吐哈油田注气提高采收率试验介绍
提高采收率_过去_现在和未来25年的应用前景
提高采收率:过去、现在和未来25年的应用前景 George J1Stosur 翻译:尹玉川(吐哈石油勘探开发指挥部钻采工艺研究院)校对:胡淑娟(大庆油田工程有限公司) 摘要 本文对全球石油提高采收率技术的应用情况及其将来一段时间的发展趋势进行了分析。
重点对EOR增产水平及其相关的提高采收率技术:热采、注气驱、化学驱和其他方法做了介绍。
北美地区各种三采技术应用非常广泛,传统的采油工艺对稳定该地区的石油产量已力不从心,EOR仍然是提高石油产量的有效选择之一。
在美国20世纪80年代后期,受经济不景气的影响,与EOR有关的新项目数量迅速递减,石油产量指标重新进行调整,甚至在2002年,EOR产量开始下降。
尽管热采对EOR总产量的贡献比例在递减,但它继续保持最大的份额。
在今后很长一段时间里,热采技术对高黏重质原油的开采将发挥越来越重要的作用。
注气驱工艺将继续在未来石油开采中发挥明显优势。
化学驱油受利润递减和产量微薄的困扰,举步维艰。
借助于剖面储渗控制的流体转向技术在短期内将具有很大潜力。
EOR对美国石油产量的贡献已达到顶峰,除非石油价格相当可观并保持稳定,否则EOR产量是不会突破当前水平的。
世界范围内的EOR产量在经历了下降期后,高峰很可能在2030—2035年间再次出现,或者出现在本世纪60年代中期。
主题词 提高采收率 二次采油 热采注气驱 化学驱一、定义人们对EOR术语的使用十分混乱,尤其是IOR术语。
文献1提及在SPE协会的支持下组建一个工业委员会的愿望和为寻求概念统一所做出的努力。
本文坚持石油开采阶段关于EOR和IOR两个不同内涵的定义。
IOR指的是除一次采油之外所有的提高采收率措施。
EOR主要指在油藏开采过程中不包括一次采油和二次采油的增产措施。
一次采油是利用地层天然能量来生产油气。
二次采油是通过向地层注入流体,恢复油藏压力来驱替原油。
EOR的主要目标是油藏剩余油。
EOR的研究重点是储层、原油和注入流体所形成的系统以及毛管力和黏滞力的相互影响。
油田注气提高采收率开发应用技术研究
油田注气提高采收率开发应用技术研究随着石油资源的逐渐枯竭，采收率的提升成为油田开发的重要目标。
油田注气是提高采收率的一种有效手段，对于开发油田具有重要的经济价值。
本文将介绍油田注气的原理、技术现状和未来发展前景。
一、油田注气原理油田注气是通过在油田地层中注入气体，使原油层中压力增加，原油与岩石孔隙中支持相互作用力减小，从而降低油泥的黏滞性、升高润滑性，使原油在孔隙内能够流动更容易，提高采油效率，增加采收率。
注入的气体有天然气、氮气、二氧化碳等，不同的气体具有不同的物理化学性质，对于不同类型的油藏选取合适的注入气体可以提高采收率。
二、油田注气技术现状油田注气技术是石油工业中比较成熟和广泛应用的一种技术，随着技术的不断发展，注气技术的效率和适用性逐步提高。
（一）注气方式目前油田注气技术主要分为直接注气和间接注气两种方式。
直接注气是将气体注入到油井中，通过压缩空气等设备将气体直接压入油井管道，沿着井眼垂直注入地下油藏。
直接注气的优点是注入速度快，注气效果显著。
间接注气是在地层内建立气体区域，然后用压力差将气体推入油层中。
常用的方法是在油藏水深处设立气幕，使气体充满整个油藏水深，经过几次推压和加气，形成均匀的气带，压力梯度增强，从而使注入的气更加均匀，采收率提高。
间接注气的优点是可控性强，注入节奏可控，可以减少因直接注气引起的泥层破坏。
（二）注气气体注气气体的选择是影响油田注气效果的关键因素。
常见的气体有天然气、氮气、二氧化碳等。
其中，天然气是最常用的注入气体，其成分简单，渗透能力强，同时含有的天然气成分有助于原油的上升，增加了注气效果。
氮气常用于高渗透油田和中深层油层的注气，可以提高油层的压力和渗透性。
二氧化碳注气适用于高黏度油藏，有助于降低原油的黏度，提高采油效率。
三、油田注气未来发展前景油田注气技术是提高采收率的重要手段，具有广阔的应用前景。
未来在油田注气技术的发展中，需要注重以下几个方面：（一）优化注气方式：随着技术的不断发展，需要采用更为灵活多样的注气方式，对于不同类型的油藏选取合适的注入方式，提高注气效果。
油气藏开发工程提高采收率(驱油方法)
8.1 提高采收率天然能量已衰竭或用注气、注水法采油后（或注水、注气同时），运用更复杂的物理化学技术改变或改善其排出机理，从而提高采收率。
也称强化开采。
8.2 三次采油系指油藏经一次、二次采油后，注入热介质化学剂或能混溶的流体开采剩余在油藏中的原油，以提高油藏的最终采收率。
8.3 岩心驱替试验系指在实验室内利用油层岩心或人工岩心进行的各种驱油物理模拟试验。
8.4 EOR先导性试验在油田较小范围内，应用相应的井网所进行的提高采收率的试验。
8.5 采收率采出油量占原始地质储量的百分数，以ER表示。
8.6 无水采收率一个油藏或一个开发区不含水时累积采油量与该油藏或开发区的地质储量之比。
8.7 最终采收率油藏经各种方法开采后，最终采出的总采油量占原始地质储量的百分率。
8.8 驱油效率由天然的或人工注入的驱替剂波及范围内所驱替出的原油体积与波及范围内的总含油体积的比值，以ED表示。
8.9 体积波及系数系指天然的或人工注入的驱替剂波及的部分油藏体积Vs与整个油藏含油体积V的比值，以E表示。
8.10 平面波及系数系指注入的驱油流体（包括天然的和人工的）在平面上波及的油藏部分的面积As 与油藏整个含油面积A的比值，以EA表示。
8.11 垂向波及系数指流入流体（包括天然的和人工的）在垂向上波及的部分油藏厚度hs与油藏垂向厚度h的比值，以E表示。
8.12 驱油机理系指各种驱油剂驱替原油的各种作用机理。
8.13 毛管准数粘滞力与毛管力之比，称为毛管准数，是一个无因次参数群或数组。
驱油效率与毛管准数密切相关。
8.14 泰柏准数Taber发现水驱不连续残余油的效率是△p／Lσ的函数，参见毛管准数。
8.15 结构难度指数剩余油的可采性显然与孔隙结构即与孔隙平均入口直径De和孔隙凸腔直径中值DM 有关，为此可用结构难度指数D表示：D=l／De－l／DM。
8.16 三次采油准数Mas Donald和Dullien在1954年将泰柏准数△p／Lσ与结构难度指数D结合起来，构成一个无因次的“三次采油准数”Nsaa 。
吐哈油田注气提高采收率试验介绍
中国石油吐哈油田公司 2010年3月
汇报提纲
一、葡北油田注气混相驱先导试验 二、温五块注气非混相驱先导试验 三、注气工具国产化研究
根据吐哈油田地质及油气藏特点，主力油田具备注气 提高采收率的基本条件和潜力，注气非混相驱及混相驱具 有普遍适用性。
“九五”以来，吐哈油田先后在葡北油田和温米油田 温五区块开展了注气混相驱和注气非混相驱先导性矿场试 验，均取得了较好的效果。
CMD钢丝滑套
KBH-22油管定位器 封隔器密封插管
SAB-3永久式封隔器
磨铣工具延伸管 R型坐放短节
坐封工具 喇叭口
一、葡北油田注气混相驱先导试验
3、工艺技术
（3）水合物防治 葡北油田注入气组分分析表明，注入气中含有CH4、C2H6、C3H8、C02、 N2等易形成天然气水合物的气体组分。
采用组分分析法预测，在25-35MPa压力条件下，水合物形成温度为 23.8-25.7℃。 注水转注气时，注入水温度低，会形成水合物，需要采取防治措施。 采用注醇的办法防止水合物生成。
w5-79
w5-89
70
w5-204
温检5-1
w5-57
-1800 w5-66
w5--617900
70
8-32 8-21
W5-3 w5-13
w5-24
w20
w5-55
-1860 wn7
W5-2 5-12
w5-102
w5-23 w5-34 -1800
w5-45
w5-54
W5-1
W5-11
w5-202
w5-22
等高线
含气面积
68
逆断层
04
层内生气提高采收率技术
注水压力： 注水压力： 21 MPa
注水压力 注水量 日产液 日产油 33MPa MPa 0 20m 20m3 12t 12t左右
注水量： 注水量：
30~60m3 30
累计增注： 19414m 累计增注： 19414 3 累计增油： 3685.8t 累计增油： 3685.8t
层内生气提高采收率技术
层内生气提高采收率技术
层内生气提高采收率技术
二、基本原理 （二）层内生气降压原理
油 层 堵 塞 原 因
油藏本身因素 注入水的影响 各种生产作业措施的影响
层内生气提高采收率技术
二、基本原理
（二）层内生气降压原理 （1） CO2气体作用 （2）热解堵作用 （3）化学解堵作用
层内生气提高采收率技术
措施增油：1853t 措施增油：1853t 降压：14MPa 降压：14MPa 增注： 增注：19250
层内生气提高采收率技术
• 三
•
现场实施
WC98WC98-2井
施工日期： 施工日期： 2002.6.2 • 对应油井数：.3口 对应油井数： 3 措施后： 措施后： 措施前： 措施前： •
• • •
层内生气提高采收率技术
三
（一）徐14块 14块
地质储量 采出程度 油水井总井数 水 井 平均注水压力 日注水量 平均单井注水 油井 日产液量 日产油量
现场实施
37.45× 37.45×104 吨 19.31% 15口 15口 3口 33.8 MPa 83m 83m3 27m 27m3 12口 12口 90 m3 17.5 吨。
区块措施增油：6016.67t 区块措施增油：6016.67t
层内生气提高采收率技术
附图 1-2
中国油气田注CO_2提高采收率实践
收稿日期：20120914；改回日期：20121128基金项目：国家科技重大专项“CO 2驱油与埋存关键技术”（2011ZX05016－006）作者简介：罗二辉（1985－），男，2008年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，现为中国石油勘探开发研究院油气田开发专业在读博士研究生，主要从事CO 2驱油提高采收率与碳封存研究。
DOI ：10.3969/j.issn.1006－6535.2013.02.001中国油气田注CO 2提高采收率实践罗二辉1，胡永乐1，李保柱1，朱卫平2（1.中油勘探开发研究院，北京100083；2.中油吐哈油田分公司，新疆哈密839009）摘要：在调研大量相关文献的基础上，详细综述了中国油气田50多年的注CO 2提高采收率实践。
首先依据中国各大油区公开发表的文献实验数据，从室内机理实验统计CO 2驱油关键技术参数，对比分析原始地层压力与最小混相压力。
其次，根据不同储层类型，总结了国内在低渗透油藏、高含水油田、复杂断块、稠油油藏、碳酸盐岩油藏及煤层气等储集层开展的注CO 2矿场项目。
现场试验结果显示，提高采收率幅度为1.07% 6.00%，换油率为0.98 2.49t /t 。
最后结合矿场已有经验及存在问题，提出CO 2驱油技术攻关方向。
关键词：注CO 2；最小混相压力；混相驱；提高采收率；换油率中图分类号：TE357.7文献标识码：A文章编号：1006－6535（2013）02－0001－07引言美国注CO 2采油已有50多年的历史，最初只是为了提高原油采收率，近年来随着CO 2温室效应导致的气候变化，地质埋存被作为温室气体减排的一种有效手段受到环保人士和油气工作者的高度关注。
中国政府在2009年联合国气候大会上承诺，到2020年中国单位国内生产总值CO 2排放比2005年下降40% 45%，减排目标将作为约束性指标纳入国民经济和社会发展的中长期规划，保证承诺的执行受到法律和舆论的监督［1］。
油田注气提高采收率开发应用技术研究
油田注气提高采收率开发应用技术研究随着全球能源需求的不断增长，油田注气提高采收率成为了石油行业的研究热点。
油田注气是指向油层中注入天然气或其他气体的一种采油方法，其目的是利用气体的溶解和膨胀性质来提高原油的采收率。
在中国，由于油田的老化和深度开采，注气开发技术已经成为了油田开发的重要手段。
本文将探讨油田注气提高采收率的开发应用技术研究及其意义。
一、油田注气提高采收率的原理油田注气提高采收率是指在油田开发中向油层中注入气体，通过气体的溶解和吸附作用来提高原油的采收率。
具体来说，注气开发可以通过以下几种方式来提高采收率：1.增加油层压力：注入气体可以增加油层的压力，从而驱动原油向采油井流动。
2.减小原油的粘度：气体的溶解可以减小原油的粘度，使得原油更容易被开采。
3.提高原油的置换率：气体的膨胀性质可以使原油与岩石孔隙中的水分离，从而提高原油的置换率。
二、油田注气提高采收率的应用技术研究1.气体选择和优化注气方案：不同的气体在油田注气中的作用机理不同，因此在选择注气气体时需要考虑气体的溶解性、膨胀性以及相对常压条件下的粘度等因素。
需要通过模拟和优化注气方案来确定合适的注气量和注气周期，以达到最佳的采收率提高效果。
2.注气井的选址和井筒设计：注气井的选址和井筒设计对注气开发的效果至关重要。
合理的选址可以最大限度地提高注气气体的利用率，而合理的井筒设计可以保证气体顺利注入到目标层位中。
3.表征和评价注气效果：通过地质勘探、物性实验和地震监测等手段，可以对油层中的气体分布和运移进行表征和评价，从而指导注气开发的实施和调整。
4.注气技术的改进和创新：研究新型气体的注气作用机理，改革传统注气方法，探索新的注气技术是提高油田注气采收率的重要途径。
通过超临界流体技术可以改善气体的溶解性和膨胀性质，从而提高采收率。
三、油田注气提高采收率的意义油田注气提高采收率的研究和应用对于提高油田开采效率、节约能源资源具有重要意义：1.提高采收率：通过注气开发可以提高原油的采收率，延长油田的生产周期，延缓油田的老化。
油田注气提高采收率开发应用技术研究
油田注气提高采收率开发应用技术研究1. 引言1.1 研究背景石油是世界上最主要的能源资源之一，而油田注气技术是提高油田采收率的重要手段之一。
随着全球石油资源的逐渐枯竭，油田注气技术的研究和应用变得尤为重要。
研究人员发现，通过在油井中注入气体（如天然气、二氧化碳等），可以提高原油的流动性，促进油井中原油的驱出，从而提高采收率。
从石油产业的角度看，实现提高采收率对于延长油田的产能，减少开采难度，提高经济效益都具有重要意义。
研究油田注气技术的背景是非常迫切的。
在过去的研究中，已经有很多学者对油田注气技术进行了深入探讨，并取得了一定的成果。
随着石油资源的日渐枯竭以及环境保护意识的增强，油田注气技术仍然需要不断创新和完善。
本文旨在深入研究油田注气技术的原理、方法和优势，并通过案例分析和技术应用展望，探讨其在未来的发展趋势和应用前景。
希望通过本文的研究，能够为油田注气技术的进一步发展提供一定的参考和借鉴。
1.2 研究意义油田注气技术是一种提高油田采收率的重要手段，对于提高石油勘探开发效率、减少地下资源浪费、保护环境等方面具有重要意义。
油田注气技术可以有效提高油田的采收率。
通过注入气体进入油田，可以提高油井内部的压力，促进原油的开采。
这样不仅可以提高油田的产量，也可以延长油田的寿命，充分利用地下资源。
油田注气技术可以减少地下资源的浪费。
在过去，很多石油资源因为采收率低而被浪费掉，通过采用注气技术，可以大幅提高油田的采收率，减少资源的浪费，提高资源利用率。
油田注气技术还可以保护环境。
传统的采油方式可能会导致地下水污染、土壤污染等环境问题，而注气技术可以减少这些问题的发生，提升油田开发的环保水平。
1.3 研究目的本文旨在研究油田注气技术在提高采收率方面的应用和效果。
通过对油田注气技术的原理、方法、优势进行分析和探讨，旨在从理论和实践的角度全面了解这一技术在油田开发中的作用和意义。
通过案例分析，深入挖掘注气技术在实际油田开发中的应用情况和效果，验证其在提高采收率、降低开采成本等方面的优势。
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KBH-22油管定位器 封隔器密封插管
SAB-3永久式封隔器
磨铣工具延伸管 R型坐放短节
坐封工具 喇叭口
一、葡北油田注气混相驱先导试验
3、工艺技术
（3）水合物防治 葡北油田注入气组分分析表明，注入气中含有CH4、C2H6、C3H8、C02、 N2等易形成天然气水合物的气体组分。
采用组分分析法预测，在25-35MPa压力条件下，水合物形成温度为 23.8-25.7℃。 注水转注气时，注入水温度低，会形成水合物，需要采取防治措施。 采用注醇的办法防止水合物生成。
29.1 29.1
7.0
236
12
405
丘陵 东区 4049 31.3 31.3
3
7.5
304
11
445
温5 561 33.0 33.0
2
3
6.5
36
10
56
温西3 1222 34.0 34.0
1
2
6.5
79
11
134
温西1 528 34.8 34.8
2
3
6.8
36
10
53
米登 380 23.0 23.0
葡北油田是中国第一个“混相驱开发”的试验油田，是国家“九五” 期间石油科技重要攻关项目。1998年8月，葡北油田正式投入混相驱开发 试验。当年年底达到了14×104t／a的产能建设目标。
1999年，由于注水量达不到方案要求，对注水系统进行了升压改造， 将注水系统压力由25MPa提升到35MPa，满足了注水量要求。
名称
分子量
沸点 （℃）
密度
冰点
粘度
（g/cm3） （℃） （mPa.s）
同年，在5口井实施注水与注气切换时，35MPa的注气系统由于震动问 题只能控制在33MPa之内，无法实现注水改注气切换。经单井试验表明注 气压力应在38MPa，证明注气压力等级不够。
2005年，为了实施注水与注气切换，依据西南石油学院提出的“水障” 理论，对注气压力等级确定为42MPa。于2006年2月开始实施系统改造，5 月改造完成，新增增压机1台，注气压力等级从35MPa提高至42MPa。在葡 北5-2井注气切换成功。
葡北油田三间房组注采井别图
Pb3-9
Pb3-2
Pb2-4 Pb1
Pb4-2
Pb4-4
Pb102
Pb5-2
Pb3-8
Pb103
Pb3-6
Pb3-7
-2940
Pb4-10
Pb101
Pb20
Pb5-3
图例：采油井 注入井
一、葡北油田注气混相驱先导试验
3、工艺技术
（1）注气井口装置
采用CAMERON注气井口。最小通径Φ65mm， 额定工作压力为35Mpa，可安装于标准套管头 和简易套管头上。具有如下特点： 井口与套管连接采用注塑密封、刚性密封 、O型密封等三级密封。 闸阀均为两级密封，可不停产维修，密封 效果良好。 采油树配有两个安全阀（翼阀和主阀）， 可以在井口或地面管线漏气以及各种突发事 件出现险情时，通过液压控制系统触动安全 阀，实现自动关井。
葡北油田的混相驱开发试验，系统地进行了室内实验、理论研究和现 场试验，积累了珍贵的注气混相驱机理研究试验的经验。
一、葡北油田注气混相驱先导试验
1、地质特征
葡北油田是一个完整的短轴背斜构造，是一个具有边底水的中孔中渗挥发性 层状砂岩油藏，原油具有低密、低黏、低凝固点、低含蜡量、高气油比的特点。
油藏基础数据
吐哈油田 注气提高采收率矿场试验介绍
中国石油吐哈油田公司 2010年3月
汇报提纲
一、葡北油田注气混相驱先导试验 二、温五块注气非混相驱先导试验 三、注气工具国产化研究
根据吐哈油田地质及油气藏特点，主力油田具备注气 提高采收率的基本条件和潜力，注气非混相驱及混相驱具 有普遍适用性。
“九五”以来，吐哈油田先后在葡北油田和温米油田 温五区块开展了注气混相驱和注气非混相驱先导性矿场试 验，均取得了较好的效果。
1
1
6.0
23
9
34
温 米
温西6
444
26.4
26.4
1
1
6.0
27
8
36
温西7 150 31.0 31.0
2
2
5.5
8
8
12
温西10 209 28.0 29.0
2
3
6.0
13
10
21
红胡 107 29.0 29.0
1
1
5.5
6
8
9
小计 3601
228
355
合计
11027
768
1205
一、葡北油田注气混相驱先导试验
一、葡北油田注气混相驱先导试验
3、工艺技术
（2）注气管柱 采用TM扣气密封油管，配套N-1伸缩
短节、CMD滑套、KBH-22油管定位器、 SAB-3永久式封隔器、R型座放短节、E型 液压坐封工具等，承压35Mpa。工作压力 70MPa；工作温度150℃；满足井下测试 要求；封隔器和管柱可验漏。
N-1型伸缩短节
构造特征 储层岩性 储层物性 油层中部深度 油层中部压力 饱和压力 油层中部温度
原油性质
地层水性质
构造类型：短轴背斜 闭合高度：105m
主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩
平均孔隙度：17.8%
平均渗透率：110.5×10-3um2
Hale Waihona Puke 3436m37.58MPa
31.14MPa
92.5℃
地面密度：0.803g/m3 地面粘度：1.34-2.21mpa.s
地下密度：0.55g/m3 地下粘度：0.4-0.5mpa.s
体积系数：2.292
气油比：440m3/m3
水型：Na2SO4
矿化度：51000-53000mg/l
一、葡北油田注气混相驱先导试验
2、开发方案要点
（1）采用500m井距，斜方形井网布井，总井数15口，6注9采。 （2）设计单井产能42 t/d ,单井注水105～258m3/d，单井注气4.6～ 18×104m3/d。 （3）先注气后注水，交替周期6个月，气水比保持在1：1～2：1。气水交 替注入12年，然后转注水开发。 （4）最小混相压力33Mpa，地层压力保持水平大于35Mpa,最小井底流压 33Mpa，最小注入气混合物临界温度216K。 （5）稳产期5年，采出程度24.38%。预测开发到16年含水72.63%，采出程 度51.32%。
2003年开始开展了注气井口及井下管柱国产化配套研究， 形成了一套适合吐哈油田注气提高采收率配套技术。
提高采收率方法选择
区块 鄯善
方法 三间房
储量 (104t)
3377
水驱
聚合物驱 复合驱
注气非混相驱
注气混相驱
标定采 预测采 采收率 采收率 采收率增 新增可采储 采收率 新增可采储 收率(%) 收率(%) 增量(%) 增量(%) 量(%) 量(104t) 增量(%) 量(104t)