国内外注气提高原油采收率案例分析.doc

国内外注气提高原油采收率案例分析表3・1曾克泌油田基本情况Table 3T Overview of Lukebi Oilfield区块中区西区合计鲁2块答8块玉东埋深(m)2300-24002600-27002700-31003100-3600含油面积(kn?)1.580.816.79.6418.73探明储l(104t)1131433375731668487动用储1(104t)64234728744644327建成产能(IO4t)6.42.123.33.134.9油井总数(口)24131$454245水井悠敷(口)6449766地面原油粘度(50-C(122T))(cP)25570184001635010635地下原油粘度(cP)526314286154孔隙度(％)26.722.223.616-19渗透率(15?)69431942920-120钾克沁油田深、醐、物性差的特点，创新提出了深层稠油注气开发技术图3T 曾克泌油田基压力系统及井位分布图Fig. 3-1 Distribution map of pressure systen and well location for Lukebi Oilfield在西区取得成功的基础上.2011年在中区开展了推广应用.301B13分区块注气舂吐效果对比注气舂吐效果分钱柱状图图3-2 2011年注气吞吐井效果统计柱状图Fig. 3-2 Statistical bar chart for performance of gas injection huff and puff wellsin 20112011年天然气吞吐井实施30井次，初期增加产量4.7Ud,目前平均单井增产3.2Ud中区吞吐效果好于西区・2011年累计实施注气30井次，开抽生产30井次，启示：参数优化，—只要地层吸气均有增产效果・——天然气吞吐工艺技术日趋成熟，中区、西区油藏均适合.——注气强度大于1000方/米/天(35314.72scf7m/d),烟井10.12天即可达到理 想混融效果。

地质认识：——油井注气吞吐后，液量增加、含水下降实现增产.—选取孔隙度＞18%,渗透率＞10xl0^Tn2 ,产油&＞1.5吨/天的井效果好 ——注气规模大，地层能量保持好的并吞吐效果好3. 2. 2英国北海南Brae油田网I)概况该油田位于南Viking地堑的西边缘，属上侏罗系Brae地层储层为近源海下扇 的碎屑岩和砂岩组合储层孔隙度3%~25%,平均为11%,渗透率10〜2000mD,平均 为l30mD储层原油重度为33OAP1,原始GOR为1400 scOSTB,在压力为6000 lb/in2, 温度为253下，的地层条件下，原油粘度为0.3 cP,水的粘度也是0.3 cP.该油田在 1983年7月投产，最初由天然含水层水侵及产出气顶部回注保持压力从1984年 实施注水,并最终取代了注气到1984年底,产油量保持在100000 BOPD (bbl/d)水 平之匕在1989年大部分生产井见水，产量急剧下降然后采取各种作业措施及钻 加密井•产油量保持在第二个水平上即10000BOPD,达几年之久1994年开始实施 混相气驱先导试验工程，1997年发现气突破，先导试验工程的成功，为全油田气驱工 程的实施奠定了基础。

全油田注气工程在1998年11月开始实施到1999年底,3 口注气井的忌注入能力达90 MMscf7d(l06ft3/d)o这3 口注气并一直注气到2002年, 然后转为注水井.1) 最小混相压力表3-2最小混相压力Table 3-2 the minimum phase of mixed pressure气体组成(mole%)富气24%CO?、3%N2、62%CI、11%C2*3950干气5%CO2. 4%N2、83%C1、8%Cj*4250甲烷IOO%C14350氮气100%N25000总之，试验过的所有气体在压力高于5000 lb/in2都能混相，对南Brae油田都适用, 因为南Brae油田的平均储层压力为6000 lb/in2•先导试验工程使用的注入气，其成 分类似表3-2的富气，混相压力为3950lb/in2(G)o3)先导试验(1) 目标区把油田内注水采收率最高、生产井/注入井对之间连通性最好的区块选为先导 试验区A16和A20井相距5000 R,选为先导试验区主要的生产井/注入井对在该 条带区，南Brae地质构造顶部主要是砂岩超覆碎屑岩，在油田边部砂宕含量增加.(2) 注入计划第一次油藏模拟研究表明,A20井的注入气体A16井气突破的时间取决于混相 程度，1.5年之内。

在注入气突破后，改为注水1994年7月A20井开始注气，注气 信为35MMscf/D 1995年计划注气量为lOBcf,但至1995年9月主要生产井产液 量没有变化.但是注气正常运转，一直持续到1997年1月，总注入气量22 BcL(3) 产油变化1997年8月，即先导试验区开始注气3年后,A16井发现“产油”突变•原油产量 从400 BOPD增加到4000 BOPD,增加10倍、含水从90%下降到15%、GOR从2000 sePSTB增加到700() scfZSTBo同时在A36井发现有类似的反映，原油产量从300 BOPD增加到1800 BOPDoA36井距A16井1000 ft,靠近槽条带的边缘，此处没有碎 屑岩，仅有席状砂岩A3井位于AI6井的上倾方向，当注入气前沿移动到顶部时，注 气反映较弱后来的油井资料表明、A27井也发现原油产鼠增加,它是距A20井最近 的井第二次油藏模拟研究表明，先导试验区原油产量增加2.5〜2.5MMSTB、到1999 年中，产量超过这一区域产油量的80%.⑷油藏模型•概念模型研究表明：注水和混相气驱采收率对相对渗透曲线的形状不敏感， 气体注入的最佳体积约为20%PV；南Brae油田对水、混相气交替注入循环不大敏 感：南Brae油由上倾注气的模拟研究表明，它比下倾方向注气的采收率高。

全油田模型考虑了储层中所有层间和通道间的相互作用，其平面、垂向非均 质性很强全油FH模型得出全油田注气将增加原油18〜32MMSTB,注入200Bcf的 富气最可能增加原油23MMSTB从增产原油中产出的溶解气乂加入到注入气中, 相当于一半以上的注入气破回采出来用全油田模型进行的敏感性分析表明，注气 能力上限达到60MMscPD将能提高采收率，使NPV最大化注气能力再增加只是 增加储层压力，因为产量受到限制在这种情况下，10年总共将注入200Bcf气，使原 油增量达23MMSTB5)结论%1 注水后中进行混相气驱可显著提高原油采收率.%1 南Brae油田一般储层条件所有注入气都可与其原油混相1 岩心先导试验表明，混相气驱后瓶余汕饱和度降低20% PV.%1 最佳气体注入体积最是20% PVo%1 注入后进行混相气驱，原油产量提高到10倍1 混相气驱非常适应于水驱后的储层，可以得到比预期要高的采收率1 先导试验工程预计注入22Bcf气,可采出2.7MMSTB油1 全油田注气工程预计注气200Bcf；产油23MMSTB,相当于注入气的一半多 能够与增产原油一起采出3. 2. 3温五区块潮温五块注气提高采收率方案。

温五块位于温米构造东南端马红断层上盘，含 油面积10.94km2,石油地质储量505x10* (3873.72xl04bbl)o 1993年投入注水开 发，察积采油 126.7xl04t(971.88xl04bbl).累枳注水 299x104m3(18.804MMB) 目 前共有采油井16 口，注水井15 口，日产油195t/d(1495.79bbl/d),,日注水 983m3/d(6!82.087bbVd),气油比 499m3/t (2801.885scf7STB),含水 66%,采出程度 25.08%,剩余石油地质储量为 299.1 x 10七(2294.32乂 104bbl)o温五块油藏平均埋深2398m,原始地层压力系数1.01〜1.05,原始地层压力 25.5MPa(3698.52psi),目前油藏中部压力约22.02MPa(3193.781 psi),油藏温度 76C(l68.8*F)o 平均孔隙度 15.4%〜17.3%,平均洋透率 34-71 xl0 ^m\温五区块原油属偏轻质黑油油藏，中间组分含量高、重质组分含量低地面 原油具有低密度、低粘度、低凝固点的特点，原油密度0.820lg/cm3(API 41.04), 地面原油粘度2.58mPas,凝固点9.5*C(49.1T),初铜点74*C(165.2T),含蜡量1.6%。

地层原油具有地饱压差3.98MPa(577.26psi)、原油密度低(0.6233g/crT?〜 0.6659^cm3(API 95.52〜80.99))、溶解气油比高(191m3/m3~234m3/m(scf7bbl 1073.03-1314.6!))> 体枳系数高(1.558-1,690).原油收缩率低(35.83%70.84%)、 原油压缩系数大(25.49、I O^MPa 1.757、10%广))等特点温五区块注入的伴生气组分见表3・3表3-3 21五区块注入气组成Table 3-3 Composition of injected gas for Wen 5 Block组分N2CiCic3(c4NQic5nc5c；分子接281630445858727286摩尔分数3.2174.111.316.252.261.760.650.40.06从而确定的注气提高采收率方案部署如下:1)注气方式温五区块实施区域顶部注气，注入方式为水气交皆非混相驱，注入气为本油 田的一级分离器气体，注入气总段塞为0.3HCPV,每个段塞为0.025HCPV.水气 比1:1，半年交替一次，水气交替开发12年后改为注水开发.2) 注气井网温五区块保持原有井网不变,把顶部的温5-2K温20、温5・23、温5-34.温 5-46＞温5・58六口注水井改为水气交替注入井，见下图：图3-3温五区块构造并位图Fig. 3-3 tfell location of structure of Wen 5 Block3) 注气开发指标注气后温五区块开发指标预测见表34日注气I4x10W(4,95MMscD.平均 单井日注气垦 4.55xlO4m3(L61MMsc0 ,至2015 年累积产油 207.89、101(1954.67,10‘bbl),,最积注气 56950* 104m5(20123.67MMscf).采出程度 41.17%,与水驱相比,累枳采油量增加32.59x104t(249.99xl04bbl),采出程度提高 6.66%.表3・4温米油田温五注气开发方案预测指标Table 2-10 Prediction indicators for gas injection development plan for Wen 5 Block of Weiwii Oilfield。