高含水期特低渗油藏水气交替注入提高采收率可行性分析一、研究储层基本特征二、存在的问题三、理论基础四、实验方法五、实验结果及分析六六 、现场实施可行性分析、现场实施可行性分析七、结七、结 论论汇报提纲 含油层段构造面貌主要为西倾单斜形态，含油性主要受储层岩性、物性控制。研究储层属三角洲前缘沉积，局部过渡为前三角洲沉积，砂体主要为水下分流河道、河口坝、远砂坝。 1.构造沉积特征一、研究储层基本特征2.储层岩石学性质 储层主要为细粒长石砂岩，约为75左右，次为粉砂岩及中粒长石砂岩，分别为16和9。主要粒径范围在之间。石英含量平均，长石，岩屑。 孔喉细小，储层孔喉分布不均。最大连通孔喉半径为；中值半径为；平均孔喉半径分布在之间；分选系数分布在之间；相对分选系数分布在之间；退汞效率较低，一般为12%34%。3.储层孔隙结构特征4.储层物性及非均质性储层物性及非均质性 储层储层渗透率渗透率平均值为平均值为1010-3-3mm2 2。孔隙度孔隙度平均值平均值为为% %。储层纵向渗透率分布 （1 1）注水的水窜问题；）注水的水窜问题； （2 2）水源及水处理问题；）水源及水处理问题； （3 3）水注不进问题；）水注不进问题； （4 4）提高原油采收率。）提高原油采收率。二、存在的问题三、理论基础1 1、低渗储层毛管力作用强；不同流体毛管力存在、低渗储层毛管力作用强；不同流体毛管力存在较大差异；相渗曲线表明，不混溶的多相流体同较大差异；相渗曲线表明，不混溶的多相流体同时流动时，可以极大的降低流体的流动能力。时流动时，可以极大的降低流体的流动能力。2、利用毛管力产生的阻力，使得储层高渗层或大孔道流体流动阻力增加，达到流体转向，提高波及效率的目的。四、实验方法1.设计思路 a.模拟地层条件下单岩心高含水下的水气交替实验，研究高含期水气交替对驱油效率的影响； b. 模拟地层条件下的组合岩心实验，研究高含水期水气交替对波及效率的影响。 实验流程图气瓶注入水精密计量泵岩心岩心计量器计量器2.实验岩心 渗透率分布在2.2110-3m2，孔隙度在。岩心长度在之间，岩心直径。3. 实验流体 模拟油采用的是地层原油与煤油配置而成，模拟油粘度为，模拟水粘度为。1. 水气交替注入对高含水期驱油效率的影响 该实验研究的方法是：首先先对原始含油状态下的岩心进行水驱油，水驱5PV、含水率达到100后，进行水气交替实验。五、实验结果及分析 水驱后的不出油的岩心进行水气交替注入，大部分岩心仍然有少量的油产出，水气交替注入提高水驱油效率幅度在，平均。由此可以看出，对于完全水淹或水波及过的储层，采用水气交替注入对驱油效率提高有一定作用。实验结果：2.气水交替注入对高含水期采收率的影响 实验方法：用组合岩心，在同一压力下进行驱替实验，首先水驱，至相对高渗岩心含水率大于95以上时，然后转水气交替注入。气瓶注入水精密计量泵岩心岩心计量器计量器1）在注入水突破之前，初始阶段高渗、低渗岩心均出油，但随着注入的进行高渗岩心产液速度加快，而低渗层产液速度不断降低；2）水首先在高渗岩心突破，突破以后，高渗层含水急剧上升，而低渗岩心产液速度明显下降，渗透率差异越大，低渗岩心产液速度降低幅度越大；3）高渗岩心不出油，几乎只产水，含水率达到95以上时，低渗岩心几乎不产液；此时高渗和低渗岩心驱替效率相差18.0%，平均相差；4）转水气交替注入后，低渗岩心最终驱油效率提高幅度在，平均；高渗岩心最终驱油效率提高幅度在，平均；水气交替注入最终提高高含水期组合岩心最终驱油效率平均为。六六 、现场实施可行性分析、现场实施可行性分析1、水气交替气体的选择 由于在高含水期水气交替注入的目的是降低水在高渗层的流动能力，注入气体的量有限，因此注入的气体可以选用氮气、空气、CO2、天然气等。空气的成本最低，只要地层及地层流体能够消耗掉其中的大部分氧气，对原油开采无明显的影响，注空气应该是高含水期水气交替注入气体最理想的选择。 大量的研究表明，水气交替注入段塞比为1：1时，注入段塞的大小在时，具有好的驱替效果。室内实验交替23个周期。2、水气交替注入参数a.水气交替中注气转注水时水的注入困难问题，可以采取的方法有注入增注剂，或将水气交替注入改成注泡沫液的形式注入。 b.腐蚀、结垢、安全问题。3、可能存在的问题（1）水气交替注入方式是高含水期特低渗油藏提高采收率的一种值得尝试的提高原油采收率方法。（2）水气交替注入方式可在一定程度上提高特低渗水淹层的驱油效率，室内平均提高。（3）水气交替注入含水能够较大幅度提高特低渗非均质水窜油藏的水驱油效率，室内平均提高幅度为。七、结七、结 论论