注富气混相驱课件

试验区筛选ⅠAⅡAⅢⅣⅤⅡBⅠB试验区筛选ⅠAⅡAⅢⅣⅤⅡBⅠB1

地层流体物化参数液化石油气组分分析结果

注入气组分分析结果

地层流体物化参数液化石油气注入气组分2

地层流体物化参数地面脱气原油的物化性质（ZR6井）

地层流体物化参数地面脱气原油的物化性质（ZR6井）3复配地层油的PVT物性分析复配地层油的主要高压物性参数复配地层油的PVT物性分析复配地层油的主要高压物性参数4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、Ⅳ区的主要研究成果复配地层油的PVT物性分析最小混相组成（MMC）的研5细管长度m细管内径mm空气渗透率µm2孔隙度%实验温度℃驱替速度mL/min20619.636.483.90.2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104.04kg/cm2

、实验压力按131.58kg/cm2

。最小混相组成（MMC）的研究

混相的判断标准：烃气注入量为1.2PV时，细管驱油效率大于94％。细管长度细管内径空气渗透率孔隙度实验温度驱替速度20619.6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

131.58kg/cm2

下，共进行了5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。

最小混相组成（MMC）的研究细管实验所用混合气及其组分7最小混相组成（MMC）的研究1、液化气与天然气摩尔比为59:41、39.5:60.5和34.8:65.2时其驱油效率均高于94％，说明均是混相的；2、液化气与天然气摩尔比为31.6:68.4和28.7：67.3是驱油效率均低于90％，说明这两种组分在实验条件下是不混相的。最小混相组成（MMC）的研究1、液化气与天然气摩尔比为8最小混相组成（MMC）的研究121.38kg/cm2下，注入量为1.2PV时的驱油效率为93.5％，非常接近混相指标（94％），说明当液化气与天然气摩尔比为34.8:65.2时，降低10.2kg/cm2的压力，仍可基本实现混相。液化气与天然气摩尔比为34.8:65.2时两种压力下的细管驱油实验最小混相组成（MMC）的研究121.38kg/cm2下9最小混相组成（MMC）的研究小结

通过细管实验可以断定在83.9C、131.58kg/cm2的条件下，最小混相组成在液化气与天然气的摩尔比为34.8：65.2与31.6：68.2之间，而在液化气与天然气的摩尔比为34.8：65.2时，降低10.2kg/cm2的压力下仍能基本混相，我们综合以上实验结果给出83.9C、131.58kg/cm2的最小混相组成为液化气与天然气的摩尔比为33：67。最小混相组成（MMC）的研究小结通过细管实验可10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、Ⅳ区的主要研究成果复配地层油的PVT物性分析最小混相组成（MMC）的研11

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该实验12

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，体积系数逐渐增加。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13

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随混相流体溶14

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溶解不同量混相气体的15

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。饱和压力下，地层油的粘度与溶解量混相气体量的关系最小混相组成对地层油相态的影响研究随混相气体溶16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、Ⅳ区的主要研究成果复配地层油的PVT物性分析最小混相组成（MMC）的研17长岩心的长度m1.78长岩心的平均直径cm2.52空气渗透率10-3

m267.5水测渗透率10-3

m245.8孔隙度%23.6实验压力kg/cm2110.16驱替速度cm3/min0.15实验温度℃83.9注入气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的长度m1.78长岩心的平均直径cm2.52空18长岩心实验设计序号实验方案1水驱至含水98％以上+0.9PV混相流体＋后续水驱2水驱至含水98％以上+0.5PV混相流体＋后续水驱3水驱至含水98％以上+0.3PV混相流体＋后续水驱4水驱至含水98％以上+0.2PV混相流体＋后续水驱5水驱至含水98％以上+交替注入0.3PV混相流体＋后续水驱（气水比1：1）6初始含油饱和度下连续注入0.5PV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影响；注入时机和注入方式对混相驱效果的影响。长岩心实验设计序号实验方案1水驱至含水98％以上+0.9PV19水驱至含水98％以上+0.9PV混相流体＋后续水驱

水驱采出程度为44.4％，注气后，最大采出程度为76.7％，提高采收率32.3％；水驱过程中，含水采油过程非常短，混相驱见效后，由很长时间的无水采油期，过后，含水很快升至100％；混相带的采出，同时伴随气油比的大幅上生。水驱至含水98％以上+0.9PV混相流体＋后续水驱水驱采20水驱至含水98％以上+0.9PV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。驱替压差与注入倍数的关系水驱至含水98％以上+0.9PV混相流体＋后续水驱水驱过21水驱至含水98％以上+不同量的混相流体＋后续水驱随混相流体注入量的增大，提高采收率的幅度逐渐增大，但当注入量大于0.3PV后，再增大注入量，进一步提高采收率的幅度明显变小。水驱至含水98％以上+不同量的混相流体＋后续水驱随混相流体注22水驱至含水98％以上+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0.5PV时间，含水未降到0，注入量达到0.5PV后，含水可降到0，且无水采油期逐渐增长。水驱至含水98％以上+不同量的混相流体＋后续水驱随混相流体注23水驱至含水98％以上+不同量的混相流体＋后续水驱

水驱过程中，由于乳化造成的压差上升幅度相差不大；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，驱替压差上升幅度逐渐减小，气锁影响逐渐减小。水驱至含水98％以上+不同量的混相流体＋后续水驱水驱过程24注入方式对混相驱效果的影响

连续注入提高采收率25.0％，交替注入提高采收率17.3％；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。注入方式对混相驱效果的影响连续注入提高采收率25.0％，25注入时机对混相驱