注富气混相驱课件

1、试验区筛选试验区筛选AABB 地 层 流 体 物 化 参 数地 层 流 体 物 化 参 数 组组分分 百百分分含含量量 丙丙烷烷 82.42 异异丁丁烷烷 7.61 正正丁丁烷烷 8.55 二二氧氧化化碳碳 0.28 乙乙烷烷 0.82 甲甲烷烷 0.31 分分子子量量 46.06 液化石油气液化石油气组分分析结果组分分析结果 组分组分 百分含量百分含量 丙烷丙烷 6.456.45 异丁烷异丁烷 0.920.92 正丁烷正丁烷 1.581.58 异戊烷异戊烷 0.350.35 正戊烷正戊烷 0.270.27 己烷己烷 0.070.07 二氧化碳二氧化碳 3.463.46 乙烷乙烷 11.351

2、1.35 氮气氮气 0.180.18 甲烷甲烷 75.3875.38 分子量分子量 21.8321.83 注入气组分注入气组分 分析结果分析结果 地 层 流 体 物 化 参 数地 层 流 体 物 化 参 数地面脱气原油的物化性质（地面脱气原油的物化性质（ZR6ZR6井）井） 馏程馏程 密度密度(20(20) ) g/cmg/cm3 3 粘度粘度 mPa.smPa.s 凝固点凝固点 含蜡含蜡 % % 初馏点初馏点 馏分馏分200200 馏分馏分 % % 300300 沥青质沥青质 % % 非烃非烃 % % 0.81680.8168 7.16(207.16(20) ) 3.57 (503.57 (

3、50) ) 2.2.9292(84(84) ) - -12.012.0 7.717.71 71.0771.07 29.029.0 55.055.0 0.000.00 3.223.22 复 配 地 层 油 的 P V T 物 性 分 析复配地层油的主要高压物性参数复配地层油的主要高压物性参数 复配地层油的PVT物性分析 最小混相组成（MMC）的研究 最小混相组成对地层油相态的影响 地层流体物化参数测试 长 岩 心 物 理 模 拟 实 验 研 究二、二、区的区的主要研究成果主要研究成果细管长度细管长度m细管内径细管内径mm空气渗透率空气渗透率m2孔隙度孔隙度%实验温度实验温度驱替速度驱替速度mL/

4、min20619.636.483.90.2模型参数模型参数 实验条件：开始确定的条件为：复配地层油的饱和压力按104.04 kg/cm2 、实验压力按131.58 kg/cm2 。 最小混相组成（MMC）的研究 混相的判断标准：烃气注入量为混相的判断标准：烃气注入量为1.2PV1.2PV时，细管驱油效率大于时，细管驱油效率大于9494。 最小混相组成（MMC）的研究细管实验所用混合气及其组分分析结果细管实验所用混合气及其组分分析结果 131.58 kg/cm2 下，共进行了下，共进行了5 5种不同摩尔比的液化气种不同摩尔比的液化气与天然气的混合物的长细管驱油实验与天然气的混合物的长细管驱油实验

5、。 最小混相组成（MMC）的研究1 1、液化气与天然气摩尔比为、液化气与天然气摩尔比为59:4159:41、39.5:60.539.5:60.5和和34.8:65.234.8:65.2时其驱油效率均时其驱油效率均高于高于9494，说明均是混相的；，说明均是混相的；2 2、液化气与天然气摩尔比为、液化气与天然气摩尔比为31.6:68.431.6:68.4和和28.728.7：67.367.3是驱油效率均低于是驱油效率均低于9090，说明这两种组分在实验条件下是不混相的。，说明这两种组分在实验条件下是不混相的。0 020204040606080801001000 00.20.20.40.40.60

6、.60.80.81 11.21.21.41.4注入倍数/PV注入倍数/PV驱油效率/%驱油效率/%驱油效率(59-41)驱油效率(59-41)驱油效率39.5-60.5驱油效率39.5-60.5驱油效率34.8-65.2驱油效率34.8-65.2驱油效率31.6-68.4驱油效率31.6-68.4驱油效率28.7-71.3驱油效率28.7-71.3 最小混相组成（MMC）的研究121.38kg/cm121.38kg/cm2 2下，注入量为下，注入量为1.2PV1.2PV时的驱油效率为时的驱油效率为93.593.5，非常接近混相指标，非常接近混相指标（9494），说明当液化气与天然气摩尔比为），

7、说明当液化气与天然气摩尔比为34.8:65.234.8:65.2时，降低时，降低10.2kg/cm10.2kg/cm2 2的的压力，仍可基本实现混相。压力，仍可基本实现混相。液化气与天然气摩尔比为液化气与天然气摩尔比为34.8:65.234.8:65.2时两种压力下的细管驱油实验时两种压力下的细管驱油实验 最小混相组成（MMC）的研究小结 通过细管实验可以断定在通过细管实验可以断定在83.983.9 C C、 131.58kg/cm131.58kg/cm2 2的条的条件下，最小混相组成在液化气与天然气的摩尔比为件下，最小混相组成在液化气与天然气的摩尔比为34.834.8：65.265.2与与3

8、1.631.6：68.268.2之间，而在液化气与天然气的摩尔比为之间，而在液化气与天然气的摩尔比为34.834.8：65.265.2时，降低时，降低10.2kg/cm10.2kg/cm2 2的压力下仍能基本混相，我的压力下仍能基本混相，我们综合以上实验结果给出们综合以上实验结果给出83.983.9 C C、 131.58kg/cm131.58kg/cm2 2的最小混的最小混相组成为液化气与天然气的摩尔比为相组成为液化气与天然气的摩尔比为3333：6767。 复配地层油的PVT物性分析 最小混相组成（MMC）的研究 最小混相组成对地层油相态的影响 地层流体物化参数测试 长 岩 心 物 理 模

9、拟 实 验 研 究二、二、区的区的主要研究成果主要研究成果 最小混相组成对地层油相态的影响研究 该实验即膨胀降粘实验是利用前面优化的最小混相流体，研究溶解不同量最小混相流体后，地层油的主要高压物性参数的变化规律，从而确定最小混相流体对地层油的膨胀降粘能力，为数值模拟提供全套的基础模拟参数。 该项研究共进行了5种不同量的混相流体对地层油的膨胀降粘实验，混相流体的质量分数分别为：0.06、0.13、0.19、0.26和0.33 。混相流体的组成为液化气与天然气的摩尔比为33：67。 最小混相组成对地层油相态的影响研究溶解不同量混相流体的地层油的体积系数与压力的关系随溶解混相流体量的增加，体积系数逐

10、渐增加。 最小混相组成对地层油相态的影响研究 随混相流体溶解量的增加，体积系数和体积膨胀量迅速增加。说随混相流体溶解量的增加，体积系数和体积膨胀量迅速增加。说明该混相流体可大幅度地膨胀该地层油、增加可动油。明该混相流体可大幅度地膨胀该地层油、增加可动油。饱和压力下，地层油的体积系数和体积膨胀量与溶解混相流体量的关系。 最小混相组成对地层油相态的影响研究溶解不同量混相气体的地层油的粘度与压力的关系随溶解混相气体量的增加，粘度是逐渐降低的，但降低的幅度逐渐减小。 最小混相组成对地层油相态的影响研究 随混相气体溶解量的增加，地层油的粘度逐渐降低。说明即使在随混相气体溶解量的增加，地层油的粘度逐渐降低

11、。说明即使在原油粘度非常低的情况下，该混相气体仍可较大幅度地降低原油的粘度，原油粘度非常低的情况下，该混相气体仍可较大幅度地降低原油的粘度，增加其流动性。增加其流动性。饱和压力下，地层油的粘度与溶解量混相气体量的关系 复配地层油的PVT物性分析 最小混相组成（MMC）的研究 最小混相组成对地层油相态的影响 地层流体物化参数测试 长 岩 心 物 理 模 拟 实 验 研 究二、二、区的区的主要研究成果主要研究成果长岩心的长度长岩心的长度 m m1.781.78长岩心的平均直径长岩心的平均直径 cmcm2.522.52空气渗透率空气渗透率 1010-3-3 m m2 267.567.5水测渗透率水测

12、渗透率 1010-3-3 m m2 245.845.8孔隙度孔隙度 % %23.623.6实验压力实验压力 kg/cmkg/cm2 2110.16110.16驱替速度驱替速度 cmcm3 3/min/min0.150.15实验温度实验温度 83.9注入气注入气液化气与天然气摩尔比：液化气与天然气摩尔比：33：67长岩心模型参数和实验条件长岩心模型参数和实验条件长 岩 心 实 验 设 计长 岩 心 实 验 设 计序号序号实验方案实验方案1水驱至含水水驱至含水9898以上以上+0.9PV+0.9PV混相流体后续水驱混相流体后续水驱2水驱至含水水驱至含水9898以上以上+0.5PV+0.5PV混相流

13、体后续水驱混相流体后续水驱3水驱至含水水驱至含水9898以上以上+0.3PV+0.3PV混相流体后续水驱混相流体后续水驱4水驱水驱至含水至含水9898以上以上+0.2PV+0.2PV混相流体后续水驱混相流体后续水驱5水驱水驱至含水至含水9898以上以上+ +交替注入交替注入0.3PV0.3PV混相流体后续水驱混相流体后续水驱（气水比（气水比1 1：1 1）6初始含油饱和度下连续注入初始含油饱和度下连续注入0.5PV0.5PV混相流体后续水驱混相流体后续水驱确定混相驱的最大采出程度；注入量对混相驱效果的确定混相驱的最大采出程度；注入量对混相驱效果的影响；注入时机和注入方式对混相驱效果的影响。影响

14、；注入时机和注入方式对混相驱效果的影响。水驱至含水水驱至含水98以上以上+0.9PV混相流体后续水驱混相流体后续水驱 水驱采出程度为水驱采出程度为44.444.4，注气后，最大采出程，注气后，最大采出程度为度为76.776.7，提高采收率，提高采收率32.332.3； 水驱过程中，含水采水驱过程中，含水采油过程非常短，混相驱见油过程非常短，混相驱见效后，由很长时间的无水效后，由很长时间的无水采油期，过后，含水很快采油期，过后，含水很快升至升至100100；混相带的采出，同时伴混相带的采出，同时伴随气油比的大幅上生。随气油比的大幅上生。水驱至含水水驱至含水98以上以上+0.9PV混相流体后续水驱

15、混相流体后续水驱 水驱过程中，由于形成油包水的乳化液，压差逐渐上升，随混水驱过程中，由于形成油包水的乳化液，压差逐渐上升，随混相流体的注入，驱替压差逐渐下降，在后续水驱过程中，由于相流体的注入，驱替压差逐渐下降，在后续水驱过程中，由于“气气锁锁”，造成驱替压差迅速增大，增大到一定程度后，开始缓慢下降，造成驱替压差迅速增大，增大到一定程度后，开始缓慢下降。驱替压差与注入倍数的关系驱替压差与注入倍数的关系水驱至含水水驱至含水98以上以上+不同量的混相流体后续水驱不同量的混相流体后续水驱随混相流体注入量的增随混相流体注入量的增大，提高采收率的幅度大，提高采收率的幅度逐渐增大，但当注入量逐渐增大，但当

16、注入量大于大于0.3PV0.3PV后，再增大后，再增大注入量，进一步提高采注入量，进一步提高采收率的幅度明显变小收率的幅度明显变小。水驱至含水水驱至含水98以上以上+不同量的混相流体后续水驱不同量的混相流体后续水驱随混相流体注入量的增大，含水下降的幅度和宽度逐渐增大；注入量小于随混相流体注入量的增大，含水下降的幅度和宽度逐渐增大；注入量小于0.5PV0.5PV时时间，含水未降到间，含水未降到0 0，注入量达到，注入量达到0.5PV0.5PV后，含水可降到后，含水可降到0 0，且无水采油期逐渐增长，且无水采油期逐渐增长。水驱至含水水驱至含水98以上以上+不同量的混相流体后续水驱不同量的混相流体后

17、续水驱 水驱过程中，由于乳化造成的压差上升幅度相差不大；水驱过程中，由于乳化造成的压差上升幅度相差不大； 注气过程中，驱替压差逐渐减小，注入量越大，减小的幅度越大；注气过程中，驱替压差逐渐减小，注入量越大，减小的幅度越大； 后续水驱过程中，随混相流体注入量的增大，剩余油的减少，驱替后续水驱过程中，随混相流体注入量的增大，剩余油的减少，驱替压差上升幅度逐渐减小，气锁影响逐渐减小。压差上升幅度逐渐减小，气锁影响逐渐减小。注 入 方 式 对 混 相 驱 效 果 的 影 响注 入 方 式 对 混 相 驱 效 果 的 影 响 连续注入提高采收率连续注入提高采收率25.025.0，交替注入提高采收率，交替注入提高采收率17.317.3； 连续注入见效早，采油速度高；连续注入见效早，采油速度高； 连续注入时，含水下降幅度大，交替注入有两个含水下降段。连续注入时，含水下降幅度大，交替注入有两个含水下降段。注 入 时 机 对 混 相 驱 效