层内生成二氧化碳调驱技术介绍

*,WWW.COSL.COM.CN,层内生成,CO,2,调驱技术介绍,2010.09.21,目 录,技术原理和应用,渤海南堡工艺和效果,一,二,3,一、项目概况,-,技术要点,当水中溶有,510%,的,CO,2,气体时，水的粘度增加,20-30%,，,流动性降低,1/2-2/3,；,CO2,气体溶于原油，使原油,水界面张力降低，,原油粘度降低,30-60%,，采收率增加,10-15%,；,CO2,气体溶于原油使原油体积增加，产生体积效应，剩余油进一步被驱出；,（一）,CO,2,提高采收率技术原理,二氧化碳是一种,有效的驱油剂,4,一、项目概况,-,技术要点,优先在,高渗透层,生成的,CO,2,气体与聚合物溶液形成,稳定的气,-,液泡沫系统,。聚合物网格结构能够阻止微细泡体系的扩散，该气,-,液泡,沫系统对于之后的注入水产生,很大的,附加阻力,，在,水淹高渗透层形成屏障,，打破了原来地下流体平衡，,形成新的地下流体平衡，增加了波及体积。,对高渗透层堵的作用,5,一、项目概况,-,技术要点,处理剂在施工目的层反应，产生,大量的热量,，热能在地层中传导，使地层温度升高（图），降低地层中,有机物胶质、沥青质、蜡等的粘度，增加流动性,。,产生,CO,2,过程中的放热作用,6,一、项目概况,-,技术要点,二氧化碳微小气泡形成，导致系统压力增加,形成的小气泡经过一段时间之后溶解于系统，系统压力下降,处理剂在低渗透层生成,CO,2,气体，系统压力瞬间升高（图,3,）；,生成的,CO,2,气在低渗透层更具有穿透性；,CO,2,气体溶解于原油后，产生体积效应，驱替剩余油。,在注入水前沿形成混相带，推移驱替前沿，有效增加驱替效率。,对低渗透层剩余油的驱替作用,7,一、项目概况,-,技术要点,添加到气体生成剂中的聚合物起双重作用：在封堵高渗透层段是作泡沫发生剂和稳泡剂，而在渗入到低渗透层时这种聚合物则表现出粘弹性。,聚合物的驱替作用,溶解在水中的表面活性剂在流动时提高了孔隙空间的亲油性，其结果使水溶液的粘弹、非平衡性能增加，表面活性剂同时具有降低油井和地面设备腐蚀的作用。,表面活性剂的作用,二、技 术,介 绍,注入流程简图,生气剂,释气剂,泡沫封堵体系,2,驱替前缘,二、技 术,介 绍,适用范围,-,较广,适合在,普通油藏,、,稠油油藏,、,低渗透油藏,；,特别适合于复杂地层和难采油藏,。,可作用于,水井,；,降压增注，还可以调整吸水剖面,，,增加油井产液量和产油量,，也可多轮次作业。,可用于,油井,解堵，增加产液量。,选井原则,-,简单,油藏温度高于,40,；,原油饱和度大于,40,(,原始）；,地层压力高于饱和压力。,10,一、项目概况,-,技术要点,X14,块措施（,3,井组）注水压力,平均下降,13MPa,，累增注水量,27200m3,，累计增油,6016t,现场实施,徐,14,块效果分析,11,一、项目概况,-,技术要点,措施开始时间：,2002.6.14,平均降压：,13MPa,增注：,27200m,3,措施增油见效时间：,2002.11.1,区块措施增油：,6016.67t,12,一、项目概况,-,技术要点,措施时间：,2002.6.14,措施增油：,3199.67t,增油见效时间：,2002.10,降压：,15MPa,增注：,2900m,3,层生气,13,一、项目概况,-,技术要点,措施时间：,2002.5.5 2003.9.23,增油见效时间：,2002.10,措施增油：,964t,降压：,11.5MPa,增注：,5050m,3,层生气,14,一、项目概况,-,技术要点,层生气,措施时间：,2002.7.24,降压：,10MPa,增注：,7200m,3,15,一、项目概况,-,技术要点,16,一、项目概况,-,技术要点,萨马特罗尔斯基油田,参数,油藏层位,1,3,2-3,4-5,BV,8,油藏面积,km,5638,5232,2821,2743,岩性,砂岩,油层顶部深度,m,1675-1698,1680-1693,1685-1700,2072-2085,油层厚度,m,6.8,9.3,18.3,21.6,孔隙度,%,25.2,26.7,27.7,23.2,渗透率,mD,195,170-430,872,250,含油饱和度,%,0.5-0.66,0.64,0.71,0.72,原油密度,kg,/,m,3,0.842,油藏原始压力,MPa,17.6,21,油藏条件下原油粘度,MPa,.,s,低粘度,1.15,油藏温度 ,60,非均质强储层,17,一、项目概况,-,技术要点,BV8,层,渗透率,mD,孔隙度,%,采油指数,m,3,/(day.MPa),采油指数分布,m,3,/,（,day/.MPa.m,）,BV,8,0,70,22.2,1.006,0.17,BV,8,1-2,450,23.5,15.281,1.34,BV,8,3,80,23.0,2.067,0.35,BV,8,0,100,23.8,2.759,0.41,BV,8,1-2,520,23.9,28.601,1.471,BV,8,0,300,23.9,10.056,1.24,BV,8,1-2,835,24.1,20.894,1.13,BV,8,3,400,23.6,12.108,1.40,18,一、项目概况,-,技术要点,吸入剖面改善效果,目 录,技术原理和应用,渤海南堡工艺和效果,一,二,20,SZ36-1-H5,井组周边粘度（,mPa.s,）示意图,823/35,（,I+II,）,1973/160,829/38,1694/260,二、效果分析,21,SZ36,1,油田试验井位置图,573m,，,连通，厚层，低注高采,20,天见效，效果很好,511m,294m 14,天,见效，效果较好,462m,高含水,360m,高含水,363m,17,天见效，效果很好,527m 30,天见效，效果较好,401m 23,天见效,平均井距,436m,因检泵，较晚恢复生产,1,2,3,4,5,二、效果分析,三、施 工 设 计,工艺设计,注入方式。,施工注入速度。,施工压力。,注液规模：根据注采井距、注水地层有效厚度、油层孔隙度、水驱驱替系数等参数，设计施工药剂用量。,三、施 工 设 计,序号,设备、工具名称,型号,/,规格,数量,单位,1,柱塞泵（酸化泵）,PSS511-B,1,台,2,酸罐,35,方,3,个,3,搅拌罐,14,方双体,1,个,4,数据采集系统,1,套,5,低压管汇,六通,1,个,6,高压管线、配件,1,套,7,低压管线、配件,1,套,8,隔膜泵,2,台,9,酸化所需其他设备,1,套,10,柱塞泵（泥浆泵）,ZB400,1,台,11,泥浆池,9,、,18,、,35,方,3,个,12,泥浆池搅拌器,3,台,13,泥浆池配液喷射泵,及循环水系统,1,套,三、施 工 设 计,6,方,35,方,注入水,井,口,高压三通,流量计,压力表,泥浆泵,35,方,35,方,6,方,酸泵,粗滤网,低压 管汇,35,方,18,方,9,方,泥浆池,酸液罐,采集系统,三、施 工 设 计,酸罐设备摆放,H5,井采油树,泥浆泵,聚合物搅拌罐,注酸泵,高浓度酸罐,26,四、措 施 效 果,-,调剖有效,26,三 阶段成果,-,第一口试验井技术效果,3,（,2.9,），,I,下为主要出力层,四、措 施 效 果,28,四、措 施 效 果,29,四、措 施 效 果,30,四、措 施 效 果,31,四、措 施 效 果,32,四、措 施 效 果,9.5,前波动？,四、措 施 效 果,33,33,名称,日产油,日产液,含水,%,措施前,333,790,58,措施后高峰期,468,939,50,目前,416,889,53,变化,83135,99149,58,34,1,、跟踪分析,5,井组生产动态，注入井,H5,井测试吸水剖面对比显示，原动用较差的层吸水变好，调剖效果很好；,2,、影响技术效果的主要因素是与,H5,井有效出力层的连通程度，连通好，增产幅度大，反之，略差。,三、,H5,井组调驱初步认识,技术效果特点如下：,1,、施工时间短：,一周左右,（其中药剂注入,2,天）,2,、施工设备简单：相当于,酸化规模,3,、见效快：,20,天左右,4,、增油效果好：,增油幅度,20-40%,；,平均单井日增油,15,（,12-40,）方,/,天,5,、控水效果好：,平均单井含水降低,11.0,（,3-23,）,%,6,、控水时间长：,7,个月以上,，目前部分井效果仍在持续,7,、成本低、产出投入比较高：,1,：,9,以上,（部分井效果仍在持续）,欢迎批评指正,谢谢！,