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碎屑岩油藏注气存在的问题探讨

;一、碎屑岩注气提采原理

二、东河1CIII油藏注气提采简介

三、采油工艺存在的问题与对策;一、碎屑岩注气提采原理;在提高采收率的方法中，气体混相驱具有非常大的吸引力。因为注入气体与原油达到混相后，界面张力趋于零。微观驱油效率趋于100%。而且一旦发生混相，混相区就是单相流体渗流，实现活塞式驱替，波及系数理论上也能达到100%，从而大幅度提高油藏采收率;（1）混相概念;（2）混相驱的分类;多次接触混相驱：是指排驱气体在地层中推进时，多次（级）与地层中的原油接触后才能达到混相的排驱过程，它可以进一步分为凝析气驱（如富气驱）和蒸发气驱（如二氧化碳驱、干气驱、氮气驱、烟道气驱等）。;;相包络线EACBF:是由露点线和泡点线在临界点（C点）相连而组成的

临界点:表示的是平衡气相和平衡液相组成完全相同的组成点

组分与相态变化过程：在油(C7+)为100％的体系中加入少量的甲烷(C1)，由于少量的甲烷可完全溶解于油(C7+)中，因而形成的混合物E′为单纯液相。当甲烷量增加到一定浓度E(泡点)时，油中溶解甲烷的能力达到饱和，再增加甲烷(C1)，则油中会分离出气泡，形成油气两相

泡点线：当油中溶有一定量的C2～C6组分时，油中溶解甲烷(C1)的能力增加，泡点向中央靠拢，由此而得到泡点线EAC

露点线：

;（1）温度对混相驱的影响;（2）压力和原油组成对混相驱的影响;多次接触混相微观机理;不同混相方式的比较;（1）贫（干）气多次接触混相驱法的驱替效率高。尽管这种方法不能吧注入气波及范围内的残余油全部采出，但是高压干气混相驱可大大降低残余油饱和度。

（2）高压干气混相驱的注入气成本要比富气混相驱的气体（丙烷或富气）低。

（3）蒸发气驱混相带的再生能力强。

（4）产出的干气可以回注。

;（1）注入压力高限制了该方法的应用。注入压力高、压缩费用也高

（2）多次接触才混相，且需要原油中C2～C6组分较富才有较好的效果，范围有所限制

（3）混相的过程是驱油剂不断富化的过程，一般黑油油藏中的重质组分容易滞留地层

（4）重力分异可能在高渗透的油藏内仍然存在，高渗油藏波及效率会受到影响;一、碎屑岩注气提采原理;一、碎屑岩注气提采原理

二、东河1CIII油藏注气提采简介

三、采油工艺存在的问题与对策;1.油藏主要特征;原油密度：0.8547-0.8778g/cm3

原油粘度：5.23-12.47mPa·s（20℃）

凝固点：-20～-24.5℃;1990年投入试采，1997-2000年原油峰值产量达60万吨，2014年转换开发方式，实施注气开发，总体可分为6个开发阶段;3.注气实施背景;东河油田注干气混相压力43.5MPa;筛选参数;砂层组;开发方式：顶部注气重力辅助混相驱

井型井距：新钻注气井、采油井均采用水平井；注采井距400m以上

注气参数：井口注气压力48MPa；日注气量40×104m3/d

方案参数：动用储量604万吨，总井数27口，注气井4口(全部新钻水平井)，采油井14口(新钻水平井3口)，观察井9口(新钻直井1口)；注气5年，年注气1.2亿方，年产油14.0万吨以上稳产5年，峰值产油15.94万吨，期末采出程度45.95%;2022年年底，累计注气10.01亿方，超额完成方案设计注气量6.61亿方;受效井15口，11口转自喷，曾培育100吨井2口、50吨井7口

注气见效以来，日产气量和综合气油比上升，地层压力整体呈上升趋势

注气提采实现产量止跌回升，注气增油57.1万吨;一、碎屑岩注气提采原理

二、东河1CIII油藏注气提采简介

三、采油工艺存在的问题与对策;井口超压问题：气油比增加，井口压力升高，带来的系列管理、操作安全风险

机采不适应问题：受效井气油比增加、出砂、出沥青质，机采适应性变差

井筒完整性问题：出砂加剧、气油比增加，导致管柱侵蚀、封隔器失效、环空带压风险增加，井筒完整性受到挑战

井筒堵塞问题：井筒出沥青质现象日益加剧，井筒堵塞现象严重;DH1-H18C井口刺漏事件

2019年12月25日21:38，注气受效井DH1-H18C井值班人员监屏发现，采油树右翼有油气刺出

21:39，运行岗立即远程关井、泄压，经过现场查看，确认为右翼油嘴套堵头刺穿;油嘴由6mm刺损至10mm，刺大166%

厚度100mm的油嘴套堵头被刺穿;原因分析

直接原因：地层大量出砂（最高2.46%），高速冲刷油嘴套堵头导致刺穿

间接原因：

气窜，气油比升高，导致井口压力升高

油套互窜，且套管头承压较低（35MPa），关井后存在井口刺漏风险

该井作为气举气源井，为邻近三口井提供气源，未立即封井

油嘴、堵头材料为35CrMo，出砂后抗冲蚀性能不佳;注气受效现状：东河1CIII油藏共有采油井2