复合气驱驱油方法与流程

1.本公开属于油藏开发技术领域，特别涉及一种复合气驱驱油方法。


背景技术：

2.在油藏开发过程中，提高采收率的手段主要有热采、气驱和化学驱三大类。而气驱由于注入能力强、无水敏、驱油效率高等特点，特别适用于低渗透油藏的开发。
3.相关技术中，气驱驱油方法主要是在注气井内注入单一的天然气，注入的天然气能够在适当的油藏条件下与地层原油实现混相，消除原油的界面张力，提高驱油效率和采收率。
4.然而，由于能够用于油田开发的天然气资源量有限，而采用上述方法将消耗大量天然气，目前石油行业的天然气产量不能满足天然气驱开发项目的需求，所以上述方法并不能实现低渗油藏的有效开发。


技术实现要素：

5.本公开实施例提供了一种复合气驱驱油方法，可以解决目前天然气驱技术气源不足，无法全面支撑低渗油藏有效开发的问题。所述技术方案如下：
6.本公开实施例提供了一种复合气驱驱油方法，所述复合气驱驱油方法包括：
7.向注气井中注入前置气体，以形成前置段塞，所述前置气体为天然气气体；
8.向所述注气井中注入隔离气体，以形成隔离段塞，所述隔离气体为惰性气体；
9.向所述注气井中注入驱动气体，以形成驱动段塞，所述驱动段塞与所述前置段塞分别位于所述隔离段塞的相反两侧，所述驱动段塞能够驱动所述隔离段塞和所述前置段塞一同朝向生产井移动，所述驱动气体为由空气制得的氮气。
10.在本公开的又一种实现方式中，所述向所述注气井中注入驱动气体，包括：
11.对常压空气进行预增压，以得到中压空气；
12.对所述中压空气进行减氧处理，以得到氮气气源；
13.对所述氮气气源进行增压处理，以得到驱动气体。
14.在本公开的又一种实现方式中，所述对常压空气进行预增压，以得到中压空气，包括：
15.将所述常压空气增压至1.8mpa～2.4mpa，以得到所述中压空气。
16.在本公开的又一种实现方式中，所述对所述中压空气进行减氧处理，以得到氮气气源，包括：
17.通过膜法减氧的方式对所述中压空气进行减氧处理，直至所述中压空气的氧含量达到设定值，以得到所述氮气气源。
18.在本公开的又一种实现方式中，所述直至所述中压空气的氧含量达到设定值，包括：
19.如果生产井中油藏深度不超过2000m，则所述设定值不大于6％；
20.如果所述生产井中油藏深度为2000m～4000m，则所述设定值不大于5％；
21.如果所述生产井中油藏深度超过4000m，则所述设定值不大于4％。
22.在本公开的又一种实现方式中，所述复合气驱驱油方法包括，还包括：
23.在注入所述驱动气体时，对所述生产井的产出气进行监测，并控制所述生产井和所述注气井，使得所述生产井中的产出气的氧含量低于生产要求值。
24.在本公开的又一种实现方式中，所述向注气井中注入前置气体，以形成前置段塞，所述前置气体为天然气气体，包括：
25.提供天然气气源；
26.对所述天然气气源进行预处理，得到洁净天然气；
27.对所述洁净天然气进行增压处理，得到前置气体。
28.在本公开的又一种实现方式中，所述对所述天然气气源进行预处理，得到洁净天然气，包括：
29.去除所述天然气气源中的液态水和烃类化合物，得到洁净天然气。
30.在本公开的又一种实现方式中，所述对所述洁净天然气进行增压处理，得到前置气体，包括：
31.通过螺杆机对所述洁净天然气进行预增压处理，以得到预增压天然气，所述预增压天然气的压力为2mpa～3mpa；
32.通过天然气压缩机将所述预增压天然气进行增压处理，以得到所述前置气体。
33.在本公开的又一种实现方式中，所述惰性气体为液态co2或液氮。
34.本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
35.通过本公开实施例提供的复合气驱驱油方法在进行驱油时，首先向注气井中注入天然气，以形成前置段塞，这样能够通过注入的天然气在适当的油藏条件下与原油实现混相，进而消除界面张力，降低因毛细管效应产生毛细管滞留所圈捕的原油饱和度，从而提高驱油效率。然后再向注气井中注入隔离气体，以形成隔离段塞。因为前置气体为天然气，属于可燃气体，而后续注入的驱动气体容易与前置气体相混合而发生爆炸，所以通过隔离段塞将前置气体与后续注入的驱动气体进行隔离，以此避免前置气体与驱动气体混合而发生爆炸事故，进而提高防爆安全。接着注入驱动气体形成驱动段塞，以通过驱动段塞来驱动隔离段塞和前置段塞一起移动而实现驱油。
36.同时，由于驱动气体为空气制得的氮气，相对来说，资源广泛，制取方便，所以能够通过氮气来代替天然气作为驱动气体，在确保注气安全性的前提下，不仅解决了天然气资源量有限，无法全面支撑低渗油藏有效开发的问题，实现了天然气气源的高效合理利用，又可以大幅度提高原油产量与经济效益。
37.本公开实施例提供的复合气驱驱油方法步骤明确、简便，能够通过空气制得的氮气来替代天然气作为驱动气体，不仅将降低天然气的用量，合理高效的利用天然气，而且也能够极大提高经济效益。
附图说明
38.为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例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公开的一些实施例，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。
39.图1是本公开实施例提供的一种复合气驱驱油方法流程图；
40.图2是本公开实施例提供的另一种复合气驱驱油方法流程图；
41.图3是低压天然气气源的处理装置结构示意图；
42.图4是中压天然气气源的处理装置结构示意图；
43.图5是本公开实施例提供的复合气驱驱油方法的原理图。
44.图中各符号表示含义如下：
45.101、注气井；102、生产井；
46.201、驱动段塞；202、隔离段塞；203、前置段塞；204、混相区；205、原油区。
具体实施方式
47.为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。
48.本公开实施例提供了一种复合气驱驱油方法，如图1所示，复合气驱驱油方法包括：
49.s101：向注气井中注入前置气体，以形成前置段塞，前置气体为天然气气体。
50.s102：向注气井中注入隔离气体，以形成隔离段塞，隔离气体为惰性气体。
51.s103：向注气井中注入驱动气体，以形成驱动段塞，驱动段塞与前置段塞分别位于隔离段塞的相反两侧，驱动段塞能够驱动隔离段塞和前置段塞一同朝向生产井移动，驱动气体为由空气制得的氮气。
52.通过本公开实施例提供的复合气驱驱油方法在进行驱油时，首先向注气井中注入天然气，以形成前置段塞，这样能够通过注入的天然气在适当的油藏条件下与原油实现混相，进而消除界面张力，降低因毛细管效应产生毛细管滞留所圈捕的原油饱和度，从而提高驱油效率。然后再向注气井中注入隔离气体，以形成隔离段塞。因为前置气体为天然气，属于可燃气体，而后续注入的驱动气体容易与前置气体相混合而发生爆炸，所以通过隔离段塞将前置气体与后续注入的驱动气体进行隔离，以此避免前置气体与驱动气体混合而发生爆炸事故，进而提高防爆安全。接着注入驱动气体形成驱动段塞，以通过驱动段塞来驱动隔离段塞和前置段塞一起移动而实现驱油。
53.同时，由于驱动气体为空气制得的氮气，相对来说，资源广泛，制取方便，所以能够通过氮气来代替天然气作为驱动气体，在确保注气安全性的前提下，不仅解决了天然气资源量有限，无法全面支撑低渗油藏有效开发的问题，实现了天然气气源的高效合理利用，又可以大幅度提高原油产量与经济效益。
54.本公开实施例提供的复合气驱驱油方法步骤明确、简便，能够通过空气制得的氮气来替代天然气作为驱动气体，不仅将降低天然气的用量，合理高效的利用天然气，而且也能够极大提高经济效益。
55.需要说明的是，本公开实施例提供的复合气驱驱油方法主要适用于低倾角(≤15
°
)的低渗油藏，注气井主要部署于低渗油藏构造的高部位，生产井主要部署于低渗油藏构造的低部位。
56.图2是本公开实施例提供的另一种复合气驱驱油方法流程图，结合图2，复合气驱驱油方法包括：
57.s201：向注气井中注入前置气体，以形成前置段塞，前置气体为天然气气体。
58.示例性地，步骤201可以通过以下方式进行实现：
59.1.1：提供天然气气源。
60.本实施例中，天然气气源可以选择来自天然气气藏的油气井产出气、联合站分离处理后的外输天然气或天然气处理站的外输气。
61.其中，天然气气源的压力可以为低压气(0.1mpa≤p＜1.6mpa)或中压气(1.6mpa≤p＜10mpa)。
62.本实施例中，考虑到中压天然气增压注入的成本低于低压天然气增压注入的成本，推荐优先选择中压天然气作为气源，如果在中压天然气供应量无法满足气驱开发项目需求，或由于其他原因导致无法选择中压天然气作为气源的情况下，则可选择选择低压天然气作为气源。
63.1.2：对天然气气源进行预处理，得到洁净天然气。
64.示例性地，以上步骤1.2可以通过以下方式进行：
65.去除天然气气源中的液态水和烃类化合物，得到洁净天然气。
66.在上述实现方式中，通过天然气分离、干燥的预处理装置对天然气气源进行预处理，去除天然气气源中的液态水和烃类化合物，使天然气气质指标满足天然气压缩机的要求，得到洁净天然气。
67.预处理装置选择天然气分离、干燥一体化装置，该装置的压力等级根据天然气气源压力确定，处理能力根据气驱项目设计的日注气量确定，其功能主要是去除天然气中的液态水和烃类化合物，从而保障天然气压缩机的正常运行。
68.1.3：对洁净天然气进行增压处理，得到前置气体。
69.示例性地，以上步骤1.3可以通过以下方式进行：
70.通过螺杆机对洁净天然气进行预增压处理，以得到预增压天然气，预增压天然气的压力为2mpa～3mpa；
71.通过天然气压缩机将预增压天然气进行增压处理，以得到前置气体。
72.需要说明的是，前置气体的压力为实际所需的注气压力值。
73.在上述实现方式中，由于低渗油藏的注气压力通常较高(高于20mpa)，当选择的天然气气源为低压天然气时。若要直接将低压气增至高压，则需要选择的天然气压缩机占地面积大、工艺复杂且投资高，不适合油气田开发现场应用，此时，低压天然气的处理可以通过以下方式：
74.图3是低压天然气气源的处理装置结构示意图，结合图3，低压天然气气源先经过天然气分离干燥一体化装置进行预处理，然后再采用螺杆机将经过预处理不含液态水和烃类化合物的天然气进行预增压至2mpa～3mpa，然后再采用天然气压缩机将预增压天然气增压至现场实际所需的注气压力形成前置气体，前置气体再经过具有流量控制功能的高压注气阀组进行单井气体流量分配，将前置气体分配至各注气井注入油藏进行驱油。
75.图4是中压天然气气源的处理装置结构示意图，结合图4，当选择的气源为压力高于2mpa的中压天然气时，则不需要采用螺杆机进行预增压。此时，中压天然气气源先经过天
然气分离干燥一体化装置进行预处理，然后采用天然气压缩机将经过预处理不含液态水和烃类化合物的天然气，增压至现场实际所需的注气压力形成前置气体，再经过具有流量控制功能的高压注气阀组进行单井气体流量分配，将前置气体分配至各注气井注入油藏进行驱油。
76.螺杆机的压力等级根据气体需要预增压的压力值确定，天然气压缩机的压力等级根据气驱项目预测的单井注气压力最高值确定，螺杆机和天然气压缩机的排量根据气驱项目设计的日注气量确定。
77.另外，前置段塞的天然气的注入量由气驱项目油藏数值模拟结果优化确定。
78.1.4：将前置气体注入到注气井中。
79.在上述实现方式中，前置气体经过高压注气阀组注入到注气井中。
80.s202：向注气井中注入隔离气体，以形成隔离段塞，隔离气体为惰性气体。
81.步骤s202通过以下方式进行实现：
82.2.1：提供惰性气体气源和增压泵；
83.2.2：通过增压泵向注气井中注入惰性气体。
84.惰性气体为液态co2或液氮。
85.在上述实现方式中，为了避免注入的天然气与后续注入的驱动气体(氮气)接触形成的混合气体发生爆炸，需要在天然气前置段塞与氮气驱动段塞之间注入惰性气体隔离段塞。
86.为了方便现场施工，降低工艺流程的复杂性，推荐注入液态co2或液氮作为隔离段塞。这种情况下只需要采用一套液态co2或液氮增压泵即可完成注入，不需要配套复杂的气体增压注入系统，增压泵的压力等级根据气驱项目预测的单井注气压力最高值确定，排量可灵活选择，每口注气井的惰性气体设计注入量不低于50m3，确保将天然气前置段塞推向油藏深部，避免与后续注入的氮气接触。
87.s203：向注气井中注入驱动气体，以形成驱动段塞，驱动段塞与前置段塞分别位于隔离段塞的相反两侧，驱动段塞能够驱动隔离段塞和前置段塞一同朝向生产井移动，驱动气体为由空气制得的氮气。
88.步骤203通过以下方式进行实现：
89.3.1：对常压空气进行预增压，以得到中压空气。
90.步骤3.1采用以下方式进行实现：
91.将常压空气增压至1.8mpa～2.4mpa，以得到中压空气
92.在上述实现方式中，由于低渗油藏的注气压力通常较高(高于20mpa)，若要将常压空气直接增压至高压，则需要选择的空气压缩机占地面积大、投资高且不便于减氧处理，因此增压工艺采用两段式增压方式，即首先通过螺杆机将常压空气增压至1.8mpa～2.4mpa，然后再进行后续的减氧处理及二次增压，螺杆机的压力等级根据气体需要预增压的压力值确定，排量根据气驱项目设计的日注气量确定。
93.3.2：对中压空气进行减氧处理，以得到氮气气源。
94.在上述实现方式中，为了进一步确保注气安全性，需要对注入的空气进行减氧处理以得到氮气气源。
95.步骤3.2采用以下方式进行实现：
96.通过膜法减氧的方式对中压空气进行减氧处理，直至中压空气的氧含量达到设定值，以得到氮气气源。
97.通过调研发现，目前常用的减氧工艺包括变压吸附法和膜法减氧两种方式，对两种空气减氧处理工艺进行技术及经济方面的对比论证，膜法减氧方式具有可靠性更高，能耗低，操作、维护简便，设备尺寸小、可撬装、运输方便等优点，因此，空气减处理采用膜法减氧方式，所采用的减氧机压力等级根据预增压气体的压力值确定，排量根据气驱项目设计的日注气量指标确定。
98.示例性地，直至中压空气的氧含量达到设定值，包括：
99.如果生产井中油藏深度不超过2000m，则设定值不大于6％；
100.如果生产井中油藏深度为2000m～4000m，则设定值不大于5％；
101.如果生产井中油藏深度超过4000m，则设定值不大于4％。
102.在上述实现方式中，由于氮气是通过空气减氧处理得到，所以注入的氮气中不可避免的还包括氧气，而为了保障注气的安全性，注入的氮气中的氧含量要根据油藏深度确定。
103.当油藏深度不超过2000m时，注入氮气的氧含量要求不高于6％，当油藏深度在2000m～4000m范围内时，注入氮气的氧含量要求不高于5％，当油藏深度超过4000m时，注入氮气的氧含量要求不高于4％。
104.3.3：对氮气气源进行增压处理，以得到驱动气体。
105.在上述实现方式中，采用空气压缩机将减氧后制得的氮气增压至现场实际所需的注气压力，然后再经过具有流量控制功能的高压注气阀组进行单井气体流量分配，将氮气分配至各注气井注入油藏进行驱油。其中，空气压缩机的压力等级根据气驱项目预测的单井注气压力最高值确定，排量根据气驱项目设计的日注气量确定。
106.驱动段塞的氮气注入量由气驱项目油藏数值模拟结果优化确定。
107.s204：在注入驱动气体时，对生产井的产出气进行监测，并控制生产井和注气井，使得生产井中的产出气的氧含量低于生产要求值。
108.在上述实现方式中，考虑到油藏在横向和纵向上存在的非均质性，注入气可能会沿着渗透率较高的油层快速突进到生产井，发生气窜现象。
109.当在注气井中注入氮气时，生产井产出气中的氮气和氧气含量会逐渐升高，存在爆炸风险。为了保证生产井的安全，避免氧气与伴生天然气混合物发生爆炸，在注入驱动气体时，须对生产井产出气组分持续进行监测。
110.一般来讲，当产出气中氧含量超过3％时，立即关闭注气井，然后关闭生产井，关井期间连续监测产出气中的氧含量，当氧含量低于3％时，打开生产井，然后再打开注气井，恢复生产。
111.下面结合具体应用实例来进一步说明该复合气驱驱油方法：
112.为了更加清楚地说明本公开提供的一种复合气驱驱油方法，首先，采用油藏数值模拟软件建立了一个三维油藏地质概念模型，模型尺寸为205m
×
205m
×
10m，油藏深度3800m，地层倾角10
°
，油藏压力55mpa，温度140℃，孔隙度15％，渗透率50
×
10-3
μm2，原始含油饱和度20％。
113.通过本公开提供的复合气驱驱油方法进行油藏开发时，设计1注气井和1生产井
网，注气井101位于构造高部位，生产井102位于构造低部位(可参见图5)，具体实施步骤如下：
114.(1)向注气井101中注入前置气体，以形成前置段塞204。
115.首先，天然气气源的优选与预处理：
116.前置段塞中选择天然气气藏产出气，压力等级为2.5mpa中压气，通过管道将天然气输送至注气井井场后，采用天然气分离、干燥一体化装置去除天然气中的液态水和烃类化合物，使天然气气质指标满足天然气压缩机的要求，保障天然气压缩机的正常运行，天然气分离、干燥一体化装置的处理能力为2000nm3/d，压力等级为6.4mpa。
117.②
天然气的增压与单井分配计量注入：
118.由于选择的天然气气源为2.5mpa中压气，因此，直接采用天然气压缩机将经过预处理不含液态水和烃类化合物的天然气增压至现场实际所需的注气压力，再经过具有流量控制功能的高压注气阀组进行单井气体流量控制与分配，将天然气由注气井注入油藏进行驱油。注气井的注气速度设计为地下4m3/d(天然气注气速度合地面1400nm3/d～1500nm3/d)，注气时间为3年，天然气注入量为160
×
104nm3，预测注气井最高注气压力为45.8mpa，因此，确定天然气压缩机的压力等级为50mpa，最高排量为2000nm3/d。
119.(2)向注气井中注入隔离气体，以形成隔离段塞202，并使得隔离段塞202位于前置段塞203靠近注气井101的一侧。
120.选取液态co2作为隔离气体，采用液态co2增压泵将隔离气体注入注气井101中，注入速度设计为100m3/d，注入时间为1天，液态co2注入量为100m3，预测注气井最高注气压力为27.1mpa，因此，确定液态co2增压泵的压力等级为30mpa，最高排量为120m3/d(合5m3/h)。
121.(3)向注气井中注入驱动气体，以形成驱动段塞201，且驱动段塞201能够驱动隔离段塞202和前置段塞203一起朝向生产井102移动，使得前置段塞203与原油区205形成混相区204。
122.①
空气预增压：
123.通过螺杆机将常压空气增压至2mpa，然后再进行后续的减氧处理及二次增压，因此，确定螺杆机的压力等级为3mpa。由于注气井的注气速度设计为地下4m3/d(氮气注气量合地面1250nm3/d～1270nm3/d)，且空气减氧处理过程中会有空气的损耗，氮气的分离效率为35％，因此，确定螺杆机的最高排量为4000nm3/d。
124.②
空气减氧预处理：
125.采用膜法减氧方式对空气进行减氧预处理，由于油藏深度在2000m～4000m范围内，设计氮气的氧含量指标为不高于5％，减氧机的压力等级为3mpa，最高排量为2000nm3/d。
126.③
氮气的增压与单井分配计量注入：
127.采用空气压缩机将经过减氧处理的氮气增压至现场实际所需的注气压力，然后再经过具有流量控制功能的高压注气阀组进行单井气体流量控制与分配，将氮气由注气井注入油藏进行驱油，注气井的注气速度设计为地下4m3/d(氮气注气量合地面1250nm3/d～1270nm3/d)，注气时间为12年，氮气注入量为560
×
104nm3，预测注气井最高注气压力为43.1mpa，因此，确定空气压缩机的压力等级为50mpa，最高排量为2000nm3/d。
128.另外，在注入氮气时，对生产井的产出气进行监测，使得生产井中的产出气的氧含
量低于生产要求值。
129.在注入驱动段塞时，对生产井产出气组分持续进行监测，当产出气中氧含量超过3％时，立即关闭注气井，然后关闭生产井，关井期间连续监测产出气中的氧含量，当氧含量低于3％时，打开生产井，然后再打开注气井，恢复生产。
130.通过油藏数值模拟软件进行计算，采用以上驱油方法进行15年气驱开发，最终产油量为1.08
×
104t，采收率为29.5％，获得了较好的提高采收率效果和经济效益。
131.本公开提供的复合气驱驱油方法有效利用了天然气能够在适当的油藏条件下与地层原油实现混相，消除界面张力，从而降低因毛细管效应产生毛细管滞留所圈捕的原油饱和度，提高驱油效率的技术优势。同时，又将气源丰富、来源广、无污染、安全性高的空气作为驱动气体的来源，采用减氧处理后得到驱动气体，并将惰性气体作为防爆安全隔离段塞，在确保注气安全性的前提下，解决了天然气资源量有限，无法全面支撑低渗油藏有效开发的问题。
132.以上仅为本公开的可选实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。