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1、,试验区筛选,地层流体物化参数,液化石油气组分分析结果,注入气组分 分析结果,地层流体物化参数,地面脱气原油的物化性质（ZR6井）,复配地层油的PVT物性分析,复配地层油的主要高压物性参数,复配地层油的PVT物性分析,最小混相组成（MMC）的研究,最小混相组成对地层油相态的影响,地层流体物化参数测试,长岩心物理模拟实验研究,二、区的主要研究成果,模型参数,实验条件：开始确定的条件为：复配地层油的饱和压力按104.04 kg/cm2 、实验压力按131.58 kg/cm2 。,最小混相组成（MMC）的研究,混相的判断标准：烃气注入量为1.2PV时，细管驱油效率大于94。,最小混相组成（MMC）的
2、研究,细管实验所用混合气及其组分分析结果,131.58 kg/cm2 下，共进行了5种不同摩尔比的液化气与天然气的混合物的长细管驱油实验。,最小混相组成（MMC）的研究,1、液化气与天然气摩尔比为59:41、39.5:60.5和34.8:65.2时其驱油效率均高于94，说明均是混相的；2、液化气与天然气摩尔比为31.6:68.4和28.7：67.3是驱油效率均低于90，说明这两种组分在实验条件下是不混相的。,最小混相组成（MMC）的研究,121.38kg/cm2下，注入量为1.2PV时的驱油效率为93.5，非常接近混相指标（94），说明当液化气与天然气摩尔比为34.8:65.2时，降低10.2
3、kg/cm2的压力，仍可基本实现混相。,液化气与天然气摩尔比为34.8:65.2时两种压力下的细管驱油实验,最小混相组成（MMC）的研究,小结,通过细管实验可以断定在83.9C、 131.58kg/cm2的条件下，最小混相组成在液化气与天然气的摩尔比为34.8：65.2与31.6：68.2之间，而在液化气与天然气的摩尔比为34.8：65.2时，降低10.2kg/cm2的压力下仍能基本混相，我们综合以上实验结果给出83.9C、 131.58kg/cm2的最小混相组成为液化气与天然气的摩尔比为33：67。,复配地层油的PVT物性分析,最小混相组成（MMC）的研究,最小混相组成对地层油相态的影响,地
4、层流体物化参数测试,长岩心物理模拟实验研究,二、区的主要研究成果,最小混相组成对地层油相态的影响研究,该实验即膨胀降粘实验是利用前面优化的最小混相流体，研究溶解不同量最小混相流体后，地层油的主要高压物性参数的变化规律，从而确定最小混相流体对地层油的膨胀降粘能力，为数值模拟提供全套的基础模拟参数。,该项研究共进行了5种不同量的混相流体对地层油的膨胀降粘实验，混相流体的质量分数分别为：0.06、0.13、0.19、0.26和0.33 。混相流体的组成为液化气与天然气的摩尔比为33：67。,最小混相组成对地层油相态的影响研究,溶解不同量混相流体的地层油的体积系数与压力的关系,随溶解混相流体量的增加，
5、体积系数逐渐增加。,最小混相组成对地层油相态的影响研究,随混相流体溶解量的增加，体积系数和体积膨胀量迅速增加。说明该混相流体可大幅度地膨胀该地层油、增加可动油。,饱和压力下，地层油的体积系数和体积膨胀量与溶解混相流体量的关系。,最小混相组成对地层油相态的影响研究,溶解不同量混相气体的地层油的粘度与压力的关系,随溶解混相气体量的增加，粘度是逐渐降低的，但降低的幅度逐渐减小。,最小混相组成对地层油相态的影响研究,随混相气体溶解量的增加，地层油的粘度逐渐降低。说明即使在原油粘度非常低的情况下，该混相气体仍可较大幅度地降低原油的粘度，增加其流动性。,饱和压力下，地层油的粘度与溶解量混相气体量的关系,复
6、配地层油的PVT物性分析,最小混相组成（MMC）的研究,最小混相组成对地层油相态的影响,地层流体物化参数测试,长岩心物理模拟实验研究,二、区的主要研究成果,长岩心模型参数和实验条件,长岩心实验设计,确定混相驱的最大采出程度；注入量对混相驱效果的影响；注入时机和注入方式对混相驱效果的影响。,水驱至含水98以上+0.9PV混相流体后续水驱,水驱采出程度为44.4，注气后，最大采出程度为76.7，提高采收率32.3； 水驱过程中，含水采油过程非常短，混相驱见效后，由很长时间的无水采油期，过后，含水很快升至100；混相带的采出，同时伴随气油比的大幅上生。,水驱至含水98以上+0.9PV混相流体后续水驱
7、,水驱过程中，由于形成油包水的乳化液，压差逐渐上升，随混相流体的注入，驱替压差逐渐下降，在后续水驱过程中，由于“气锁”，造成驱替压差迅速增大，增大到一定程度后，开始缓慢下降。,驱替压差与注入倍数的关系,水驱至含水98以上+不同量的混相流体后续水驱,随混相流体注入量的增大，提高采收率的幅度逐渐增大，但当注入量大于0.3PV后，再增大注入量，进一步提高采收率的幅度明显变小。,水驱至含水98以上+不同量的混相流体后续水驱,随混相流体注入量的增大，含水下降的幅度和宽度逐渐增大；注入量小于0.5PV时间，含水未降到0，注入量达到0.5PV后，含水可降到0，且无水采油期逐渐增长。,水驱至含水98以上+不同
8、量的混相流体后续水驱,水驱过程中，由于乳化造成的压差上升幅度相差不大； 注气过程中，驱替压差逐渐减小，注入量越大，减小的幅度越大； 后续水驱过程中，随混相流体注入量的增大，剩余油的减少，驱替压差上升幅度逐渐减小，气锁影响逐渐减小。,注入方式对混相驱效果的影响,连续注入提高采收率25.0，交替注入提高采收率17.3； 连续注入见效早，采油速度高； 连续注入时，含水下降幅度大，交替注入有两个含水下降段。,注入时机对混相驱效果的影响,初始注入提高采收率36.7，水驱后注入提高采收率30.0； 初始注入时见效早，采油速度高，且整个采油过程几乎都不含水。,注入时机对混相驱效果的影响,初始注入的情况下，驱替压差低且稳定，后续注水过程中，压差上升的幅度也较小。,
