混相驱技术是提高原油采收率的一种非常重要的方法。在国外,由于混相驱技术比较成熟,随着对混相驱技术研究的重视及深入,取得了很大的成就。在国内,由于混相驱技术起步较晚,只在大庆、胜利、中原等油田进行过先导性试验,投入矿场实用的只有吐哈葡北油田的烃类混相驱及气水交替注入。 为了改善葡北油田注烃混相驱开发效果,本文开展了混相驱提高石油采收率机理及影响因素研究,系统总结了确定混相驱最小混相压力的方法,在数值模拟理论及应用研究基础上,开展了葡北油田混相驱开发效果跟踪模拟研究,为下一步的开发提供决策依据。 通过本文研究,取得的主要成果和认识如下: (1)系统研究了混相驱提高石油采收率的机理,注气过程中的相态变化特征,一次接触混相驱、多级接触混相驱、近混相驱的混相机理,混相驱影响因素以及改善混相驱开发效果的方法。 (2)系统研究了确定最小混相压力的实验室测定方法、经验公式和图版计算法、多级接触计算法、状态方程计算法、系线分析法、数值模拟法,并结合葡北油田的实际情况综合确定最小混相压力为33MPa。 (3)通过长岩心驱替实验和数值模拟研究,对葡北油田在注水、水气交替、气水交替、注气驱替方式下的开发效果进行了对比研究。从驱油效果来看,水驱效果最差,注气混相驱效果最好,气水交替混相驱油效果好于水气交替混相驱油效果。 (4)根据剖面模型研究,确定①气水交替混相驱过程中水气比1:2比水气比1:1和2:1驱油效果好;②注入段塞越小,驱替效率越高;③非混相驱替比混相驱油驱替效率低得多,突破时间也相对提前;④在气水交替混相驱过程中存在着较为明显的重力分异作用。 (5)葡北油田整体数值模拟结果显示:①随着开发的进行,位于西部高点的采油井,其油气比会普遍快速上升;但位于北东翼低点的采油井,其油气比上升速度较慢或保持初期水平;②停止注气,所有注气井转为注水井的开发效果明显变差;③新增两口开发井对整体开发效果的提高并不十分明显。 (6)生产动态分析显示,葡北油田东、西块间能量保持不平衡;高速开采是造成大部分单井见水及见水井含水上升速度加快的主要原因,稳油控水将成为葡北油田开发工作中最重要的环节。