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1、10申请公布号CN103195400A43申请公布日20130710CN103195400ACN103195400A21申请号201310090308522申请日20130320E21B43/16200601E21B43/2020060171申请人中国石油天然气股份有限公司地址100007北京市东城区东直门北大街9号72发明人高建刘玉章马德胜刘庆杰杨司玉吕静康浩74专利代理机构北京三友知识产权代理有限公司11127代理人何春兰54发明名称建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法57摘要一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其包括步骤A、制成长岩芯，用来模拟准备采油的低渗透油藏，长岩芯的长度为L。
2、1；B、从长岩芯中测得其空隙体积PV，按13PV的量往长岩芯的注入端注入CO2段塞，得到CO2段塞的注入时间T1；C、接着，往长岩芯的注入端注入水，直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99，得到水的注入时间T2，将上述CO2段塞的注入时间T1与水的注入时间T2相加得到总注入时间T；D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2，根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T，获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间；E、向低渗透油藏的注入端注入CO2段塞；F、向低渗透油藏的注入端注水，注水直至采出端的出口液体含水达99。51INTCL权利要求书1页说明书6页附图。
3、4页19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书1页说明书6页附图4页10申请公布号CN103195400ACN103195400A1/1页21一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，所述方法包括步骤A、制成长岩芯，用来模拟准备采油的低渗透油藏，长岩芯的长度为L1；B、从长岩芯中测得其空隙体积PV，按13PV的量往长岩芯的注入端注入CO2段塞，得到CO2段塞的注入时间T1；C、接着，往长岩芯的注入端注入水，直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99，得到水的注入时间T2，将上述CO2段塞的注入时间T1与水的注入时间T2相加得到总注入时间T；D、低渗透油藏的注入端与采出端。
4、的距离称为低渗透油藏长度L2，根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T，获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间；E、向低渗透油藏的注入端注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10至1/5；F、接着，再向低渗透油藏的注入端注水，用于补充地层能量，注水直至采出端的出口液体含水达99。2根据权利要求1所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，向长岩芯中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力，以及向低渗透油藏中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力均相同。3根据权利要求1所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，在低渗透油藏。
5、开发时，注入CO2段塞的注入压力和后续注水的注入压力相同，注入CO2段塞的采出端回压和后续注水的采出端回压相同。4根据权利要求3所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，注入CO2段塞和后续注水的注入压力均为25MPA，注入CO2段塞和后续注水的采出端回压均为5MPA。5根据权利要求1所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，所述长岩芯的规格为45CM45CM100CM。权利要求书CN103195400A1/6页3建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法技术领域0001本发明涉及油藏开发领域，尤其涉及一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法。背景技术0002低渗透储层渗。
6、流机理、油水运动规律与中高渗透砂岩储层明显不同。中高渗透油藏见水后产液指数上升，能通过不断提高油井产液量措施，实现稳定产油量和降低递减速度。而低渗透油田注水普遍存在“注不进、采不出”的生产难题，注水压力上升快，生产井压力和产量下降快，油藏见水后，油井采液指数大幅度下降，地层压力水平低，产液量很难提高。造成低渗透这种生产现象的原因是注采井间难以建立有效驱替压力系统，注采系统压力呈现非线性分布，如图1所示，注入压力主要消耗在注水井近井地带，低渗透油藏内部不能建立有效驱替系统。0003现有技术主要有两种驱替系统水驱和CO2驱。水驱前缘到达各测压点之前，该点压力持续下降，前缘突破该点后，压力逐渐回升，。
7、直至达到残余油条件下水相流动压力值，该值不随驱替时间变化。低渗透岩芯水驱过程中，随着油水前缘推进，岩芯含油饱和度降低，油水两相区变宽，消耗的毛管阻力增加。当油水前缘突破岩芯出口时，两相渗流阻力最大，此后岩芯含水饱和度上升，两相渗流阻力又随之减小，沿程驱替压力逐渐上升。低渗透油藏注水过程中毛管阻力起主导，油水两相区渗流阻力大，压力损失主要消耗在注水井附近的油水两相区，导致注水井吸水能力低，注水压力不能有效的传播到生产井，生产井产液指数下降，产油量加速递减，难以建立有效驱替系统。0004CO2驱油过程中，粘滞力主导，毛管力影响小。CO2在原油中具有较高的溶解度，使原油体积膨胀，显著降低原油的粘度和。
8、界面张力，驱替阻力减小。低渗透油藏在CO2驱替过程中，地层压力始终保持较高水平，表明CO2驱能够在低渗透油藏注入井与采油井之间建立有效的驱替压力系统。0005通过对比低渗透岩芯水驱和CO2驱，低渗透油藏注水开发过程中毛管阻力起主导作用，驱替压力主要损失在注水井近井地层的油水两相区，在近井区域形成阻力损失“高峰”，导致低渗透油藏常规注水开发存在补充地层能量困难。低渗透油藏CO2驱，粘滞力起主导，CO2驱替过程中能够减小两相毛管阻力，有效补充地层能量，使低渗透油藏建立有效驱替系统。但考虑到国内大多低渗透油藏受CO2气源限制、管输成本高等因素，无法形成规模开发。发明内容0006本发明的目的是，提供一。
9、种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其能保持地层压力、提高注入能力、建立有效驱替系统、提高采油速度和驱油效率。0007本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现0008一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，所述方法包括步骤说明书CN103195400A2/6页40009A、制成长岩芯，用来模拟准备采油的低渗透油藏，长岩芯的长度为L1；0010B、从长岩芯中测得其空隙体积PV，按13PV的量往长岩芯的注入端注入CO2段塞，得到CO2段塞的注入时间T1；0011C、接着，往长岩芯的注入端注入水，直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99，得到水的注入时间T2，将上述CO2段塞的注入时间T1与水的。
10、注入时间T2相加得到总注入时间T；0012D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2，根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T，获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间；0013E、向低渗透油藏的注入端注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10至1/5；0014F、接着，再向低渗透油藏的注入端注水，用于补充地层能量，注水直至采出端的出口液体含水达99。0015如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，向长岩芯中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力，以及向低渗透油藏中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力均相同。0016如上。
11、所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，在低渗透油藏开发时，注入CO2段塞的注入压力和后续注水的注入压力相同，注入CO2段塞的采出端回压和后续注水的采出端回压相同。0017如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，注入CO2段塞和后续注水的注入压力均为25MPA，注入CO2段塞和后续注水的采出端回压均为5MPA。0018如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，所述长岩芯的规格为45CM45CM100CM。0019本发明的特点和优点是低渗透油藏开发初期，先注入CO2段塞，再注水补充地层能量。前置CO2段塞既能降低原油粘度和界面张力，降低原油流动阻力；又能有效降低注入井近井地带含。
12、油饱和度。本方法减小了常规水驱产生的两相毛管阻力损失，有效补充地层能量，建立了有效驱替系统，实现了低渗透油藏“削峰降阻”高效开发，同时又能克服了CO2驱受CO2气源限制、管输成本高等因素，无法形成规模开发的技术缺陷。附图说明0020为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。0021图1是高渗油和低渗油藏注水开发压力示意图；0022图2是本发明一个优选实施例建立低渗透油藏有效驱替压力系。
13、统的示意图；0023图3是本发明又一优选实施例建立低渗透油藏有效驱替压力系统的实验装置的示意图；0024图4是长岩芯301在0MIN至875MIN之间压力沿驱替方向分布曲线；说明书CN103195400A3/6页50025图5是长岩芯301在0MIN至103MIN之间压力沿驱替方向分布曲线；0026图6是长岩芯301在0MIN至550MIN之间压力沿驱替方向分布曲线；0027图7是低渗透岩芯不同驱替方式的采油速度对比图；0028图8是低渗透岩芯不同驱替方式的驱油效率对比图。0029附图标记说明0030S、注入井Y、采油井A、高渗透油藏注水压力曲线B、原始地层压力0031C、低渗透油藏注水压力曲。
14、线M、CO2段塞N、注入水具体实施方式0032下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。0033实施方式10034本发明实施例提出了一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，所述方法包括步骤0035A、制成长岩芯，用来模拟准备采油的低渗透油藏，长岩芯的长度为L1；其中，长岩芯的规格可为45CM45CM100CM，此外，长岩芯也可以是510CM100200CM的露头长岩心；0036。
15、B、从长岩芯中测得其空隙体积PV，按13PV的量往长岩芯的注入端注入CO2段塞，得到CO2段塞的注入时间T1；0037C、接着，往长岩芯的注入端注入水，直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99，得到水的注入时间T2，将上述CO2段塞的注入时间T1与水的注入时间T2相加得到总注入时间T；0038D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2，根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T，获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间Q；即，通过公式L2/L1Q/T可获得总驱替时间Q；0039E、向低渗透油藏的注入端注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/。
16、10至1/5；0040F、接着，再向低渗透油藏的注入端注水，用于补充地层能量，注水直至采出端的出口液体含水达99。0041参见图2所示，本实施例在具体实施时，在低渗透油藏先钻有注入井S和采油井Y，注入井S则作为注入端，采油井Y则作为采出端，接着向注入井S中注入CO2段塞，CO2段塞向采油井Y的方向推进，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间Q的1/10至1/5；接着，再向注入井S中注入水，水向采油井Y的方向推进，直至采出端的出口液体含水达99。0042本实施例中，低渗透油藏开发初期，先注入CO2段塞，再注水补充地层能量。前置CO2段塞既能降低原油粘度和界面张力，降低原油流动阻力；又能有效降低注入井近。
17、井地带含油饱和度。本方法减小了常规水驱产生的两相毛管阻力损失，有效补充地层能量，建立了有效驱替系统，实现了低渗透油藏“削峰降阻”高效开发，同时又能克服了CO2驱受CO2气说明书CN103195400A4/6页6源限制、管输成本高等因素，无法形成规模开发的技术缺陷。0043根据本发明的一个实施方式，向长岩芯中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力，以及向低渗透油藏中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力均相同。0044根据本发明的一个实施方式，在低渗透油藏开发时，注入CO2段塞的注入压力和后续注水的注入压力可相同，注入CO2段塞的采出端回压和后续注水的采出端回压可相同。0045进一步而言，在。
18、低渗透油藏开发时，注入CO2段塞和后续注水的注入压力可均为25MPA，注入CO2段塞和后续注水的采出端回压可均为5MPA。0046例如，低渗透油藏开发初期，先注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10；再注水补充地层能量至出口含水达99，水的驱替时间占总驱替时间的9/10。其中，注入CO2段塞和后续注入水的注入压力均为25MPA，注入CO2段塞和后续注入水的采出端回压均为5MPA。0047本实施例中的采油井出油数据证明，出油效率比常规驱油方法提高242。0048再例如，低渗透油藏开发初期，先注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/5；再注水补充地层能量，注水量至出。
19、口液体含水达99，水的驱替时间占总驱替时间的4/5。注入CO2段塞和后续注入水的注入压力均为25MPA，注入CO2段塞和后续注入水的采出端回压均为5MPA。0049本实施例中的采油井出油数据证明，出油效率比常规驱油方法提高303。0050为了便于说明本实施例建立低渗透油藏有效驱替压力系统的有益效果，参见图3所示，图3进一步提供一个实验装置300，所述实验装置300中，采用规格为45CM45CM100CM的整体无对接的低渗透露头长岩芯301，沿渗流方向均匀布置九个测压点302，相邻两测压点距离125CM，通过压力自动采集装置303进行压力实时采集。长岩芯模拟系统307进口压力由ISCO泵304控。
20、制，模拟油藏注入压力，出口压力由回压阀305控制，模拟开采过程中井底流动压力，实验围压控制为32MPA。0051长岩芯301气测渗透率为196103M2，孔隙度为138，平均孔隙半径为1234M。该实验模拟长庆油田低渗透油藏特征，地层水粘度为1MPAS，矿化度为10000MG/L，模拟原油粘度为1MPAS，实验步骤如下0052长岩芯301在105恒温箱中烘干48H；0053将长岩芯301放入长岩芯模拟系统307中，在围压控制系统306中加围压4MPA，测试岩芯气测渗透率；0054将长岩芯模拟系统307抽真空24小时至长岩芯模拟系统307内岩芯真空度达到01MPA。采用加压法缓慢饱和地层水，为减。
21、小应力敏感效应，饱和过程中长岩芯301净有效应力不超过3MPA。最终使地层水饱和压力达到25MPA，再增加围压至32MPA；0055用模拟油造束缚水，恒压7MPA，岩芯出口回压5MPA，逐渐提高驱替压力至25MPA，直至饱和油量达20倍孔隙体积。0056往长岩芯301一端注入CO2段塞，注入压力25MPA，采出端回压5MPA，驱替时间875MIN；再以相同的注入与采出压力条件进行后续水驱至出口含水达99，水驱时间从875MIN至535MIN。0057上述实验分为四个阶段油相流动阶段0MIN之前；CO2段塞驱替阶段说明书CN103195400A5/6页70875MIN；后续水驱阶段875535M。
22、IN；残余油状态下水相流动阶段535MIN之后。0058水驱前缘推进到各测压点302的时间分别为111MIN、133MIN、161MIN、201MIN、54MIN、317MIN、398MIN和449MIN。按压力变化不同阶段，绘制长岩芯301压力沿驱替方向分布曲线。0059参照图4，图4是长岩芯301在0MIN至103MIN之间压力沿驱替方向分布曲线，图中，曲线401是长岩芯301在0MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线402是长岩芯301在25MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线403是长岩芯301在50MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线404是长岩芯301在75MIN时压力沿驱替方。
23、向的分布曲线；曲线405是长岩芯301在875MIN时压力沿驱替方向的分布曲线。0060参照图5，图5是长岩芯301在0MIN至875MIN之间压力沿驱替方向分布曲线，图中，曲线501是长岩芯301在0MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线502是长岩芯301在875MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线503是长岩芯301在90MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线504是长岩芯301在98MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线505是长岩芯301在103MIN时压力沿驱替方向的分布曲线。0061参照图6，图6是长岩芯301在0MIN至550MIN之间压力沿驱替方向分布曲线，图中，曲线601。
24、是长岩芯301在0MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线602是长岩芯301在103MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线603是长岩芯301在111MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线604是长岩芯301在133MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线605是长岩芯301在161MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线606是长岩芯301在201MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线607是长岩芯301在254MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线608是长岩芯301在317MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线609是长岩芯301在398MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线610是长岩芯3。
25、01在449MIN时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线611是长岩芯301在550MIN时压力沿驱替方向的分布曲线。0062上述实验体现了CO2减小注入井近井地带压力损失和后续水驱补充能量的综合特征。前置CO2段塞驱油过程使岩芯沿程压力升高，能量得到有效补充；后续水驱初期875103MIN，与常规水驱初期岩芯各测压点压力均单调下降不同的是，低渗透油藏有效驱替压力系统在后续水驱开始后的一段时间875103MIN，采出端仍能保持地层能量，压力损失小；后续水驱中后期103550MIN，注入水在低含油饱和度下渗流阻力主要体现粘滞阻力变化，减小因常规水驱而消耗的油水两相渗流阻力，注水能量较好补充。0063参。
26、照图7，进一步对比了低渗透岩芯不同驱替方式的采油速度，图中，曲线701是低渗透水驱采油速度曲线；曲线702是低渗透CO2驱采油速度曲线；曲线703是本发明低渗透油藏有效驱替压力系统采油速度曲线。可见，低渗透水驱采油速度单调下降，且下降速度较快。CO2驱采油速度呈现先上升后下降趋势，采油速度较高，最高采油速度可达相同条件油相流速的5倍，当出口含气后，采油速度迅速下降。本发明低渗透油藏有效驱替压力系统方式能保持较高的采油速度，减小采油递减速度，实现油藏高效开发。0064参照图8，进一步对比了低渗透岩芯不同驱替方式的驱油效率，图中，曲线801是低渗透水驱驱油效率曲线；曲线802是低渗透CO2驱驱油效。
27、率曲线；曲线803是本发明低渗透油藏有效驱替压力系统驱油效率曲线。可见，低渗透岩芯常规水驱实验驱油效率仅为说明书CN103195400A6/6页8441，低渗透CO2驱油驱油效率较水驱提高353，本发明低渗透油藏有效驱替压力系统方式驱油效率较水驱驱油效率提高251。0065以上所述仅为本发明的几个实施例，本领域的技术人员依据申请文件公开的可以对本发明实施例进行各种改动，变型或组合而不脱离本发明的精神和范围。说明书CN103195400A1/4页9图1图2图3说明书附图CN103195400A2/4页10图4图5说明书附图CN103195400A103/4页11图6图7说明书附图CN103195400A114/4页12图8说明书附图CN103195400A12。