以TK404井为例浅析注气提高采收率在塔河4区的应用
摘要：塔河油田4区奥陶系油藏单井单元经过历年多轮次注水替油，油水界面不断抬升，多数已进入失效阶段，剩余油在构造高部位聚集，形成所谓的“阁楼油”。在注气驱替“阁楼油”的理论基础上，为进一步提高塔河4区采收率，选择具有独立缝洞结构，前期注水替油效果较好且目前已失效的单井单元，进行注氮气开发。目前注气采油在塔河4区仍处于实验阶段，仅选取tk404、
t415ch、t416及tk489井小范围试注，以tk404井为例，通过对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度进行优化，总结出合理的注气方法；通过对注气后生产动态变化情况的分析，得出注气提高采收率在塔河4区切实可行的结论。
abstract： after more than a calendar year round water injection， tahe oilfield no.4 district ordovician reservoirs single well unit oil-water interface is continuous lifting of oil， the majority has entered the stage of failure， the remaining oil in the structural highs gathered to form a so-called “attic oil”. based on the theory of gas injection alternate “attic oil”， and in order to further enhance the recovery efficiency of tahe oilfield no.4 district， it carries out chooses nitrogen gas injection development by choosing independent wewing hole structure，better effect for pre-injection and current failed single well unit. at
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算 # 一、常规砂岩油藏采收率计算 1）石油行业标准1(俞启泰,1989年） T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ 式中各项参数的分布范围 2）石油行业标准2(陈元千,1996年） S K E o R 003871.03464.0lg 084612.0058419.0+++=φμ 式中各项参数的分布范围 适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。 # HIDD_H1
3）万吉业（1962年） R R K E μlg 165.0135.0+= 4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年） h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年） 2159 .01903.00422 .0)()1(3225.0--??? ? ???????? ???? ? ? ???-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。 6）俄罗斯的Кожакин（1972年） h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0* +-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2 S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m 7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年） h T S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=* μ 适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m 8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式 Z S S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0* --+++++-=μ 以上各式中参数： E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数； V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算 # 一、常规砂岩油藏采收率计算 1）石油行业标准1(俞启泰,1989年） T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ 式中各项参数的分布范围 2）石油行业标准2(陈元千,1996年） S K E o R 003871.03464.0lg 084612.0058419.0+++=φμ 式中各项参数的分布范围 适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。 # HIDD_H1
3）万吉业（1962年） R R K E μlg 165.0135.0+= 4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年） h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年） 2159 .01903 .00422 .0)()1(3225.0--??? ? ???????? ???? ? ????-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。 6）俄罗斯的Кожакин（1972年） h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2 S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m 7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年） h T S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ 适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m 8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式 Z S S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0* --+++++-=μ 以上各式中参数： E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数； V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；
低渗透油藏注气提高采收率评价 【摘要】随着油气田勘察工作的不断深入，低渗透难采储量在原油中所占的比重越来越大。因为渗透率较低，使得注水提高采收率受到一定的限制，由于发现了大量的气源，这就为注气提高采收率的方式提供了便利的物质基础，并且能够充分显示出注气技术的优势。本文将针对低渗透油藏的基本特点进行详细的分析，并结合我国的具体情况，提出合理的建议。 【关键词】低渗透油藏；注气；采收率 近年来，我国发现的大部分油藏，都属于低渗透的油藏。这种油藏在开采的时候非常困难，现在基本上采用注水以及衰竭式的开采方式，但是对于低渗透油藏来说，在注水方面，存在着一定的困难，对于低渗透油藏如何进行合理的开发已经成为社会越来越关注的问题。随着科技的发展和时代的进步，注气技术逐渐的被研发出来，利用注气技术可以降低低渗透油藏的开发难度，提升开采率。 1.低渗透油藏的基本特点和注气机理 1.1基本特点 （1）低孔、低渗、自然产能较低，注水困难，无法进行常规投产。 （2）原有的密度小，粘度较低，基本性质好。 （3）储层的物理性质较差，拥有大量的胶结物，分选差、颗粒较小，后生作用强。 （4）油层内混合着一定的砂泥岩，且砂层的厚度不够稳定，砂层间的非均质性较强。 （5）油层受到岩性的控制，与水动力缺乏较强的联系，边底水也非常不活跃。流体流动的时候包含非达西流动的特点。 1.2注气机理 虽然注气机理存在着诸多的论述，但是大体上基本分为三种，即非混相驱、多次接触混相和以此接触混相。多次接触混相又可以分为凝析气驱混相和蒸发气驱混相。总体来说，注气开采可以降低界面的张力，从而在驱油的时候能够达到更高的效率，最终提高整体的经济效益。 2.低渗透油藏注气方面的问题 2.1注气压力高，能力低
1注烟道气、二氧化碳驱油机理 1.1注烟道气提高采收率 由于烟道气驱的成本较氮气驱高，因此发展缓慢。近年来随着人们对环境治理力度的加大以及原油价格的上涨，烟道气驱油技术又有了发展的空间。因为如果考虑环境效益，烟道气驱要比氮气驱经济划算。所以烟道气近年来也得到了较好的发展。 1.1.1烟道气驱提高采收率机理 烟道气通常含有80%～85%的氮气和15%～20%的二氧化碳以及少量杂质，也称排出气体，处理过的烟道气，可用作驱油剂。烟道气的化学成分不固定，其性质主要取决于氮气和二氧化碳在烟道气中所占的比例。烟道气具有可压缩性、溶解性、可混相性及腐蚀性。根据烟道气中所含气体的组成，提高采收率机理主要是二氧化碳驱和氮气驱机理。 1.1.1.1二氧化碳机理 由于烟道气中二氧化碳的浓度不高，所以不容易达到混相驱的要求，主要是利用二氧化碳的非混相驱机理。即降低原油黏度、使原油膨胀、降低界面张力、溶解气驱、乳化作用及降压开采。由于二氧化碳在油中的溶解度大，在一定的温度及压力下，当原油与CO2接触时，原油体积增加，黏度降低。CO2在原油中的溶解还可以降低界面张力及形成酸性乳化液。CO2在油中的溶解度随压力的增加而增加，当压力降低时，饱和了CO2的原油中的CO2就会溢出，形成溶解气驱。与CO2驱相关的另一个开采机理是由CO2形成的自由气饱和度可以部分代替油藏中的残余油[18]。 1.2.1.2氮气驱机理 注氮气提高采收率机理主要有：(1)氮气具有比较好的膨胀性，使其具有良好的驱替、气举和助排等作用；可以保持油气藏流体的压力；(2)氮气可以进入
水不能进入的低渗透层段，可降低渗透带处于束缚状态的原油驱替成为可流动的原油；(3)氮气被注入油层后,可在油层中形成束缚气饱和度，从而使含水饱和度及水相渗透率降低，在一定程度上提高后续水驱的波及体积；(4)氮气不溶于水，微溶于油,能够形成微气泡，与油水形成乳状液，降低原油黏度，提高采收率。 氮气与地层油接触产生的溶解及抽提效应，一方面溶解效应使原油黏度、密度下降，改善原油性质，使处于驱替前缘被富化的气体黏度、密度等性质接近于地层原油，气—油两相间的界面张力则不断降低，在合适的油层压力下甚至降到零而产生混相状态，在这种状态下，注氮气驱油效率将明显提高；另一方面，抽提效应使原油性质变差，这种抽提作用在油井近井地带表现更明显、更强烈。 烟道气驱更适用于稠油油藏、低深透油藏、凝析气藏和陡构造油藏。 1.2注CO2提高采收率 在各种注气方式中，注二氧化碳提高原油采收率的研究已经进行了几十年，特别是近年来，随着技术进步和环境要求的需要，二氧化碳驱显得越来越重要，包括我国在内的很多国家都开展了注二氧化碳驱的现场实验。 1.2.1 CO2驱油机理 将CO2作为油藏提高采收率的驱油剂已研究多年，在油田开发后期，注入CO2，能使原油膨胀，降低原油粘度，减少残余油饱和度，从而提高原油采收率，增加原油产量。CO2能够提高原油采收率的原因有： （1）CO2溶于原油能使原油体积膨胀，从而促使充满油的空隙体积也增大，这为油在空隙介质中提供了条件。若随后底层注水，还可使油藏中的残余油量减少。 （2）CO2溶于原油可使原油粘度降低，促使原油流动性提高，其结果是用少量的驱油剂就可达到一定的驱油效率。 （3）CO2溶于原油能使毛细管的吸渗作用得到改善，从而使油层扫油范围扩大，使水、油的流动性保持平衡。 （4）CO2溶于水使水的粘度有所增加，当注入粘度较高的水时，由于水的流动性降低，从而使水油粘度比例随着油的流动性增大而减少。 （5）CO2水溶液能与岩石的碳酸岩成分发生反应，并使其溶解，从而提高
提高原油采收率 摘要：针对提高采收率，这篇文章主要对我国石油开采现状，提高采收率的四种常用的方法以及世界各国的技术应用现状进行论述，说明我国提高采收率技术发展方向和目前我们急需解决的关键问题。 关键词：提高采收率技术应用现状问题发展 在讨论提高原油采收率之前，我们要首先搞清楚一个概念，所谓的采收率到底是个什么概念呢？采收率是衡量油田开发水平高低的一个重要指标。它是指在一定的经济极限内，在现代工艺技术条件下，从油藏中能采出的石油量占地质储量的比率数。采收率的高低与许多因素有关，不但与储层岩性、物性、非均质性、流体性质以及驱动类型等自然条件有关，而且也与开发油田时所采用的开发系统（即开发方案）有关。同时，石油的销售价格和地质储量计算准确程度对采收率也有很大影响。 在国际原油价格高位运行和中国经济对石油的需求持续增长的情况下，提高现有开发油田的原油采收率具有重大的意义。目前全国已开发油田的平均采收率仅为30%多一点，存在较大的提高空间。全国的平均采收率每提高1个百分点，就等于增加可采储量1.8亿吨，相当于我国目前一年的原油产量。中国石化集团公司对这个问题非常重视，在今年的年度工作会议上提出，今后的原油采收率要达到40%，力争50%，挑战60%。中国石化油田经过40余年的开发，走过了稳步增产、快速上产、稳产、递减等阶段。截至2006年底，中国石化东部油田平均采收率为28.9%，而国内如中石油平均为34.5%，国外如美国平均为33.3%，中东平均为38.4%，因此，中国石化油田提高采收率具有较大的潜力空间。 目前世界经济迅猛发展，对能源尤其是石油的需求量不断增加。因此，提高油田的原油采收率(EOR，即Enhanced Oil Recovery)日益成为国际上石油企业经营规划的一个重要组成部分。 改革开放以来，伴随着我国经济的持续增长，国内石油消耗量同样与日俱增。20世纪90年代，我国石油消费的年均增长率为7.0%，而国内石油供应年增长率仅为 1.7%。这种供求矛盾使我国自1993年成为石油净进口国之后，2004年对外依存度迅速达到42%。国内各大油田经过一次、二次采油，原油含水率不断增加，平均含水率已经高达80%以上，而近几十年来发现新油田的难度加大，后备储量接替不足。为此，三大石油公司一方面加大国内外勘探力度，另一方面挖掘现有油田潜力，保持稳产，其中提高原油采收率则是一种重要的技术手段。部分大油田先后进入三次采油阶段，即提高采收率技术的工业化应用阶段。国家计委在“七五”至“十五”计划期间，把提高采收率技术列为国家重点科技攻关项目，先后开展了热采、聚合物驱、微乳液—聚合物驱、碱—聚物驱以及碱—表面活性剂—聚合物驱等技术研究，使我国化学驱提高采收率技术进入了世界领先水平。 ＊提高采收率技术分类 目前世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。 化学法又分为化学驱和化学调剖。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。 气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、CO2驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。 热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。 微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。 上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分尚处于
《提高采收率原理》 一、选择题 1、在配制聚合物水溶液时要除氧，A 。 （A）加入聚合物之前加除氧剂（B）加入聚合物之后加除氧剂 2、下列表面活性剂体系驱油采收率最高的是B 。 （A）上相微乳（B）中相微乳（C）下相微乳 3、下列哪种火烧油层方法要加水 C 。 （A）干式正向燃烧法（B）干式反向燃烧法（C）湿式正向燃烧法 4、活性剂驱时，高温地层可选用___B____类型的活性剂。 （A）阳离子（B）阴离子（C）非离子 5、若地层水中含有Na+、K+、SO42-、CO32-，则方解石带__B__。 （A）正电（B）负电（C）不带电 6、下列表面活性剂体系中表面活性剂浓度最高的是 B 。 （A）活性水（B）微乳（C）胶束溶液 7、碱驱用碱的最佳pH值为___B___。 （A）8～9 （B）11～13 （C）9～14 8、在三元复合驱中，最先产出的化学剂是 B 。 （A）NaOH （B）HPAM （3）石油磺酸盐 9、超低界面张力是指界面张力小于___A__mN·m-1。 （A）10－2 （B）10－4（C）10－6 10、表面活性剂吸附的结果___C___。 （A）固体表面带电（B）增加滞留量（C）改变固体表面润湿性 11、若综合考虑波及系数和洗油效率对水驱采收率的影响，下列哪种润湿岩心的采收率最高？___A____。 （A）中性润湿（B）油湿（C）水湿 12、亲水地层，Jamin效应发生在液珠通过喉孔的 B （A）同时（B）前面（C）后面 13、在所有的作用力中，哪种力对聚合物吸附的贡献最大？ A （A）静电引力（B）氢键（C）色散力 14、若在亲油的毛细管中，当大毛细管的驱动速度大于小毛细管的驱动速度时，油滴将留在 B （A）大毛细管（B）小毛细管（C）视界面张力而定 15、HPAM的使用温度通常不超过 C ℃ （A）71 （B）82 （C）93
注二氧化碳与氮气提高石油采收率技术的对比研究与应用 本文描述了我国提高采收率的发展现状，以及适合注CO2与N2的筛选标准。讨论了注CO2提高油气藏采收率的机理，并对注CO2与注N2提高采收率两者做了比较。评价了不同注入CO2与N2的驱替效果，结果表明：中轻质油藏适合注CO2驱油，而埋藏较深的，重力驱气顶油藏和凝析气藏适合注N2。 标签：采收率发展现状CO2驱N2驱混相驱非混相驱 1 我国提高采收率的发展现状 针对我国大多数油田是陆相沉积的特点，在石油行业大力发展提高石油采收率技术，特别是目前比较成熟的化学驱取得了飞速发展。如聚合物驱油已形成完整的配套技术，并已在大庆、胜利等大油田工业性推广；复合驱油技术获得重大突破，先导性试验获得成功。同时也暴露出一些生产实际问题，为今后技术的发展提出了新的研究课题。 在微生物采油技术方面，开展了多项工作：微生物地下发酵提高采收率研究，生物表面活性剂的研究，生物聚合物提高采收率的研究。注水油层微生物活动规律及其控制的研究。目前辽河油田、胜利油田、新疆油田等油田均在开展室内研究与应用。 气体混相驱研究相对较晚，与国外相比还有很大差距。随着西部油田的开发，安塞世界级气田的发现，长庆注气混相驱和非混相驱被列入国家重点攻关项目。吐哈油区的葡北油田注烃混相驱矿场试验得以启动，大大推动了我国混相驱提高采收率技术的快速发展。 总体上来看，世界范围内的EOR工程在20世纪80年代处于高峰期，而后略有下降，90年代末又稍有回升。进入21世纪，EOR工程的数量仍大幅度减少。但随着勘探费用上涨、勘探难度加大以及目前高油价的形势， 终将再一次刺激EOR工程数量的增加和技术研究的热潮。 2 适合注CO2与N2的筛选标准 很多文献中已经给出了CO2和N2的筛选标准见表（1）、表（2）。 表1，表2的适用性虽然很广泛，但是仅仅表明了油气藏是否适合注CO2进行驱替，没有考虑适合CO2混相驱的油藏必须尽快达到混相压力。CO2所需最小混相压力要比N2，烟道气，天然气的混相压力小，由于这种压力限制，所以CO2混相驱对浅层有较好的开发效果。混相压力随着油藏深增大而增大，当原油密度大于0.9218g/m3时则不适用于CO2混相驱，从表中还可以看出当原油密度小于0.8251g/m3，埋藏深度小于762m时也不适合CO2混相驱。除此之外
江汉油田注氮气提高采收率研究 张书平何建华 摘要本文从氮气性质、氮气注入对原油性质的影响等方面着手，探讨了注氮气提高采收率机 理；总结了氮气非混相驱筛选标准；通过注氮气提高采收率室内实验，进行注氮气影响因素及配套工艺技术研究；最后介绍了黄场油田黄16 井区注氮提高采收率研究及水气交替注氮现场试验情况。 关键词氮气；提高采收率；非混相驱；水气交替 一注氮气提高采收率机理 1氮气性质 在常温常压下，N2 为无色无味的气体。N2 的临界温度为-146.80 ℃，熔点为-209.89 ℃，沸点为-195.78 ℃，临界压力为3.398MPa。当压力为0.1MPa，温度为0℃时，N2的密度为1.25kg/m 3，动力粘度为0.0169mPa.s。N2化学性质极不活泼，在常态下表现出很大的惰性。它不易燃烧、干燥、无爆炸性、无毒、无腐蚀性。 氮气的密度随压力升高而增加，随温度的升高而降低。氮气粘度总的趋势是随压力升高而升高；氮气的粘度受温度的影响较小。 氮气在水中的溶解性很微弱；含盐量越高，溶解度越小；压力增加，氮气的溶解度提高。氮气在原油中的溶解性也较弱，且对轻质原油的溶性比对重质原油好。 氮气与二氧化碳、烟道气等气体相比，具有以下特点：①、在相同压力、温度条件下，氮气的压缩系数比二氧化碳、烟道气大。②、氮气对大多数液体的溶解性差，对原油的降粘作用比二氧化碳效果差。③、氮气是惰性气体，而二氧化碳、烟道气具有腐蚀性；④、氮气气源充足且价廉，且氮气无需特殊处理，注入流程简单，副作用少，易于实施。因此注氮气开采油气技术越来越受到重视并得到迅速发展。 2注氮气对原油性质的影响 当氮气注入油层时，它与地层油接触，产生溶解- 抽提传质过程，氮气被富化，导致气- 油两相间的界面张力则会不断降低；而地层原油性质因溶解氮气或逐渐失去轻烃和中间组分而发生变化。 通过对黄35-1 井潜43原油体系进行注入氮气对原油性质的影响实验研究，得出以下结论：①、随着氮气注入比例的增加，重质组分比例越来越少，原油越来越轻。②、在饱和压力下地层原油粘度、密度明显下降。③、地层原油体积膨胀能
试验研究 煤层气井水力压裂伴注氮气提高采收率的研究 倪小明 1，2a ，贾 炳1，曹运兴 2b （1．山西晋城无烟煤矿业集团公司，山西晋城048006； 2．河南理工大学a．能源科学与工程学院；b．安全科学与工程学院，河南焦作454000） 摘要：最大限度地提高CH 4气体初始解吸压力是提高其采收率的重要途径之一。针对我国“低压” 煤储层的临储压力比小、初始解吸压力低、活性水压裂效果不甚理想的现状，系统分析了水力压裂伴注N 2增能压裂提高采收率的机理，结合施工现场情况，设计了水力压裂伴注N 2增能压裂煤储层工艺参数。屯留井田水力压裂伴注N 2增能压裂与常规活性水压裂的临界解吸压力对比表明：水力压裂伴注N 2能提高煤层气井排采初期的临界解吸压力，在其他条件相同的情况下，一定程度上能提高煤层气井的采收率。 关键词：N 2增能；水力压裂；煤层气；采收率中图分类号：TD82；P618文献标志码：A 文章编号：1008－4495（2012）01－0001－03收稿日期：2011－05－26；2011－09－25修订 基金项目：国家自然科学基金项目（40902044）；中国博士后科学基金项目（20100480848）；河南理工大学博士基金项目（B2009－51） 作者简介：倪小明（1979—），男，山西临汾人，副教授，博士后，主要从事煤层气抽采方面的研究工作。E －mail ：nxm1979@126．com 。 对煤储层压裂改造是提高煤层气井产能的关键 技术之一。为达到良好的压裂效果，国内外研究者从煤储层特性、压裂液性能、支撑剂性能、煤储层伤害、压裂过程裂缝展布、压裂效果的影响因素等方面 进行了卓有成效的研究 ［1－3］ 。清洁压裂液携砂能力较强，但对煤储层的污染较严重［4］ ；冻胶压裂液携砂 能力较强， 但煤储层温度低，低温破胶是其需要攻克的难题；CO 2泡沫压裂理论上能提高煤层气井采收率，但目前许多煤储层温度低，低温状态如何转化是 其主要瓶颈［5－7］ ；活性水压裂液因其价格低廉、来源广、 对煤储层的污染较少而成为目前储层改造的主要方式，但活性水压裂液携砂能力较差。为了更好地研究活性水压裂液伴注N 2压裂效果，笔者以屯留井田低压煤储层为研究对象，根据煤吸附CH 4和N 2的原理，对水力压裂伴注N 2提高采收率的工艺技术进行研究。 1 水力压裂伴注N 2提高采收率的机理 N 2泡沫压裂就是利用地面的泵注设备将N 2和 泡沫液形成的稳定泡沫以高于地层吸收的速率连续 不断地注入煤层，当达到煤的破裂压力时，破裂、裂缝延伸，强化地层裂缝连通，以提高煤层的导流能力。 煤储层中未注入液氮时，设煤储层压力为p ，含气量为V c ，CH 4气体的兰氏体积为V L1，兰氏压力为p L1，根据langumuir 等温吸附曲线，临界解吸压力如下： p 临1= V c p L1 （V L1－V c ） （1） 式中p 临1为CH 4临界解吸压力， MPa 。此时，设排采时的枯竭压力为p 枯，则可计算出理论采收率： η1=1－ p 枯（p L1+p 临1） p 临1（p L1+p 枯） （2） 式中η1为理论采收率。 向煤储层注入液氮后， N 2通过煤裂隙系统进入到煤孔隙中，此时的吸附可应用多组分气体吸附理论进行分析。N 2进入煤孔隙后， 当储层压力、温度、煤变质程度一定时，煤体对CH 4、N 2的最大吸附能力是一定的。此时，可近似认为单一气体和多组分 气体的兰氏体积不变。也就是单一CH 4与N 2混合后兰氏体积不变。注入N 2后，气体未产出时，煤储层中气体的压力增加，因在同样压力下煤储层对CH 4的吸附能力大于对N 2的吸附能力，排采时可把注入N 2的量换算为CH 4体积的当量，此时CH 4的临界解吸压力可表示为 p 临2= （V c +V cd ）p L1 （V L1－V c －V cd ） （3）
“ “ C ““ “ E 提高采收率技术及其应用 20 年来，石油勘探与开发行业较少提及提高采收率（EOR）这一术语。然而在此期间，通过蒸汽驱和二氧化碳驱提高采收率方法的应用一直比较成功。近年来，世界各地很多老油田产量不断下降使得提高采收率技术重新受到关注。如今，通过能够加深 Rifaat Al-Mjeni 壳牌阿曼技术公司阿曼马斯喀特油藏认识、改善油藏评价的技术，成功实施 EOR 的可能性已得到很大提高。 Shyam Arora Pradeep Cherukupalli John van Wunnik 阿曼石油开发公司 阿曼马斯喀特 John Edwards 阿曼马斯喀特 Betty Jean Felber 顾问 美国俄克拉何马州SAND SPRINGS Omer Gurpinar 美国科罗拉多州丹佛 George J. Hirasaki Clarence A. Miller 莱斯大学 美国得克萨斯州休斯敦 Cuong Jackson 得克萨斯州休斯敦 Morten R. Kristensen 英国ABINGDON Frank Lim 阿纳达科石油公司 得克萨斯州WOODLANDS Raghu Ramamoorthy 阿联酋阿布扎比 《油田新技术》2010 年冬季刊：22 卷，第 4 期。?2011 斯伦贝谢版权所有。 CHDT，CMR-Plus，DiElEctRic ScannER，ECLIPSE，FMI，MDT，MicRoPilot 和 SEnsa 等是斯伦贝谢公司的商标。 16 仍有大量剩余石油资源埋藏在 现有油田基础设施能够触及的范围之 内。作业公司知道这些资源在什么地 方，也很清楚有多大储量。这些石油 是在传统采收方法（如一次开采和注 水开采）达到经济开发极限之后仍然 存留在储层中的那部分资源。 各个油田剩余原油的百分比各不 相同，但根据一份对美国10个产油区 的调查结果，大约有三分之二的原始 石油地质储量（OOIP）在采用传统采 油方法后仍然存留在储层中[1]。调查 发现在这些产油区大约有23%的原油 可通过成熟的CO2驱技术开采出来。 这部分技术可采资源几乎达140亿米3 （890亿桶），按照目前美国的石油消 费量计算，能保证美国10以上的能源 供应。近年来关于如何采收这部分资 源的技术方法越来越受到关注[2]。 1. HaRtstEin A，KusskRaa V 和 GoDEc M ： REcoVERinG ‘StRanDED Oil’Can SubstantiallY ADD to U.S. Oil SuPPliEs”，项目概况，美国能源部化石能 源办公室（2006 年），https://www.doczj.com/doc/c215165281.html,/ PRoGRams/oilGas/Publications/EoR_co2/C_-10_ Basin_StuDiEs_Fact_SHEEt.PDf（2010 年 11 月 8 日浏览）。 2. 关于提高采收率方法的最新回顾，请参见： ManRiquE E，THomas C，RaVikiRan R，IzaDi M， Lantz M，RomERo J 和 AlVaRaDo V ： EOR ： uRREnt Status anD OPPoRtunitiEs”，SPE 130113，发表在 SPE 提高采收率研讨会上，图尔萨，2010 年 4 月 24-28 日。 关于两年一度的调查活动结果，请参见： MoRitis G ： SPEcial REPoRt ：EOR/HEaVY Oil 全球进入成熟期的老油田越来 越多，每年有很多油田迈过了产量高 峰期。作业公司都在想方设法优化油 田的采收率。过去20年中，业界在开 采剩余资源方面取得了巨大进展。如 今，采用先进测井仪器、4D地震评 估、井间成像技术、3D地质模拟及 其他现代软件系统能够确定死油的位 置。业界现在对碎屑岩沉积构造、碳 酸盐岩石物性与储层岩石力学有了更 深入的了解，而这些都是建模和井眼 规划所需要的。现在，石油行业已能 钻出非常复杂的井，能精确到达蕴藏 未开发石油资源的多个目的层。经过 精心设计的完井装置能够更好地监控 井下生产和注入作业，能在井下和地 面测量流体性质。使用专门设计的化 学剂可提高采收率，还尝试使用纳米 技术开采剩余油的高级研究。另外， SuRVEY ：CO2 MisciblE，StEam DominatE EnHancED Oil REcoVERY PRocEssEs”，Oil & Gas JouRnal，108 卷， 第 14 期（2010 年 4 月 19 日）：36-53。 MoRitis G ： EOR Oil PRoDuction UP SliGHtlY”，Oil & Gas JouRnal，96 卷，第 16 期（1998 年 4 月）： 49-77，https://www.doczj.com/doc/c215165281.html,/inDEX/cuRREnt-issuE/oil- Gas-JouRnal/VolumE-96/issuE-16.Html（2011 年 2 月 7 日浏览）。 3. 2003 年向 SPE 提出的一项澄清这些定义的 建议未被采纳。参见 HitE JR，StosuR G， CaRnaHan NF 和 MillER K ： IOR anD EOR ： ffEctiVE Communication REquiREs a DEfinition of TERms”， JouRnal of PEtRolEum TEcHnoloGY，55 卷，第 6 期 （2003 年 6 月）：16。 油田新技术
凝析气藏开发的特点及技术 摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。 关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术 凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为 2.06×1012m3，可采储量为 1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。 1凝析气藏的基本特征 根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。 1.1 反常凝析现象 凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。 1.2 埋藏深、温度高、压力高 我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。凝析气藏的地层压力一般为25~56MPa，压力系数一般为1.0~1.2左右。塔里木盆地的凝析气藏埋深在4000~5000m 以上，埋藏最深的塔西南深层凝析气藏达6500m。新疆柯克亚深层凝析气藏压力高达123MPa，在世界上也是屈指可数的超高压气藏。气藏温度一般在70~100℃之间，少数凝析气藏温度高达100~145℃。因此，埋藏深、高温、高压是凝析气藏又一重要特点。 1.3 产出“四低一高”的凝析油 凝析气藏产出的凝析油具有低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡量和高馏分的特点。
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/c215165281.html, 注二氧化碳与氮气提高石油采收率技术的对比研究与应用 作者：罗红芳高占虎 来源：《中小企业管理与科技·上旬刊》2014年第08期 摘要：本文描述了我国提高采收率的发展现状，以及适合注CO2与N2的筛选标准。讨论了注CO2提高油气藏采收率的机理，并对注CO2与注N2提高采收率两者做了比较。评价了不同注入CO2与N2的驱替效果，结果表明：中轻质油藏适合注CO2驱油，而埋藏较深的，重力驱气顶油藏和凝析气藏适合注N2。 关键词：采收率发展现状 CO2驱 N2驱混相驱非混相驱 1 我国提高采收率的发展现状 针对我国大多数油田是陆相沉积的特点，在石油行业大力发展提高石油采收率技术，特别是目前比较成熟的化学驱取得了飞速发展。如聚合物驱油已形成完整的配套技术，并已在大庆、胜利等大油田工业性推广；复合驱油技术获得重大突破，先导性试验获得成功。同时也暴露出一些生产实际问题，为今后技术的发展提出了新的研究课题。 在微生物采油技术方面，开展了多项工作：微生物地下发酵提高采收率研究，生物表面活性剂的研究，生物聚合物提高采收率的研究。注水油层微生物活动规律及其控制的研究。目前辽河油田、胜利油田、新疆油田等油田均在开展室内研究与应用。 气体混相驱研究相对较晚，与国外相比还有很大差距。随着西部油田的开发，安塞世界级气田的发现，长庆注气混相驱和非混相驱被列入国家重点攻关项目。吐哈油区的葡北油田注烃混相驱矿场试验得以启动，大大推动了我国混相驱提高采收率技术的快速发展。 总体上来看，世界范围内的EOR工程在20世纪80年代处于高峰期，而后略有下降，90年代末又稍有回升。进入21世纪，EOR工程的数量仍大幅度减少。但随着勘探费用上涨、勘探难度加大以及目前高油价的形势， 终将再一次刺激EOR工程数量的增加和技术研究的热潮。 2 适合注CO2与N2的筛选标准 很多文献中已经给出了CO2和N2的筛选标准见表（1）、表（2）。 表1，表2的适用性虽然很广泛，但是仅仅表明了油气藏是否适合注CO2进行驱替，没有考虑适合CO2混相驱的油藏必须尽快达到混相压力。CO2所需最小混相压力要比N2，烟道
一简述二氧化碳混相驱的机理 混相驱的基本机理是驱替剂(注入的混相气体)和被驱剂(地层原油)在油藏条件下形成混相，消除界面，使多孔介质中的毛细管力降至零，从而降低因毛细管效应产生毛细管滞留所圈闭的石油，原则上可以使微观驱油效率达到百分之百。根据不同注入气体及其与原油系统的特性，混相驱可分为:一次接触混相(FCM)、多级接触混相(MCM)和非混相(IMM)几种方式。而CO2混相驱一般属于多级接触混相驱。通过适合CO2驱的油藏筛选标准可知稀油油藏主要采用CO2混相驱,而稠油油藏主要采用CO2非混相驱。在稀油油藏条件下CO2易与原油发生混相,在混相压力下，处于超临界状态的CO2可以降低所波及油水的界面张力，CO2注入浓度越大，油水相界面张力越小，原油越易被驱替。水、气交替注入时，水对混相有不利的影响。通过调整注入气体的段塞使CO2形成混相，可以提高原油采收率。 混相驱油是在地层高温条件下，原油中轻质烃类分子被CO2：析取到气相中，形成富含烃类的气相和溶解CO2的液相(原油)两种状态。其驱油机理主要包括以下三个方面：(1)当压力足够高时，CO2析取原油中轻质组分后，原油溶解沥青、石蜡的能力下降，重质成分从原油中析出，原油黏度大幅度下降，提高了油的流动能力达到混相驱油的目的。在适合的储层压力、温度及原油组分等条件下，临界CO2：与原油混合，形成一种简单的流体相。(2) CO2在地层油中具有较高的溶解能力，从而有助于地层油膨胀，充分发挥地层油的弹性膨胀能，推动流体流人井底。(3)油气相互作用的结果可以使原油表面张力减
小。随着压力的增加，原油一空气系统的表面张力减小不大，这是由于氮气(空气的主要成分)在油中的溶解度极低，因此，系统的表面张力随压力变化缓慢。对于原油一CO2系统，由于CO2的饱和蒸汽压很小，在原油中的溶解度大于甲烷在原油中的溶解度，因此原油一CO2系统的界面张力随着压力增加而快速下降。对于原油一天然气系统而言，天然气中甲烷以及少量的乙烷、丙烷、丁烷等使得天然气在油中的溶解度要远大于氮气的溶解度，故界面张力随压力增加而急剧降低。 对有溶解气的油一水体系，溶解气量的多少，对油一水两相间的界面张力起着决定性的作用。当压力小于饱和压力时，压力升高，界面张力增大，这是由于当压力小于饱和压力前，气体在油中的溶解度大于在水中的溶解度，使油一水间极性差更大而引起的；当压力大于饱和压力时，随着压力增加，界面张力变化不大，因为在高于饱和压力后，增加压力不会增加气体的溶解度，而仅仅是对流体增加了压缩作用。 二谈谈聚合物溶液的稳定性 聚合物溶液稳定性 1 力学稳定性：结合连续性方程、运动方程和本构方程，使用计算流体动力学软件Polyflow，计算了聚合物溶液作用在亲油岩石表面上的残余油膜的应力。计算结果表明：聚合物溶液的粘弹性越大，作用在残余油膜上的应力越大，越有利于油膜的变形；流道宽度越大，作用在油膜上的偏应力越大，越有利于提高驱油效率。 2 溶液粘度对温度的依赖性：拿酪蛋白溶液来说明，酪蛋白溶液
影影响响凝凝析析油油气气藏藏采采收收率率的的主主要要因因素素 高长虹 （中国石化胜利石油管理局胜利采油厂，山东 东营 257051） 摘 要 凝析油气藏有其独特的特点，如开发方式选择不当，会在很大程度上影响采收率。通过室由实验和实例调研发现，压力保持水平对采收率有决定性的影响，即要想使凝析油气藏获得较高采收率，就必须在开采过程中使油藏压力始终保持在饱和压力以上。此外，地层伤害、井筒积液和水合物堵塞对凝析油气藏的采收率也有较大的影响，应采取相应措施予以克服。 主题词 凝析油气田 开发 采收率 影响 油层压力 凝析油气藏介于油藏和气藏之问，它既产天然气，又产凝析油，流体相态复杂多变，其地层流体组成随地层压力的变化而变化。当凝析油气藏地层压力高于饱和压力时，地层流体为气态；当地层压力降低至低于饱和压力时，反而会从气相中凝析出凝析油，即产生层内反凝析(反转现象)。这种现象严重影响着此类油气藏的采收率。
l 影响凝析油气藏采收率的室内实验 实验中所用油为中原油田文72断块的凝析油，所用驱油用水为文72断块油藏的模拟水，所用岩心直径3.8cm．长50cm。 实验主要进行保持不同压力条件下的水驱油采收率研究。其实验参数和结果见表1。 裹l凝析油藏在保持不同压力条件下的采收率对比 从表1可以看出，实验压力对凝析油采收率有极其重要的影响，即在实验压力高于饱和压力时，可得到较高采收率。 2 凝析油气藏现场开发实例 凝析油气藏的开采方式有两种，即衰竭式开采和保持压力式开采。
衰竭式开采也叫降压开采，即依靠地层的天然能量将地层内流体驱出。这种方法会使地层压力在短期内降至饱和压力以下，产生反凝析现象。只能获得较低的采收率，因此对于凝析油气藏是否选择衰竭式开采要特别慎重。当然，在某些特殊情况下仍不得不采取此种方法进行开采：① 油藏的凝析气饱和压力很低；② 在保持压力开发下不经济时，只能采用衰竭式开采。后者又包括两种情况，一是储量较小的油藏。二是储集层条件差的油藏。 与衰竭式开采相对应，对于饱和压力较高，凝析油含量高，或储量虽不很大但储集层条件好的凝析油气藏，都应选择保持压力式开采。具体保持凝析油气藏地层压力的方法有注气法和注水法，这两种方法没有本质上的差异，主要受注入物质来源的限制，此外，对于水敏性严重的储集层，应注气保持压力。 根据大量调研，世界范围内共有以下6个较大规模凝析油气田，如表2所示。 表2 国内外较大规模凝析油气田开采概况 下面分别以中原油田文72断块和美国Jay—Lee油田为例分析衰
要开展流体在生烃岩内部的流动特性的研究；还要开展生烃层内流体性质及其影响因素的研究。这些研究无疑将大大丰富目前的油气生成和初次运移理论，同时也将大大促进泥岩油气藏的勘探。 陈弘供稿提高采收率技术 国内外混相气驱提高采收率技术 一、混相驱发展概况 1 混相驱概述 在提高采收率方法中，气体混相驱具有非常强大的吸引力。因为注入气体与原油达到混相后，界面张力趋于零，驱油效率趋于100%。如果该技术与流度控制技术相结合，那么油藏的原油采收率可达95%。因此混相气驱已经成为仅次于热力采油的处于商业应用的提高采收率方法。 （1）概念 混相驱是指在多孔介质中，一种流体驱替另外一种流体时，由于两种流体之间发生扩散、传质作用，使两种流体互相溶解而不存在分界面。其目的是使原油和驱替剂之间完全消除界面张力，毛细管数变为无限大，残余油饱和度降到最低。 （2）分类 按照混相驱的气体 烃类气体非烃类气体 干气富气液化石油气二氧化碳氮气烟道气 按照混相机理 一次接触混相驱多次接触混相驱（凝析气驱+蒸发气驱） LPG段塞驱丙烷段塞驱富气驱 CO2驱干气驱氮气（烟道气驱） 2 混相驱发展概况 （1）国外概况 混相注气始于20世纪40年代，由美国最早提出向油层注入干气。 50年代，全世界实施了150多个项目，在室内和现场进行了大量试验。但是早期多采用液化气进行初期混相驱。通过不断试验和研究，人们发现除丙烷、LPG可以一次接触混相外，CO2、干气、富气等注入气体在适当条件下，也可以通过多次接触达到动态混相。 自60年代以来，加拿大、阿尔及利亚、智利、前苏联等相继展开烃类混相驱油研究。70年代，人们对烃类混相驱的兴趣达到顶峰。加拿大烃类混相驱方法已