第三篇 第九章 提高采收率工艺技术.docx

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第三篇第九章提高采收率工艺技术

第九章提高采收率工艺技术

目前，针对海上不同油井情况、不同采油阶段，提高采收率的主要工艺技术主要有：

注水驱、注聚合物驱、注气驱及水气交替驱等。

本节分别介绍其原理和方法。

第一节注水工艺

要使油田合理注水，取得最佳的水驱效果，必须选择与油藏性质和开发要求相适应的注水工艺。

目前海上油田的注水分为合注和分层注水两种方式。

合注就是在同一压力条件下对各吸水层实施笼统注水；分注就是针对各油层不同的渗透性能进行控制注水，对渗透性好吸水能力强的层适当的控制注水，对渗透性差、吸水能力弱的层则加强注水，尽量使注入水在高、中、低渗透层中发挥应有的作用。

通过分层注水，可使层间矛盾得到调整，地层能量得到合理补充，降低油井含水上升速度，所以注水井实行分层配注，是实现油田稳产、高产和提高油田无水采收率和最终采收率的有效措施。

在海上油田主要有单管分层注水和双管分层注水。

单管分注主要是通过井下安装多级封隔器和配水器来实现的，其配注和测试钢丝作业量大；双管分注完井工艺复杂，但配水技术简单，分层注水量容易控制。

一、注水管柱

1.合注管柱

合注管柱主要适用于某些油田开发初期注水或油井转注初期的注水；适用于只有一个油层或虽有几个油层，但油层物性非常接近层间矛盾差异小的油田注水。

另外对于各注水层间纵向连通性好，其间没有明显隔层的多油层油田也采用合注管柱注水。

合注管柱的优点是管柱结构简单，现场容易操作，缺点是开采过程中层间矛盾明显，单层吸水量无法控制，注入水容易沿高渗层突进，造成高渗层过早见水或水淹，直接影响中低渗透层的水驱效果。

①单油管注水管柱：

注入水由地面控制直接进入地层。

②水力压差封隔器注水管柱（图9-1）：

管柱上带有水力压差封隔器，当油管内的注水压力达一定值时，封隔器膨胀，将注入层以上的套管环空封隔开，以防止套管脏物进入地层。

由于水力压差式封隔器受注水压力波动的影响，封隔器寿命短，已逐渐被可反洗井的压缩式封隔器所取代。

2．分层注水管柱

对两个或两个以上注水层系，且层系之间渗透率差异比较大，都应采用分层注水管柱。

分层注水管柱按配水器及管柱结构一般有固定配水管柱、活动配水管柱、偏心配水管柱、一投三分配水管柱及双管配水管柱。

目前比较通用的分层注水管柱主要有以下几种组合形式，可以根据实际需要分别选用。

（1）固定配水管柱

①结构：

由扩张式封隔器及固定配水器（节流器）等构成。

②技术要求：

各级配水器的开启压力必须大于0.7MPa，以保证封隔器坐封。

③缺点：

更换水嘴必须起出管柱。

（2）活动配水管柱

①结构：

由扩张式封隔器及空心配水器等构成。

②技术要求：

各级配水器的芯子直径是由上而下从大到小的，故从下而上逐级投送，从上至下逐级投捞。

③缺点：

受内通径的限制，其使用级数受到限制，一般三级，最高五级。

（3）偏心配水管柱

偏心配水管柱是目前国内外用得最多的分层注水管柱，管柱组合主要包括：

油管、偏心配水器、注水封隔器。

偏心配水管柱的最大优点，是在注水管柱上根据需要安装多个偏心配水器，在不动管柱的情况下可以采用钢丝投捞更换任一级水嘴。

其缺点是钢丝作业的工作量大。

1）偏心配水管柱（Ⅰ）（用于深井分层注水）

①结构：

由压缩式封隔器和偏心配水器等构成。

②技术要求：

封隔器（压缩式）应按编号顺序下井；各级配水器堵塞器的编号不能搞错，以免数据混乱，资料不清。

2）偏心配水管柱（Ⅱ）

①结构：

主要由扩张式封隔器和偏心配水器等构成。

②技术要求：

各级配水器的水咀压力损失必须大于0.7MPa以保证封隔器密封；各级配水器的编号不能搞错。

③缺点：

水力扩张封隔器的胶筒不适应深井高温要求。

3）可洗井偏心配水管柱

①结构：

可洗井封隔器、偏心配水器和球座等构成。

②技术要求：

坐封压力必须在15MPa以上，以确保封隔器完全密封；分层注水必须与压缩式封隔器配合使用。

③缺点：

洗井通道易堵塞。

上述三类管柱可参阅海上油气田完井手册。

4）绕丝筛管砾石充填防砂井偏心配水管柱（适用于9

in套管）

①结构：

由直槽定位器、插入密封、偏心配水器组成（图9-2）。

②技术要求：

管柱设计时应仔细计算由于注水压力和温度所产生的综合应力变量之和进行配管，以确保管柱在自由收缩或自由伸长时各层间的密封件不移出防砂封隔器密封段之外；各级配水器堵塞器的编号不能搞错。

③缺点：

不能直接用注水管柱进行洗井作业，若要洗井必须起出目前井下管柱，下入洗井管柱。

（4）一投三分配水管柱

一投三分配水管柱主要是一次投捞可同时更换三个层段的水嘴。

其投捞方式有液力投捞和钢丝投捞，前者主要用于非砾石充填防砂井，在陆地油田广泛应用，该技术已发展至两投五分或三投七分，后者主要用于海上油田先期砾石充填防砂井。

1）液力投捞一投三分配水管柱

①结构：

由上封隔器、配水封隔器、配水器、下封隔器及连通器组成。

②技术要求：

坐封压力必须在15MPa以上，以确保封隔器完全密封；坐封后继续提压至19MPa以上，以确保连通器打开。

③缺点：

洗井通道易堵塞。

2）钢丝投捞一投三分配水管柱（用于海上防砂井）

结构：

由直槽定位器、插入密封、一投三分配水器等组成（图9-3）。

技术要求：

管柱设计时应仔细计算由于注水压力和温度效应所产生的综合应力变量，精密配管，以确保管柱在自由收缩或自由伸长时各层间的密封件不移出防砂封隔器密封段之外；配水器投捞时严格通井。

缺点：

对三层以上先期砾石充填防砂井的分层注水，此技术受到限制。

（5）双管分层注水管柱

目前，海上应用不少，其特点双管分层是分层的注水量较大。

由于分层注水量由地面控制，可减少深井斜井投捞配水的钢丝作业量，减少事故。

但由于作业复杂，封隔器费用较贵，因此管柱需考虑多种情况及需要，做到一次下井，长期不动，适用于套管直径较大的井中。

1）结构

双管井口装置两翼装可调水嘴，调节水量，下部分层封隔器可用永久封隔器或液压封隔器，上部双管封隔器为液压坐封，上提解封封隔器，管柱带有伸缩、旋转接头及坐落接头、滑套等工具（9-4）。

2）技术要求

管柱要分段考虑温度效应，分段配伸缩接头。

同时还要考虑管柱长期不动，井底污垢的洗井措施和油管腐蚀情况，必要时应使用涂层油管。

二、分层配水技术

1.分层配水指示曲线

分层注水指示曲线是注水层段注入压力，与注水量的相关曲线。

指示曲线的形状主要取决于地层和井下配水工具的工作状态。

因此，同一层段在同一时间和不同的时间的指示曲线的变化，反映了油层吸水能力的变化及井下工具的工作情况。

图9-5是某井分层指示曲线。

2.嘴损曲线

配水嘴尺寸、配水量和通过配水嘴损曲线。

各种配水器的嘴损曲线各异。

可以在实验室，通过地面模拟试验来确定。

试验时,固定嘴前压力，然后控制出口，改变回压，以求得不同压力下的流量。

KPX-112配水器和KGD-110配水器和一投三分配水器的嘴损曲线见图9-6、9-7。

3.井下水嘴的选择

基本原理是利用嘴损求得配水嘴的大小。

（1）嘴损曲线法

根据吸水剖面成果及完井指示曲线绘制层段吸水指示曲线；在分层指示曲线上（图7-2-21）查出与各层段配注量相对应的井口注水压力；根据注水泵可能达到的压力及地层破裂压力，确定井口注水压力。

根据全井配注量及油管深度计算或查图版（图7-2-23）管损曲线求出管损压力：

P嘴损=P井口-P配-P管损（7-2-8）

式中：

P嘴损—通过水嘴的压力损失，Mpa；

P井口—井口压力，MPa；

P配—达到配注水量时的井口压力MPa；

P管损—注水时管柱的沿程压力损失，MPa。

（2）原理推算法

是一种比较简单并且准确的方法。

其选择步骤如下：

①求真实分层指示曲线井的有效注水压力和层段吸水量所绘制的分层指示曲线，作为真实分层指示曲线实测的资料，提供井口压力和层段吸水量。

但井口压力不能代表油层或层段吸水的有效压力，须按下式求有效注水压力：

P有效=P井口-P嘴损

将各层段的实测井口压力点按上述方法求得相应有效注水压力，再与对应的实际层段吸水量绘制成真实分层指示曲线。

矿场为简便和减少注水井波动，往往每层只选用两个压力点（假定注水量波动不大）。

②求嘴损差。

在真实分层指示曲线上，配注压力下原水嘴的实际注入量和配注量所对应的压力差，即为嘴损差△P。

③推算新水嘴。

在嘴损曲线上，用实际注入量和原水嘴尺寸线交点所对应的嘴损压力值，按△P的正负，向上或向下截取△P，与配注量相交于某一水嘴尺寸线上，这一水嘴尺寸即为所求的水嘴。

第二节注聚合物驱油技术

油藏在注水开采后，仍然存在大量的原油。

这些油或者被毛管压力束缚住不能流动，或者由于驱替相和被驱替相间的不利流度比使得注入溶液波及体积小而无法驱动原油。

在注入溶液中加入某些化学添加剂则可极大地改善注入液的驱洗油能力。

聚合物驱油就是将高分子聚丙烯酰胺添加到注入水中以提高注入水的粘度，降低驱替介质流度的一种改善水驱方法。

现在聚合物驱油已成为大庆油田高产稳产的重要技术手段，在SZ36-1开始进行现场试验。

一、聚合物的化学性质

由于注聚三次采油中几乎都是应用的聚丙烯酰胺。

聚丙烯酰胺有非离子型、阴离子型、阳离子型三种产品，其中工业用于驱油的是阴离子型聚丙烯酰胺，也称为部分水解聚丙烯酰胺，其基本分子结构如下：

一CH2一CH—

|

C==O

|

NH2

当聚丙烯酰胺作为添加剂加入水中形成聚合物水溶液驱油时，它会与溶液中的离子发生强烈反应形成部分水解聚丙烯酰胺。

水解聚丙烯酰胺分子是柔性链结构，在高分子化学中有的称为无规线圈。

与黄原胶相比，聚丙烯酰胺不象黄原胶的螺旋结构那样具有固定的次级结构，能提供刚度。

另外，由于聚丙烯酰胺链是柔性的，它更容易受到水溶剂中的离子强度影响，而且其溶液性质对盐度比黄原胶更加敏感。

在聚合物驱油生产中所用聚丙烯酰胺分子量一般在2*106~2*107。

二、聚合物的物理性质

聚合物驱油主要是利用了把聚丙烯酰胺加入注入水中使聚合物水溶液的粘度增加，从而改善油水流度比以使波及体积增加，提高驱油效率。

从聚合物驱油的目的出发，了解聚合物的流变形、增粘性、稳定性三方面的物理性质。

1.聚合物的增粘性

注水驱油效果较差，原油采收率低，就是因为油井见水早，油层严重非均质性导致指进现象严重，人们认为聚合物驱油会弥补注水驱油的这一缺陷。

事实上通过在水中添加高分子聚合物可以增加水的粘度以及降低侵入区油层的渗透率，使驱替稳定，降低指进，增加波及体积。

聚合物溶液的粘度与聚丙烯酰胺的分子量、溶液浓度、水解度、温度、水的矿化度有关，具体来讲：

（1）粘度与分子量成正比：

分子量越高，聚合物溶液的粘度越大；

（2）粘度与浓度成正比：

聚合物溶液的粘度随着其浓度的增加而增大，并且增加的幅度随着浓度的增加而增加；

（3）粘度与水解度成正比：

聚丙烯酰胺的水解度越高，聚合物溶液的粘度越大。

当水解度达到一定程度后，粘度的增加趋缓；

（4）粘度与温度成反比：

聚合物溶液的温度越高，其粘度越低，但在温度降解之前聚合物的粘度是可以恢复的；

（5）粘度与矿化度成反比：

水溶剂中的矿化度越高，聚合物溶液的粘度越低。

尤其需要注意的是高价阳离子不但能够严重地降低聚合物溶液的粘度，而且它还会引起聚合物的交联，从而使聚合物从水溶液中沉淀出来。

因此，在聚合物溶液的配制时需考虑三方面因素：

油田水要满足配制要求，高价阳离子含量不能过高；另一方面，在用聚合物溶液驱油时，要考虑地下油藏高价阳离子的含量即地下水的矿化度、温度对聚合物水溶液粘度的影响；最后就是要注意配制的聚合物溶液的分子量、浓度必须与聚合物驱油目的相一致。

2.聚合物的流变特性

三次采油驱替剂水中由于加入了高分子聚丙烯酰胺后，水溶液的粘度增加，其流动性发生变化。

聚合物溶液属于非牛顿流体，其剪切应力与剪切速率之间的关系，一般而言与时间无关或基本无关。

它由第一牛顿段、假塑段、极限牛顿段、粘弹段、降解段组成。

其流变性描述为：

（1）高分子聚合物溶液在拉伸力作用下所表现的应变性，即筛网系数fs。

筛网系数越小，聚合物溶液注入性越好；

（2）阻力系数fr用于刻画聚合物溶液在油藏多孔介质中流动时总流度降低状况。

要注意区别它与渗透率下降系数Rk的不同，Rk是聚合物在多孔介质中降低渗透率的能力刻画；

（3）残余阻力系数frr刻画了聚合物溶液在多孔介质中流动因吸附和滞留效应所引起的多孔介质渗透率永久损失。

而前面两方面确是聚合物在多孔介质中的粘弹性、粘滞性导致粘度的变化。

3.聚合物的稳定性

在注入聚合物溶液时，由于各种原因聚合物高分子链会提前出现断裂，破坏了大分子结构，达不到聚合物驱要求，这就是所谓的聚合物降解。

因此，为了保持聚合物溶液的稳定性以达到理想的驱油效果，我们必须研究聚合物的稳定性。

在聚合物驱采油中通常有以下三种降解：

（1）化学降解，由于氧化作用所引起的迅速化学反应或水解作用对分子骨架长期化学作用造成聚合物分子链断裂所构成的聚合物降解；

（2）机械降解，由于聚合物高分子受到较大剪切应力引起聚合物分子链断裂所造成的聚合物降解，如在井筒附近的高流速区域，或在聚合物注入设备的某些地方如油嘴等；

（3）生物降解，由于聚合物高分子受到细菌作用所造成的聚合物降解，如在聚合物溶液储存期间或注入聚合物溶液在油藏内部。

三、聚合物驱油原理

聚合物驱油完全不同于水驱采油，它不仅增加了流体粘度，使聚合物溶液在地下多孔介质中的渗流不再满足达西定律，流动复杂化，而且流动含有多组分以及聚合物在地下的流动又增加了一些需要考虑的因素，如聚合物的吸附、滞留、稳定性等。

这里主要考虑聚合物溶液在多孔介质中的流动性质、运移性质、滞留作用。

1.聚合物驱流变性问题

聚合物在多孔介质中的流变性受两方面的影响，聚合物溶液分子结构等自身性质和多孔介质的微观结构及其几何形状。

聚合物溶液在多孔介质中的流变性宏观上体现出的现象是压差与流速或表观粘度与流速的变化特点：

呈现非牛顿特性，即非牛顿流体切应力与剪切速率具有非线性关系。

不同的与时间无关的非牛顿流体数学模型目前尚处于探索阶段，无成熟理论。

2.聚合物驱波及效率问题

加入高分子聚合物化学试剂在注入水中会提高原油采收率的重要原因是提高了波及效率。

油藏内原油采收率Ro（单位：

％）是宏观波及效率Ev（单位：

％）与微观波及效率ED（单位：

％）之积

（9-10）

而波及效率的提高主要是由于聚合物驱油提高了宏观波及效率和微观波及效率，降低了粘性指进现象。

（1）宏观波及效率的提高

聚合物驱油利用了高分子化学试剂增加注入水的粘度，聚合物吸附或滞留在油层孔隙中，降低了水相渗透率，从而降低了水油流度比，提高宏观波及效率。

流度比M（无量纲）由下式给出

（9-11）

其中，

o和

w分别是油和水的流度,Ko和Kw分别是油相和水相的有效渗透率。

公式（9-11）通常指油井见水前的比值。

虽然从理论上讲，聚合物驱更早地注入一个油藏更有效，但很多情况下它还是在油井见水以后才考虑开始注入聚合物试剂。

所以在聚合物驱油过程中，更精确地用下式计算流度，

（9-12）

式中：

Mpo—聚合物驱油时的总流度比；

p—聚合物溶液的流度，m／s；

t—油水混合带总流度，m／s；

Kro—油的相对渗透率；

Krw—水的相对渗透率；

p—聚合物溶液的粘度，

o—油的粘度，Pa.s；

w—水的粘度，Pa.s。

由于聚合物溶液驱降低了水油流度比，提高了纵向波及效率。

同时，聚合物（水解聚丙烯酰胺）可提高水相粘度，甚至有些合成聚合物还能降低水相的渗透率，由此提高饱和度前缘的波及厚度，从而提高了纵向波及系数。

饱和度前缘波及厚度的提高克服了不利的粘性指进，从而提高了面积波及效率。

这正是聚合物驱油的重要机理。

（2）微观波及效率的提高

微观波及效率的提高问题是最近才提出的。

传统的观点认为聚合物溶液仅提高宏观波及效率Ev，并不提高微观波及效率ED。

最近几年，国内外一些专家指出，由于聚合物溶液的粘弹性效应，也可提高微观波及效率。

在大庆油田的矿藏试验中就观察到了聚合物驱油提高微观波及效率的事实。

3.聚合物驱滞留性问题

滞留是指所有使聚合物高分子从流动水相中逃逸出来而粘附在固体表面的现象。

这里面包含了聚合物的吸附、机械捕集和水动力滞留，但具有很强机械捕集作用的聚合物溶液不能用在油田上，因为这可能会造成孔隙堵塞和井眼堵塞。

因此，用于聚合物驱油的高分子聚合物试剂溶液必须具有捕集量小、滞留作用主要是吸附作用所致。

当这种聚合物溶液用于驱油时，因聚合物在岩石中的滞留而造成岩石的渗透率下降、引起聚合物溶液的损失（造成流度控制效率下降）、甚至会引起聚合物溶液性能的改变以及岩石的物性变化。

聚合物驱油时，降低渗透率的特性可用阻力系数、残余阻力系数和筛网系数等来表示，这里残余阻力系数是衡量滞留作用的重要指标。

残余阻力系数可以用通常的数学模型进行预测。

在通常的数学模型中，聚合物的残余阻力系数与聚合物浓度的关系是按下式给出的

（9-13）

式中：

frr—残余阻力系数，在确定条件下是大于1的无量纲常数；

—聚合物浓度升高到一定值后,确定各类聚合物在岩石上的最大残余阻力系；

bp—仅与岩石渗透率有关的系数；

Cp—聚合物浓度，mg/L。

公式（9-13）表明，当无聚合物时（Cp=0），残余阻力系数为1，即岩石保持原有的渗透率；当岩石中注入聚合物后（Cp>0），残余阻力系数大于1，即岩石渗透率将被聚合物所降低。

且聚合物浓度越高，残余阻力系数越大，岩石渗透率下降程度越大。

4.聚合物驱不可及孔隙体积效应问题

吸附和不可及孔隙体积的存在使得聚合物溶液在孔隙介质中传播的速度与水不同。

吸附作用是聚合物段塞前缘以比水带低的速度移动，而不可及孔隙体积则使聚合物段塞以比水带高的速度移动。

两种因素综合作用引起一个较小的交替推进前缘段塞。

这种不可及孔隙体积的现象认为聚合物分子不可能进入所有的空隙体积，这就可能使聚合物溶液以较快的速度（与以总孔隙为基础所预计的速度相比）前进和驱替原油。

不可及孔隙体积对现场应用会产生有利的影响。

由于聚合物溶液所接触的岩石表面比总孔隙的表面要小，这样将减少聚合物的吸附量。

如果在聚合物不能进入的小孔隙中有束缚水的话，束缚水和在聚合物地带的前缘不含聚合物的注入水地带，因不可及孔隙体积而减少。

然而，在某些情况下，位于小孔隙中的可动油将不能被聚合物所接触，因此它们也不能被聚合物所驱替。

但总的而言，不可及孔隙体积对聚合物驱油的影响较小。

5.聚合物驱调剖问题

聚合物的另一提高采收率重要机理就是调整吸水剖面，扩大水淹体积。

因为在聚合物的调剖作用下，油层水淹体积的扩大，将在油层的未见水层段中采出无水原油。

也就是说，油层水淹体积扩大多少，采出油的体积也就增加多少。

第三节注气工艺

为了提高油藏的采收率，除采用人工注水外，注气驱也成为主要的技术之一。

注混相流体的优点就是能在驱扫到的油藏中只留很少的剩余油。

在非混相驱替中，原油和水是不混合的，注气时原油和天然气也是不混相的，虽然天然气在原油中有一定的溶解度，它取决于压力的高低，一旦超过溶解极限，即形成了一个界面分开的气、液两相。

当两种不混相流体同时在多孔介质中渗流时，在给定的单位岩石体积中的流态取决于岩石的相对渗透率特性。

原油的相对渗透率随原油饱和度降低而减小，直到原油饱和度达到最低极限时，原油渗透率减小到零并且油停止流动，此值称残余油饱和度，或称相对渗透率端点残余油饱和度。

同样，也有一个水的相对渗透率端点残余水饱和度，又称束缚水饱和度。

处于这两个端点之间的饱和度值时，原油和水都能流动，并且两端点间的相对渗透率决定必须注入多少流体使驱扫到岩石中的含油饱和度减少到一个给定的水平。

残余油饱和度和相对渗透率的影响因素除岩石孔隙结构外，还受岩石润湿性、油水（气）界面张力的影响。

岩石润湿性是在有其它不混相流体的情况下，一种流体在固体表面扩散或粘附的趋势，它对不混相驱有明显的影响，如油湿岩石的相对渗透率与水湿岩石相对渗透率相比，对注水更为不利，这会造成油湿岩石过早见水，并为达到含油饱和度降低值要比水湿岩石注入更多的水。

为使注水剩余油饱和度大量降低，油水界面张力必须降低几个数量级或更多，在多孔介质中，当各相间存在明显的界面张力时（>0.1达西/cm，或0.1×10－5N/cm），毛管力将阻止其中一相被另一相有效驱替，注水后，在多孔质中仍有显著的剩余油饱和度。

当两种流体按任何比例都能混合在一起时，并且所有的混合物都保持单相时，这两种流体即为混相流体，这种现象称混相。

因为在流体间不存在界面，从而也就不存在界面张力，也就是毛管准数（

）为无限大时，残余油饱和度就能降到它的最低可能值，这就是混相驱的目的。

岩石对原油和注入溶剂的相对润湿性也就不是一个影响因素，混相驱替在油湿和水湿岩石中是等效的。

因为在溶剂—原油过渡带的混合物保持单相，也就不存在溶剂与原油之间的相对渗透率对混相驱替采油效率的影响。

在开发和现场实验的同时，一直在探索有效、经济的注入溶剂，并开发了三种混相驱替方式：

一次接触混相驱，凝析气混相驱和蒸发气混相驱。

一、气驱油分类

1．非混相驱特征

（1）注入溶剂时，一些溶于油藏流体中，一些保留为上相（upperphase），因此形成两相体系；

（2）形成的原始上相的组成可能与注入溶剂相同；

（3）形成的上相向前运移，与更多的油藏流体接触，从油藏流体中抽提（萃取）出一些中间烃组分，或原油从溶剂中抽提一部分中间烃组分；

（4）由于高的流度，上相继续在前面流动，一些溶解于液相（油藏流体），更多的是从原油中抽提或从上相凝析中间烃组分，但永远达不到单相体系；

（5）上相流体早期突破，因此原油采收率很低。

2．混相驱特征

根据不同注入气体及其与原油系统的特性，混相驱可分为：

一次接触混相、多次接触混相和非混相驱几种方式。

（1）一次接触混相过程

达到混相驱替最简单和最直接的方法，是注入按任何比例都能与原油完全混合的溶剂，以便使所有的混合物为单相。

中等分子量烃，如丙烷、丁烷或液化天然气，是常用来进行一次接触混相驱的注入溶剂。

图9-8说明一次接触混相的相态要求。

这个三元图上的液化天然气溶剂用拟组分C2—C6代表。

所有的液化天然气和原油的混合物，在这一图上全都位于单相区。

为在溶剂与原油之间达到一次接触混相，驱替压力必须位于p—X图临界凝析压力之上，因为溶剂—原油混合物在这一压力之上为单相。

液化天然气是与油藏流体发生初接触混相的溶剂，如果连续注入，费用太高，现场中常用的办法是注入一定体积的液化天然气溶剂或溶剂段塞，在理想情况下，采用这样的混图9-8

相驱方案时，溶剂混相地驱替油藏原油，而驱动气混相地驱替溶剂，推动小的溶剂段塞通过油藏。

对于一次接触混相驱来说，中间分子量的烃注入溶剂将会从沥青基原油中沉淀出某些沥青。

沉淀的趋势随着烃溶剂分子量的增加而减弱。

严重的沥青沉淀可降低渗透率，并影响井的注入能力和产能。

它还可以在生产井中引起堵塞。

（2）多次接触混相驱替过程

在注入气体后，油藏原油与注入气之间出现就地的组分传质作用，形成一个驱替相过渡带，其流体组成由原油组成变化过渡为注入流体的组成，这种原油与注入流体在流动过程中重复接触而靠组分的就地传质作用达到混相的过程，称作多次接触混相或动态混相。

在多级接触混相驱中，需用到两个概念：

向前接触和向后接触。

向前接触是指平衡的气相与新鲜的原油相接触，通过蒸发或抽提作用进行相间传质。

而向后接触是指平衡液相与新鲜注入气之间的不断进行的相间传质。

这两种驱替是同时但不同地发生，向前接触发生在前缘，而向后接触发生在后缘。

多次接触混相根据传质方式不同分为凝析气驱（富气驱）及汽化气驱（贫气驱）。

3．凝析式驱替机理

（1）当注入溶剂与油藏流体接触时，溶剂的中间烃组分凝析到原油中；

（2）失去凝析能力的贫气超覆原油向前运动，一部分溶入油藏流