碳酸盐岩缝洞型油藏氮气驱提高采收率的影响因素
碳酸盐岩缝洞型油藏流动机理
碳酸盐岩缝洞型油藏流动机理
碳酸盐岩缝洞型油藏流动机理与岩石物性、缝洞结构、流动介质的性质以及地层压力等因素有关。
在碳酸盐岩中，岩石的孔隙度较低，主要是由岩石微小的孔隙和晶隙组成，因此岩石本身的储集空间有限。
而岩石中存在的裂隙、缝洞则成为储集和运移油气的主要通道。
缝洞型油藏的流动机理主要包括两个方面，即孔隙流和裂缝流。
在孔隙流中，油气主要通过孔隙之间的毛细作用和重力作用来运移。
而在裂隙流中，油气主要运移于岩石裂隙中，裂隙间的毛细作用对流动的影响相对较小。
流动介质的性质对油藏的流动机理影响很大。
例如，饱和度对孔隙流和裂隙流的影响不同。
在孔隙流中，高饱和度会导致毛细作用效应减小，从而影响油气运移；而在裂隙流中，高饱和度会增加裂隙间的连通性，从而增加油气运移速度。
地层压力对油藏的流动机理也有重要影响。
地层压力越大，孔隙和裂隙的有效应力就越大，油气的运移速度也会随之增加。
此外，地层压力还可以改变孔隙和裂隙的大小、形态和分布，从而影响油藏的物性。
综上所述，碳酸盐岩缝洞型油藏的流动机理是多方面因素共同作用的结果，需要进行综合研究和分析。
CB碳酸盐岩缝洞型油藏开采机理及提高采收率基础研究报告
123工程名称：碳酸盐岩缝洞型油藏开采机理及提高采收率基础研究首席科学家：李阳中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院起止年限：2018.1至2018.8依托部门：中国石油化工集团公司二、预期目标本工程的总体目标：刻画碳酸盐岩缝洞型储集体的缝洞单元外部形态、缝洞组合和填充物分布等特征，揭示深埋藏高温高压条件下缝洞单元空间发育和垮塌充填演化机制，建立缝洞单元成因模式和结构模式；发展碳酸盐岩缝洞型储层岩石物理分析方法，揭示缝洞单元的地球物理响应特征，建立缝洞单元高精度地震成像及识别描述方法；探索缝洞体充填与流体判识方法，形成碳酸盐岩缝洞型油藏描述方法和多元约束多尺度缝洞单元地质建模新方法，提高缝洞型油藏的描述水平和地质模型精度；发展缝洞单元的物理模拟和数值模拟方法，阐明缝洞型油藏开采机理，形成不同缝洞单元的开发模式；发展缝洞型油藏配套注水开发技术和剩余油预测方法，形成提高采收率的主导技术，实现油藏的高效开发。
成果应用后提高缝洞型油藏采收率4-5个百分点。
通过该工程的研究，将使我国在缝洞型油藏开发方面处于国际先进或领先水平，形成一支在国际上具有影响力的研究团队。
五年预期目标:<1）揭示高温高压条件下缝洞型碳酸盐岩储层的水岩相互作用机制、缝洞垮塌和充填机制，建立碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞单元的结构模式和成因模式，解决塔河油田深层碳酸盐岩缝洞型油藏开发的基础地质认识问题。
<2）发展碳酸盐岩缝洞型储层岩石物理特征分析方法，揭示不同形式的缝洞单元体的地球物理响应特征；建立缝洞单元体的地震成像及识别描述方法；探索缝洞体充填与流体判识方法，最终实现缝洞单元的地球物理表征。
<3）形成碳酸盐岩缝洞型油藏描述方法，研制多元约束多尺度缝洞型油藏地质建模新方法，建立缝洞型油藏三维地质模型。
<4）发展缝洞单元的物理模拟和数值模拟方法，分析不同缝洞单元高效开发的影响因素及水驱油规律，阐明缝洞型油藏的开采机理，形成不同缝洞单元的开发模式。
碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率关键技术
中国海相碳酸盐岩油资源量丰富,碳酸盐岩沉积 分布面积达450 xlO4 m2,油气资源量358 x 108 t油当 量,石油资源量约150 x 108 t,截至2015年底,塔里木 盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地累计探明碳酸盐岩 石油地质储量29. 3 xlO8 to 1984年塔里木盆地沙参2 井获得高产油气流Байду номын сангаас实现了中国古生代海相碳酸盐岩 油藏重大突破，成为中国油气勘探史上的重要里程 碑⑴；1990年沙23井发现了中国第一个古生代超深 层海相特大型油田——塔河油田⑵;1997年塔河油田 投入开发，目前已建成世界上最大的缝洞型油藏原油
摘要：中国碳酸盐岩缝洞型油资源量丰富，探明石油地质储量达29.3 x10s t,已经成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领
域。由于深埋5 500 m碳酸盐岩缝洞体的描述精度低、流动模式多样、模拟预测难度大，注水窜流易造成油井暴性水淹，导致采收率
低仅为15.9%,此类油藏开发是世界级难题。经过多年的研究与实践，形成地球物理描述、地质建模、注水注气和酸压改造等提高
采收率系列技术,单元应用后储量动用率提高了 42%,同时已提高采收率2.3%,对同类深层、超深层强非均质性油藏开发具有借鉴
作用。
关键词：改善注水;气项驱;缝洞型油藏;碳酸盐岩油气藏;提高采收率
中图分类号:TE327
文献标识码:A
Key technologies for EOR in fractured-vuggy carbonate reservoirs
Kang Zhijiang1 ,Li Yang2 , Ji Bingyu1, Zhang Yun1
(1. Petroleum Exploration and Production Research Institute,SINOPEC,Beijing 100083 ,China；!. SINOPEC,Beijing 100728,China)
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径刘中春【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2012(019)006【摘要】塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,其非均质性极强,且多种流动方式共存,勘探开发属于世界级难题.综合分析了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的开发历程,确定油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足是天然能量开发阶段采收率低的主要原因；水驱效率低是注水开发阶段采收率低的主要原因.同时分析了目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率面临的主要问题,初步探索了缝洞型油蔵提高采收率的途径,提出了天然能量开发阶段以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”,补充能量阶段以“优化、改善注水开发为主,注气、稠化水驱等扩大波及体积的方法为辅”的提高采收率技术思路,对塔河油田进一步提高采收率具有重要的意义.【总页数】4页(P66-68,86)【作者】刘中春【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE357【相关文献】1.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究 [J], 胡蓉蓉;姚军;孙致学;王晨晨2.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水方式优选及注气提高采收率实验 [J], 苑登御;侯吉瑞;宋兆杰;罗旻;郑泽宇;屈鸣;3.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水方式优选及注气提高采收率实验 [J], 苑登御;侯吉瑞;宋兆杰;罗旻;郑泽宇;屈鸣4.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素与提高采收率途径 [J], 郑松青;杨敏;康志江;刘中春;龙喜彬;刘坤岩;李小波;张世亮5.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气及注泡沫提高采收率研究 [J], 苑登御;侯吉瑞;王志兴;苏伟;赵大鹏因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
缝洞型碳酸盐岩油藏氮气驱效果影响因素
缝洞型碳酸盐岩油藏氮气驱效果影响因素赵凤兰;屈鸣;吴颉衡;侯吉瑞;汪勇【摘要】缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要的储集空间,具有非均质性强、缝洞结构复杂的特点,气驱是该类油藏重要的开发方式之一.为探索缝洞型碳酸盐岩油藏气驱动态特征、驱油效果的影响因素及规律,建立二维典型缝洞可视化模型,研究不同类型剩余油启动效果,并结合氮气驱物理模拟驱油效果定量对比,分析氮气驱效果的影响因素.研究结果表明:氮气驱可进一步启动水驱未波及区域的剩余油;氮气驱效果及油、气、水流动特征受到溶洞充填方式、原油粘度和底水能量等因素影响,溶洞充填方式主要影响流体的渗流特征,在一定程度上有利于扩大氮气驱波及范围;原油粘度和底水能量影响氮气和底水的相互作用,改变压力场的分布;在强底水作用下,水窜更为明显,但能改善氮气驱效果,提高采收率.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2017(024)001【总页数】6页(P69-74)【关键词】缝洞型碳酸盐岩油藏;溶洞充填;原油粘度;底水强度;氮气驱【作者】赵凤兰;屈鸣;吴颉衡;侯吉瑞;汪勇【作者单位】中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE344作为全球油气最重要的组成部分，碳酸盐岩油气田的常规油气储量约占世界常规油气总储量的60%，碳酸盐岩油气田的产量约占世界常规油气总产量的50%。
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素与提高采收率途径
摘要：综合岩心、测井、地震、生产动态等多方面资料，对缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间多尺度特征、储集体类型、 缝洞体空间形态及分布模式、与生产井的配置关系等进行了系统研究，分析了各因素对剩余油分布的影响，建立了 水驱后剩余油分布的主控因素模式；结合塔河油田的开发实践，系统研究了提高原油采收率的方法与途径。研究表 明，缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素可归结为局部高点、井控不足、连通通道屏蔽和弱水动力 4 大 类。缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率是一个系统工程：天然能量开发阶段，做好生产调控，防止底水窜进；注水早 期，依据储集体类型、连通性、空间位置构建注采关系，提高水驱控制及动用程度，尽量减少剩余油；注水开发中 后期，依据剩余油分布主控因素及分布特征，通过加强井控、利用重力分异和毛细管的渗吸作用、扰动（改造）流 场等措施，实施精准挖潜。同时做好技术储备，开展储集层改造、新型注入介质、智能优化开发等技术的研发，做 好注水、注气技术的接替，最大限度地提高采收率。图 5 表 1 参 32 关键词：碳酸盐岩；缝洞型油藏；多尺度性；剩余油分布；主控因素；提高采收率
郑松青 1，杨敏 2，康志江 1，刘中春 1，龙喜彬 2，刘坤岩 1，李小波 2，张世亮 2
（1. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐 830011）
基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05014）；国家科技重大专项示范工程（2016ZX05053）
ZHENG Songqing1, YANG Min2, KANG Zhijiang1, LIU Zhongchun1, LONG Xibin2, LIU Kunyan1, LI Xiaobo2, ZHANG Shiliang2
(1. Petroleum Exploration & Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China; 2. Northwest Oilfield Branch, SINOPEC, Urumuqi 830011, China)
氮气充分发挥了非混相驱替提高采收率作用,特别是重力分
摘要
缝洞型碳酸盐岩油藏储集体以孔、缝、洞交互发育为主，非均质性极强。
目前面临油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足、水驱效率低、油藏整体采收率较低等问题。
本文结合碳酸盐岩缝洞型油藏物理模拟相似准则，设计制作细观物理模型、二维地层剖面可视模型和立体地层构造模型，并进行物理模拟实验研究。
采用细观模型物理模拟实验主要考察不同连通模式剩余油形成机理、分布规律及影响因素，初步筛选适用的提高采收率注入体系。
实验表明，注入的氮气或氮气泡沫由于重力分异和改变流场等原因对剩余油有较好的动用效果。
研究结果表明，氮气充分发挥了非混相驱替提高采收率作用，特别是重力分异作用能够有效动用所占剩余油比例较大的阁楼油。
存在最佳注气速度使氮气驱发挥到最好效果。
低注高采，较早转注有利于气驱采收率的提高，气-水交替注入方式提高采收率效果更加明显。
氮气泡沫驱结合了氮气驱与泡沫驱的优点，依靠氮气重力分异作用顶替阁楼油，同时通过泡沫在流动通道内的堆积，迫使后续流体转向，封堵气体抑制气窜，进一步扩大波及体积。
此外，泡沫具有很强的剥离油膜、乳化、携带油滴能力，提高洗油效率。
注水、注氮气和氮气泡沫三种体系都能在底水驱替基础上大幅度提高采收率。
剩余油动用程度与注入体系、注入方式有一定关系，因此研究结果对碳酸盐岩缝洞型油藏补充能量及提高采收率方法的优选具有指导意义。
关键词：缝洞型油藏；物理模拟；剩余油；提高采收率方法；注气
- II -。
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1.油气田的地质条件：包括油气层的岩石类型、厚度、孔隙度、渗透率等地质参数，这些参数决定了油气在储层中的储集程度和运移能力，直接影响到采收率的大小。
2.油气田的原始含油饱和度：原始含油饱和度是指油气层中的有效储油空间中填充的油气的体积占总体积的比例，原始含油饱和度越高，意味着油气田储量越大，采收率也越高。
3.采油工艺的选择：采油工艺是指在油气田开发中采取的具体工艺措施，包括常规采油、提高采收率技术（EOR）等。
合理选择采油工艺可以提高采收率。
4.采收率的经济因素：包括油气价格、开采成本等。
油气价格的高低直接影响到油气田的开采动力和采收率，高油气价意味着更多油气会被开采出来。
同时，开采成本的控制也是重要的经济因素，合理降低开采成本可以提高采收率。
5.采油技术的创新：随着科学技术的不断进步，采油技术也在不断创新发展。
比如水平井、压裂技术、水驱、聚合物驱等技术的应用，可以提高采收率。
6.系统储油体系：在一些油气田中，油气并非由单一储集层构成，而是由多个储集层组成的复杂体系。
对于这种复杂的储油体系，合理地评估和开发储油层、利用复杂体系的有效储集空间，对于提高采收率至关重要。
7.管理和操作人员的素质：油气田的管理和操作人员的专业素质和经验水平直接关系到采收率的高低。
管理和操作人员应具备良好的油田管理经验、技术能力和判断能力，才能够保证油气田的高效开采。
总之，影响油气田采收率的因素很多，包括油气储层的地质条件和原始含油饱和度、采油工艺选择、经济因素、采油技术创新、管理和操作人员素质等。
只有综合考虑这些因素，才能够制定出合理的开采方案，提高油气田的采收率。
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Influencing factors on EOR nitrogen flooding in fractured-vuggy carbonate reservoir
（1.Research Institute of Enhanced Oil Recovery， China University of Petroleum （Beijing） ， Beijing City， 102249， China； 2.Basic Theory Laboratory of Enhanced Oil Recovery in Low Permeability Oilfield ， Key Laboratory of Tertiary Oil Recovery， PetroChina， Beijing City， 102249， China； 3.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering， Beijing City， 102249， China； 4.Offshore Oil Production Plant， Shengli Oilfield Company， SINOPEC， Dongying City， Shandong Province， 257000， China） Abstract： Formation energy in the carbonate fractured-vuggy reservoir becomes less along with the exploitation. Nitrogen
Injection timing has influence on water flooding and recovery efficiency. If the opportunity of nitrogen injection is too early ， water flooding effects will be poor； and if the opportunity of nitrogen injection is too late， nitrogen flooding effects will be poor. Under the condition of recovery efficiency of 20% by water drive， continuous nitrogen injection can improve the recov⁃ and alternating injection of surfactant water and nitrogen can improve the recovery efficiency to 61.45%.
低渗油田提高采收率应用基础理论研究室， 北京 102249； 3.石油工程教育部重点实验室， 北京 102249； 4.中国石化胜利油田分公司 海洋采油厂， 山东 东营 257000）
（1.中国石油大学 （北京）提高采收率研究院， 北京 102249； 2.中国石油三次采油重点实验室
摘要： 碳酸盐岩缝洞型油藏在开发过程中地层能量衰竭明显， 氮气驱可以有效地补充地层能量， 并增强采出能力； 但只有合适的注入速度、 注入时机和注入方式等才能使氮气驱达到最好的驱替效果。利用地质构造和生产动态资 料建立缝洞型油藏的二维可视化地层仿真剖面模型， 在室内底水能量不足时， 进行了氮气驱注入速度、 注入时机和 注入方式等因素对采收率的影响程度研究， 结果表明， 氮气驱注入速度对波及范围和气窜控制有较大的影响， 过大 过小都会使最终采收率偏低； 氮气驱注入时机的早晚影响水驱效果， 进而影响采收率， 注入时机过早水驱效果差， 注入时机过晚气驱效果差； 连续氮气驱、 氮气—水交替、 氮气—活性水交替等注入方式可以将采收率从 20%分别提 高到 47.09%， 60.08%和 61.45%。 中图分类号： TE357.42 关键词： 碳酸盐岩 缝洞型油藏 氮气驱 注入速度 注入时机 注入方式 采收率 文献标识码： A 文章编号： 1009-9603 （2015） 05-0064-05
第 22 卷 第 5 期 2015 年 9 月
油 气 地 质 与 采 收 率 Petroleum Geology and Recovery Efficiency
Vol.22, No.5 Sep.2015
· 油气采收率 ·
碳酸盐岩缝洞型油藏氮气驱提高采收率的影响因素
2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 侯吉瑞 1， ， 张 丽 4， 李海波 1， ， 李 巍 1， ， 苑登御 1， ， 苑玉静 1， ， 郑泽宇 1， ， 罗 旻 1，
production data. Influencing factors on nitrogen injection including injection rate ， injection timing and injection mode were analyzed when bottom water energy is not enough in laboratory. The results show that the injection rate has great influence on sweep efficiency and gas channeling and the ultimate recovery efficiency would be low under inappropriate injection rate.
2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 2， 3 Hou Jirui1， ， Zhang Li4， Li Haibo1， ， Li Wei1， ， Yuan Dengyu1， ， Yuan Yujing1， ， Zheng Zeyu1， ， Luo Min1，
flooding can effectively complement the formation energy ， and enhance the capacity of production. Only appropriate injec⁃ tion rate， injection timing and injection mode can achieve the best displacement effect of the nitrogen flooding. A visualized physical simulation model of the ggy reservoir was designed based on geological structure data and dynamic