于以上实验结果，比较各组实验各阶段累计采出程度，选出最佳的注气混相驱的驱替注入方式，为现场实施提供指导性依据。
上述方法中，所述步骤S42中，采用石油醚和无水乙醇混合液对长岩心进行清洗，并用高压氮气吹干长岩心，最后对长岩心进行抽真空操作。
所述步骤S43具体操作为：在地层温度条件下，使用定量饱和的方法建立束缚水饱和度，从长岩心的出入口两端注入计算好体积的地层水，记录注入水的水量，当饱和死油时，计算驱出水的体积，并再次从入口段补充注入相应水量。死油指没有溶解气的油，也可以理解为泡点压力以下的原油。
所述步骤S44具体操作为：先用死油建立压力，用驱替泵驱替死油，饱和满长岩心后继续加压驱替，直至长岩心内压达到原始地层压力，在地层压力和温度条件下，利用地层原油驱替死油，测定出口端气油比，当出口端的气油比与配样气油比误差小于5％时，关闭阀门停止饱和，保持压力恒定不变，恒压12h以上，保证长岩心中的基质和裂缝空间被充分饱和。
所述步骤S45中，顶部注气驱替的具体操作为：从长岩心顶部纵向向下，在地层压力条件下以0.06ml/min的速度注入气体，当出口端不再产油时，停止驱替，用注入气恒压静置一天，再次进行驱替，直至不再产油，注气过程中，每注入0.05HCPV，记录时间、注入压力、岩心入口及出口压力、环压、出口的产液量。
与现有技术相比，本发明的有益之处在于：
本发明的评价方法综合利用实验测试、数值模拟等手段，测定可能利用的注入气与地层原油的混相性，确定达到混相的注入气组成，分析油藏原油-注入气体系相态特性，确定注气混相驱油效率，评价油田混相驱的适应性，优化试验井组混相驱提高采收率方案，为油田注气提高采收率现场实施提供指导性依据。
本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。
附图说明
图1、混合型长岩心照片图。
图2、某E油田长岩心驱替实验结果对比图。
具体实施方式
以下对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例1
本发明提供的油田注气混相驱适应性评价方法应用在某D油田中的具体案例。
(1)采用的实验设备：采用加拿大HYCAL公司研制的多功能长岩心驱替实验装置进行实验。
(2)结合前期对储层孔隙结构特征的认识及分类结果，使用能代表四类孔隙结构储层的岩心，排列组合成一组混合型长岩心，选取的组合岩心模型物性及构成，见表1所示。混合型长岩心如图1所示。并测试组合长岩心模型的孔隙度、渗透率等物性参数。
表1、选取的四类孔隙结构储层的岩心的物性特征参数表
组合岩心模型非均质性如下：
变异系数：根据非均质性评价标准，计算组合全直径岩心模型的渗透率变异系数(Vk)为，
一般当Vk＝0时，渗透率分布为完全均质；当Vk＝0-0.3时，渗透率分布为弱非均质；当Vk＝0.3-0.7时，渗透率分布为中等均质；当Vk＝0.7-1.0时，渗透率分布为强非均质；当Vk＞1.0时，渗透率分布为超强非均质。根据计算可知，所选取的实验岩心为超强非均质。
渗透率极差：
ΔKmm＝Kmax-Kmin＝1020-20.2＝999.8
渗透率极差越大，反应渗透率的非均质性越强，反之非均质性越弱。
渗透率突进系数：
显然kmax值越大非均质性越强，kp越接近1，均质性越好。根据上述计算，综合评价所选取的实验岩心为超强非均质。实验过程全直径长岩心孔隙分配数据：空隙体积382.9ml，烃类空隙体积201.6ml，束缚水体积181.3ml。
(3)复配地层原油：采用实验室地层原油流体样品配制方法，取500-600ml地面油量，再按原始生产气油比计算所需的分离气量，进行样品配制计算，然后在配样器中按原始地层压力和原始生产气油比进行样品配制，油、气样品转入配样器后升温至地层温度和配样压力，进行搅拌，形成原始地层原油样品。D油田油藏物性数据如表2所示。
表2、D油田油藏物性数据表
注：地层条件下地层水粘度测试为0.57cp。
(4)复配地层水：根据试验井地层水分析结果配制实验用地层水。
(5)分析油藏的混相性，筛选能够与地层油达到混相的两种注入气体，分别是油田伴生气A和气田气B，并通过细管实验确定混相条件。细管实验具体包括3组不同注入方式的细管实验：①油田伴生气A细管实验，②油田伴生气A段塞和气田气B顶替细管实验，③油田伴生气A和气田气B混合气细管实验。
(6)分别进行地层原油PVT实验，地层原油与注入气的PVT实验；PVT实验包括：①地层原油PVT实验；②地层原油与油田伴生气A体系的PVT实验；③地层原油与气田气B体系的PVT实验。
(7)组合长岩心实验过程：
步骤1：组装驱替实验装置，采用石油醚和无水乙醇混合液对长岩心进行清洗，并用高压氮气吹干长岩心，最后对长岩心进行抽真空操作。
步骤2：在目前地层温度52.2℃条件下，使用定量饱和的方法建立束缚水饱和度，从长岩心的出入口两端注入计算好体积的地层水，记录注入水的水量，当饱和死油时，计算驱出水的体积，并再次从入口段补充注入相应水量。
步骤3：先用死油建立压力，用驱替泵驱替死油，饱和满长岩心后继续加压驱替，直至长岩心内压达到原始地层压力，在地层压力12.4MPa和温度52.2℃条件下，利用地层原油驱替死油，测定出口端气油比，当出口端的气油比与配样气油比误差小于5％时，关闭阀门停止饱和，保持压力12.4MPa恒定不变，恒压12h以上，保证长岩心中的基质和裂缝空间被充分饱和。
步骤4：在地层压力12MPa，温度52.2℃条件下，分别进行不同注入方式的长岩心气驱油实验，具体包括如下6种不同注入方式的驱替实验：
①长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转顶部注油田伴生气A驱残余油实验,考察顶部油田伴生气A能够提高的驱油效率(模拟水淹带的情况)；
②长岩心饱和油后，直接开展顶部注油田伴生气A驱油实验，考察顶部油田伴生气A的驱油效率，模拟非水淹带的情况，并与驱替实验①实验结果比较，考察岩心水淹对气驱油效率的影响；
③长岩心饱和油后，直接顶部注油田伴生气A段塞(具体尺寸可考虑0.1-0.3HCPV之间)，然后注气田气B驱油实验，考察混相段塞的稳定性及其对气驱油效率的影响；
④长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转顶部注油田伴生气A段塞(具体尺寸可考虑0.1-0.3HCPV之间)，然后注气田气B驱油实验，并与驱替实验③实验结果比较，考察岩心水淹对混相段塞的稳定性及其对气驱油效率的影响；
⑤长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转底部注油田伴生气A段塞(具体尺寸可考虑0.1-0.3HCPV之间)，然后底部水驱油实验，考察残余油溶解了油田伴生气A后，对继续底部水驱油效率的影响；
⑥长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转底部注气田气B段塞(具体尺寸可考虑0.1-0.3HCPV之间)，然后底部水驱油实验，考察残余油溶解了注气田气B后，对继续底部水驱油效率的影响，并与驱替实验⑤实验结果比较，考察不同气体对继续底部水驱油效率的影响。
顶部注气驱替的具体操作为：从长岩心顶部纵向向下，在地层压力12.4MPa条件下以0.06ml/min的速度注入气体，当出口端不再产油时，停止驱替，用注入气恒压12.4MPa静置一天，再次进行驱替，直至不再产油，注气过程中，每注入0.05HCPV，记录时间、注入压力、岩心入口及出口压力、环压、出口的产液量。
(8)基于以上实验结果，比较各组实验各阶段累计采出程度，选出最佳的注气混相驱的驱替注入方式，为现场实施提供指导性依据。
实施例2
本发明提供的油田注气混相驱适应性评价方法应用在某E油田中的具体案例。
具体实验操作方法步骤思路同实施例1。选取注N2、CO2、注CO2段塞+N2长岩心驱替实验测试。采用加拿大HYCAL公司研制的多功能长岩心驱替实验装置进行实验。
实验内容如表3所示。
表3、实验内容表
实验结果如图2所示。比较各组实验各阶段累计采出程度，各组驱替实验累计采出程度存在关系如下：
水驱＜低压注N2＜高压注N2＜注CO2＜低压注CO2/N2段塞＜高压注CO2/N2段塞。
结果表明，该油田在后期提高采收率技术上可选取在适当高的压力条件下，前沿注入CO2/N2段塞，后面注水驱替的方式，更有利于提高采收率。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容做出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (9)
1.一种油田注气混相驱适应性评价方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1、根据地质油藏特征，筛选实验岩样，组合制成混合型长岩心模型；
S2、分析油藏的混相性，筛选能够与地层油达到混相的两种注入气体，分别是气体A和气体B，并通过细管实验确定混相条件；
S3、分别进行地层原油PVT实验，地层原油与注入气的PVT实验；
S4、分别进行不同注入方式的长岩心气驱油实验，具体包括如下6种不同注入方式的驱替实验：
(1)长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转顶部注气体A驱残余油实验,考察顶部气体A能够提高的驱油效率；
(2)长岩心饱和油后，直接开展顶部注气体A驱油实验，考察顶部气体A的驱油效率，并与驱替实验(1)实验结果比较，考察岩心水淹对气驱油效率的影响；
(3)长岩心饱和油后，直接顶部注气体A段塞，然后注气体B驱油实验，考察混相段塞的稳定性及其对气驱油效率的影响；
(4)长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转顶部注气体A段塞，然后注气体B驱油实验，并与驱替实验(3)实验结果比较，考察岩心水淹对混相段塞的稳定性及其对气驱油效率的影响；
(5)长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转底部注气体A段塞，然后底部水驱油实验，考察残余油溶解了气体A后，对继续底部水驱油效率的影响；
(6)长岩心饱和油后，开展底部注水驱油至残余油后转底部注气体B段塞，然后底部水驱油实验，考察残余油溶解了注气体B后，对继续底部水驱油效率的影响，并与驱替实验(5)实验结果比较，考察不同气体对继续底部水驱油效率的影响；
S5、基于以上实验结果，比较评价各组实验各阶段累计采出程度，选出最佳的注气混相驱的驱替注入方式，为现场实施提供指导性依据。
2.如权利要求1所述的油田注气混相驱适应性评价方法，其特征在于，所述步骤S2中，细管实验包括3组不同注入方式的细管实验：(1)气体A细管实验，(2)气体A段塞和气体B顶替细管实验，(3)气体A和气体B混合气细管实验。
3.如权利要求1所述的油田注气混相驱适应性评价方法，其特征在于，所述步骤S3中，PVT实验包括：(1)地层原油PVT实验，(2)地层原油与气体A体系的PVT实验；(3)地层原油与气体B体系的PVT实验。
4.如权利要求1所述的油田注气混相驱适应性评价方法，其特征在于，所述步骤S4具体操作如下：
S41、测试长岩心模型的孔隙度和渗透率；
S42、清洗长岩心模型，垂直设置长岩心装配驱替实验装置，并对长岩心模型进行抽真空处理；
S43、建立长岩心束缚水饱和度；
S44、长岩心饱和地层原油；
S45、在地层压力和温度条件下，分别进行6种不同注入方式的驱替实验。
5.如权利要求4所述的油田注气混相驱适应性评价方法，其特征在于，所述步骤S42中，采用石油醚和无水乙醇混合液对长岩心进行清洗，并用高压氮气吹干长岩心，最后对长岩心进行抽真空操作。
6.如权利要求4所述的油田注气混相驱适应性评价方法，其特征在于，所述步骤S43具体操作为：在地层温度条件下，使用定量饱和的方法建立束缚水饱和度，从长岩心的出入口两端注入计算好体积的地层水，记录注入水的水量，当饱和死油时，计算驱出水的体积，并再次从入口段补充注入相应水量；所述死油指没有溶解气的油，也可以理解为泡点压力以下的原油。
7.如权利要求4所述的油田注气混相驱适应性评价方法，其特征在于，所述步骤S44具体操作为：先用死油建立压力，用驱替泵驱替死油，饱和满长岩心后继续加压驱替，直至长岩心内压达到原始地层压力，在地层压力和温度条件下，利用地层原油驱替死油，测定出口端气油比，当出口端的气油比与配样气油比误差小于5％时，关闭阀门停止饱和，保持地层压力恒定不变，恒压12h以上，保证长岩心中的基质和裂缝空间被充分饱和。
8.如权利要求4所述的油田注气混相驱适应性评价方法，其特征在于，所述步骤S45中，顶部注气驱替的具体操作为：从长岩心顶部纵向向下，在地层压力条件下以0.06ml/min的速度注入气体，当出口端不再产油时，停止驱替，用注入气恒压静置一天，再次进行驱替，直至不再产油，注气过程中，每注入0.05HCPV，记录时间、注入压力、岩心入口及出口压力、环压、出口的产液量。
9.如权利要求1所述的油田注气混相驱适应性评价方法，其特征在于，所述步骤S1中，根据前期对油藏储层孔隙结构特征分析，选择能代表不同种类孔隙结构储层的岩心若干，排列组合成一组混合型长岩心模型。
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