桥口油田天然气驱提高采收率室内实验研究

本实验研究是针对中原桥口油田南八仙浅层桥69-08井注天然气项目进行的。该井油藏温度50℃,原始地层压力10.11 MPa,饱和压力9.43 MPa,脱气原油50℃粘度0.96 mPa.s,20℃密度0.7642 g/cm3,实测油气比200m3/m3。采用PVTsim10.0软件得到模拟油藏相图,表明该油藏为不饱和油藏,在油藏压力下开采时油藏流体以单相渗流,油藏流体临界温度331.6℃,临界压力7.66 MPa。注入气为含甲烷89.3%的油藏深层天然气。用3种方法预测的最小混相压力(MMP)值均大于在CFS-200型混相驱实验装置上通过长1.22 m、内径6.35 mm、渗透率7.5μm2的填砂细管测得的MMP值(18 MPa),偏差在+22.2%^+77.8%。在细管驱替实验中,随注入压力增大(10.11~22.0 MPa),气体突破体积(0.79~0.86 PV)、突破时采出程度(49.8%~74.0%)、最终采出程度(59.0%~91.0%)均增大,即混相驱与非混相驱相比,见气晚而采出程度高;在混相驱中,注入压力的影响较小。图6表2参6。

桥口油田注水压力升高原因与治理措施

中原桥口油田注水压力高 ,30 %以上注水井欠注。基于该砂岩油藏特性及开发状况 ,通过储层岩心流动、污染和解堵实验 ,发现注水压力升高的原因 ,一是模拟地层温度下 (95℃ )地层水和注入水产生夹带CaCO3 的CaSO4垢 ,垢沉积堵塞注水井近井地带 ,二是频繁的调剖、堵水作业封堵了高渗通道 ,油水井连通性变差 ,低渗透层也受到伤害 ,超细水泥 /膨润土污染后的低渗岩心伤害不易恢复 ;提出的综合治理措施如下 :①注水初期对注水井进行粘土稳定处理 ,地层伤害后可注活性水改善渗透率 ,严格控制注水水质 (提出了包括表面和界面张力在内的 6条水质水性标准 ) ;②注水方式合理化 ,注水井井距以 2 5 0～ 30 0m为宜 ,注水压力 <35MPa ,注水强度≤ 4 .80m3 /m·d ;③高效螯合有机复合缓速酸解除岩心伤害的效果最好 ,盐酸和胶束酸略有效果 ,土酸有反效果 ;④用柴油携带的超细纳米活性聚硅粉在 1口井试用 ,增注降压效果很好 。