建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法

文档序号:5377658阅读:155来源:国知局
专利名称:建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法
技术领域
本发明涉及油藏开发领域,尤其涉及一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法。
背景技术
低渗透储层渗流机理、油水运动规律与中高渗透砂岩储层明显不同。中高渗透油藏见水后产液指数上升,能通过不断提高油井产液量措施,实现稳定产油量和降低递减速度。而低渗透油田注水普遍存在“注不进、采不出”的生产难题,注水压力上升快,生产井压力和产量下降快,油藏见水后,油井采液指数大幅度下降,地层压力水平低,产液量很难提高。造成低渗透这种生产现象的原因是注采井间难以建立有效驱替压力系统,注采系统压力呈现非线性分布,如图1所示,注入压力主要消耗在注水井近井地带,低渗透油藏内部不能建立有效驱替系统。现有技术主要有两种驱替系统:水驱和C02驱。水驱前缘到达各测压点之前,该点压力持续下降,前缘突破该点后,压力逐渐回升,直至达到残余油条件下水相流动压力值,该值不随驱替时间变化。低渗透岩芯水驱过程中,随着油水前缘推进,岩芯含油饱和度降低,油水两相区变宽,消耗的毛管阻力增加。当油水前缘突破岩芯出口时,两相渗流阻力最大,此后岩芯含水饱和度上升,两相渗流阻力又随之减小,沿程驱替压力逐渐上升。低渗透油藏注水过程中毛管阻力起主导,油水两相区渗流阻力大,压力损失主要消耗在注水井附近的油水两相区,导致注水井吸水能力低,注水压力不能有效的传播到生产井,生产井产液指数下降,产油量加速递减,难以建立有效驱替系统。C02驱油过程中,粘滞力主导,毛管力影响小。C02在原油中具有较高的溶解度,使原油体积膨胀,显著降低原油的粘度和界面张力,驱替阻力减小。低渗透油藏在C02驱替过程中,地层压力始终保持较高水平,表明C02驱能够在低渗透油藏注入井与采油井之间建立有效的驱替压力系统。通过对比低渗透岩芯水驱和C02驱,低渗透油藏注水开发过程中毛管阻力起主导作用,驱替压力主要损失在注水井近井地层的油水两相区,在近井区域形成阻力损失“高峰”,导致低渗透油藏常规注水开发存在补充地层能量困难。低渗透油藏C02驱,粘滞力起主导,C02驱替过程中能够减小两相毛管阻力,有效补充地层能量,使低渗透油藏建立有效驱替系统。但考虑到国内大多低渗透油藏受C02气源限制、管输成本高等因素,无法形成规模开发。

发明内容
本发明的目的是,提供一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,其能保持地层压力、提高注入能力、建立有效驱替系统、提高采油速度和驱油效率。本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现:一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,所述方法包括步骤:
A、制成长岩芯,用来模拟准备采油的低渗透油藏,长岩芯的长度为LI ;B、从长岩芯中测得其空隙体积PV,按(1% 3% )PV的量往长岩芯的注入端注入C02段塞,得到C02段塞的注入时间Tl ; C、接着,往长岩芯的注入端注入水,直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99 %,得到水的注入时间T2,将上述C02段塞的注入时间Tl与水的注入时间T2相加得到总注入时间T ;D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2,根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T,获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间;E、向低渗透油藏的注入端注入C02段塞,C02段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10 至 1/5 ;F、接着,再向低渗透油藏的注入端注水,用于补充地层能量,注水直至采出端的出口液体含水达99%。如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,向长岩芯中注入C02段塞的注入压力和注水的注入压力,以及向低渗透油藏中注入C02段塞的注入压力和注水的注入压力均相同。如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,在低渗透油藏开发时,注入C02段塞的注入压力和后续注水的注入压力相同,注入C02段塞的采出端回压和后续注水的采出端回压相同。如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,注入C02段塞和后续注水的注入压力均为25MPa,注入C02段塞和后续注水的采出端回压均为5MPa。如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,所述长岩芯的规格为
4.5cmX4.5cmX 100cm。本发明的特点和优点是:低渗透油藏开发初期,先注入C02段塞,再注水补充地层能量。前置C02段塞既能降低原油粘度和界面张力,降低原油流动阻力;又能有效降低注入井近井地带含油饱和度。本方法减小了常规水驱产生的两相毛管阻力损失,有效补充地层能量,建立了有效驱替系统,实现了低渗透油藏“削峰降阻”高效开发,同时又能克服了 C02驱受C02气源限制、管输成本高等因素,无法形成规模开发的技术缺陷。


为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案,下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。图1是高渗油和低渗油藏注水开发压力示意图;图2是本发明一个优选实施例建立低渗透油藏有效驱替压力系统的示意图;图3是本发明又一优选实施例建立低渗透油藏有效驱替压力系统的实验装置的示意图;图4是长岩芯301在Omin至87.5min之间压力沿驱替方向分布曲线;
图5是长岩芯301在Omin至103min之间压力沿驱替方向分布曲线;图6是长岩芯301在Omin至550min之间压力沿驱替方向分布曲线;图7是低渗透岩芯不同驱替方式的采油速度对比图;图8是低渗透岩芯不同驱替方式的驱油效率对比图。附图标记说明:S、注入井Y、采油井A、高渗透油藏注水压力曲线B、原始地层压力C、低渗透油藏注水压力曲线M、C02段塞N、注入水
具体实施例方式下面将结合本发明实施例中的附图,对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例,都属于本发明保护的范围。实施方式I本发明实施例提出了一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,所述方法包括步骤:A、制成长岩芯,用来模拟准备米油的低渗透油藏,长岩芯的长度为LI ;其中,长岩芯的规格可为4.5cmX4.5cmX 100cm,此外,长岩芯也可以是Φ (5-10) cmX (100-200) cm的露头长岩心;B、从长岩芯中测得其空隙体积PV,按(1% 3% )PV的量往长岩芯的注入端注入C02段塞,得到C02段塞的注入时间Tl ;C、接着,往长岩芯的注入端注入水,直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99%,得到水的注入时间T2,将上述C02段塞的注入时间Tl与水的注入时间T2相加得到总注入时间T ;D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2,根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T,获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间Q ;即,通过公式L2/L1 = Q/T可获得总驱替时间Q ;E、向低渗透油藏的注入端注入C02段塞,C02段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10 至 1/5 ;F、接着,再向低渗透油藏的注入端注水,用于补充地层能量,注水直至采出端的出口液体含水达99%。参见图2所示,本实施例在具体实施时,在低渗透油藏先钻有注入井S和采油井Y,注入井S则作为注入端,采油井Y则作为采出端,接着向注入井S中注入C02段塞,C02段塞向采油井Y的方向推进,C02段塞的驱替时间占总驱替时间Q的1/10至1/5 ;接着,再向注入井S中注入水,水向采油井Y的方向推进,直至采出端的出口液体含水达99%。本实施例中,低渗透油藏开发初期,先注入C02段塞,再注水补充地层能量。前置C02段塞既能降低原油粘度和界面张力,降低原油流动阻力;又能有效降低注入井近井地带含油饱和度。本方法减小了常规水驱产生的两相毛管阻力损失,有效补充地层能量,建立了有效驱替系统,实现了低渗透油藏“削峰降阻”高效开发,同时又能克服了 C02驱受C02气源限制、管输成本高等因素,无法形成规模开发的技术缺陷。根据本发明的一个实施方式,向长岩芯中注入C02段塞的注入压力和注水的注入压力,以及向低渗透油藏中注入C02段塞的注入压力和注水的注入压力均相同。根据本发明的一个实施方式,在低渗透油藏开发时,注入C02段塞的注入压力和后续注水的注入压力可相同,注入C02段塞的采出端回压和后续注水的采出端回压可相同。进一步而言,在低渗透油藏开发时,注入C02段塞和后续注水的注入压力可均为25MPa,注入C02段塞和后续注水的采出端回压可均为5MPa。例如,低渗透油藏开发初期,先注入C02段塞,C02段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10 ;再注水补充地层能量至出口含水达99%,水的驱替时间占总驱替时间的9/10。其中,注入C02段塞和后续注入水的注入压力均为25MPa,注入C02段塞和后续注入水的采出端回压均为5MPa。本实施例中的采油井出油数据证明,出油效率比常规驱油方法提高24.2%。再例如,低渗透油藏开发初期,先注入C02段塞,C02段塞的驱替时间占总驱替时间的1/5 ;再注水补充地层能量,注水量至出口液体含水达99%,水的驱替时间占总驱替时间的4/5。注入C02段塞和后续注入水的注入压力均为25MPa,注入C02段塞和后续注入水的采出端回压均为5MPa。本实施例中的采油井出油数据证明,出油效率比常规驱油方法提高30.3%。为了便于说明本实施例建立低渗透油藏有效驱替压力系统的有益效果,参见图3所示,图3进一步提供一个实验装置300,所述实验装置300中,采用规格为
4.5cmX4.5cmX IOOcm的整体无对接的低渗透露头长岩芯301,沿渗流方向均匀布置九个测压点302,相邻两测压点距离12.5cm,通过压力自动采集装置303进行压力实时采集。长岩芯模拟系统307进口压力由IS⑶泵304控制,模拟油藏注入压力,出口压力由回压阀305控制,模拟开采过程中井底流动压力,实验围压控制为32MPa。长岩芯301气测渗透率为1.96Χ103μπι2,孔隙度为13.8%,平均孔隙半径为1.234μπι。该实验模拟长庆油田低渗透油藏特征,地层水粘度为ImPa.S,矿化度为10000mg/L,模拟原油粘度为ImPa.s,实验步骤如下:①长岩芯301在105°C恒温箱中烘干48h ;②将长岩芯301放入长岩芯模拟系统307中,在围压控制系统306中加围压4MPa,测试岩芯气测渗透率;③将长岩芯模拟系统307抽真空24小时至长岩芯模拟系统307内岩芯真空度达到-0.1MPa0采用加压法缓慢饱和地层水,为减小应力敏感效应,饱和过程中长岩芯301净有效应力不超过3MPa。最终使地层水饱和压力达到25MPa,再增加围压至32MPa ;④用模拟油造束缚水,恒压7MPa,岩芯出口回压5MPa,逐渐提高驱替压力至25MPa,直至饱和油量达20倍孔隙体积。往长岩芯301 —端注入C02段塞,注入压力25MPa,采出端回压5MPa,驱替时间87.5min ;再以相同的注入与采出压力条件进行后续水驱至出口含水达99%,水驱时间从87.5min 至 535min。上述实验分为四个阶段①油相流动阶段(Omin之前);@C02段塞驱替阶段(0-87.5min) 后续水驱阶段(87.5_535min) 残余油状态下水相流动阶段(535min之后)。水驱前缘推进到各测压点302的时间分别为lllmin、133min、161min、201min、54min、317min、398min和449min。按压力变化不同阶段,绘制长岩芯301压力沿驱替方向分布曲线。参照图4,图4是长岩芯301在Omin至103min之间压力沿驱替方向分布曲线,图中,曲线401是长岩芯301在Omin时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线402是长岩芯301在25min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线403是长岩芯301在50min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线404是长岩芯301在75min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线405是长岩芯301在87.5min时压力沿驱替方向的分布曲线。参照图5,图5是长岩芯301在Omin至87.5min之间压力沿驱替方向分布曲线,图中,曲线501是长岩芯301在Omin时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线502是长岩芯301在87.5min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线503是长岩芯301在90min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线504是长岩芯301在98min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线505是长岩芯301在103min时压力沿驱替方向的分布曲线。参照图6,图6是长岩芯301在Omin至550min之间压力沿驱替方向分布曲线,图中,曲线601是长岩芯301在Omin时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线602是长岩芯301在103min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线603是长岩芯301在Illmin时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线604是长岩芯301在133min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线605是长岩芯301在161min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线606是长岩芯301在201min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线607是长岩芯301在254min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线608是长岩芯301在317min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线609是长岩芯301在398min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线610是长岩芯301在449min时压力沿驱替方向的分布曲线;曲线611是长岩芯301在550min时压力沿驱替方向的分布曲线。上述实验体现了 C02减小注入井近井地带压力损失和后续水驱补充能量的综合特征。前置C02段塞驱油过程使岩芯沿程压力升高,能量得到有效补充;后续水驱初期(87.5-103min),与常规水驱初期岩芯各测压点压力均单调下降不同的是,低渗透油藏有效驱替压力系统在后续水驱开始后的一段时间(87.5-103min),采出端仍能保持地层能量,压力损失小;后续水驱中后期(103-550min),注入水在低含油饱和度下渗流阻力主要体现粘滞阻力变化,减小因常规水驱而消耗的油水两相渗流阻力,注水能量较好补充。参照图7,进一步对比了低渗透岩芯不同驱替方式的采油速度,图中,曲线701是低渗透水驱采油速度曲线;曲线702是低渗透C02驱采油速度曲线;曲线703是本发明低渗透油藏有效驱替压力系统采油速度曲线。可见,低渗透水驱采油速度单调下降,且下降速度较快。C02驱采油速度呈现先上升后下降趋势,采油速度较高,最高采油速度可达相同条件油相流速的5倍,当出口含气后,采油速度迅速下降。本发明低渗透油藏有效驱替压力系统方式能保持较高的采油速度,减小采油递减速度,实现油藏高效开发。参照图8,进一步对比了低渗透岩芯不同驱替方式的驱油效率,图中,曲线801是低渗透水驱驱油效率曲线;曲线802是低渗透C02驱驱油效率曲线;曲线803是本发明低渗透油藏有效驱替压力系统驱油效率曲线。可见,低渗透岩芯常规水驱实验驱油效率仅为44.1%,低渗透C02驱油驱油效率较水驱提高35.3%,本发明低渗透油藏有效驱替压力系统方式驱油效率较水驱驱油效率提高25.1 %。以上所述仅为本发明的几个实施例,本领域的技术人员依据申请文件公开的可以对本发明实施例进行各种改动,变型或组合而不脱离本发明的精神和范围。
权利要求
1.一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,其特征在于,所述方法包括步骤: A、制成长岩芯,用来模拟准备采油的低渗透油藏,长岩芯的长度为LI; B、从长岩芯中测得其空隙体积PV,按(1%3% )PV的量往长岩芯的注入端注入C02段塞,得到C02段塞的注入时间Tl ; C、接着,往长岩芯的注入端注入水,直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99%,得到水的注入时间T2,将上述C02段塞的注入时间Tl与水的注入时间T2相加得到总注入时间T ; D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2,根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T,获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间; E、向低渗透油藏的注入端注入C02段塞,C02段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10至1/5 ; F、接着,再向低渗透油藏的注入端注水,用于补充地层能量,注水直至采出端的出口液体含水达99%。
2.根据权利要求1所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,其特征在于, 向长岩芯中注入C02段塞的注入压力和注水的注入压力,以及向低渗透油藏中注入C02段塞的注入压力和注水的注入压力均相同。
3.根据权利要求1所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,其特征在于,在低渗透油藏开发时,注入C02段塞的注入压力和后续注水的注入压力相同,注入C02段塞的采出端回压和后续注水的采出端回压相同。
4.根据权利要求3所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,其特征在于,注入C02段塞和后续注水的注入压力均为25MPa,注入C02段塞和后续注水的采出端回压均为5MPa0
5.根据权利要求1所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,其特征在于,所述长岩芯的规格为4.5cmX4.5cmX 100cm。
全文摘要
一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法,其包括步骤A、制成长岩芯,用来模拟准备采油的低渗透油藏,长岩芯的长度为L1;B、从长岩芯中测得其空隙体积PV,按(1%3%)PV的量往长岩芯的注入端注入CO2段塞,得到CO2段塞的注入时间T1;C、接着,往长岩芯的注入端注入水,直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99%,得到水的注入时间T2,将上述CO2段塞的注入时间T1与水的注入时间T2相加得到总注入时间T;D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2,根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T,获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间;E、向低渗透油藏的注入端注入CO2段塞;F、向低渗透油藏的注入端注水,注水直至采出端的出口液体含水达99%。
文档编号E21B43/16GK103195400SQ201310090308
公开日2013年7月10日 申请日期2013年3月20日 优先权日2013年3月20日
发明者高建, 刘玉章, 马德胜, 刘庆杰, 杨司玉, 吕静, 康浩 申请人:中国石油天然气股份有限公司
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