油田注气开发课件

1、1,油田注气开发,2,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,3,一） 低渗透油田注气开发 问题的提出,油田注气开发历史悠久。 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。 低渗透油田注水开发中暴露出一系列问题： 注水压力高，注水量小，补充地层能量困难； 易受污染，渗透率进一步降低； 水质要求高，注水成本高； 产能低，采收率低； 投入大，产出小，经济效益差等,4,二）油田注气开发的适用条件,5,2.1 注气开发的一般适应条件,1）储层泥质

2、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,6,2.2 低渗透油田注气开发的有利方面,与注水相比，注气压力较低，吸气能力强。 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。 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。 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

3、透油田十分有利。 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,7,2.3 低渗透油田注气开发的不利方面,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。 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,8,2.4 注气方式选择,注气方式主要取决于储层性质和气源条件。 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

4、利的。 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,9,三）注气方式简介,按地层中油气接触方式可分为两大类：混相驱和非混相驱。 注入气体种类有：干气、富气、二氧化碳气、氮气、空气等。 注入方式上提出了气水混注,10,3.1 混相驱,消除相界面，降低毛管阻力 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。 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

5、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。 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,11,1）高压干气混相驱,高压干气混相驱，主要适用于挥发性组份含量较高的油藏。 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。 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,12,2）富气混相驱,富气是指富含乙烷、丙烷和丁烷的气体。 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

6、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。 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。 注入量一般为10%pv20%pv，之后再注干气或水。 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%。 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,13,3）co2混相驱,co2混相驱是一种较理想的气驱方法。 co2易溶于原油，使原油粘度降低。 混相压力也较低。 当然它也存在气驱的共同弱点，即容易发生气窜。

7、 应考虑co2对设备的腐蚀,14,4）混相驱开发实例,15,3.2 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,16,3.4 气水混注,1）问题的提出： 注入气粘度极低，在地层中很容易向前突进，形成

8、气窜，很快在油井突破。 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。 气窜是油田注气开发的巨大威胁。 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。 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,17,3.4 气水混注,2）气水混注效果： 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。 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。 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,18,四）干气非混相驱生产特征及 生产阶段划分,

9、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,19,4.1 地层压力上升阶段,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。 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。 这时地层深处和对应生产井未出现气相。 如果注气量充足，则地层压力提高，产油量和产气量增加。 生产气油比仍保持不变,20,4.2 地层压力第一平稳阶段,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。 注气井附近地层压力和注气压力较为平稳。 生产井附近的地层压力也较为稳定

10、。 生产气油比仍保持不变。 产油量较高，是注气开发的主要见效阶段,21,4.3 生产井气体突破阶段,从注入气体在生产井突破开始进入第三阶段。 注入气体一旦在生产井突破，平均地层压力迅速降低。 注气井注入压力也迅速降低。 这时生产井井底出现气相。 产油量快速降低。 产气量增大，生产气油比快速上升。 并且产出物中的甲烷含量快速增加,22,4.4 地层压力第二平稳阶段,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。 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。 生产井的产油量平稳降低。 产气量平稳上

11、升。 产出物中甲烷含量稳定上升。 这种状态一直持续到注气结束,23,4.5 生产特征综合分析,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。 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。 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。 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,24,4.6 注入天然气的重复利用,部分天然气溶解到原油中，降低原油粘度。 部分天然气随原油从生

12、产井采出，地面分离后重新注入，循环使用。 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,25,五）干气非混相驱开发和 注水开发的异同点,26,5.1 注入流体突破前后两种开采方式的异同点,27,5.2 注水、注气效果分析,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。 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。 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,28,六）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