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低渗透油藏注气提高采收率技术进展一、国外发展现状1.起步阶段（40—70年代）2.推广应用阶段（80—2000年）3.驱油及埋存阶段。国外CO2驱现场试验：砂岩+碳酸盐岩；国外CO2驱油藏实例分析：CO2驱开始前的生产方式：先水驱后CO2驱；CO2驱类型—混相驱或非混相驱（前者为主）；CO2混相驱开始前的残余油饱和度：35%—50%；CO2混相驱油藏孔隙度：砂岩：7—32；CO2混相驱油藏渗透率：K＜50md；试验顺序：先导试验区→扩大先导试验区→工业型试验；CO2驱成本，投入产出比：CO2埋存价格40—60美元。一、CO2驱提采机理：1.顶替作用2.溶解气驱作用3.提高注入能力和酸化解堵能力4.溶解、降粘作用5.膨胀作用6.混相效应7.改善油水粘度比三、流体组分拟化及混相压力数值模拟1.流体组分拟化（初化）2.液相压力数值模拟3.方案设计：方案1：继续水驱;方案2：CO2单一段塞驱（1个CO2段塞+水驱）;方案3：气水交替驱（目前用提高波及效率有效方法）。四、CO2单一段塞驱1.方案设计2.不同方案与水驱的效果对比3.单一CO2段塞优化4.注CO2速度优化（注入速度↑、增油量↑）。五、气水交替驱1.方案设计2.不同方案对比效果3.开发指标优化交替时间↑、增油量换增水量↑4.单一CO2段塞驱与气水交替驱的注气方式对比研究采出程度：段塞驱＞气水交替驱＞水驱5.水气比优化气驱提高采收率缺点1.气源受限，气体输送，储存工艺复杂2.注入工艺复杂，对设备有腐蚀性3.气水交替注入的注入能力下降4.对地层的伤害5.气驱波及效率问题6.产出井气体的分离、处理CO2地质埋存与提高石油采收率评价技术（廖新维）一、CO2地质埋存与提高石油采收率的意义1.国际上关于控制CO2排放的需求：CO2是主要的温室气体（占65%）。温室气体对人类生存和环境的严重威胁：①海平面上升与陆地的淹没；②气候带的移动；③飓风的加剧；④植被的迁徙与物种的灭绝。我国深受温室气体的影响：近百年来，每年平均气温上升0.4~0.5℃，海平面上升1~3mm。2.CO2的捕获和封存是温室气体减排的有效方法之一：减缓方案包括提高能源效率、向低碳燃料转变、核能、可再生能源、增加生物汇、CO2温室气体的减排（减排潜力和效果有限）。CO2捕获（CAPTURE）与封存（STORAGE）即（CCS）是指CO2从工业或相关能源的源分离出来。到本世纪中叶前，二次能源供应继续以化石能源为主。CO2埋存地：油气田、地下盐水层、煤层和深海3.油气藏能储存9230亿吨，相当于2050全球排放的45%；地下盐水层能储存4000亿吨—1万亿吨；煤层能储存400亿吨。2010—2020年我国原油需求预测达3—4.5亿吨，对外依存54%，产量2亿吨左右。全球石油采收率每提高1%，可增加可采储量1.8亿吨，相当于年产量。4.提高石油采收率是我国油田开发的永恒主题我国油田多为陆相沉积、非均质严重，原油粘度大，天然能量不足，开采难度大。主力油田含水达90%左右。5.我国油田提高石油采收率潜力巨大6.注CO2能显著提高低渗透油藏和动用程度03年，发现低渗透储量63.2亿，有50%没能正常开发。低渗透采收率仅20%（全国平均采收率：32.2%）近几年新增探明储量中低渗占60—70%。7.发展CO2资源化利用与地质埋存一体化技术是双赢的。3.CO2气体提高石油采收率技术现状及趋势（1）CO2提采技术①油藏描述技术；②CO2与原油的相态理论、多相多组分状态方程和混响理论；③CO2数值模拟技术（CO2驱过程的弥散和扩散理论，原油和水多相混合物的复杂渗流规律，CO2驱过程地质流体流变性及生成物对流体渗流影响理论）；④CO2驱过程储层物性参数变化理论及预测方法；⑤窜流通道识别理论、方法及防止窜流的对策；⑥CO2驱油藏工程与采油工程技术。（2）美国是目前利用CO2提采最多的国家（3）美国利用CO2提采技术应用情况（4）美国现有CO2提采技术特点（5）CO2提采技术发展趋势。三、我国CO2地质埋存与提高石油采收率的技术研究进展（1）建立适合中国地质特点的CO2埋存标准集潜力评价体系（2）初步形成CO2地下埋存的检测理论和技术（3）发展完善了注CO2采油过程中的多相多组分相态理论（4）发展完善了CO2驱替过程中多相多组分非线性渗流理论（5）形成CO2防腐、防垢等工程技术、理论和方法——吉林油田（6）获得了CO2地质埋存与提采现场实验的经验四、CO2在油藏中埋存潜力评价方法：张洪涛等利用圈闭体积法、溶解度法和埋存容积法初步估算：中国CO2地下埋藏总体积：14548×108t1.CO2地质埋存机理碳埋存领导人论坛（CSLF）有详细描述（1）物理埋存：与储层空间有关（2）化学埋存：与流体有关2.埋存潜力分析理论埋存量，有效埋存量，实际埋存量和匹配埋存量。复杂结构井设计及关键技术一、复杂结构井（ComplexStructureWell）：具有复杂结构和几何形状的井，即除常规钻井技术所钻直井之外的井（特殊工艺井）。包括水平井、大位移井、多底/多分支井和原井再钻井（老井侧钻、套管开窗及侧钻小井眼）在内的新型井。广义上指除直井之外的井。（1）世界范围：95、96全世界共钻水平井3000多口（占5%），2000年达24000口，预计2010年达5万口。（2）美国：2002年底有17267口，成本是直井的两倍，平均利润指标1.6。水平井效果：①是否能增加产量（扩大渗流面积）；②效益（不同油藏地质效益不同）薄油藏（10—20m打水平井效益更好），天然裂缝油藏，气顶底水油藏（打水平井易水淹），低渗透油藏，稠油油藏，气顶油藏，水驱油藏。（3）加拿大：2002年底有12080口，预计成本是直井的2.2倍，平均利润指标1.86。（4）中国：95年开始07年水平井在各油藏类型的分布：稠油（271，,34%），裂缝性油藏（197,24%），薄层（101,13%），低渗（88,11%），边底水（33，4%），其他（116,14%）水平段分布：＜100，5%；100—200二、复杂结构井应用中的关键技术1.形态优化：如何针对非均质油藏以最大产能为目标设计复杂结构井的形态（位置、长度、角度）2.最优长度3.合理配产：由于井筒中摩擦压降时存在使产液指数在产液量超过一定界限时急剧下降，不再是一个常数。配产和合理生产压差确定的前提是确定产液指数。4.完井优化:完井参数的优化：防止井筒塌，井筒下钢管并用水泥粘合，之后射孔完井，一定程度上降低产能。四、复杂结构井完井技术（六级完井技术）1.一级完井:主井眼和分支井眼都是裸眼，侧向穿越长度和产量控制是受限的。完井作业不对产层分层。2.二级完井:主井眼下套管并注水泥，分支井裸眼或只放筛管而不注水泥，筛管（衬管）不与主井眼连通。3.三级完井:主井眼、分支井都下套管，主井眼注水泥而分支井不注水泥，分支井筛管（衬管）与主井眼连通。（机械连接）4.四级完井:主、分支井都在连接处下套管、注水泥。可下测试工具。5.五级完井:水泥封固主井筒和分支井，各层压力分隔，接头处理。6.六级完井:井下分叉装置，连接处有一个整体式压力封闭（世界只有几口）。关键技术：（1）如何实现主井眼和分支井的分支连接；（2）分支连接处力学完整性；（3）水力完整性，连接处.液压密封；（4）再进入能力，如何选择性进入各分支井眼或主井眼；（5）套管准确到位，精确的井眼轨迹。注意事项：油藏配物性，生产机理，分支井造斜点造斜能力。五、智能井完井技术。智能：达到不动井下设备，实时连续监测、采集、处理、并反馈井下数据；实时优化生产；地面遥控随意实现单井多层多分支选择性生产和注入、优化各层实时流动。井口控制，实现最优的油藏经营和生产管理，提高采收率，不动井下设备。智能井要完成：监测，控制Ⅳ低渗透油藏试井——程时清一、试井（WellTesting）：指在不同工作制度下，测量井底压力和温度等信号的工艺过程以及资料分析。油气井试井是一项复杂的系统工程：（1）严密的测试设计。（2）高精度的仪器设备。（3）配合测试进程多次开关井，准确计量产量，并处理好产出的油气。（4）以复杂油气藏为背景的渗流力学理论和方法。（5）5以反问题理论为基础的试井解释软件。（6）结合地质、物探、测井、油藏及工艺措施的油藏动静态精细描述。试井贯穿于油气田勘探开发全过程：（1）勘探井试井；（2）开发准备阶段的试井（产能试井、压力恢复试井、干扰试井、动储量评估试井）；（3）开发中后期的动态分析试井；（4）针对特殊问题的试井。三、低渗透油藏试井难题1.关井测压时间长，许多试井资料未出现径向流。2.考虑存在启动压力梯度，与实际油藏存在误差。3.低孔、特低渗、非均质性严重，油层砂体的接触具有多样性，现有试井无法回答导数曲线是否能反映储层砂体的小尺度变化。4.大量产水油井的压力恢复试井曲线异常形状，传统单相流体试井模型认为导数曲线上翘是储层性质变差的表现，现认为是多相流流度变化所致。四、低渗透油藏试井工艺技术1.环空试井：通过偏心井口装置起下仪器，录取压力、温度等资料。优点：（1）不需要起泵，节省资金、时间和人力物力；（2）可测得从关井时刻的压力恢复资料，即试井中的井筒储集阶段，使流动阶段更加明显清晰；（3）可以准确地测得流压。缺点：只适合于井斜小于20°。2.井下关井试井：生产管柱起出，下入测压组合管柱至预定深度，正常生产一段时间后使封隔器坐封，关井测取压力恢复数据。（1）既满足油井正常泵抽生产过程流动压力连续监测，又满足井下关井地层压力恢复资料的准确测取。（2）试井时开井阶段由抽油泵持续排液，促进压降漏斗在地层中长期、稳定扩散，增大探测范围，为获取油层边界性质、储层连通性及岩性物性变化等深部地层渗流信息创造了良好条件（3）井下封隔器消除了过大的井筒储集效应。3.永久式井下监测装置：永久性传感器：毛细管测压仪，电子传感器和光纤传感器等。测量T、P、ν（流速）、ρ、流度、电阻率等。4.毛细管试井测试工艺（1）可完成各种稳定试井和不稳定试井工作，满足不停产进行测试的要求。（2）可实现不停产连续压力监测，装置井下部分结构简单，无电器元件，无密封胶圈，不易损坏，使用寿命长，工作性能可靠。（3）压力传感器及其它电子元件置于地面，工作寿命长，可随时进行校验或维修。5.智能井技术：安装了可获得井下油气生产信息的传感器、数据传输系统和控制设备，并可在地面进行数据收集和决策分析。智能井系统部件：（1）流动控制装置（可实现井下关井）——控制阀。（2）直通层间隔离封隔器，使水力控制管线和地下控制阀连通。（3）井下传感器，向地面提供压力、温度和流量数据。（4）控制系统，包括水力/电力地面系统，用以监测和控制地面条件。6.连续油管测试系统：把连续油管作为测试仪器的输送设备,测试仪器连在连续油管顶端下入井内进行测试。（1）无需上卸扣,安全性更高,缩短起下钻时间。（2）占地面积小,更适合于海上作业。（3）连续油管作为生产油管底部，可应用井下关井装置及井下监测装置。六、低速非达西试井解释方法1.启动压力梯度低渗透油藏试井模型2.考虑启动压力梯度的低速非达西流动DST模型3.压裂井非达西流动试井数学模型4.低渗透油藏变渗透率试井模型5.注水井非达西和非达西耦合试井模型6.双重非达西试井模型稠油氮气泡沫调驱效果分析（刘慧卿）1.稠油基本概况（1）稠油及分类标准①稠油：在油层条件下，粘度（不脱气）大于50mPa•s的原油或脱气粘度大于100mPa•s的原油。常称的重油（HeavyOil），沥青砂（TarSand，Bitumen）都属于稠油范围。②分类2.稠油热采开发方式原油粘度（mPa•s）：50~100：水驱。100~500：水驱、非混相、泡沫。500~10000：蒸汽吞吐（蒸汽驱、火烧油层）。10000~100000：SAGD。3.国内稠油生产发展趋势（1）资源动用：扩大特稠油/超稠油储量的动用程度(2）提高稠油采收率蒸汽吞吐转蒸汽驱方式，且呈现热力复合（化学驱、气体、溶剂等）驱替方式。热力采油和蒸汽吞吐是稠油开采的主要途径。稠油油藏历经注蒸汽开采后的特征：