论文部分内容阅读
大安油田红87-9区块属于低渗油藏,开展常规水基压裂后,部分井组存在地层能量不足、产量低和稳产期较短的生产技术难题。为了扩展原有裂缝体积并补充地层能量,针对区块单井开展了 CO2无水蓄能压裂技术,该技术C02注入与返排过程,等效于CO2吞吐驱油过程,该过程利用CO2独特的蓄能、增容特性达到单井增产的目的。本文模拟这一辅助驱油过程,开展了 C02/原油体系高压物性实验,研究了 CO2与原油的作用规律,通过长岩心CO2吞吐驱油实验,研究了各因素对CO2吞吐驱油效果的影响,评价了CO2吞吐的换油效果。本文取得以下成果与认识:(1)利用高温高压配样器、CHY-Ⅱ型稠油粘度计等实验装置,开展了 C02/原油体系高压物性实验研究。通过实验发现,大安油田红87-9区块原油属于典型的非牛顿流体,表现出低粘、低碳和低饱和压力的特点,具有较大的混相潜力;CO2抽提作为增油机理之一,主要作用于原油的C5～C7组分;在高压条件下,C02在该区块油样中的溶解度对压力的敏感性较弱;CO2对该区块原油的降粘作用不明显。(2)利用高温高压岩心流动实验装置,开展了CO2吞吐驱油(油气两相)效果的影响因素实验研究。研究结果表明,在一定范围内,渗透率越低、含油饱和度越小、油样粘度越高,CO2吞吐驱油效果越差。渗透率从5.12mD增加到145.48mD,采收率增加13.73%,含油饱和度由26.97%增至48.00%,采收率增加了 21.94%,油样粘度由1.26mPa-s升至5.31mPa.s,采收率降低5.73%。压力越大,吞吐驱油效果越好,但当压力超过混相压力后,压力升高采收率提升幅度减弱,压力由18.02 MPa升至26.01MPa,采收率增加10.82%,压力由26.01MPa升至32.15MPa,采收率增加1.35%。吞吐采出可分为3个阶段,第一阶段生产选定较小的生产压差,防止过多的气体产出,第二、三阶段选定较高生产压差,保证较高的原油产量。吞吐周期增加,总体采收率增加,前3个周期CO2吞吐总采收率可达到52.72%。(3)利用高温高压岩心流动实验装置,开展了 CO2吞吐驱油实验研究。研究表明,C02吞吐表现出良好的增油效果,且CO2吞吐后进行小量水驱能够小幅度的提高采收率。含水率越低,越利于CO2吞吐驱油效果,合理的生产压差就越有必要,对比刚见水时与含水率达到98.15%时的C02吞吐驱油效果,采收率相差6.56%。高含水率条件下,C02吞吐比水驱的驱油效率更好,第一组实验CO2吞吐提高采收率为15.15%,换油率为0.758mL/mL,第二组实验后续水驱采收率为13.93%,换油率为0.093mL/mL。随着CO2注入量的增加,CO2吞吐采收率虽然有所提高,但CO2的利用率却在逐步减低,0.4PV注入条件下的驱油效率最佳,其采收率为18.13%,换油率为0.232mL/mL,而CO2混相驱的换油率随着驱替的持续进行而逐步降低,累计注入PV数达到0.4PV时,换油率达到最大为0.315mL/mL,累计注入PV数达到1.2PV时,换油率达到最小值为0.133mL/mL。本文的研究成果为红87-9区块低渗油藏CO2吞吐提高采收率技术的现场应用提供了参考依据,对于其它低渗透油藏开展CO2吞吐驱油技术研究具有一定的借鉴作用。