高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨
高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨
我国油藏资源十分丰富，社会发展对油藏资源的需求也在不断增加，这对油藏资源的开发就提出了更高的要求。而在油藏资源的开发中，一般都是通过注水开发，但到了中后期后，往往注水就不能够维持高效和稳产的效果。为了提高其油藏资源的采收率
标签：高含水油藏;注气驱;采收率;驱油效果
1.实验流体的性质
在本实验中，所用原油以及天然气均取自某一油井内，并按照开发的初期阶段此油藏区域内原始性PVT的数据和汽油比等资料，对原油实施配制。所得原油的饱和压力是18.22 MPa，其单次脱气的原油所溶解的气油比是135. 828 m3 /m3，其地层油的体积系数是1. 34，且地层油溶解气体的系数平均是7.493 m3 /（m3·MPa），体积的收缩率是26. 012%;活油的密度是0. 696 g/cm3、死油的密度是0.826 g/cm3。其中的活油主要是在地层的压力下所溶解存在气体的一种液态烃物质，而死油主要是油气藏的烃类流体通过单次脱气至大气条件状态所得的一种液态烃物质[1]。通过对原油物性实施分析，则原始的地层条件中是挥发油物质。
2.高压物性的实验
按照研究需要，分别针对富气以及CO2会对流体的相态产生影响的实验实施开展，对注入不同的摩尔分数富气以及CO2的气体会对流体的膨胀性能力、粘度和饱和压力等影响实施测试。在高压物性的测量系统中，主要包括气体体积的计量计、PVT斧和毛细管的黏度计等，还有一些真空泵和压力泵等设备的软件。
2.1分析对流体的相態影响
在实施不同比例的CO2以及富气注入时，能够得到液相相对的体积和压力存在的关系。对两图实施对比观察，不同注气的比例下两图曲线变化的趋势大致一样，则在相应注气的比例下随压力发生降低，在初始阶段的相对体积呈现出较为平缓的曲线，而在压力下降至某一个点后，其曲线就会发生快速地上升，此点对应压力就是泡点的压力。若处在泡点的压力下，其流体会出现相变，自纯液相朝气液两相实施转变，因此在压力比泡点的压力低后，其压力会继续下降，相对体积的增大速率也会变大。另外，在注气的比例逐渐增大时，转折点曲线更为平滑，还向右发生偏移，这说明注气量的不断增加使泡点的压力发生增大。提升泡点压力，不仅能够对原油内气体溶解的能力实施增强，且还会让注入气增强原油抽提、萃取，促进混相驱实现采收率的提高[2]。
2.2分析对原油的物性影响
采收率计算公式
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算 # 一、常规砂岩油藏采收率计算 1）石油行业标准1(俞启泰,1989年） T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ 式中各项参数的分布范围 2）石油行业标准2(陈元千,1996年） S K E o R 003871.03464.0lg 084612.0058419.0+++=φμ 式中各项参数的分布范围 适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。 # HIDD_H1
3）万吉业（1962年） R R K E μlg 165.0135.0+= 4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年） h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年） 2159 .01903.00422 .0)()1(3225.0--??? ? ???????? ???? ? ? ???-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。 6）俄罗斯的Кожакин（1972年） h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0* +-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2 S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m 7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年） h T S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=* μ 适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m 8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式 Z S S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0* --+++++-=μ 以上各式中参数： E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数； V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；
高含水油藏提高采收率技术研究与进展开题报告
中国石油大学（北京）远程教育学院 毕业设计（论文）开题报告 高含水油藏提高采收率技术 研究与进展 姓名：杨帆 学号：936887 性别：男 专业: 石油工程 批次：1503 学习中心：甘肃农垦河西分校奥鹏学习中心[19] 指导教师：王秀宇 2017年1月21日（开题报告截止日期）
毕业设计（论文）开题报告 论文题目 一、选题原因 在社会经济发展过程中，油藏开采需求增大，越来越多的高含水期油藏被勘查出来，但是高含水期的油藏却存在高含水高采出的矛盾，成为目前高含水期油藏开采的主要问题。我国大部分油田都已经投产数十年，许多油藏都逐渐进入高含水期阶段，一些区块甚至采出所在区域储量的80%，所以，研究如何开采高含水期油藏，成为解决目前油藏开采困境的重要途径。国内外相关研究提示，一些通过水驱技术开发的油藏，提高其采收效率主要有三次采油及水动力学法。长庆油田是我国年份较久的油田，因为长期的开发，该油田一部分油藏区域已经进入高含水期，油藏的发育以及油层的连通具典型性，因此，本文选择长庆油田的高含水期高渗透大厚层高含水油藏作为研究对象进行研究，以探讨提高高含水期油藏采收率的方法，取得较理想的效果。 二、论文框架 ?第1章绪论 ? 1.1 特高含水期油藏特点 ? 1.2 国内外特高含水期油藏概况 ? 1.3 特高含水期油藏剩余油的分布特征 ?第2章特高含水油田提高采收率技术 ? 2.1 特高含水油田继续水驱提高采收率技术 ? 2.2 特高含水油田氮驱提高采收率技术 ? 2.3 特高含水油田注聚合物驱提高采收率技术 ? 2.4 特高含水油田注凝胶提高采收率技术 ? 2.5 特高含水油田水气交注提高采收率技术 ? 2.6 特高含水油田C02驱提高采收率技术 ?第3章组合驱方式筛选实例 ? 3.1 Kumkol South油田提高采收率研究 ? 3.2 SH7油田提高采收率研究 ?
各类油藏采收率计算公式
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算 # 一、常规砂岩油藏采收率计算 1）石油行业标准1(俞启泰,1989年） T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ 式中各项参数的分布范围 2）石油行业标准2(陈元千,1996年） S K E o R 003871.03464.0lg 084612.0058419.0+++=φμ 式中各项参数的分布范围 适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。 # HIDD_H1
3）万吉业（1962年） R R K E μlg 165.0135.0+= 4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年） h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年） 2159 .01903 .00422 .0)()1(3225.0--??? ? ???????? ???? ? ????-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。 6）俄罗斯的Кожакин（1972年） h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2 S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m 7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年） h T S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ 适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m 8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式 Z S S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0* --+++++-=μ 以上各式中参数： E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数； V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；
提高油田采收率的实践与认识
提高油田采收率的实践与认识 摘要：油田经过长时间的开发，形成了固定的注采模式和对应关系，最终含水上升，产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采，导致油层动用不均，降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施，充分挖掘老油田的潜力，达到最终提高采收率的目的。 关键词：地层压力：注采井网；提高采收率：断层遮挡；地层能量 滨南油田历经四十多年的开发，主力区块、优质储量已得到充分动用，多数主力油藏已进入高含水、高采出程度、高剩余采油速度和高开发成本的四高阶段。如何实现老区稳产?滨南油田从保持合理地层压力入手，通过实施井网完善、调整注采对应关系、强化注水等一系列工作，有效提高了油田采收率，实现了连续稳产16年的佳绩。 1 所属油田概况 滨南油田属于多油层复杂断块中、低渗透油藏，分为滨一区、滨二区、滨三区，所管单元油层埋藏深，低产、低效，低渗单元居多。从上到下发现沙二段、沙三段、沙四段三套含油层系，共探明含油面积66.27km2，石油地质储量8157.4×104t，注水储量7181.6万吨，
可采储量2010.8×104t，标定采收率24.65％。目前累计产油1562.1499万t，地质储量采出程度19.15％，地质储量采油速度0.40％。该油田投入开发以来，经历水力泵、电泵、抽油机等多种方式的强度开采，地下油水关系复杂，非均质严重，平面层间矛盾突出。 2 提高采收率的开发思路 以“产量硬稳定、管理上水平”为目标，立足老区，进行井网完善，调整注采对应关系，夯实老油田的稳产基础，减缓递减，确保提高老油田的采收率。主要以砂体治理和平面挖潜为重点，实施“增”、“提”、“补”措施，即增加注水井点和有效注水量，提高注采对应率和开井数、补孔小砂体挖潜等，提高储量动用程度。 3 提高采收率的做法和效果 3.1 井网完善是前提 针对油水井井况明显变差，导致注采井网不完善，地层能量下降严重，部分油井因能量不足停产，油田开发形势变差的现状，自2006年以来，我们从长远利益出发，通过精细油藏描述，进行剩余油饱和度测井等措施，加强了对地质构造和剩余油分布的再认识，分别对滨35-64块、杨集沙三和毕家沙三等多个单元的24口油井实施了转注完善注采井网，初期日增注1060m3/d，累计增注23.0723m3，对应油
特高含水期提高水驱采收率影响因素以胜利断块油藏为例
Value Engineering 0引言 胜利油区断块油藏目前已进入特高含水期，平均采收率32.4%，同美国等国家同类型油藏采收率（40%～50%）相比，采收率差距较大，说明断块油藏蕴藏着较大潜力[1-2]。作为廉价、高效的驱油流体和地层压力维持介质，以及操作相对简单安全、技术成熟的开发方式，注水开发目前仍然是复杂断块油藏首选的高效开发技术[3]。长期以来，断块油藏为胜利油田持续稳定发展做出了重要贡献[4]。 截止2010年底，胜利油田断块油藏已累计动用地质储量和累计产油量分布占到胜利 油田的31.5%和38.2%，在胜利油田占有重要地位。因此，研究胜利断块藏特高含水期提高水驱采收率影响因素，对于提高水驱采收率，对降低采油成本、稳定油气产量、满足国内经济发展要求意义重大。本文试图从水驱采收率定义出发，基于现场应用的角度对胜利断块油 藏特高含水期提高水驱采收率影响因素作一探讨。 1水驱采收率的定义对于水驱油田来说，采收率为水驱驱油效率及波及系数的乘积[5-6]，可表示为：E R =E D ·E V =E D ·E A ·E H （1）该公式基本反映了提高采收率的机理，即要提高采收率就要增大波及体积、提高驱油效率。可见，影响水驱油效率和水驱波及系数的因素即为影响水驱采收率的因素。对某一水驱油田，其驱油效率主要取决于油层的固有性质；波及系数除取决于油层性质外，还取决于油藏的开采方法[7]。2影响水驱采收率的主要影响因素2.1驱油效率的影响因素影响驱油效率的因素主要包括孔隙结构、原油性质、过水倍数等[7]。对于特定的油藏，原油性质和孔隙 结构改变难度较大。理论研究表明， 特高含水开发阶段，增加过水倍数，是提高驱油效率的主要途径[8]。永安油田永12断块永12平3 井经过提液，使其单井可采储量从7.61×104t 增加到9.25×104t ，增 加1.64×104t ，采收率提高8.56%，累计增油近0.8×104t ，取得较好的 开发效果。现场应用表明，矿场强化提液与注水是提高过水倍数的 主要手段。2.2纵向波及系数的影响因素影响纵向波及系数主要因素是 油藏纵向非均质，即层系划分合理，层间干扰减缓，波及系数大，反 之亦然。换句话说，层系划分是否合理是影响纵向波及系数最主要 的因素。 2.2.1层间非均质性对胜利断块油藏来说，层间非均质主要是 指储层物性、原油性质及含油条带宽度等。油藏数模研究结果表明：①层间渗透率级差越大，剩余油的富集状态差异越大，不同级别渗透储层，级差对剩余油的控制是不同；渗透率越高，开发效果越好。 ②稠、稀油合采，稠油层剩余油富集较多；原油物性越好，由原油物性差异导致的开发效果差异越不明显。③含油条带窄，平面波及较小，井间剩余油富集，采收率偏低； 条带宽度大于300米后条带宽度对采收率影响减小。 2.2.2层内非均质性层内非均质则主要表现为储层韵律性及 隔夹层分布等。 油藏数模研究结果表明： ①正韵律层注入水沿底部窜进，见水早，含水上升快，顶部剩余 油富集较多；反韵律水洗充分，见水晚，含水上升慢。 ②至于夹层对水驱采收率的影响主要表现在射孔方式的选择上：当水井钻遇夹层，水井全部射开，油井则可以采取局部射孔方 式效果较好（图1）；而当油井钻遇夹层，油井全部射孔开发效果好 （图2）。 2.2.3开发非均质性开发非均质也是影响纵向波及系数的重—————————————————————— —基金项目：国家科技重大专项项目“大型油气田及煤层气开发”科技重大专 项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”（编号：2011ZX05011） 之专题三“断块油田特高含水期提高水驱采收率技术”（编号 2011ZX05011—003）。 作者简介：刘维霞（1973-），女，山东东营人，高级工程师，毕业于石油大学 （华东）油藏工程专业，现从事油气田开发技术研究和管理工作。特高含水期提高水驱采收率影响因素研究 ———以胜利断块油藏为例 Research on the Factors of Enhancing Water Drive Recovery at Extra High Water-cut Stage ： Taking Fault Block Oil Reservoirs in Shengli Oilfield as the Example 刘维霞①Liu Weixia ；胡罡①Hu Gang ；李鹏华②Li Penghua （①中国石化胜利油田地质科学研究院，东营257015；②中国石油与天然气勘探开发公司，北京100034） （①Geological Scientific Research Insititute of Shengli Oilfield ， Sinopec ，Dongying 257015，China ；②China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation ，Beijing 100034，China ） 摘要：特高含水油田水驱采收率的提高，对降低采油成本、稳定我国油气产量、满足国内经济发展要求意义重大。从水驱采收率定义出发，基于现场应用的角度研究了胜利断块油藏特高含水期提高水驱采收率影响因素。研究结果表明，过水倍数的高低及层系井网的合理与否是影响特高含水期断块油藏水驱采收率的主要因素。结论为特高含水期断块油藏提高水驱采收率指明了方向。 Abstract:Enhancing water drive recovery factor in extra high watered oilfield is very important to reduce costs and keep oil and gas production.Based on field application,proceeding from the basic definition of water drive recovery,the factors of enhancing water drive recovery at extra high water-cut stage were studied.Pore volume injection,layers and well pattern have effect on improving water drive recovery factor.The research provides a direction for enhancing water drive recovery in extra high watered oilfield. 关键词：特高含水期；断块油藏；水驱采收率；影响因素；过水倍数；驱油效率；波及系数 Key words:extra high water -cut stage ；fault block reservoirs ；water drive recovery ；influential factor ；displacement efficiency ；sweep efficiency ；relevent factor 中图分类号：TE65文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）01-0001-02 ·1·
提高采收率原理习题2010
《提高采收率原理》习题 第一章：原油采收率及其影响因素 一、概念 1.EOR 2.原油采收率 3.面积波及效率 4.洗油效率 5.流度比 6.剩余油 7.残余油 8.毛管数 9.界面张力10.指进11.舌进 二、简答 1. 写出流度比与毛管数的定义式，说明流度比、毛管数与原油采收率的关系；从流度比与毛管数的定义出发，分析提高原油采收率的途径和方法。 2. 推导原油采收率E R与波及系数E V和洗油效率E D的关系，说明提高采收率的途径有那些？ 3. 影响体积波及系数的因素是什么？ 4. 影响洗油效率的因素是什么？ 5、用什么参数表征地层的宏观非均质性，它们是如何定义的？ 第二章：聚合物驱油 一、概念 1.聚合物 2.水解 3.水解度 4.不可入孔隙体积 5.机械捕集 6.阻力系数 7.残余阻力系数 8.特性黏度 9.机械降解10.化学降解11.筛网系数12.聚合物溶液的黏弹性13.堵水14.调剖15.单体16.聚合度17.构型18.构象19.流变性20.假塑性流体22.视黏度23.过滤因子 二、简答 1.聚合物溶液产生降解、溶液粘度下降的原因及预防措施。 2.影响聚合物溶液溶解性能的因素。 3.影响聚合物溶液黏度的因素。 4.影响聚合物溶液静吸附的因素。 5.选择聚合物时应考虑那些因素。
6、调剖堵水提高原油采收率的机理是什么？ 7、什么叫过滤因子和筛网系数？如何测定？ 8、比较残余阻力系数与阻力系数的大小，并解释原因。 9、影响聚合物稳定性的因素有哪些？可以采取哪些措施解决稳定性问题？ 10、当含盐量增加时，HPAM的吸附量如何变化？为什么？ 11、写出特性黏度的表达式，其物理意义是什么？实验室如何测量，并绘图说明。 三、计算 室内在绝对渗透率为0.8μm2的饱和水的天然岩心中用聚合物溶液进行驱替实验。实验步骤如下：首先在一定注入速度下注盐水，压力稳定后测得岩心两端的压差为0.5 MPa，然后以相同的速度注聚合物溶液，压力稳定后测得岩心两端的压差为5.5 MPa；最后又以相同的速度注盐水，压力稳定后测得岩心两端的压差为0.7 MPa。据实验结果确定聚合物溶液的阻力系数和残余阻力系数。并说明阻力系数和残余阻力系数的物理意义。
影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率
影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率 姓名：韦景林 班级：021073 学号：20061000005
一.前言 油气田是指，在地质意义上，一定(连续)的产油面积内各油气藏的总称。该产油面积是受单一的或多种的地质因素控制的地质单位。而油气田的采收率则是指油气田最终的可采储量与原始地质储量的比值。通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作了。然而，任何一个油藏的开发，都要讲究其经济有效性，即要能够实现投入少，产出多，也就是说少花钱，多采油，最终采收率高。要达到这个目的，首先就要了解影响油气田采收率的主要因素，继而考虑如何提高油气田的采收率。那么，到底是哪些因素控制着油气田的采收率呢？ 一. 影响油气田采收率的主要因素 影响采收率的因素很多，总体而言，一是内部因素，凡属于受油气藏固有的地质特性所影响的因素都是内因；二是外部因素，凡属于受人对油气藏所采取的开发策略和工艺措施所影响的因素都是外因。内因起主导作用，好油藏总比差油藏采收率高。在开发过程中人对油气藏采用的合适的部署和有效的工艺措施也会使油气藏固有的地质特性得到改造，从而使油气藏的采收率得到提高。 影响油气藏采收率的内在因素有： （1）油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏等； （2）储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等； （3）油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度； （4）油气本身的性质，如油、气的相对密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量等。 影响油气藏采收率的外在因素有： （1）开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采； （2）井网合理密度及层系合理划分； （3）钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等； （4）为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等； （5）经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。 除了上述影响油气藏采收率的主要内外因素外，还有其他的因素影响着油气藏的采收率，这里就不一一介绍了。知道了影响油气田采收率的主要因素，在油气田的开发过程中，就要考虑如何提高油气田的采收率，以最少的经济投入，得
低渗透油藏水驱采收率影响因素分析
低渗透油藏水驱采收率影响因素分析 摘要实验表明,低渗透油藏具有启动压力梯度,因此其渗流规律与中、高渗透油藏不同。通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的定压水驱进行数值模拟,分析了低渗透油藏水驱采收率的影响因素,包括多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距。分析表明,低渗透油藏的水驱采收率受到启动压力梯度的影响,启动压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越小,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率越低;而增大生产压力梯度,可以有效地降低启动压力梯度的影响,生产压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越大,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率越高;增大生产压力梯度的方法有增大注入量和减小注采井距两种,都可以提高低渗透油田的开发效果。 主题词低渗透储集层启动压力梯度两相渗流采收率水 驱数值模拟 对于低渗透油藏,由于渗流时存在启动压力梯度〔1、2〕(简称为TPG),因此这种介质中的单相及两相渗流规律不同于常规的中、高渗透油藏,对低渗透油藏中的单相渗流理论的研究渐渐趋于成熟,而相应的两相渗流理论的研究还处于探索阶段,因此需要更多的研究。另外,有试验表明,低渗透油藏的压敏效应比较严重〔3、4〕,而且介质变形为弹塑性的,一旦地层能量损失,造成孔隙度和渗透率的下降后,无法再恢复,使低渗透油藏的开采难上加难,所以早期注水开发对于低渗透油藏显得非常必要,生产急需低渗透油藏的两相渗流理论来指导。通过对定压注水井排和采油井排进行数值模拟,分析了影响低渗透油藏水驱采收率的影响因素。 一、数学方程及其简化 将注水井排和生产井排之间的油藏简化为一维直线油藏,考虑地层温度不变, 忽略重力和毛管力的作用,在油藏两端定压注水和定压采液。考虑油水相启动压力梯度的影响。 二、产量、采收率影响因素分析 假设低渗透油藏中有一注采井排,注采井距为100m,油藏宽度和厚度分别为100m和10m,介质渗透率为0.01μm2,原始地层压力为12MPa,注入压力和采液压力为:pwi=15MPa,pwp=9MPa,油水粘度分别为:μw=1mPa·s,μo=5mPa·s。油水相启动压力梯度为:Go=0.01MPam,Gw=0.1Go,油水相对渗透率曲线如图1所示。用差分方程。(8)和(9),对此油藏进行数值模拟。 1,多孔介质孔隙结构特征的影响 多孔介质的孔隙结构,包括孔隙和喉道的大小、分布等,均对水驱的效果产生影响,其影响效果最终归结为油水相对渗透率曲线的影响。。文献〔6〕中详细分析了低渗透油藏的介质结构特性对水驱采收率的影响。 2,油水相对渗透率曲线的影响 同中高渗透油藏相同,影响低渗透油藏的注水采收率的主要因素是油水相对渗透率曲线。低渗透油藏相对渗透率曲线的特点是:束缚水饱和度大、共渗区域小和水相相对渗透率低,如图1所示。这决定了低渗透注水开发时,产液量不可能随时间大幅度上升,产液量呈下凹状,且后期上升缓慢。 3,启动压力梯度的影响 低渗透油藏的特点是,油井见水后,含水率急剧上升;启动压力梯度越大,产油量 和产液量越小,阶段采出程度和水驱采收率(至含水率98%时)越低。 4,注水强度的影响
影响油气田采收率主要因素如何提高油气田采收率
影响油气田采收率地主要因素及如何提高油气田采收率 姓名：韦景林 班级：021073 学号：20061000005 一.前言 油气田是指,在地质意义上,一定(连续>地产油面积内各油气藏地总称.该产油面积是受单一地或多种地地质因素控制地地质单位.而油气田地采收率则是指油气田最终地可采储量与原始地质储量地比值.通过地质勘探,发现有工业价值地油田以后,就可以着手准备开发油田地工作了.然而,任何一个油藏地开发,都要讲究其经济有效性,即要能够实现投入少,产出多,也就是说少花钱,多采油,最终采收率高.要达到这个目地,首先就要了解影响油气田采收率地主要因素,继而考虑如何提高油气田地采收率.那么,到底是哪些因素控制着油气
田地采收率呢？ 一. 影响油气田采收率地主要因素 影响采收率地因素很多,总体而言,一是内部因素,凡属于受油气藏固有地地质特性所影响地因素都是内因；二是外部因素,凡属于受人对油气藏所采取地开发策略和工艺措施所影响地因素都是外因.内因起主导作用,好油藏总比差油藏采收率高.在开发过程中人对油气藏采用地合适地部署和有效地工艺措施也会使油气藏固有地地质特性得到改造,从而使油气藏地采收率得到提高. 影响油气藏采收率地内在因素有： （1）油气藏地类型,如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏等； （2）储层地孔隙结构,如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等； （3）油藏天然能力,如油藏压力水平,有无气顶,边、底水天然能量地活跃程度； （4）油气本身地性质,如油、气地相对密度、原油地粘度、气油比、气田地天然气组分和凝析油含量等. 影响油气藏采收率地外在因素有： （1）开发方式地选择,如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采,凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采； （2）井网合理密度及层系合理划分； （3）钻采工艺技术水平和合适而有效地增产措施,如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等； （4）为提高油田采收率所进行地三次采油技术,如注聚合物驱、化学驱、热驱等； （5）经济合理性,涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等. 除了上述影响油气藏采收率地主要内外因素外,还有其他地因素影响着油气藏地采收率,这里就不一一介绍了.知道了影响油气田采收率地主要因素,在油气田地开发过程中,就要考虑如何提高油气田地采收率,以最少地经济投入,得到最大地采油率,实现利润与效率地最大化.因此,从内外因上综合考虑如何提高油气田采收率是目前地质学家门急需解决地一项重要课题. 二．如何提高油气田地采收率 一个油气田地开发总是以经济效益为前提,用最少地经济投入得到最大地采油量,即使采油率最大化.那如何从影响油气田采收率地内外因素来提高油气田地采收率呢？ 首先,通过外因方面来提高油气田采收率地方法主要是开发方式地选择和提高三次采油技术.当在某一个区域发现一个有工业价值地油气藏后,就要考虑如何去开发它,要以怎么样地开发方式来开采才能达到最大地采收率.作为对一个油田地开发来说,讲究其有效性地目标,就是尽可能地延长油田高产稳产期,使得油田最终能采出最多地原油,有一个高地最终采收率及好地经济效果,但是实现这个目标很不容易.然而,因为各个油田地地质情况不同,天然能量地大小不同,以及原油地性质不同,因而对不同油田应采取什么样地开发方式?又怎样合理布置生产井地位置?油田地年产量多少为好?这些都是油田投入开发之前
影响油气田采收率的主要因素
影响油气田采收率的主要因素 ---- 自动化网时间：2009-06-12 来源：网络 油气田最终的可采储量与原始地质储量的比值称为采收率。影响采收率的因素很多，总体是内因，凡属于受油气藏固有的地质特性所影响的因素都是内因；二是外因，凡属于受人对油取的开发策略和工艺措施所影响的因素都是外因。内因起主导作用，好油藏总比差油藏采收率发过程中人对油气藏采用的合适的部署和有效的工艺措施也会使油气藏固有的地质特性得到改使油气藏的采收率得到提高。 （1）油气藏的内在因素： 油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏； 储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等； 油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度； 油气性质，如油、气的密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量。 （2）油气藏的外在因素 开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是方式开采； 井网合理密度及层系合理划分； 钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等； 为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等； 经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。
油气田开发 通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作了。 任何一个矿藏的开发，都要讲究其经济有效性。即要能够实现投入少(即少花钱)，产出多(即多采矿)，最终采收率高。作为对一个油田的开发来说，讲究其有效性的目标，就是尽可能地延长油田高产稳产期，使得油田最终能采出最多的原油，有一个高的最终采收率及好的经济效果，但是实现这个目标很不容易。 由于各个油田的地质情况不同，天然能量的大小不同，以及原油的性质不同，因而对不同油田应采取什么样的开发方式?又怎样合理布置生产井的位置?油田的年产 量多少为好?这些都是油田投入开发之前必须认真研究和确定的原则性问题。 又由于油田埋藏地下，是个隐藏的实体，在开采过程中，其内部油、气、水是不断流动着、变化着的，这种流变性是其他固体矿藏所不具有的特点。因此，要有效地开发油田，就得在开发过程中，不断调整各项措施，以适应变化的情况；同时，还要不断地改造油层，使它能朝着人们预定的、有利于开发的方向变化和发展。这是在油田开发过程中需要不断研究和解决的问题。 还由于在油田开发过程中，始终需要有能适应地下情况变化的工程技术来实现有效的开发目标。即需要有先进的采油工艺技术；先进的监测与观察技术；先进的油层改造技术和先进的管理方式来保证开发工程的实施。 总的来说，油田开发的过程是一个不断认识、不断调整的过程，需要人们具有先进的认识方法和改造技术，才能实现对它有效开发。下面对油田开发的基本工作内容作一介绍。（具体的油田开采工艺方法后面有专题论述） （一）搞清油藏类型、选择开发方式，是有效开发油田的前提条件 油藏类型是决定油田开发方式的基础和依据，而开发方式不仅要适应油藏的不同特点，而且要随着开发进程的变化而变化的。因此，一个油田投入开发之前，必须认真对待这两个问题。 这里需要简单交待一下，所谓油藏就是指可以值得作为单元开发对象的含油体，可以是一个油层，也可以是一组性质近似的几个油层。一个油藏可以是一个油田，而一个油田也可以包几个油藏。例如我国的任丘油田，其下面是碳酸盐岩油藏，上还有砂岩油藏，是一个多油藏的油田。油田开发工程，一般是以油藏为单元来考虑的。因为有时同一个油田内的若干个油藏的地质条件、原油性质相差悬殊，既然是不同类型的油藏，就应该区别对待，对不同油藏应有不同的开采方式和开发井网。当然，如果几个埋藏深度相近地质条件相似的油藏，也可以采用相同的开采方式和井网一并进行，那自然是更好的，但事前必须按油藏为单元搞清地质情况。 以含油体形态为主划分油藏类型，分为层状油藏和块状油藏。如以圈闭条件为基础划分，可分为构造油藏、地层油藏和岩性油藏。构造油藏的基本特点在于聚集油气的圈闭是由于构造运动使岩层发生变形和移位而形成的。它的类型也还可以细分，其中最主要的有背斜油藏和断层油藏。地层油藏是指因为地层因素造成遮挡条件，在其中聚集油气而形成的油藏。在地层油藏类型中又有地层超覆油藏和地层不整合油藏的
高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨
高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨 我国油藏资源十分丰富，社会发展对油藏资源的需求也在不断增加，这对油藏资源的开发就提出了更高的要求。而在油藏资源的开发中，一般都是通过注水开发，但到了中后期后，往往注水就不能够维持高效和稳产的效果。为了提高其油藏资源的采收率 标签：高含水油藏;注气驱;采收率;驱油效果 1.实验流体的性质 在本实验中，所用原油以及天然气均取自某一油井内，并按照开发的初期阶段此油藏区域内原始性PVT的数据和汽油比等资料，对原油实施配制。所得原油的饱和压力是18.22 MPa，其单次脱气的原油所溶解的气油比是135. 828 m3 /m3，其地层油的体积系数是1. 34，且地层油溶解气体的系数平均是7.493 m3 /（m3·MPa），体积的收缩率是26. 012%;活油的密度是0. 696 g/cm3、死油的密度是0.826 g/cm3。其中的活油主要是在地层的压力下所溶解存在气体的一种液态烃物质，而死油主要是油气藏的烃类流体通过单次脱气至大气条件状态所得的一种液态烃物质[1]。通过对原油物性实施分析，则原始的地层条件中是挥发油物质。 2.高压物性的实验 按照研究需要，分别针对富气以及CO2会对流体的相态产生影响的实验实施开展，对注入不同的摩尔分数富气以及CO2的气体会对流体的膨胀性能力、粘度和饱和压力等影响实施测试。在高压物性的测量系统中，主要包括气体体积的计量计、PVT斧和毛细管的黏度计等，还有一些真空泵和压力泵等设备的软件。 2.1分析对流体的相態影响 在实施不同比例的CO2以及富气注入时，能够得到液相相对的体积和压力存在的关系。对两图实施对比观察，不同注气的比例下两图曲线变化的趋势大致一样，则在相应注气的比例下随压力发生降低，在初始阶段的相对体积呈现出较为平缓的曲线，而在压力下降至某一个点后，其曲线就会发生快速地上升，此点对应压力就是泡点的压力。若处在泡点的压力下，其流体会出现相变，自纯液相朝气液两相实施转变，因此在压力比泡点的压力低后，其压力会继续下降，相对体积的增大速率也会变大。另外，在注气的比例逐渐增大时，转折点曲线更为平滑，还向右发生偏移，这说明注气量的不断增加使泡点的压力发生增大。提升泡点压力，不仅能够对原油内气体溶解的能力实施增强，且还会让注入气增强原油抽提、萃取，促进混相驱实现采收率的提高[2]。 2.2分析对原油的物性影响
目前提高采收率(EOR)技术方法及其机理
目前EOR技术方法主要有哪些，分别论述其机理？ 1化学驱（Chemical flooding） 定义：通过向油藏注入化学剂，以改善流体和岩石间的物化特征，从而提高采收率。 1.1聚合物驱（Polymer Flooding） （1）减小水油流度比M （2）降低水相渗透率 （3）提高波及系数 （4）增加水的粘度 聚合物加入水中，水的粘度增大，增加了水在油藏高渗透部位的流动阻力，提高了波及效率。 高渗透部位流动时，水所受流动阻力小，机械剪切作用弱，聚合物降解程度低，则聚合物分子就易于缠结在孔隙中，增大高渗透部位的流动阻力。反之，低渗透率部位，聚合物分子降解作用强，，反而容易通过低孔径孔隙，而不堵塞小孔径。 1.2表面活性剂驱(Surfactant Flooding) （1）降低油水界面张力 表面活性剂在油水界面吸附，可以降低油水界面张力。界面张力的降低意味着粘附功的减小，即油易从地层表面洗下来，提高了洗油效率； （2）改变亲油岩石表面的润湿性（润湿反转） 一般驱油用表面活性剂的亲水性均大于亲油性，在地层表面吸附，可使亲油的地层表面反转为亲水，减小了粘附功，也即提高了洗油效率； （3）乳化原油以及提高波及系数 驱油用的表面活性剂的HLB 值一般在7—18范围，在油水界面上的吸附，可稳定水包油乳状液。乳化的油在向前移动中不易重新粘附润湿回地层表面，提高了洗油效率。此外，乳化的油在高渗透层产生贾敏效应，可使水较均匀地在地层推进，提高了波及系数； （4）提高表面电荷密度 当驱油表面活性剂为阴离子型表面活性剂时，它在油珠和地层表面上吸附，可提高表面的电荷密度，增加油珠与地层表面的静电斥力，使油珠易被驱动界质带走，提高了洗油效率； （5）聚集并形成油带 若从地层表面洗下来的油越来越多，则它们在向前移动时可发生相互碰撞。当碰撞的能量能克服它们之间的静电斥力时，就可聚并并形成油带。油带向前移
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究 水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术。但随着低渗透油藏开发程度不断加深，开发矛盾日益突出，如何不断改善开发效果、进一步提高水驱采收率将成为低渗透油藏产量稳定的关键。本文针对低渗透油藏采用注水开采技术中存在的各种问题，总结归纳了一系列低渗透油藏水驱提高采收率的相关技术，对提高低渗油藏开发水平具有一定的借鉴意义。 标签：低渗油藏；水驱开发；采收率 中国低渗透油藏经过长期的不懈探索和实践，在开发理论和开发技术方面都取得了很大的成就。但随着低渗透油藏开发阶段的不断深入、开发对象和储层改造的日益复杂，将面临一系列新的问题。水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术，提高水驱采收率是改善低渗油田开发效果，有效动用低渗储量，对油田持续稳产、效益发展具有重要现实意义。 1 井网优化及加密调整技术 2000年以后投入开发的特低渗透油藏，结合整体开发压裂，优化并采用了非常规的菱形和矩形井网。这种井网的优点是井排距灵活可变，适应不同开发物性、不同裂缝发育程度的低渗透油藏。并且在一定程度上抑制方向性水淹速度，提高侧向井见效程度及平均水驱均匀化程度。缺点便是与基质物性匹配难度大，调整余地小，对于天然裂缝多向发育的油藏风险较大。 动态缝的延伸、沟通是低渗透油藏方向性见效、水窜的主要原因，天然裂缝方向和人工裂缝方向及相互影响决定了水窜、水淹方向。裂缝侧向基质的有效驱替范围，主要取决于基质物性，是确定合理排距或注采井距的主要依据。类块状油藏井网对河道砂体的控制和多层油藏井网对非主力层的控制是提高水驱动用的关键。单砂体注采井网的合理性和完善程度是提高水驱波及的主要因素。注采井网与砂体分布形态的合理配置，尽量避免沿河道方向注采，造成基质水驱沿主河道高渗条带突破。 井网与缝网的合理匹配是改善低渗透油藏开发效果的关键，针对不同类型油藏、不同井型、不同改造方式，优化并确定合理注采井网系统。 2 层系优化重组技术 层间及层内非均质造成动用程度、水驱状况差异较大，层系优化重组技术，可以提高采油速度、水驱波及体积和采收率。层系优化重组技术可以通过3种模式来实现。模式一，分采合注，就是井网加密调整，在主力层和非主力层分采，在层系内分注。这种模式预计提高采收率8%～10%，在油层厚度大、层数多、跨度小的区块可以试验、推广。模式二，逐层段上返，逐层段、分主次，四阶段接替上返，预计提高水驱采收率8%。模式三，二三结合，改善Ⅱ、Ⅲ类层水驱，
提高采收率
提高采收率课程作业 第二章 1. 试写出Laplace 公式的表达形式，并分别写出当曲界面为球面、柱面、马鞍形面时的三种重要形式。 答：Laplace 公式：)11(2 1R R p +=?σ Lplace 公式三种形式：球面：R p σ2= ?； 柱面：1R p σ =?； 马鞍形面：)11(2 1R R p -=?σ。 2、写出毛细管上升高度计算公式，分别写出每一项代表的意义；试分析水驱油过程中毛细管力对亲油地层和亲水地层所起作用。 答：毛细管上升高度计算公式：r g h o w ' -=)(cos 2ρρθσ； σ—油与驱动流体之间的界面张力；θ—毛细管内水曲面切线与毛细管壁夹角； ρw —油密度；ρ0—水密度，g —重力加速度；r ′—毛细管内径。 1.在亲水地层中,出现毛细管上升现象,毛细管作用有利于水驱油,是水驱油的动力; 2.在亲油地层中,出现毛细管下降现象,毛细管作用不利于水驱油,是水驱油的阻力。 3、什么是Jamin 效应？Jamin 效应对水驱油产生什么作用？写出Jamin 效应计算公式。 答：Jamin 效应是指液珠或气泡通过孔喉时，由于界面变形而对液流产生的阻力效应。 不论地层的润湿性如何，Jamin 效应都会对驱油产生阻力效应。 Jamin 效应计算公式：)11(22 121R R p p -=-σ。 4、什么是润湿现象？写出润湿的三种不同类型，试解释润湿滞后现象。 答：液体在与固体接触时，沿固体表面扩展的现象，又称为液体润湿固体。 润湿的三种不同类型：沾湿润湿、浸湿润湿、铺展润湿。 润湿滞后现象：三相润湿周界沿固体表面移动迟缓而产生润湿接触角改变的现象。根据不同情况所引起的润湿滞后现象不同,常将润湿滞后分为静润湿滞后和动润湿滞后两类。所谓静润湿滞后是指油、水与固体表面接触的先后次序不同时,所产牛的滞后现象。动润湿滞后是指：在水驱油或油驱水过程中,当三相周界沿固体表面移动时,冈移动的延缓而使润湿角发生变化的滞后现象。 5、什么叫吸附？试述表面活性剂吸附对驱油所起作用,聚合物吸附特点有那些？
提高采收率的方法
【摘要】该文探讨了在采油的过程中提高采收率的方法，特别是对IOR 技术和FOR 技术进行了分析，指出了技术思路与技术实施的方法。 【关键词】IOR 技术FOR 技术蒸汽吞吐采油聚合物驱油 经济有效地提高油气采收率是油气资源开发的永恒目标，为此发展了许多提高采收率的方法及其配套技术。然而如何有效的应用这些方法和技术都是有待不断研究的课题。一些学者将提高采收率的方法可归结为两类不同范畴的技术，即：IOR 技术（改善采油Improvement Oil Recovery）和FOR 技术（强化采油Enhanced Oil Recovery），虽然它们共同的目标都是经济有效地开发剩余油以提高采收率。但从技术上讲它们却属于不同的技术范畴。因为其对象不同，技术思路不同，技术实施时机和方法也将会不同。 1.IOR 技术 IOR 技术的对象是相对富集的大尺度的未被驱替介质波及到的剩余油，主要用于改善二次采油，特别是提高多层非均质油藏的注水波及效率。虽然IOR 技术并未改变二次采油的驱替机理，但它已是二次采油技术的高度集成和综合应用的发展。其主要技术包括：调整井和加密井技术；改善水动力条件的技术（周期注水、间歇注水、水气交替注入等）；调剖技术；水平井以及复杂结构井技术以及老井侧钻技术。IOR 技术相对于FOR 技术，其技术成熟度高，操作成本低。 对于多层非均质油藏尽管进入高含水期，但仍然存在着巨大的应用潜力。 自从上世纪40 年代油田注水得到工业化应用以来经历了大约60年，技术上有了很大的发展，但仍然存在很大的发展潜力。因此，IOR技术仍然是大幅度提高采收率不可忽视的技术。 2.FOR 技术 FOR 技术的主要对象是被注入水波及地区以薄膜、油滴、油片、角滞油等形式仍然残留于地下的高度分散的小尺度的剩余油以及难以采用注水开发的油藏。FOR 技术主要包括：热采技术、注气技术、化学驱技术和微生物技术等。它们的驱油机理与水驱有所不同。 针对稠油油藏的热采技术在当前FOR 技术中占主导地位，其中又以注蒸汽为主，美国目前是热采产量最高的国家，我国仅次于美国和委内瑞拉，居世界第三位。注气技术是目前应用程度仅次于热采的另一项FOR 技术，它不仅可用于新油藏的开发，也可作为三次采油的手段用于水驱后油藏提高采收率。当用于水驱之后时，其开采对象主要是水淹带内被滞留在地下的残余油，采收率可提高10％以上，注气提高采收率方法中主要是二氧化碳混相驱，为寻廉价气源而注入氮气和空气（低温氧化）已开展了研究和矿场试验，并取得了进展。