注气开发.pptx

1要点 1 低渗透油田注气开发问题的提出2 油田注气开发的适用条件3 注气方式简介4 干气非混相驱生产特征及生产阶段划分5 干气非混相驱开发和注水开发的异同点2（一）（一）低渗透油田注气开发低渗透油田注气开发 问题的提出问题的提出n油田注气开发历史悠久。n注气开发和注水开发同属二次采油方法，目的在于提高地层压力，提高产能和采收率。n低渗透油田注水开发中暴露出一系列问题：n注水压力高，注水量小，补充地层能量困难；n易受污染，渗透率进一步降低；n水质要求高，注水成本高；n产能低，采收率低；n投入大，产出小，经济效益差等。3（二）（二）油田注气开发的适用条件油田注气开发的适用条件42.1 注气开发的一般适应条件（1）储层泥质含量过高，注水开发易引起水敏的油藏；（2）储层束缚水饱和度高，注水效果不好的油田；（3）一般稠油油藏，注气开发可降低地层原油粘度，以便于开采；（4）非均质性不严重，裂缝不发育的均质油藏，不易引起气窜；（5）薄油层，减小气窜的可能性。52.2 低渗透油田注气开发的有利方面n与注水相比，注气压力较低，吸气能力强。n注入气体不会和地层中的地层水和岩石矿物，尤其是和粘土矿物发生物理的和化学的反应造成储层伤害。n注入的气体在地层条件下很容易溶解在原油中，使原油粘度降低，有利于开采。n若在地层条件下能实现混相或者半混相，则能大大减小毛管力的不利影响，有利于提高驱油效率。这一点对孔隙孔道细小的低渗透油田十分有利。n注气工艺方法较为简单，没有注水中水质处理等一系列复杂工艺流程。62.3 低渗透油田注气开发的不利方面n非均质性会影响注气效果。气体粘度很小，流度很大，和原油之间的流度比很大。在气体驱油的过程中，极容易发生气体超前，造成气窜。低渗透储层一般非均质性严重，并存在裂缝系统，注气开发会遇到困难。n注气成本高注气开发的昂贵成本，和低渗透油田的低产能之间形成一个突出矛盾。因此，需要认真研究，权衡利弊，以决取舍。72.4 注气方式选择n注气方式主要取决于储层性质和气源条件。n对于大多数油田，气源的选择余地是很有限的。如果油层下部或附近有天然气田或者CO2气田，对注气开发自然是很有利的。n在有了一定气源条件下，根据储层性质和气体成分可以确定适宜的注气方式。储层性质主要指储层构造特征、埋藏深度、地层压力、地层温度、原油成分、混相条件等。由此可以确定该储层是否适宜注气和以什么方式注气。8（三）注气方式简介n按地层中油气接触方式可分为两大类：混相驱和非混相驱。n注入气体种类有：干气、富气、二氧化碳气、氮气、空气等。n注入方式上提出了气水混注。93.1 混相驱消除相界面，降低毛管阻力v低渗透油田，注水开发中存在的突出问题是孔隙孔道细小，油水界面毛管力作用强烈，严重影响驱油效率和微观波及效率。v混相驱是使驱替气体和原油之间在地层条件下形成一个混相带，消除驱替剂和被驱替剂之间的相界面，从理论上分析可使孔隙介质中的毛管力降至零，能够大大提高驱油效率。v但是，混相驱往往受混相压力和混相温度的制约，许多油田达不到混相条件的要求。根据注入气体的成分不同，混相驱又可分为以下几种：10（1）高压干气混相驱v高压干气混相驱，主要适用于挥发性组份含量较高的油藏。v原油中挥发性组份和注入的甲烷气形成混相。但是，需要相当高的混相压力和混相温度，适宜于深层油藏。v高压混相气驱尽管驱替效率较高，注气成本也比富气低，但许多油藏满足不了如此高的混相压力要求，使用是很有限的。11（2）富气混相驱v富气是指富含乙烷、丙烷和丁烷的气体。v当注入的富气与原油接触时，注入气中的富组份开始脱出，溶解在原油中，连续注入的富气和脱出的轻馏分形成一个C2C4的富集气带。v如果注入气体富化程度高，注入量充分的话，在达到混相条件的情况下，地层中的原油就开始与注入气体混相，在原油和富气之间形成一个混相段塞。v注入量一般为10%PV20%PV，之后再注干气或水。v这种方法混相压力较低，能提高驱油效率。一些油田注气比注水采收率提高4%20%。v但是，混相段塞的稳定性，尤其是非均质油藏和裂缝性油藏则不易控制。另外，富气的昂贵价格使开发者望而却步。12（3）CO2混相驱vCO2混相驱是一种较理想的气驱方法。vCO2易溶于原油，使原油粘度降低。v混相压力也较低。v当然它也存在气驱的共同弱点，即容易发生气窜。v应考虑CO2对设备的腐蚀。13（4）混相驱开发实例14 3.2 非混相驱干气非混相驱亦称非混相面积注气。早期用此法保持地层压力，后来又发展到蒸发气驱。注气能有效提高了地层压力。气相中的一部分天然气溶解到油相中，使原油粘度降低。蒸发气驱：油相中的一部分轻质组份蒸发到气相中，干气在驱油的过程中被富化。采出地面后，可用轻烃回收装置将湿气中的C3和C4组份分离出来成为轻质油。被分离后的气体又成为干气，再注入地层。如此循环，可继续采出一部分原油。如果地层压力高、温度高，则蒸发作用强烈，采出的油会更多一些。15 3.4 气水混注（1）问题的提出：v注入气粘度极低，在地层中很容易向前突进，形成气窜，很快在油井突破。v气体一旦突破油井气油比会急剧上升，影响油井正常生产，使产能和采收率降低。v气窜是油田注气开发的巨大威胁。v为解决气窜问题，采用气水混注的方法来控制驱替前缘，使之较为均匀地向前推进。v方法是注一阶段气，接着注一阶段水，如此进行气水交替混注。163.4 气水混注（2）气水混注效果：v这种水气交替混注的方法在一定程度上减小了气窜影响的程度。v这种方法的有效性似乎是有限的，尤其是严重非均质性油藏和裂缝性油藏。v水气混注使地层中含水饱和度和含气饱和度增大，使油相有效渗透率急剧降低，影响原油的产量。这一点对低渗透油田应当特别注意。17（四）干气非混相驱生产特征及（四）干气非混相驱生产特征及 生产阶段划分生产阶段划分根据室内注气研究，干气非混相驱注气过程大体可以分为四个阶段184.1 地层压力上升阶段v此阶段随着注气量的增加，首先在注气井井底附近出现气相。v在注气量不变的情况下，注气压力有所降低。这是因为随着井底附近地层含气饱和度的增加，气相有效渗透率增大。v这时地层深处和对应生产井未出现气相。v如果注气量充足，则地层压力提高，产油量和产气量增加。v生产气油比仍保持不变。194.2 地层压力第一平稳阶段v当注入气体不断扩散到地层内部，使地层内部逐渐出现气相，地层压力得到提高，并逐渐趋于稳定，达到第一个地层压力变化较为平稳的阶段。v注气井附近地层压力和注气压力较为平稳。v生产井附近的地层压力也较为稳定。v生产气油比仍保持不变。v产油量较高，是注气开发的主要见效阶段。204.3 生产井气体突破阶段v从注入气体在生产井突破开始进入第三阶段。v注入气体一旦在生产井突破，平均地层压力迅速降低。v注气井注入压力也迅速降低。v这时生产井井底出现气相。v产油量快速降低。v产气量增大，生产气油比快速上升。v并且产出物中的甲烷含量快速增加。21 4.4 地层压力第二平稳阶段v经过第三阶段气体在生产井突破，地层压力迅速降低之后，在新的生产状态下地层压力又逐渐趋于相对稳定，进入地层压力第二平稳阶段。v地层压力已降到较低水平，并且地层压力受注气量（或注气压力）的影响较小。v生产井的产油量平稳降低。v产气量平稳上升。v产出物中甲烷含量稳定上升。v这种状态一直持续到注气结束。224.5 生产特征综合分析v地层压力第一平稳阶段是注气开发的主要见效阶段。地层压力较高，并且较为稳定，产油量也较高较稳定。因此，延长这一阶段的开采时间对整个油田注气开发效果是有利的。v当这一阶段结束时，气体开始在生产井突破，这时应当关闭见气井，或者将见气生产井转为注气井。v通常，沿裂缝方位的生产井首先见气，转为注气井后可形成沿裂缝方向的注气井排，实施排状注气。v注入气体沿垂直裂缝方向驱油，保持全油藏的地层压力，使生产井具有较高的产能。23 4.6 注入天然气的重复利用v部分天然气溶解到原油中，降低原油粘度。v部分天然气随原油从生产井采出，地面分离后重新注入，循环使用。v注气开发结束后，保留在地层中的天然气仍可采出，回收利用。24（五）（五）干气非混相驱开发和干气非混相驱开发和 注水开发的异同点注水开发的异同点25 5.1 注入流体突破前后两种开采方式的异同点 项 目突破前后 注 水 开 发 注 气 开 发地层压力突破前高高突破后能保持在较高水平急剧降低生产井产能突破前初始产能高，降低快产能高于注水突破后平稳降低产能急剧降低，低于注水生产气油比突破前较稳定较稳定突破后较稳定急剧上升生产井含水率突破前迅速上升先上升，后降低突破后缓慢上升急剧降低，甚至为0265.2 注水、注气效果分析v注入流体在生产井突破前，在较高的地层压力情况下，不管是注水还是注气都具有较高的产能，注气效果更优于注水。v注入流体在生产井突破后，注水开发的地层压力能保持在一个较高的水平上，油井产能降低缓慢。而注气开发则出现地层压力急剧降低，油井产能可能低于注水开发。v因此，当生产井普遍见气后，不可避免地会引起地层压力降低，产油量降低，生产气油比急剧上升。这时应当根据采出程度的大小，考虑其他接替的开采方式。27（六）小结（1）充足的气源条件是注气开发的首要问题。（2）根据气源成分和储层性质选择适宜的注气方式。（3）注气开发分混相驱和非混相驱。（4）干气非混相驱开发可分为四个生产阶段。（5）油井普遍见气后，地层压力和产能会有较大的降低，可根据采 出程度的大小，考虑接替开采方式。（6）不管是注水开发还是注气开发，地层压力大小是影响油井产能的重要因素。（7）注水、注气各有利弊。可根据具体油田气源、水源条件，储层性质，开发效果，经济效益，进行综合评价。28 谢 谢