GEOFLUIDS Geofluids 1468 - 8123 1468 - 8115 Hindawi 10.1155 / 2021/6653399 6653399 研究文章 试验研究采油通过Nitrogen-Water替代注射与天然裂缝油藏 李 香 1 程 元 1 道 五龙 1 Sarulicaoketi Shalake 1 霁 徐汇 1 https://orcid.org/0000 - 0003 - 2296 - 0128 阴 长河 2 盛 Guanglong 1 第二次石油新疆石油公司的生产工厂 中石油 克拉玛依 中国 834008年 petrochina.com.cn 2 精力的克拉玛依PetroTech有限公司 克拉玛依 中国 834000年 2021年 23 9 2021年 2021年 27 11 2020年 20. 8 2021年 23 8 2021年 23 9 2021年 2021年 版权©2021乡里et al。 这是一个开放的文章在知识共享归属许可下发布的,它允许无限制的使用,分布和繁殖在任何媒介,提供最初的工作是正确的引用。

低渗透油藏的生产减少消耗发展迅速,它需要补充地层能量,获得稳定的生产。常见的能量补充方法包括注水和注气。注氮是一种经济有效的开发方法为特定的油藏类型。为了研究氮的可行性和合理的注入参数注入裂缝性储层的发展,本文运用长岩心进行驱替实验。首先,注水和注氮的影响开发裂缝性储层比较通过实验证明的可行性氮注入裂缝性储层的开发。其次,水驱后气水交替驱的影响,比较了气驱后气水交替驱替实验研究注水或注气开发的情况。最后,合理的氮气水交替注入参数通过正交实验设计优化。结果表明,水库的氮注射能有效地提高石油产量与自然骨折早期时期,但气体通道容易发生在连续氮洪水。注水后,气水交替驱可以有效降低注射压力,提高水库的复苏,但气水交替注入的时候不能太迟了。透露,nitrogen-water替代效应的影响因素,并从大到小排序如下:周期注入量、氮和水料比、注射速率。 The optimal cycle injected volume is around 1 PV, the nitrogen and water slug ratio is between 1 and 2, and the injection rate is between 0.1 and 0.2 mL/min.

 中国国家自然科学基金 41904096 1。介绍

注水是最传统的强化采油技术应用,它可以补充地层能量,扩大扫油效率损耗相比发展( 1, 2]。然而,它更容易引起水将导致大幅增加的水切断生产井,尤其是骨折和强烈异构水库( 3, 4]。因此,有必要关注技术更有效的注水油藏。骨折或多孔的水库,如碳酸盐岩储层,被认为有很高的异质性,与多个缩放多孔结构和复杂的孔隙连接,和液体渗流分布更为复杂( 5, 6]。注水开发油藏是困难的,因为存在的水通道。

混相位移会发生的结果表明,注入高压压缩二氧化碳哪个更好保持地层压力和提高原油采收率 7]。复合驱的二氧化碳和氮气可以保持油层压力,改变油和水的位置哪个更好改善油藏开发的潜力( 8]。氮气注入是一个最有效的技术来提高油藏的开发效果( 9]。技术包括纯氮气注入,注入氮气泡沫,nitrogen-water替代注射不同的水库。氮气注入的优点是显示为高压缩性和可扩展性。通过向地层注入氮气,它可以有效地补充能量,保持储层的压力。与此同时,与二氧化碳相比,无腐蚀性的,稳定的化学性质,易于取得,和低成本 10, 11]。

早在1993年,实验裂缝储层的注气与2 d玻璃补充微量试样( 12]。样品的润湿性和异质性的影响进行了讨论,并表明,超过20%的石油将恢复注气。骨折的存在对提高原油采收率是有害的。2003年,长岩心驱替实验在实验室里研究采油注氮的低渗透砂岩储层。结合数值模拟,证实氮注射能有效提高采收率的储备在不同发展时期 13]。气体注入水库将降低原油粘度,并证实水交替气可以减少气体的流动和有效释放这种情况( 14]。断裂的水库,位移实验进行使用碳酸盐岩样品,它表明,注入氮气和二氧化碳将获得不同的效果,这是由重力排水和组件交换骨折和石油天然气的矩阵( 15]。氮气注入已被证实是更有用的光和重油水库( 16]。实验室测试表明,氮气泡沫注入重油的发展在提高石油生产是可行的,和氮能有效缓解低渗透区域的高异质性和提高原油采收率 17]。注氮也验证了提高页岩油的原油采收率。实验是由应用CT实时监控残余油分布。早期结果表明,大幅增加采油期,然后减慢年末时期后气体通道。

有很多研究的数值模拟气体或氮气注入来验证其能力提高原油采收率。裂缝储层模型模拟研究的影响因素为注水采油和天然气洪水( 18]。损耗、气驱和水驱发展比较优化最佳的开发方法。组件模拟技术应用于验证氮洪水在强化采油的可行性。数值模拟结果表明,油回收可以提高氮的洪水,它深受气体通道的时间( 19]。为碳酸盐岩储层天然裂缝用氮气驱提高原油采收率,氮气的注入速度可以减少重力分异的气体和水( 20.]。

文献综述,许多实验和数值研究来研究氮的强化采油机制注入。摘要长岩心驱替实验进行了系统地研究的强化采油nitrogen-water替代注射。强化采油的可行性验证,注射参数的影响进行了分析,许多团体和注入参数优化的测试。研究结果可以为发展提供一些指导水库骨折。

 2。三次采油的氮气注入机制

N2空气中含量约为78%,和空气源十分丰富。随着氮生产技术的发展和注氮设备制造技术,氮气注入已经成为广泛使用的刺激技术在油田开发和逐步发展从最初的氮氮huff-n-puff洪水,氮气泡沫驱、气水交替驱、气液交替洪水、和其他复杂的刺激技术。一般来说,注氮能提高原油采收率主要通过以下机制。

2.1。混相,非混相驱

与原油接触后,注入N2将不断蒸发原油,从原油中提取光和中间的碳氢化合物,这光碳氢化合物中含有N的比例2增加。当注入天然气和原油价格之间的相互作用达到临界平衡点时,油气界面消失,发生混溶。更重要的是,驱油效率在前面混溶区可以达到90%。

氮非混相驱的机理主要体现在以下方面:氮的压缩性大,注氮能有效补充地层能量,保持油层压力,氮气对原油蒸发和提取有限影响,和氮部分溶于原油和有一定的影响扩大原油,降低原油粘度。氮注射后,会发生溶解气驱压力下降而生产。

 2.2。重力泄油

氮是注射时,储层压力是由两相流维护由气液密度的差异引起的,称为重力洪水。

 2.3。保持地层压力

冷凝水库,如果由损耗,当压力低于露点压力时,反凝析油仍将大量的水库和石油复苏将非常低。通过向储层注入氮气,保持油层压力高于露点和饱和压力,防止逆行冷凝或溶解气体泄漏,这意味着低采油。

一般来说,注氮的主要刺激机制可以概括如下。

 2.4。粘度降低

条件下的低饱和压力和温度相同,N2部分溶解在原油、溶解度随压力的增加,原油粘度随溶解气体的增加而减小。

 2.5。膨胀增压

注入氮气不溶于水,部分溶于原油;其良好的扩展性能不仅可以改善储层的压力也扩大原油的体积,它允许石油流入更多的渠道,从而提高原油采收率。

 2.6。降低油水界面张力

注入的氮气可以减少(相对渗透率,提高油相相对渗透率,从而降低油水界面张力,提高驱油效率。

 2.7。重力分异

由于大量注入的氮气和原油密度差异,注入的氮气将重力分异作用与储层的原油,形成一个二级屋顶上方的含油结构。然后,原油的顶部结构将向下流动,扩大波及体积。

 3所示。驱替实验设计

为了研究氮洪水的影响在裂缝储层驱油,实验室长岩心水驱替实验比较不同媒体、不同位移模式下的驱油效果,和合理的位移模式下的注入参数优化。

3.1。实验条件 3.1.1。水

标准盐水盐度质量分数8%(公式与氯化钠的质量比:盐水CaCl2:MgCl2h·62O = 7: 0.6: 0.4)。

 3.1.2。石油

标准石油公司准备样品的粘度范围是20 ~ 40 mPa·s。

 3.1.3。温度和压力

在室温下,上面的围压一直注射2 MPa的压力。

 3.1.4。核心

标准的核心来自大直径芯直径25毫米,长度大于直径的1.5倍。

长10芯用于拼接的核心。消除效果结束时,每个短核心与滤纸。长安排的核心从入口到出口安排根据调和平均数的方法,和特定的核心安排如表所示 1。结合核心的总长度为51.078厘米,平均渗透率的0.923 mD,平均孔隙度为9.635%,总孔隙体积24.24毫升,0.636的初始含油饱和度,最初的石油量15.43毫升。

核心序列长岩心驱替实验结果。

不。 没有核心。 直径 长度 孔隙度 磁导率 含油饱和度 孔隙体积 最初的石油量
厘米 厘米 % 医学博士 % 毫升 毫升
1(进口) 颈- 1 2.502 4.812 9.626 0.759 58.15 2.28 1.32
2 c - 2 2.502 5.517 9.536 1.152 58.84 2.59 1.52
3 颈- 3 2.501 5.451 11.342 0.807 64.79 3.04 1.97
4 c - 4 2.505 4.985 9.558 0.700 67.00 2.35 1.57
5 c - 5 2.502 5.057 8.712 1.193 63.83 2.17 1.38
6 其他 2.505 4.956 8.759 0.954 60.51 2.14 1.29
7 即 2.505 5.334 9.104 0.901 67.59 2.39 1.62
8 8 2.504 4.965 9.465 0.775 66.35 2.31 1.54
9 C-9 2.504 4.934 10.934 1.048 63.36 2.66 1.68
10(出口) C-10 2.503 5.067 9.317 0.943 66.02 2.32 1.53

考虑储层裂缝发展的相对高度,和他们中的大多数是高角度断裂,构造人工骨折合并的中间部分核心如图 1。

成像测井结果的描述在不同的部分。

核心nos。颈- 1 ~颈- 3在进口和出口8 ~ C-10不断裂,创建和随机分布的骨折在中间c - 4 ~即形成斜裂缝模拟自然骨折。骨折在单个核心的平均倾角为30°~ 60°,断裂长度是3.5 ~ 4.5厘米,和骨折不填充,以确保自然打开,如图 2。

原理图的核心和裂缝模拟实验。

 3.2。实验准备

准备标准石油样品和水样

测量孔隙度和透气性的核心样本

饱和的核心样本

建立束缚水饱和度

进行水驱、气驱、气水交替驱实验根据具体的实验设计和步骤

3.3。实验设计

在实验设计中,注入优化进行了四种方法:连续注水,注水后气水交替驱,连续气体洪水,洪水后气水交替驱气体。在此基础上,优化氮气水交替注入参数进行了确定三个关键注气参数,包括最优段塞比、注入速度和注入总额。

总共24组实验设计,包括单位移试验2组,3组的注水后气水交替驱实验,3组气驱后气水交替驱实验,和16组气水交替驱参数优化实验。

 4所示。实验设计和结果 4.1。连续注射水和氮

设定背压值,建立岩石样品的某些压力在进口前注水

泵驱动中间容器中的水或氮进行恒流位移,记录了石油生产在水中自由生产周期,并准确记录水突破时间,累计石油生产,累计液生产,核心的进口和出口之间的压力差

水开始突破,记录频率增加,石油产量的时间间隔根据数量决定。随着石油产量不断下降,记录时间间隔逐渐延长。当注水达到30 PV(或当含水率达到99.95%),实验停止了

实验结果如图 3和 4。它可以获得,与水驱相比,气体洪水已更快的采油率在早期阶段,因此具有明显的优势,这是进行低驱替压力梯度和渗流速度快。它表明,单一气体洪水有更好的位移效应的早期阶段,和驱油效率的增加范围比较大。

注入体积和波及系数的关系曲线在不同的媒体。

注入量之间的关系曲线和压力的核心在不同的媒体入口。

同时,根据注射压力曲线,气驱的注入压力明显低于注水,表明氮比水更容易流入微孔隙。然而,效果通道形成后,水和气体的排替压力急剧下降,洪水和气体的压力降洪水是高于注水。

然而,从最终的角度位移,最终恢复注水是高于天然气洪水,主要是因为气体突破更可能发生在气体涌入水库、骨折和波及系数的减少导致无效的位移后气体突破。然而,通过比较注射PV的采收率,当达到最终的复苏,天然气的注入PV洪水明显小于注水。

 4.2。水驱后气水交替驱

设定背压值,建立岩石样品的某些压力在进口前注水

泵驱动水中间容器进行恒流位移和记录累计石油生产,累计液生产,核心的进口和出口之间的压力差

当含水达到20%,气水交替注入启动。设置蛞蝓比例为1:1,和单一注射量是1 PV。确定的时间间隔根据石油产量的数量。随着石油产量不断下降,逐渐延长记录时间间隔,直到没有石油生产和在此期间记录相关数据

重复步骤1和2。当含水达到50%和80%,启动气水交替注入并记录相关数据

实验结果如图 5和 6。可以获得,变质的气水驱后水驱可以有效降低注射压力,提高原油采收率。同时,气水交替的早些时候,含水率越低,驱替效率越好,最终复苏越高,越低注入量需要达到最终的复苏。比较连续注水和交替注水注水后,可以得出结论:注气可以有效地补充地层能量。和气体可以部分溶于原油,导致体积膨胀的石油和初始位移的压力上升。

曲线之间的关系注入体积的气水交替驱和波及系数在不同的时间。

曲线之间的关系注入体积的气水交替驱和注射压力在不同的时间。

 4.3。气驱后气水交替驱

设定背压值,建立岩石样品的某些压力在进口前气体洪水

泵驱动气体中间容器进行恒流位移和记录累计石油生产,瞬时气体生产速度,核心的进口和出口之间的压力差

当油回收达到5%,气水交替注入启动。水注入第一,然后,循环空气注入。设置蛞蝓比例为1:1,和单一注射量是1 PV。确定的时间间隔根据石油产量的数量。随着石油产量不断下降,逐渐延长记录时间间隔,直到没有石油生产和在此期间记录相关数据

重复步骤1和2。当油回收达到10%,氮开始突破,开始气水交替注入并记录相关数据

实验结果如图 7和 8。可以获得,气驱后气水交替驱可以减轻气体突破单一气体造成的洪水,提高驱替效率,提高原油采收率。此外,由于地层能量是提高气体的洪水在最初的阶段,越早实现气水交替,位移将会越好。然而,严重的气体通道形成后,气水交替的影响变得更糟。

曲线之间的关系注入体积的气水交替驱和波及系数在不同的时间。

曲线之间的关系注入体积的气水交替驱和注射压力在不同的时间。

 4.4。位移实验的总结

三种类型的位移进行的实验是:单一位移实验,气驱后气水交替驱和水驱后气水交替驱。

水库、骨折连续气体容易形成洪水气体通道,和驱油效率是最糟糕的。气水交替驱气驱后最好的驱替效率(如表所示 2和图 9)。与连续注水和连续注气相比,原油采收率提高了4.89%和6.88%,分别。

统计表的采油和驱替压差在不同位移模式。

位移模式 采油(%) 驱替压差(MPa)
连续注水 21.22 9.34
连续注气 19.23 7.88
水驱后气水交替驱 24.67 9.82
气驱后气水交替驱 26.11 9.32

驱油实验结果的比较在不同位移模式。

此外,水驱后气水交替驱也可以显著提高连续注水的性能,和经济复苏可以增加了3.43%。

总体的分析表明,它不适合连续注气在裂缝性储层。高位移可以由气水交替注入压差,可有效减少的影响气体突破和油回收最大化。6号石炭系储层的中间区域,根据目前的发展状况,提出实现气水交替驱气驱后,可以有效地提高油藏开发和提高最终的复苏。

 4.5。气水交替驱参数优化的实验

根据类似的水库建设的经验,三个关键参数的气水交替驱气水注入段塞比,气水注入速度、注入量在一个单一的周期。但是参数对位移有很大的影响吗?最好的位移模式是什么?一般来说,我们使用正交试验设计方法,参数优化,这不仅能定性分析注射的影响参数对气水交替驱还定量等级不同注入参数对位移的影响。然后,可以确定最佳的注射参数来指导现场注入设计。

4.5.1。正交试验设计

6号石炭系储层的中部地区,主要包括气水注入段塞注入参数比,气水注入速度、注入量在一个单一的周期。每个参数通常使用四个值:气水比为0.5:1,1:1,2:1和4:1;注射速度的0.6、0.4、0.2和0.1毫升/分钟;和注射量在一个单一的周期为0.5,1、2和5 PV(如表所示 3)。因此,有64个可行的组合方案,设计正交试验设计方法只需要16个实验,然后,法律由64实验可以得到分析。

气水交替驱的正交试验方案设计表。

因素 气水段塞比 注射速度(毫升/分钟) 注入体积(PV)在一个周期
1 0.5:1 0.6 0.5
2 1:1 0.4 1.0
3 2:1 0.2 2。0
4 4:1 0.1 5.0

因此,采用正交实验方法在本实验室试验设计分析影响驱油效率的注入参数确定的主要控制因素,并选择最优参数区间,如表所示 3。

 4.5.2。实验的程序

设定背压值,建立岩石样品的某些压力在进口前气体洪水

泵驱动气体中间容器进行恒流位移。注入速度、注入量、注入体积每段塞设置根据实验设计方案进行气体洪水,和累积石油生产和岩石样品的两端之间的压差记录

开关中间容器注水模式,然后进行注水设计注入速度、注入量、注入体积每段塞,记录累计石油生产和两端之间的压力差的岩石样本

循环气驱和水驱之间切换,重复步骤2和3,直到没有石油生产,并记录相关数据

它可以看到从正交实验结果(表 4),注入量在一个单一的周期对位移的影响最大的气水交替驱,其次是气水注入段塞比和注射速度。它表明,过度注入体积导致气体通道的形成。虽然它能提高交替注入的气体和水,结果是不好的。然而,如果气水段塞比太大,注入气体的弹性能量利用率低,和水体积太小,它不利于活塞流的形成,并不能有效地抑制气体突破。

正交试验设计结果的总结。

不。 气水段塞比 注射速度(毫升/分钟) 注入量在一个循环(PV) 在一个循环注气体积(PV) 在一个周期注水体积(PV) 采油(%)
1 0.5:1 0.6 0.5 0.17 0.33 24.15
2 0.5:1 0.4 1 0.33 0.67 24.75
3 0.5:1 0.2 2 0.67 1.33 26.09
4 0.5:1 0.1 5 1.67 3.33 22.68
5 1:1 0.6 1 0.50 0.50 24.82
6 1:1 0.4 0.5 0.25 0.25 25.43
7 1:1 0.2 5 2.50 2.50 22.34
8 1:1 0.1 2 1.00 1.00 26.15
9 2:1 0.6 2 1.33 0.67 23.34
10 2:1 0.4 5 3.33 1.67 22.27
11 2:1 0.2 0.5 0.33 0.17 26.22
12 2:1 0.1 1 0.67 0.33 26.35
13 4:1 0.6 5 4.00 1.00 21.14
14 4:1 0.4 2 1.60 0.40 23.14
15 4:1 0.2 1 0.80 0.20 23.48
16 4:1 0.1 0.5 0.40 0.10 22.74

如果气水段塞比太小,天然气能源将提高发展不足。同时,注射速度会急剧增加,过度压力梯度和较低的天然气能源利用,甚至会加速气体突破,这意味着一个更糟的结果。

通过正交试验设计的平均响应分析(表 5)交替氮气气水洪水的情况下,合理的注入量在一个单一的周期大约是1 PV,气水注入段塞比应该1:1 ~ 2:1,之间的最佳注入速度是0.1和0.2毫升/分钟。

平均响应统计正交实验。

不。 气水段塞比 注射速度 注入量在一个循环
1 24.42 23.36 24.63
2 24.69 23.90 24.85
3 24.55 24.53 24.68
4 22.63 24.48 22.11
δ(范围) 2.06 1.17 2.74
订单 2 3 1
5。结论

长岩心驱替实验进行了系统地研究采油nitrogen-water替代注入。强化采油的可行性验证,注射的影响参数进行了分析,并注入参数进行了优化。

氮注射能有效地提高石油产量水库在骨折早期的时期,但气体将会发生在后期可以发布的nitrogen-water替代注射

对油藏注水开发的,最好是应用nitrogen-water替代注入提高原油采收率的早期

影响nitrogen-water透露,因素替代效应要求如下:周期注入量、氮和水料比、喷射率

最优循环注入体积大约是1 PV,氮和水段塞比在1和2之间,和注射率是0.1和0.2毫升/分钟之间

数据可用性

使用的数据来支持本研究的发现可以从相应的作者。

 的利益冲突

作者声明没有相互竞争的利益。

 确认

这项研究得到了国家自然科学基金青年项目的中国(41904096)。

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