天然氣驅(qū)調(diào)研

1、表I-I我國實(shí)燒類驅(qū)區(qū)塊油力參數(shù)統(tǒng)計(jì)試驗(yàn)單元埋做深度Au孔隙度!%澳透率 小1。-訕F地層溫度原油密度/gem3地層原油 粘度 /mPd s此哈葡北油田343617.3IID92.50.8030.4大慶油FTT北K斷茱922206095()(),8033.3靖安油田1職12.93小750.864大慶油II【薩北北一東9351633()5()0.8031.5大慶榆樹林油EU1500-220013.13 5900.R583.3中原橋口油田201M1J77()5DL7640,96文南油1日文踽坎33(X119201400.503C.KS文南油EE文13西塊3050-365014-1710-3012卜

2、皿03274文南油田文72塊沙.中3300-8()1*14-181-3512O-14A0.5270.245& 2-1注天然7提高采收率打法袖藏篩選標(biāo)律油田原油性質(zhì)含油泡和度焰油層捋性密度，mPa n褚層類型估層特 征滲透率 /X10 1 Hili鷹度hu溫度2標(biāo)治油藏式0 一 85呻5.0X雖面憤酸鹽 宕、變 質(zhì)巖和 砂巖薄層和傾斛層透不重要|9。大慶油田開發(fā)已經(jīng)進(jìn)入了高含水期，河流三角洲相正韻律厚油層存在著嚴(yán)重 的非均質(zhì)性，注水開發(fā)效果較差。為了改善開發(fā)效果，選擇低（薩北北二東薩III 層）、高彎度（薩中北一區(qū)斷東葡I層）河型厚油層兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行了注天然 氣非混相驅(qū)先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)。2試驗(yàn)區(qū)地

3、質(zhì)概況1.薩中北一區(qū)斷東注氣試驗(yàn)區(qū)試驗(yàn)區(qū)位于北1-6-59井到北1-6-67井區(qū)，目的層為葡12層,共有試驗(yàn)井19 口，其中采出井16 口，注入井3 口,反七點(diǎn)法井網(wǎng),注采井距平均為500m。對(duì)北一區(qū)斷東110 口其它層系井葡I層測井地質(zhì)資料研究表明，葡I層具 有典型的高彎度曲流河點(diǎn)壩沉積的特點(diǎn)。這類油層底部滲透率高,連通好；頂部 滲透率低，連通差。故水驅(qū)后，表現(xiàn)為底部水淹型特征。-比1-育5中I ft北一區(qū)斷東注天然氣試驗(yàn)區(qū)井位圖2.薩北北二東注氣試驗(yàn)區(qū)試驗(yàn)區(qū)位于北2-5-94井附近，目的層薩I仃共有試驗(yàn)井27 口，其中采出井21 口，注入井6 口，反九點(diǎn)法井網(wǎng)，注采井距250m。北二東薩1

4、37層屬淺水三角洲低彎度分流河道沉積，大致可分為兩個(gè)沉 積單元（薩III3+ 4、薩I57）。各沉積單元下部以中細(xì)砂巖為主，上部以粉細(xì)砂 巖及粉砂巖為主，頂部則為泥質(zhì)粉砂巖及粉砂質(zhì)泥巖。在兩個(gè)沉積單元中，薩I 57單元河道砂巖較發(fā)育，薩I3+ 4單元除了北部發(fā)育了河道砂巖外，多為河漫灘沉積，油層條件較差。注氣試驗(yàn)區(qū)主要地質(zhì)參數(shù)地質(zhì)參數(shù)薩中北一中東薩北北二東平均井深（m ）922 0935 0地層傾角（度）2 29- 2 572 52- 2 69砂巖厚度（in）7 57 7有效厚度（m）5 75 7滲透率( 609(1 330試驗(yàn),面積（km2）2 61L 01孔隙體積| 1心）421 0I3Q

5、 2地質(zhì)儲(chǔ)量 ibt）277 0585 79礦場試驗(yàn)試驗(yàn)水氣交替注入周期為30天，薩中北一區(qū)斷東試驗(yàn)區(qū)于1989年至1994 年水氣交替注入39個(gè)周期，累計(jì)注氣5717.86X1043,折合地下體45.2X104m3 （相當(dāng)于0.107PV），累計(jì)注水100.54 X1043，水氣比2.22o薩北北二東試驗(yàn)區(qū)于1989年至1994年進(jìn)行水氣注入試驗(yàn)，水氣交替注入 43個(gè)周期，累計(jì)注氣6124.21 X104m3，折合地下體積40.8X104m3 （相當(dāng)于 0.22PV），累計(jì)注水81.78X104m3，水氣比為2。試驗(yàn)效果1改善了吸入剖面注氣之后，油層中形成油、氣、水三相流動(dòng)，水相滲透率降低導(dǎo)

6、致主水能力 下降，北一斷東試驗(yàn)區(qū)注入壓力由7.9MPa上升到8.8MPa，上升了 11.4%；北二 東試驗(yàn)區(qū)注入壓力由7.4MPA上升到9.2MPA，上升了 24.3%。試驗(yàn)區(qū)吸水指數(shù)下 降了 20.4%25.7%，同時(shí)吸水剖面和吸氣剖面都發(fā)生了變化，其中北一斷東試驗(yàn) 區(qū)的16-67井上部相對(duì)吸水量增加了 1.8倍，北二東試驗(yàn)區(qū)731井、751井和773 井三口井的吸水厚度增加至81.8%,吸氣厚度也增至60.6%。2改善了產(chǎn)出剖面注入井注入剖面的改善及非混相驅(qū)注入氣體在油層中的重力分異作用，導(dǎo)致 生產(chǎn)井產(chǎn)液剖面的改善，擴(kuò)大了波及體積。北二東注氣試驗(yàn)區(qū)18 口井中其中13 口井的動(dòng)用厚度有明顯

7、增加。北一斷東試驗(yàn)區(qū)1-65井原來油層上部葡I2層不產(chǎn)液，而在注氣后，該層 不但已經(jīng)產(chǎn)液，而且產(chǎn)液量占44.2%，使得該井的產(chǎn)油量從16t/d增加到24t/d， 含水從85%下降到81.3%，同時(shí)產(chǎn)液量少的部位產(chǎn)液量增大。3含水上升緩慢，產(chǎn)油量增加北二東試驗(yàn)區(qū)21 口井中有18 口見到了水氣交替注入效果，注氣前該試驗(yàn)區(qū) 單井平均日產(chǎn)液70t，日產(chǎn)油5.3t，綜合含水92.5%。截止1992年6月，試驗(yàn)區(qū) 單井平均日產(chǎn)液86.5t，日產(chǎn)油6.5t，綜合含水92.5%，即注氣40個(gè)月后，綜合含水穩(wěn)定，日產(chǎn)油量較注氣前提高22.6%北一斷東試驗(yàn)區(qū)16 口生產(chǎn)井中，有效井13 口，見效特點(diǎn)是產(chǎn)液量、產(chǎn)

8、油量 增加，含水下降或略有上升，全去平均單井產(chǎn)油11.1t/d，見效后增加到14.4t/d， 提高了 29.7%。27.02=828.6 W4 30.2為，呆擋程度廣們以北一斷東試驗(yàn)區(qū)試驗(yàn)效果預(yù)測：利用衰減曲線法預(yù)測，全區(qū)到含水98%時(shí)， 全區(qū)最終采收率可提高9.82%。利用驅(qū)替特征曲線法預(yù)測，全區(qū)水驅(qū)最終采收率 可提高9.77%。利用黑油模型預(yù)測，采收率可提高8.39%，根據(jù)飽和度場計(jì)算， 采收率可提高8.245。所以最終采收率提高值在9%左右。吐哈油田L(fēng)KQ深層稠油油藏位于吐哈盆地南凹陷背部的LKQ構(gòu)造帶，構(gòu)造面 積為150km2,分為東區(qū)、中區(qū)、西區(qū)3個(gè)基本構(gòu)造單元，含有層析為三疊系克拉

9、 瑪依組。西區(qū)深層稠油油藏埋藏深度為33003800m，油層厚度3060m，孔隙度 15%20%，滲透率20100 x10-3“m2，為中孔、中低滲儲(chǔ)層。油藏縱向上具有兩 套油水系統(tǒng)，分別為斷塊型底水塊狀及邊水層狀油藏類型。原油中烴含量較低， 僅占60%，而膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，膠質(zhì)含量20%30%，瀝青質(zhì)含量8%22%，表 現(xiàn)出典型的高粘油特點(diǎn)。地面脫氣原油粘度960036500mPa.s，含蠟量5%11%， 凝固點(diǎn)2442攝氏度，原始溶解汽油比1012m3/m3,地層原油密度0.95g/cm3 ； 地層條件下原油粘度為154159mPa.s。試驗(yàn)基本情況在室內(nèi)試驗(yàn)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，選擇YX1、Y1

10、01、Y102井進(jìn)行天然氣吞吐現(xiàn)場試驗(yàn)， 為了提高單晶吞吐試驗(yàn)效果，3 口試驗(yàn)井都進(jìn)行了壓裂改造。試驗(yàn)選用液化天然 氣作為氣源，正常注氣壓力32Mpa,對(duì)應(yīng)井底壓力40.7Mpa。設(shè)計(jì)的單井注氣量 20 x104m3,燜井15天后開井，單井開井初期產(chǎn)量1012m3/d,生產(chǎn)周期90d。在2005年12月8日開始注氣，正常筑起壓力32Mpa,12月18日由于注氣壓 力過高，設(shè)備無法正常運(yùn)行停止注氣，3 口井累計(jì)注氣46.46x1043，單井平均 注氣15.5 x 104m3。比方案設(shè)計(jì)少了 4.5x104m3。為試驗(yàn)不同燜井時(shí)間對(duì)吞吐 效果的影響，YX1、Y101井燜井18d后開井，Y102井燜

11、井38d后開井。吞吐前 YX1、Y101、Y102井平均日產(chǎn)油7.6t，吞吐后初期平均日產(chǎn)油28.2t，日增油 20.6t，單井平均日增油6.9t，吞吐后連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間超過86d。試驗(yàn)效果分析1原油粘度大幅度降低YX1井吞吐前地面原油粘度10200mPa.s，吞吐后降為2493mPa.s； Y101井吞 吐后粘度為6302mPa.s,原油粘度明顯降低，生產(chǎn)初期伴隨大量天然氣從井底一 同采出，原油粘度較低，可以不采取井筒降粘措施，隨著油氣比降低，原油粘度 增大。2單井產(chǎn)量明顯提高單井增產(chǎn)倍數(shù)在2倍以上，單井平均產(chǎn)量達(dá)到了 8t以上，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間在86d 以上。3單井含水率下降明顯由于試驗(yàn)區(qū)是底水油藏，3 口試驗(yàn)井常規(guī)開采初期都不同程度見底水，YX1 和Y101井含水相對(duì)較低，小于40%； Y102井含水較高，達(dá)到60%。而采用注