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1、低渗透油田注气提高采收率研究现状 摘要：开采低渗透油田对我国石油工业的发展有着举足轻重的作用。文章探讨了低渗透储层特征、分析了低渗透油田开发中的技术难点，在此基础上介绍了注气提高原油采收率的方法，并指出了我国低渗透油田注气提高采收率的不足之处。 关键词：低渗透油田；注气；原油采收率；油田开发；石油工业 中图分类号：TE357文献标识码：A文章编号：1019-2374（2022）09-0046-02 我国低渗透油田的储量很大，随着以中、高渗透层为主的老油田渐渐进入中高含水期开采，低渗透油藏的重 要性将日益增加。提高对低渗透储层的相识，对我国石油工业的持续稳定发展，具有重要的战略意义。 一、低渗透
2、储层的特征 （一）地质特征 低渗透储层形成有其独特的沉积环境及沉积后的成岩作用和构造作用的影响，使其具有典型的特征，主要包括：（1）储层物性差，沉积物成熟度低，但后生成岩作用往往比较剧烈；（2）孔隙度低，孔喉半径小、毛细管压力高，原始含油饱和度低；（3）基质渗透率低；（4）裂缝往往比较发育；（5）非均质性强；（6）粘土矿物含量高，水敏、酸敏、速敏严峻。正是由于这些特征，确定了低渗透储层探讨的特别性。 （二）开发特征 1低产井多。在开发过程中，油井自然产能低。渗透率低，导压系数小，压力传递慢，油井供液不足，投产后产量递减很快，出现许多低产井。 2采收率低。油层受岩性限制，水动力联系差，边水，底水
3、驱动很低，自然能量补给不足，多数油藏主要靠弹性驱动和溶解气驱方式采油。一次采收率很低，一般只能达到8%12%，注水后，一般低渗透油田二次采收率提高到25%30%，特低渗透油田则为20%25%。 3采油速度低。特低渗透油田，依靠自然能量开采，采油速度约在1%以下；注水开发，采油速度在1%左右；一般低渗透油田，注水开发，采油速度在短期能达到2%以上。 二、主要冲突和技术难点 1低渗透油田的开发面临的主要三大冲突是层间、平面和层内的冲突；除此之外，在目前的开发条件下，主要的冲突是注水井压力不断上升、吸水实力不断下降、采油井见效差、地层压力大幅度下降、生产实力急剧递减，以及注水量、产油量、开采速度和采
4、收率都很低。形象的说，就是“注不进，采不出”。 2裂缝问题。即沿裂缝方向水窜、水淹严峻，距裂缝较远的两侧生产井注水效果很差。 3采油工艺技术不适应问题。目前大多数油田仍采纳杆式抽油泵，存在地层供液不足，供采不平衡，泵效低，抽油系统机械效率低等问题，因此不行避开的会出现较多的低产井。 三、注气提高采收率技术概况 （一）探讨状况 1探讨阅历。从构造上，倾角大于15,垂向渗透率大于0.2 L/m2的倾斜地层可以实现重力稳定驱；存在隔层且分布较宽的平缓地层或厚度小于3m的薄油层适合注气水平驱替。剩余油饱和度至少为25%，可考虑混相驱替；非混相驱时,原油饱和度至少为50%。在平缓地层内，注富气混相驱，其
5、原油粘度最好小于1MPas，最高不能超过5MPas，密度小于876kg/m3；注干气混相驱，其原油粘度最好也不超过1MPas，最高不能超过3MPas，密度小于825kg/m3；非混相驱替，原油密度可在8761010kg/m3之间。 2水驱后油藏注气探讨。适用多种油藏和气种类，可达到油藏提高采收率在3%6%之间；水驱后油藏进行气驱，以水驱达101%后再进行气水交替驱；油藏水驱后的注气方式一般采纳水气交替，但不适合低渗透油藏。 3对注水后期油藏转注蒸汽开采的探讨。水驱后转注蒸汽开采油藏的条件为：油层净总厚度比大于0.5，油层厚度大于10m，含油饱和度大于50%，油层孔隙度大于20%，地层原油粘度大
6、于30MPas，垂向渗透率为正韵律较为有利，渗透率变异系数小于0.75。冷水驱后假如转热水（200）驱，由于热膨胀和降粘效果有限，所以对驱替效果改善不大，其残余油饱和度仍将高达28%左右；但转蒸汽驱能取得较好效果，其残余油饱和度将降至10%左右。转蒸汽驱时是否经过水驱以及水驱程度如何，对蒸汽驱的最终残余油饱和度影响不大，均为10%左右，但水驱时间越长，蒸汽驱时的经济效益将越差。 4裂缝性油藏中注气驱。裂缝性油藏中注气驱是可行的,尤其向油湿性裂缝储层中注气，可以取得比水驱更好的开发效果，裂缝中注气与基岩原油之间的传递作用是使储层增产的关键因素。储层中裂缝发育方向和发育程度严峻影响注入气流淌路径、
7、波及范围、突破动态以及产油动态，但气驱突破速度未必比水驱突破快，气驱波及范围也可能比水驱广。目前室内试验忽视了多孔介质对流体相态的影响，这样的结论精确性低，需多进行多孔介质影响的相关试验探讨。此外分子扩散作用是裂缝性储层注气驱过程中的一个重要开采机理，在进行动态预料时,需考虑该机理对渗流的影响。裂缝性介质中注气混相驱机理困难，双重介质影响的流体混相性确定方法和混相理论还有待进一步探讨。 5注溶解气开发。以安塞油田坪桥试验区为例子。采纳枯竭开采方式，地层压力下降快,递减快，采收率低，开发效果差。采纳注溶解气开发最终采收率达41.1%；出程度为22.2%，比衰竭开采提高13.8%，比注水开发提高9
8、.0%。与注水相比，注气可更好地保持地层压力,延长油田稳产期，解决注不进水造成的困扰，而且具有更好的经济效益。注溶解气段塞探讨表明，在资源量允许的条件下，应尽可能注入较大的溶解气段塞，段塞越大，开发效果越好；在溶解气资源不足的状况下，考虑注干气开发试验区也是有效的。对试验区而言，人工裂缝延长长度越长,开发效果越差。因此，应优化压裂设计，增加缝宽，削减缝长，以提高导流实力。 6注气提高采收率潜力及评价。依据我国陆上已开发油田提高采收率的其次次评价结果，将提高采收率的技术潜力分为两类：一类是指油藏条件好，风险小、近期内可以实现的潜力；二类是指虽在技术上通过了筛选标准，但由于在筛选及潜力预料中不能考
9、虑的各种因素影响，实现困难大、风险高或不易实现的潜力。在不考虑新发觉适合注气的油田时，在一类潜力中适合注气混相驱覆盖储量7790104t，新增可采储量1445104t，非混相驱覆盖储量38200104t，新增可采储量4180104t；在二类潜力中，适合注气混相驱覆盖储量44730104t，新增可采储量8102.6104t，非混相驱覆盖储量31958104t，新增可采储量1893104t；可见提高采收率的技术潜力是很大的，然而这仅是一个粗筛选，要详细论证油田能否注气及注气的可行性还得依据详细油田状况作评价，评价内容包括配套试验评价、地质、注采实力、油藏工程方案设计、工艺方案、经济评价等，当方案设
10、计经济评价可行后再进行注采工艺方案设计及经济评价，以形成最终的油藏工程方案和工艺方案。在这些评价中配套试验评价是早期基础评价，是确定能否注气的重要参考指标。 （三）国内探讨存在的问题和不足 1气源问题。这是确定油藏注气开发可行性的一个极其关键的因素。因此，要因地制宜地发展各种注气提高采收率技术，加强自然CO2资源的勘探、充分利用油田内外，尤其是油田旁边的CO2和烟道气资源；加强脱N2、脱CO2和CO2防腐等工艺技术问题的探讨，主动探究制N2、注N2和脱N2设备的引入。 2室内试验和现场先导试验的探讨还不够，应当重视以下8项配套技术的探讨：（1）细化油藏描述；（2）完善提高采收率方法的筛选评价技
11、术，尤其薄弱的是注气部分；（3）发展注气混相驱数值模拟技术；（4）发展矿场设施和注入工艺技术；（5）注入井剖面测定和调剖技术；（6）混相驱过程动态监测和效果评价技术；（7）混相驱过程防气窜和改善波及效率技术；（8）配套建立注气混相驱室内试验评价技术。 3关于油田和注气种类目前尚无统一的筛选标准，应当针对详细油田和气种类进行系统的可行性评价，包括进行室内评价、油藏工程探讨、方案设计和采收率预料、经济评价等，在确认经济效益明显后才投入实施。 参考文献 1马建国油气藏增产新技术M北京：石油工业出版社，11016 2李道品低渗透砂岩油田开发M北京：石油工业出版社，19101 3闵琪，金贵孝，荣春龙低渗
12、透油气田探讨与实践（续一）M北京：石油工业出版社，11019 4才汝成，李晓清低渗透油藏开发新技术M北京：中国石化出版社，2004 5郭平,罗玉琼,何建华,王仲林,李闽,刘建仪注水开发油田进行注气开发的可行性探讨J 6沈德煌,于立君,聂凌云,杨生榛注水后期油藏转注蒸汽开采可行性探讨J石油勘探与开发,11019, (6) 7李彦兰,章长钐,武若霞,杨思玉.安塞油田坪桥区注气可行性探讨J.石油勘探与开发,19101,(4). 8文玉莲,杜志敏,郭肖,杜娟,贾英.裂缝性油藏注气提高采收率技术进展J.西南石油学院学报,2022,(6). 9郭平,刘建仪,李士伦,孙良田,李闽.提高采收率的注气试验评价体系J.新疆石油地质,2002,(5). 作者简介：王多伟（11017），男（蒙古族），甘肃民勤人，长江高校在读工程硕士，助理工程师，探讨方向：油气田开发。 第8页 共8页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页