浅层低渗透油藏（精选11篇）
浅层低渗透油藏 第1篇
关键词：浅层低渗透油藏,采油工艺,压裂工艺
伴随着石油开采的不断深入, 我国油气开发的中心逐渐转移到了低渗透油田的开采, 这些油气田占据了新发现油气藏的50%以上, 在石油资源日益枯竭的情况下, 低渗透油藏已经成为油气开发建设的主战场。与一般油藏相比, 浅层低渗透油藏对于开采技术有着更高的要求, 需要技术人员的重视和研究。
1 低渗透油藏概述
低渗透油藏, 是指油层所处岩层的渗透率相对较低, 丰度低, 单井产能较低的油藏, 油气水流通道非常狭小, 存在着非常显著的液液界面与液固界面的相互作用, 渗流的阻力较大。因此, 低渗透油层的开采难度大, 开采环境不稳定, 而且产量较低。根据渗透率, 可以将低渗透油藏分为三个不同的层次, 其对于开采技术也有着不同的要求, 应该得到石油企业的重视和深入研究[1]。
2 低渗透油藏采油工艺
2.1 注水井增注技术
与普通油藏相比, 低渗透油藏的开采之所以困难, 主要是由于其油气水流通道非常狭小, 渗透率低, 在孔隙介质中, 油水难以流动。针对这种情况, 可以采用注水井增注技术, 确保注水量能够满足石油开采的压力要求。不过在进行注水时, 需要关注几个问题, 一是水质问题, 确保水质合格, 避免造成地下水的污染;二是压力问题, 通常注水压力不能超过油气储层的破裂压力, 否则容易破坏油藏的开采条件。对于一些启动压力大, 自主吸水无法满足要求的低渗油藏, 可以结合现场分析和计算, 适当提高注水压力, 使其达到破裂压力, 从而在近井位置产生裂缝, 提高储层注水量。
2.2 大压差采油技术
(1) 有杆泵抽油工艺:有杆泵可以分为管式和杆式两种, 前者结构简单, 价格低廉, 适用于高产井, 不过在对泵进行检查时操作相对繁琐, 工程量较大, 多用于深井作业;后者结构复杂, 适用范围相对狭小, 不过检泵工作相对简单。
(2) 螺旋杆泵空心杆举升工艺:螺栓杆自身具有效率高、功耗小、成本低、管理方便的优点, 在低渗透油藏开采中应用广泛, 其总体性能优于抽油机, 能够获得更好的经济效益和社会效益。
(3) 水利活塞泵抽油工艺:这种泵主要是以加热后的液体作为动力液, 在工作时, 动力液持续由四通阀进入油管, 经液力马达带动抽油泵工作, 而产出液则经过增压后, 排往油套环形空间, 与使用过的动力液相互混合, 然后返回到地面[2]。
3 低渗透油藏压裂工艺
压裂工艺是指在采油过程中, 利用水力作用, 使得油层中形成裂缝的一种专业技术, 也称油层水力压裂。当油层出现裂缝后, 加入相应的支撑剂, 对裂缝进行填充, 从而提高油层的渗透能力, 增加注水量或者产油量。水力压裂是针对低渗透油藏进行开发的最为有效的手段之一, 而在不断的发展过程中, 压裂工艺在设备以及原材料的性能等方面有了较大的提高, 工艺技术不断成熟。这里主要对特殊改进的压裂工艺进行分析。
3.1 限流压裂工艺
这种工艺主要是通过对炮眼数量以及直径的严格控制, 尽可能提升排量, 利用压裂液在孔眼经过时所产生的炮眼摩擦, 有效提高井底压力, 使得压裂液分流, 达到一次加砂同时处理多个地层的目的。限流压裂工艺的基本原理, 是压力损失与施工排量的平方成正比, 与孔眼数量的平方以及孔眼直径的四次方成反比, 因此, 可以通过减少孔眼数量以及直径的方式, 提高施工排量, 进而增加孔眼的压差。不过在实际操作中, 较小的孔眼直径对于加砂效率会产生负面影响, 必须确保孔眼的直径在加入的支撑剂颗粒最大直径的6倍以上, 才能够避免桥塞作用引发的砂卡现象。
3.2 控缝高技术
如果低渗透油藏目的层的上部或者下部存在地下水, 则在进行压裂施工时, 必须对裂缝的垂直延伸也就是高度进行严格控制, 以提升压裂效果。具体来讲, 可以采用变排量施工技术, 在对裂缝垂直延伸进行有效控制的同时, 进一步增加支撑缝的长度, 提升裂缝内支撑剂的浓度, 起到良好的增产效果。
3.3 斜井水力压裂工艺
在斜井压裂施工中, 由于自身斜度较大的原因, 经常会出现近井筒效应, 压裂液和支撑剂在由井筒进入到主裂缝的过程中, 受附加摩阻的影响, 经常出现提前脱砂问题, 导致裂缝的长度以及导流能力等参数无法达到预期标准, 影响油藏的产能。对此, 可以在前置液中加入低砂比的支撑剂段塞, 使得液体能够产生较强的水力切割作用, 在近井地带的复杂裂缝中, 这种作用能够帮助液体更好的流动, 并且降低流通路径的摩擦阻力。同时, 对于近井带多裂缝区域, 低砂比的支撑剂段塞能够对一些宽度较小的裂缝进行堵塞, 提升主裂缝的宽度[3]。
4 结语
总而言之, 在对浅层低渗透油藏进行开采的过程中, 需要结合地层状况, 合理选择采油工艺, 提升采油效率, 同时结合相应的压裂工艺, 改善地层环境, 提高油藏产量, 为社会提供更多的石油资源, 满足不断增长的能源需求。
参考文献
[1]李艳婷.浅层低渗油藏采油工艺、压裂工艺系统研究[D].西安:西安石油大学, 2011.
[2]翟自超.浅层低渗油藏采油工艺探究[J].科技传播, 2014, (15) :112, 103.
浅层低渗透油藏 第2篇
大王北油田大37块低渗透油藏高效开发技术
大37块属深层低渗透多薄层油藏,开发难度大.投入开发后,在精细油藏描述的基础上,综合运用了油藏工程、采油工程、油气集输和信息技术等多学科的先进理论、技术,提高了大37块的油田开发水平,取得了很好的油田开发效果.
作 者：李英 张燕 黄丽 作者单位：中国石化胜利油田分公司河口采油厂刊 名：内江科技英文刊名：NEIJIANG KEJI年，卷(期)：200930(3)分类号：P61关键词：大37块 低渗透 高效开发技术
浅析低渗透油藏整体压裂采油设计 第3篇
文献标识码：B文章编号：1008-925X(2012)07-0095-02
摘要:
在低渗透油田的开发过程中，压裂技术成为低渗透油气田开采的主导工艺，在设计思想上也由单井增产措施的优化向区块压裂方案的优化、整体改造开发方案的优化发展。本文就整体压裂的基本特征和设计原则，谈谈整体压裂采油技术的设计内容和方法。
关键词:低渗透；整体压裂；优化设计
随着我国石油勘探和开发程度的深入，低渗透油田储量所占比例愈来愈大。低渗透油田的高效开发对迎接石油工业面临着严峻的挑战、缓解石油供需矛盾有着重要的作用。在低渗透油田开发方面，相当多的油井采不出、注入井注不进，形成低产低效的半瘫痪状态。同时相当多的低渗透油田储量仍然难以动用。油藏整体压裂的工作对象是从全油藏出发，就是将压裂缝长、缝宽、导流能力与一定延伸方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和注采井网之中，然后反馈到油藏工程和油田开发方案中，从而优化井网、井距、井数及布井方位，以取得好的开发效果和效益。
1整体压裂采油技术概述
与单井压裂比较，油藏整体压裂具有如下特征：它立足于油藏地质、开发现状与开发要求，从宏观上对全油藏压裂作出规划部署，用来指导规范每一单井压裂的优化设计与现场施工；它以获得全油藏最大的开发与经济效益为目标，强调水力裂縫必须与注采井网达到最佳的匹配关系，在注水开发条件下提高全油藏的最终采收率。它是一项系统工程。需由多学科的渗透融合并与工程上各项配套技术进步相辅相成。它由研究、设计、实施与评价四个主要环节组成。四个环节不断循环深化。
2整体压裂采油技术的设计
油藏整体压裂经十余年的发展应用，至今已经形成了一套较为完善的技术体系。可表述为：压前油藏综合评价；压裂材料的评价优选；整体压裂方案的优化设计；水力裂缝的测试诊断；压后的效益评价。
2.1压前油藏综合评价。
水力压裂作为一项低渗透油藏改造措施，其直接对象是油藏。因此，整体压裂设计的第一项工作便是全面了解油藏地质特征，建立整体压裂的地质模型，使整体压裂设计建立在较为可靠的地质基础上。通过对油藏地质，就地应力场、开发与完井条件的综合分析研究，为方案设计提供必需的油藏背景材料，采集并确认准确可靠的设计参数，为制定方案做好准备，列出不同参数组合的数组，使其能够覆盖油藏的整体特征。
压前油藏综合评价的主要评价方法有：常规静态资料分析；岩心实验室试验；非常规的专项测试；现场试井、试油与试采。
2.2压裂材料的评价优选。
压裂材料的选择主要为选择适合所要压裂的地层和压裂施工的压裂液与支撑剂而进行的优化研究工作。对压裂液优选的基本准则平衡压裂液的流变性、滤湿性与压裂液伤害等诸因素的关系，达到能按设计安全施工和最大限度地减少对支撑裂缝与储集层的伤害，使压后获得最大净现值。压裂支撑剂优选的目的是取得与低渗油层优化匹配的支撑缝导流能力。利用典型曲线或在油藏模拟上计算压后增产量与采收率，然后用经济模型确定支撑剂及其导流能力的选择。
2.3整体压裂方案的优化设计。
依据压前油藏综合评价和压裂材料的评价优选两项研究结果，进行油藏整体压裂方案的设计工作。将具有一定支撑缝长、导流能力与方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和开发井网（井网型式、井距、井数与布井方位）之中，借助水力裂缝、油藏和经济模型，使它们达到最佳的优化组合，并提出经努力可以实现的工艺措施，以保证油藏经整体压裂之后能够获得最大的开发和经济效益。对开发井网的优化结果要反馈给油藏工程方案和油田开发方案。
为了充分评价油藏储层的供给与产出能力、方案实施中应遵循的技术指标以及检验压后开发与经济效益，一个完整、优化的油藏整体压裂发难设计需要一套齐全、准确的设计参数。这些参数可归纳为四类：油气井参数，决定了压裂的施工条件；油层气参数，决定了整体压裂方案实施前后油藏的生产反映；压裂参数，决定了产生裂缝的几何尺寸与裂缝的导流能力；压裂经济参数，决定了投入与产出的关系。
2.4水力裂缝诊断。
水力裂缝诊断旨在使用多种测试技术确认方案实施后实际产生的裂缝的几何尺寸、导流能力与裂缝延伸方位与方案设计的符合程度。目的是为评价压裂效益，提高完善方案设计提供依据。需要注意，至今裂缝诊断技术虽有多种方法，但无一被公认为是最准确可靠的。因此，这项工作需在同一井层上，为同一目的进行不同方法的测试，经比较分析，确认它们的一致性与可信度。
确定裂缝高度是确定缝长和预测压后产量的关键。测试方法有井温测井、同位素测井、三维井下微地震波监测等。井下声波电视、地层微扫描、噪声测井及转子流量计测量等方法用于裸眼井，有一定的局限性。在这些测试方法中，井温测井法因其简单有效而得到普遍应用。也由于不可能每口压裂井都进行井温测井，因此，往往使用常规自然伽马测井资料来判断裂缝高度，同时，结合地应力剖面、三维数值模拟等方法来综合分析确定。
其一，压裂施工压力监测。压裂施工中使用压力监测装置测试井底净压力与时间的关系，可以定性得判断水力裂缝在储层中的延伸状况，可保证施工的顺利进行。
其二，压后压降曲线分析。根据压后压力降落与时间的关系，以典型图版拟合停泵压力至闭合压力这段的压降曲线，解出拟合压力，进而解出水力裂缝的全长、缝宽、压裂液综合滤失系数、压裂液效率、裂缝闭合时间与闭合压力等压裂参数；同时，结合地质资料可进一步求取储层的弹性模量、泊松比和断裂韧性等参数。以这些参数修正方案设计值，并作为压后评价的依据。
其三，实时模拟技术。实时模拟技术是指将压裂现场实时采集的压力数据与数值模拟预测的压力变化进行拟合，如两者基本一致，则说明方案设计的裂缝几何尺寸与实际产生的十分接近。
2.5压后评估。
压后评估是检验、分析方案实施后实际产生的效益与方案设计预计结果的符合程度。因此，应研究如何以更少的投入换取同一效果，或如何以同一投入获得更大的效益。如果方案设计与实际结果相差较大，则必须再次从油藏综合评价出发，逐段逐项地找出症结所在，并修正完善。
压后评估的一般研究方法是将压后不稳定试井资料与油藏模拟生产历史拟合来取得支撑缝半长、支撑缝导流能力以及油层有效渗透率；依据缝长与导流能力通过油藏模拟进行压后生产动态评估；将优化设计的预测结果、实际的生产效果与依据实际的缝长与导流能力再用油藏模拟计算的结果进行三者的比较，可以对已进行的压裂进行经济效益评估。
3结束语
一个完整而优化的油藏整体压裂方案由研究、设计、实施与评价四个主要环节并含有油藏综合评价、压裂材料的评价优选、方案的优化设计、方案实施与水力裂缝诊断以及压后效益评价等五项基本内容组成。在充分认识地质和开发条件的基础上，通过成熟的现代压裂技术，制定优化的整体压裂方案设计；在这一优化方案设计的指导下进行优化的压裂实施；并检验和评价设计与实施效果，以此，作为制定开发方案和改进后续压裂工作的依据。这样，在以上环节的不断循环深化的过程中，油藏整体压裂技术亦在不断地提高完善，并更好地完成各阶段中的开发任务。
参考文献
［1］万仁溥. 采油工程方案设计［M］. 北京：石油工业出版社，2012：210-241
［2］李道品. 低渗透油田高效开发决策论［M］. 北京：石油工业出版社，2010：191-196
［3］赵金洲. G43断块油藏整体压裂技术研究与应用［J］. 断块油气田，2010，17(5)：611-613
低渗透油藏压裂技术探索 第4篇
随着人口环境的压力增加, 资源的需求也相应的不断增加。低渗透的油藏在油气田的资源储备占有较大的比例, 不仅资源丰富, 分布也十分广泛在各个油田中基本都有分布。如果能够对低渗透油藏合理的开发, 则将会大大缓解目前环境资源的压力。低渗透油田的特征:流体渗透能力差, 储层基质向着裂缝供应油气额能力较弱, 通常情况下依赖于单一的裂缝难以达到有效的开采。这就需要对储层和裂缝进行一定程度的改造来增产以维持正常化的油气供应。最为有效的改造措施即压裂技术, 压裂技术在储层中多产生裂缝和扩大主裂缝, 以此增加储层中的油气输出。
一、地质特征
1. 地质概述和储层特征
所谓低渗透油藏是指油层的平均渗透率为 (0.1-1.0) *10-3μ㎡的油藏。低渗透油藏的主要特征有: (1) 油藏储层物理性质较差, 以岩性油藏为主体, 油藏的自然产能较低, 甚至无自然产能; (2) 由于有效孔隙所占的比例较低, 储层中孔隙度和渗透率较差, 溶蚀孔孔喉呈细小状发育; (3) 受到地层沉积作用和成岩作用的影响, 储层中非匀质性表现较强, 天然裂缝交叉分布, 平面不能形成有效的连通机制; (4) 储层的敏感性较其他类型的油藏较强, 造成伤害的危险性也较大。油藏的这种低压低渗透的特点也制约了其开发, 自然产能不能够满足日常开采的需要就必须通过压裂技术获取油气资源。
2. 低渗透油藏开采的难点和开发技术
油层的低渗透越低需要的启动压力就会越大, 采收率也越低。油层中的天然裂缝分布十分不规律, 在一定的压力条件下就会扩增, 加大地质中的非匀质性。开采面直接的联通性较差, 出油速度低, 通常都会在1.5%以下。天然裂缝的交叉分布也对合理布置井网造成难度, 井网往往和裂缝的分布不相适应。油藏边底水驱动效果不明显, 多依赖于弹性能量开发, 开采的效率也较低。油层中改造主要是针对横行进行的, 纵向的改造难度大, 改造的效果不充分。
对于低渗透油藏的开采主要的有三种模式:1) 直井弹性开发, 这种方式需要为单井保留一定储量, 最为可靠的手段是保持较大的井距。但这样就造成井与井之间不能够形成有效的驱替, 单纯依靠单井的衰竭开发, 产能较低, 经济效果也不佳。2) 小井距注采开发, 这种方式通过缩短油井的间距来使得油井之间构建一定的驱替机制, 但是井网的密度增大无疑也会增加资金投入, 单井的储能也会降低, 经济效益也不是很明显。3) 水平井分段压裂开发, 对油井实施压裂改造, 在井下形成一定的裂缝渗流系统来提升产能, 这种开采需要一系列的配套技术来配合开采。
二、压裂技术
1. 压裂技术概述
压裂技术是一种通过压裂技术改造储层, 从而在低渗透油层中形成主裂缝的水平井分段改造技术。其目的有两点:一是, 提高储层在纵向层面上的压裂, 造成主裂缝。二是, 提高储层中的渗透率, 提升其渗流能力, 进而扩大储层中的泄油面。压裂技术对油层中裂缝实现必要的沟通机理, 在扩大主裂缝的基础上向裂缝的侧面形成一些次生裂缝, 最大程度的来增加裂缝面和储层基质之间的接触面积, 充分提升油藏渗透率。此外, 各个油井之间也需要形成长裂缝的渗流通路, 这样有利于全面提升油藏的出油率。油井的排部要充分的考虑地应力的作用, 在前期要计算制定出最优的井排方案。施工的工艺要适当的优化, 减少次要方向裂缝的产生, 迫使主裂缝沿地应力方向尽可能延伸至设计距离长时间保持渗流通道作用。油藏的井网方式为五点法井网。
2. 裂缝的方位控制
裂缝要形成主裂缝就必须抑制多向裂缝的出现和扩展, 使得主裂缝沿着前期施工计算设计的最佳的顺应地应力的方向延伸。对主裂缝的方位控制有两种措施: (1) 事先对油藏地质进行分析计算, 选择在水平地应力较差的层面施工, 扩增主裂缝。 (2) 合理化的定向射孔是控制裂缝方位的另一种措施, 采用45°/60°等多向射孔也有助于延伸主裂缝, 降低多向裂缝的产生。
3. 裂缝的缝长控制
主裂缝的缝长控制是整个压裂技术的关键, 也是主裂缝形成效果的最终判断依据。主裂缝能否沿着前期设计的方向延伸到适合油藏开采的最佳长度是需要以下的配套技术来支撑的:其一, 压裂液。压裂液需要具有很好的粘连度、粘温度性能好有利于在地质中高砂比和高温环境下施工。除此, 其中的聚合物含量也要控制在合理的范围, 能够降低压裂液残渣, 有利于保护油层, 保持油层的质量。其二, 支撑剂选取。支撑剂要具有足够的强度, 其应力要和压裂裂缝闭合的压力相平衡起到避免裂缝闭合的目的。其三, 压裂施工技术要优化控制。缝长的有效控制需要压力施工的优化来支持的。主要是对前置细粒段塞技术和大排量施工防砂堵技术来进行优化控制。在施工中注入一段
塞来对液流管道进行疏通, 减少井筒效应的发生。而防砂堵技术是用于降低在施工中出现砂堵, 提升施工的质量。
4. 裂缝的缝高控制
缝高控制的关键在于对人工扩增的裂缝在垂直方向上有所抑制, 避免出现临近储层面被破坏、压裂的情况。其中最有效的手段是窄段射孔技术, 要顺应地应力的作用方向, 不能强行在垂直地应力的层面上施工。还需要避免使用全井段射孔的施工, 事先对油藏进行计算, 选取渗透率相对高的4m-52m油层段实施射孔。
结语
环境压力不断加大需要资源的有效开采来满足生产生活。油气资源作为一种应用最为广阔的资源, 其有效的开发将对改善日益严重的环境压力有突出的作用。低渗透油藏一直是油田开采中的难点, 采取压裂技术可以实现低渗透油田的有效利用, 形成出油机制。本文对低渗透油藏的地质特征和压裂技术进行了阐述, 来指导实际的油藏开发, 希望能够为的低渗透油藏的开发做出贡献。
参考文献
[1]吴勤博.关于低渗透油藏体积压裂技术的研究和探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 04:72.
[2]曾保全, 程林松, 李春兰等, 特低渗透油藏压裂水平井开发效果评价[J], 石油学报, 2010, 31 (5) :791-796.
[3]马收, 杨其彬, 隋文, 等.低渗透裂缝性储层应力敏感性评价[J].油气地质与采收率, 2006, 13 (5) :88-90.
浅层低渗透油藏 第5篇
关键词：朝阳沟；油田；低渗透；开发；管理；完善
所谓的低渗透油气田是指油层储层渗透率的问题，油层储层渗透率较低、单井产能低、丰度低的油田被称为低渗透油气田，在我国的油气开发中，低渗透油气田的开发具有非常重要的意义，虽然我国油气藏类型较多，但是由于分布区域较广、低渗透油藏数量比例较高，造成开发工作的困难，除了勘探定位之外，低渗透油田具有低丰度和低压的两个特点，因此，通过新技术提高该类油气田的单井产量也是很有价值的。
1 朝阳沟油田概况
朝阳沟油田位于萨尔图油田东南100公里处，地跨黑龙江省肇源、肇州两县，距肇东35公里，距哈尔滨市70公里。自1961年地震详查发现朝阳沟构造后，于1973-1974年在构造的中部和北部188平方公里范围内进行了地震细测工作，测线总长840公里，测线密度达4.5公里/平方公里，完成了1/2.5万的T2′和T1′（姚家组顶）地震细测构造图。同时开展了钻探工作，迄今已在本构造上打下钻探井21口，总进尺24848.26米，试油（气）井16口井，其中6口井的葡萄油层或扶余油层获得工业油（气）流，其它井均获得少量油（气）流，同时在四口井进行压裂，效果明显。目前已拿下三级储量面积葡萄花油层11.4平方公里，扶余油层141.2平方公里，地质储量葡萄花油层174.2万吨，扶余油层5189.0万吨。朝阳沟油田经过近20年的快速开发建设，已经处于油田递减阶段，面临资源续接的矛盾十分突出。朝阳沟油田可持续发展问题主要是油田储量不足的问题。
但从油田内部的经济状况来看，已动用油田区块仍有潜力，未开发区块潜力很大；天然气市场需求增长，气田开发还有较大潜力；企业素质好、管理能力强，资本运营已进入良好循环。
其中低渗透油藏在朝阳沟油田中占有非常大的比例，如何高效高质的开发油藏，需要科学的规划和管理，另外，油田可持续发展的关键是科技创新，油田可持续发展的保障是战略规划、市场开发、人才发展、企业文化、企业家才能、科学管理和创新能力。
2 低渗透油藏开发与管理
2.1 注水
注水是“三低”油田开采的关键。按照“早注水、注够水、注好水、分层注水、精细注水”的指导思想，实施“四分”注水管理法：包括分时、分类、分层、分井，将动静两种方式结合，对油层深的进行强化。采用不同的注水方式，保障自然递减率的控制。最后可以采用高品质水注入，只有这样才能够避免对油管以及井下设备的腐蚀，在注水工作进行之前要首先对水质进行检测和监测，采取正确的注水方法。
2.2 全过程欠平衡钻井技术
在我国的低渗透油气田的开采过程中我国成功的研制和应用了全过程欠平衡钻井技术，这项技术的关键设备是旋转防喷导流系统。井下隔离系统的应用实现了欠平衡钻井设计技术井控工艺技术的应用，有效的提高了钻井效率。深化油藏富集规律研究，优化方案部署。开发部以地质研究为切入点，突出储层地质、裂缝分布规律及渗流特征等前期基础研究工作，积极开展油藏富集区筛选工作，持续优化方案部署，努力提高新井时率、提升产建效益。
2.3 立体开发
“立体开发”战术，根据这个战术，提高多个油层的开发，提高单月的产量，并加快规模发展。勘探开发一体化按照：“点上突破、线上追踪、面上控制”的勘探开发一体化思路，实施预探、评价和开发一体化运作，以现有区块和油藏为基准，坚持滚雪球式发展，强化各类油藏成藏规律研究，结合老井复查，发现新的油藏并且提高油藏开发效率。另外，建立新型技术支撑模式，保证技术的前提下，由传统向新型转变。
2.4 管理创新
针对超低渗透油藏储量丰富、储层条件差等实际情况，要进行全方位的一个创新，通过“三新”的要求，探索出新的油田开发管理模式。实现投入产出最大化，需要管理的创新。按照“疏通神经末梢，量化考核指标、细化管理单元、激活最小细胞”的思路，将成本控制的关口由基层队移至一线生产单元——采油平台，全力实施“平台小经理”管理法。建立现场施工质量保证体系，确保工程建设不同的方式。根据管理的原则和技术，要实施监督落实的质保计划；施工过程中强化监督手段，不断加大监督力度。采取“3+1”考核模式。以三个指标为准，每月进行一个价值评比，将员工的收入和业绩挂钩，也就是推行绩效量化考核，充分调动起来员工的积极性和对业绩的考核。技术管理室的技术人员各司其职、各尽其责、相互协作、相互配合以高昂的斗志，严细认真的态度奋战在生产活动的最前沿，各项工作有序稳定运行，充分发挥技术增油排头兵作用，在生产活动中展现出技术人员的新风貌、新姿态，不怕难，勇担当，以高度负责、敢打必胜的精气神为生产活动提供有效的技术支撑，力争优质高效地完成每次生产任务。
3 结语
综上所述，在油藏开发中，低渗透油藏具有自身的开发难点，我国的低渗油气田开采工作对于我国油气稳产、稳增具有重要的意义，这就需要我们不断的吸收国内外先进经验，结合我国具体油藏情况进行创新和研究，不断改进和完善开采技术，推广钻井高效开发的技术，实现能源的供应。
参考文献：
[1]房育金.鄯善油田低渗透油藏注水开发技术研究[D].东北石油大学，2011.
[2]杨茹.长庆油田低渗透油藏规模化开发的管理模式研究[D].中国石油大学，2010.
[3]魏利燕.新疆油田低渗透孔隙型油藏未动用储量评价及开发研究[D].西南石油学院，2003.
低渗透油藏的开发技术 第6篇
低渗透是针对储层的概念, 一般指渗透性能低的储层, 国外一般将低渗透储层称为致密储层[1,2,3]。进一步延伸和概念拓展, 低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念。现在讲到低渗透一词, 其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低, 通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等, 但主要以致密砂岩储层为主。
低渗透油田一般具有储层渗透率低、丰度低、单井产能低, 与中高渗透油田相比具有以下特点:
1) 低渗透油层连续性差, 砂体发育规模小, 井距过大, 水驱控制程度低;
2) 储层渗透低, 流度低, 孔隙喉道半径小, 存在“启动生产压差现象”, 渗流阻力和压力消耗特别大;
3) 低渗透油层见水后, 采液和采油指数急剧下降, 对油田稳产造成严重威胁;
4) 储量丰度低, 含油饱和度低, 自然产能低, 压裂投产后产量递减较快, 无稳产期。
低渗透油气田与高渗油气田相比, 其储层特性、伤害机理、流动规律不仅仅是量的变化, 实际上在一定程度上已经发生了质的变化, 因此在开发中遇到的主要问题是: (1) 油藏表征准确度差, 渗流机理尚未研究清楚; (2) 对油层伤害的敏感度强; (3) 储层能量低, 单井产量低; (4) 基质中的油难以开采。归结起来是成本、效益和风险问题。
1 低渗透油藏开发技术
1.1 油气藏表征技术
油藏表征是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述、表征以至预测的技术。现代油藏表征技术是国外进行剩余油分布预测和开发决策等生产优化的最主要技术。技术发展经历了三个主要阶段, 目前向着精细化方向发展。
油气藏表征主要包括野外露头天然裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、四维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述、预测是进行剩余油分布预测和开发决策主要技术。由于决策的内容不同油藏描述技术和方法也不同描述内容和精度有差别。对进入中后期开发的老油田以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征提供准确的剩余油分布状况指导油气田调整挖潜改善开发效果。
1.2 低渗油藏钻井技术
包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和欠平衡钻井技术等。欠平衡钻井亦称为欠平衡压力钻井这一概念早在20世纪初就已提出但是直至20世纪80年代初期井控技术和井控设备出现才使防止井喷成为可能这种钻井技术也得以发展和应用。在美国和加拿大欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点并越来越多地与水平井、多分支井及小井眼钻井技术相结合在美国欠平衡钻井占钻井数的比例已经达到30%。
1.3 完井技术
包括裸眼井完井、水平井裸眼分段压裂和智能完井。裸眼完井法的操作相对简单, 在油田的开发中被广泛应用, 水平段裸眼分段压裂技术是对油藏的一种改造技术, 可以大幅度提高储集层渗透能力, 智能完井管柱在油井开发过程中后期使用, 是提高层间开发效果的可靠手段。
1.4 低渗油气藏保护技术
油田在勘探开发的各个环节均可造成低渗透层油层损害。究其原因, 均属油层本身的潜在损害因素, 它包括储层的敏感性矿物, 储渗空间, 岩石表面性质及储层的液体性质等。在外在条件变化时, 包括钻开油气层、射孔试油、酸化、压裂等, 储层不能适应变化情况, 就会导致油层渗透率降低, 造成油层损害。对低渗透油层特别强调油层保护并不是因为这类油层比高渗透油层更易受污染, 而是因为低渗透油层自然渗透能力差, 任何轻微的污染伤害都会导致产能的大幅度降低, 因此, 低渗透油层的油层保护尤为重要。
1.5 注水、注气开采技术
低渗透性油气田储量广泛, 在油气田开发中起着举足轻重的作用。注水开采是目前普遍采用的油气开采方式, 它对保持油层压力, 实现油田高产稳产、高效开发发挥着重要的作用。注水过程中, 由于注入水向地层推进, 在储层内会发生物理的或化学的反应, 从而导致储层中流体渗流阻力增加和渗透率下降, 造成地层污染。
注气法作为一种提高采收率的常用方法, 受到各大油田的普遍关注, 尤其是对低渗透油田非常适用。统计资料表明, 国外提高采收率应用技术中, 注气是第二位的。与传统的注水开发方式相比, 注气开发方式的有利因素可以归纳如下: (1) 吸气能力强, 并且能够保持稳定, 易于实现注采平衡; (2) 注气流压低于注水流压, 有利于避免裂缝张开, 防止产生窜进现象; (3) 无水质问题, 可避免一整套比较复杂的处理水质的工艺流程设备; (4) 因水质腐蚀和泥岩膨胀而造成的套管损坏问题较轻, 报废井较少; (5) 油井见注入气的情况比见注入水的情况简单, 比较容易管理。
1.6 低渗透油气藏的井网部署
目前, 我国低渗透油藏储量占总储量40%左右, 是未来开发的重点和难点。从已开发的低渗透油田看, 开发效果差异大, 根源是低渗透油藏具有其特殊性, 对注水开发井网的部署极为敏感。如果注采井网布置合理, 能见到好的注水效果, 否则, 很难达到方案预期效果。低渗透油藏开发井网部署大体上经历了3个阶段:初期沿用中高渗透油藏的开发井网, 中期将注采井网与储层裂缝系统进行了初步优化, 井排方向与裂缝方向错开一定角度。目前阶段采用注水井排方向与裂缝方向平行的菱形反九点法井网, 或者是排距、井距不等的注水井排平行于裂缝系统的矩形井网。
2 总结
低渗透油气田开发成熟技术有注水、压裂、注气等技术, 小井眼技术、水平井、多分支井技术和CO2泡沫酸化压裂新技术应用, 较大幅度地提高了单井产量, 实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的。储层精细描述和保护油气层是开发低渗透油气田的关键。多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术、注气提高采收率等新技术快速发展。世界低渗透油气田勘探开发方兴未艾。发达国家低渗透油气田勘探开发技术日趋成熟。通过对世界低渗透油气田勘探开发现状进行研究, 可实现低渗透油气田资源优化利用, 改善勘探开发效果, 为低渗透油气资源的高水平、高效益勘探开发和可持续发展提供理论及实践依据。
摘要：中国低渗透油气资源丰富, 具有很大的勘探开发潜力。近20年来, 在低渗透砂岩、海相碳酸盐岩、火山岩勘探方面取得了很大发现, 形成了国际一流的开发配套技术。低渗透油气田开发成熟技术有注水、压裂、注气等, 储层精细描述和保护油气层是开发关键。多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术、注气提高采收率等新技术快速发展, 发达国家低渗透油气田勘探开发技术日趋成熟。本文主要介绍了当前低渗透油藏的开发技术。
关键词：低渗透油藏,油藏表征,油气藏保护
参考文献
[1]张志强, 郑军卫.低渗透油气资源勘探开发技术进展[J].地球科学进展2009, 24 (8) .
[2]方朝亮, 刘克雨.世界石油工业关键技术现状与发展趋势[J].北京:石油工业, 2006, 4.
谈低渗透油藏重复压裂技术 第7篇
重复压裂油井中地层应力分布是影响水力裂缝产生的主要因素。因此, 研究重复压裂井井眼附近的应力分布状况至关重要, 以便确定在重复压裂过程中裂缝是否重定向。对于重复压裂井而言, 由于存在初次支撑裂缝和天然裂缝的应力场分布以及生产活动引起的孔隙压力变化, 从而导致了井眼附近应力的变化, 产生了诱导应力场, 在两个水平主应力方向上均附加诱导应力。最大诱导应力等于裂缝闭合后作用在支撑剂上的净压力, 该应力垂直于初始支撑裂缝, 而最小诱导应力平行于初始支撑裂缝。在近井筒附近, 新裂缝将在应力最弱点开始启裂, 如果在井筒和初始裂缝周围, 两个水平主应力相等椭圆形区域内, 原最小水平主应力与最大诱导应力之和大于原最大水平主应力与最小诱导应力之和, 则在重复压裂时, 二次裂缝将重新定向, 裂缝启裂的方位将垂直于初次裂缝方位, 即产生新裂缝。
随着裂缝向远离井筒方向不断延伸, 诱导应力场的影响逐渐减小, 在两个水平主应力相等椭圆形区域外, 向初始裂缝方向旋转。但是由于裂缝生长的惯性作用, 裂缝沿重定向方向仍将延伸一段距离, 最终裂缝沿初始裂缝方向延伸。
2 重复压裂压前储层评估
对重复压裂地层进行评估, 一般考虑以下内容:重复压裂井的现状;前次压裂的生产历史;对前次压裂裂缝有效程度及失效原因进行评估;对前次压裂及油藏生产历史进行模拟;目前压裂井是否有新注水井点。通过评估, 获取重复压裂施工所需信息和参数, 如:地层是否具备期望的生产能力、累积产量和期望的采收率;裂缝导流能力大小, 确定支撑剂在缝内的状况;裂缝支撑缝高是否适当以及压裂液与地层的配伍性等, 复压井层应具有较高的压力系数, 同时采出程度较低, 具备重复压裂的能量和物质基础。
3 重复压裂选井选层原则
3.1 在地层评估基础上, 依据评估结果,
确定重复压裂井层, 选井选层应遵循以下原则:根据油井生产史、地层评价结果及开发动态综合分析进行选井。
油井必须有足够剩余可采储量和地层能量;前次压裂由于施工方面的原因造成施工失败;前次压裂生产情况良好, 压裂未能处理整个油层或规模不够;前次压裂后效果不错, 但未给整个措施段提供有效支撑, 采取重复改造措施, 改善出油剖面。
3.2 选层原则
重压裂井层段管外无串槽;压裂层段必须有足够的剩余可采储量 (采出程度≤30%) 和地层能量 (压力系数≥0.7) ; (3) 前次压裂由于施工方面的原因造成施工失败;
前次压裂生产情况良好, 但未在整个改造层段形成有效的支撑裂缝;或前次支撑裂缝长度虽然很长, 但裂缝导流能力不够;前次压裂成功后, 由于压井作业等造成油层污染;注采井网进一步完善, 有新的注水井点或见效方向;对应水井以前注不进水, 目前通过措施能够注进水。根据各井层油藏特征, 通过注采井动静态资料对比方法在掌握复压井层与对应注水井层地质条件与生产历史的基础上, 用现有生产动态、小层数据等资料, 找出生产井中相对受效低、动用程度差, 但仍具有潜力的储层作为复压候选层。
低含水层一般是低渗透层, 选压这类油层, 有利于改善层间矛盾, 调整产液剖面。
4 重复压裂时机
准确确定重复压裂时机是重复压裂成败的关键之一。重复压裂过早, 上次压裂增产期没有充分发挥, 影响压裂效果及效益;若重复压裂过迟, 则不能及时接替增产, 损失了应得的增产期。压裂投产后油井的生产特征一般分为3个阶段:
4.1 线形流阶段。此阶段原油从支撑裂缝前缘流向井筒, 为压后高产阶段, 不过此阶段产量下降较快。
4.2 拟径向流阶段。
此阶段原油一方面从支撑裂缝前缘流向井筒, 另一方面也从裂缝两侧基岩流入井筒。此时产量已低于第一阶段产量, 但生产能力仍高于油层未经过压裂改造前的产量, 此阶段产量较稳。
4.3 径向流阶段。
此阶段支撑裂缝已失去了高导流能力, 原油生产能力恢复到压裂前水平。所以, 压裂增产是有一定期限的。压裂经过线形流、拟径向流直至径向流, 增产期即告结束, 此时, 原油处于经济生产下限, 如果其他条件成熟, 应考虑重复压裂。
5 压裂井压裂参数的优选
5.1 老缝加大砂量压裂工艺。
由于加强了原裂缝口的导流能力, 同时在原裂缝的基础上进行扩展, 提高渗流面积, 使油井增产。随着裂缝渗滤面积的增大, 即使原裂缝壁面部位受伤害而渗透率较低, 但裂缝延伸部位渗透率提高, 远端油流通过原裂缝流入井筒, 达到了增产目的。
5.2 高砂比短宽缝工艺技术。
对厚度较大层应用高砂比工艺, 提高近井裂缝的导流能力, 高砂比压裂工艺具有压裂液用量少、对油层污染小、裂缝导流能力强等特点, 适用于聚驱开发后期, 近井地带存在堵塞的压裂层进行再次压裂挖潜。即把砂比从常规的25%提高长度与施工中的排量、压裂液用量、压裂液粘度、支撑剂的浓度等因素有关, 特别是压裂液粘度是个重要因素。压裂液性能选择, 不仅要携砂能力强, 滤失量低, 而且还要易于从地层内排出;并对地层内的油、气、水及岩层本身无不利的化学反应。使用支撑剂, 一般地说应选直径较大、颗粒均匀、圆度好、表面光洁度好, 在设备条件允许的情况下尽量提高支撑剂的加入量, 这也是提高压裂效果的重要因素。替挤液的选择 (一般采用地面管线和井下管柱容积之和的1.5-2.0倍) , 关系到施工完毕后井壁处的缝口宽度。替挤量不足, 支撑剂不能全部进入地层, 易造成砂堵、砂卡事故;替挤量过大, 会把支撑剂替入地层深处, 使井壁附近没有支撑剂支撑, 外界压力消除后, 井壁附近裂缝会重新闭合, 进入地层的支撑剂象透镜体似的分布在地层中, 影响压裂效果。
5.4 压裂后尽量避免用各种压井液压井,
压裂后压井, 不仅影响已经形成裂缝的渗透能力, 而且对于其他未被改造的油层同样受到损害, 影响压裂效果, 甚至油井不但不增产反而减产。
6 油井管理
压裂措施后, 油井增产期的长短, 总累积增产油量的多少, 都和日常的油井管理有关。取全、取准油井生产的各项数据, 加强油井观察, 定期进行综合分析;压裂后及时开井排出压裂液;选择合理的油井工作制度;不得轻易压井;加强油井的综合措施;高含水井压裂要同分层配产、化学堵水相结合, 将含水率控制较低, 一般在75-85%之间, 低产井、稠油井压裂要同机械采油和电热清蜡相结合。压裂后必须提高地层能量的补给。
结论
1.重复压裂是低渗透油藏开发后期的有效措施, 应优先选择剖面上动用程度差、未见水或低含水且地层能量充足的小层, 并将缝长的确定与油层非均质特征研究紧密结合。
2.重复压裂是大庆油区实施改造, 控水稳油提高产量的有效途径。
3.根据油藏特性和重复压裂工艺特点, 有针对性地进行优化工艺设计和压裂液设计, 能提高重复压裂工艺可行性。
4.提出了以较高的砂液比, 是大规模重复压裂的技术路线。
5.压前评估, 优化选井选层是重复压裂成功的保障。
参考文献
[1]大港油田科技丛书编委会, 编.压裂与酸化工艺技术[M].石油工业出版社, 1999.
[2]低渗透油田开发技术.石油工业出版社, 1994 (6) .
低渗透油藏压裂工艺应用与评价 第8篇
关键词：低渗透,压裂工艺,应用,评价
1 前言
我厂压裂工艺从1991年开始引进, 2000年后该工艺开始规模应用, 年均施工20多井次, 年均增油量达8000t以上, 该工艺作为油田开发的进攻性措施, 为我厂的长期稳产增产夯实了基础。对于我厂低渗透油藏压裂主要存在以下几个问题:
(1) 油藏致密, 并伴生有泥岩、页岩等, 最高泥岩含量在38.0%以上。储层物性方面, 平均孔隙度在9.06-12.20%;平均渗透率在13.03-21.57×10-3μm2。储层物性变差, 选井难度加大, 侧面反映了压裂工艺适应性的增强。
(2) 油层、干层、水层等交替叠合, 在严格控制缝高的前提下, 裂缝长度受到很大限制, 导流半径减小;同时, 压开泥页岩油层需要高排量支持, 高排量导致缝高上升。
(3) 压前油藏评估准确性有待进一步提高, 地层构造、岩性等第一手资料对压裂施工及压裂效果影响显著, 从压裂实践的过程和结果可以反推验证油藏特性。
(4) 区块零散, 地面道路交通多有不便, 影响工程进度。
2 主要技术成果
致密油层压裂潜力大, 有质的飞跃;泥页岩油藏可以成功实施压裂措施。经过两轮次的低渗透油藏压裂开展, 我们取得了如下成果:
(1) 富83-4、真1-6两井一举突破江苏油田3000m井深机械分层压裂的瓶颈, 压裂段最大油层中深达到3230.5m。
(2) 曹13-4、永38-1、联38-2三井常规压裂在3698.0m、3712.6m、3869.0m油层埋深位置成功实施, 逼近4000m大关。
(3) 联38-5井非常规地层加砂量达到23.0m3, 创造了我厂该类地层压裂加砂新高, 并逐步摸索出一条适合非常规油藏的压裂改造之路。
(4) 压裂模式由单井升格为区块整体压裂, 充分认识本区块地层特性。针对新开发的低渗区块以整体压裂为主, 提高了整个区块的开发效果, 取得了持续增油稳产的较好效果。
(5) 充分应用前置压裂工艺, 提高前置液的造缝能力。该工艺较常规压裂的优势在于:
(1) 前置段塞中加入小型压裂工艺, 利用压裂砂在地层微裂缝中的铺置, 降低压裂液在微裂缝的滤失, 有利于主裂缝的延伸;
(2) 利用压裂砂高流速、高压力的喷射作用, 对炮眼及近井地带打磨, 有效降低了后续压裂液施工的摩阻。
(6) 优化工艺管柱, 经多次实践, 对施工效果影响极小, 节省一趟探砂面起下钻工序, 缩短占井周期, 减少压裂液对地层的伤害。
3 分析与评价
本着“压裂一块、分析一块;了解一块、掌握一块”的原则, 对我厂近年来压裂实施区块进行分析与评价。
3.1 工艺水平进步
本轮次压裂施工总压裂液用量6962.4m3, 单井最高用量396.8m3, 平均217.6m3/井次, 同比单井平均增加9.6m3。施工总返排量 (助排与抽汲) 2507.6m3, 平均78.4m3/井次, 返排率最高120.6%。施工总支撑剂用量651.1m3, 单井最高用量40.0m3, 平均20.6m3/井次, 加砂强度2.5m3/m, 同比增加0.2m3/井次, 加砂强度提高0.7m3/m, 设计吻合度84.8%。施工排量最高6.0m3/min, 平均4.6m3/min, 同比提高0.1m3/min, 说明压裂硬件设备逐步扩容、升级, 以满足更加规模化压裂工程的需要。液量、砂量、加砂强度均在提高, 说明目前压裂规模正在扩大, 压裂见效速度有所加快, 致密油藏压裂潜力释放速度较快, 压裂设计、工艺水平逐步提高。
压裂地层性状有所变化, 压裂参数适应范围逐步增大;前置段塞加砂量明显提高, 携砂段砂量有所控制, 更加着重于裂缝的制造和维持, 使压裂施工更平顺, 效果持续更稳固, 反映了压裂理念、方式方法的逐步转变。
3.2 增产效果分析
(1) 从区块增油效果看, 低渗透油层优于致密油层, 致密油层优于泥页岩油层 (表1) 。
(2) 从井深增油效率看, 小于3000m的井措施有效率达到100%, 大于3000m的井措施有效率只有80.0%, 随着井深的增加, 管柱施工摩阻越大, 地层的应力也相应增大。 (表2)
上部分深井地层泥岩含量高, 施工难度逐渐增大。从增油的贡献度来看, 1800-2500m、2500-3000m这两个层段的井措施后增油量占到66.4%。
3.3 我厂致密油藏压裂基本形态
3.3.1 正常压裂
此类压裂井地层破裂较明显, 破裂后压降幅度大致在10.0MPa以内, 施工曲线走势平稳, 压力波动小, 完成顶替过程中, 施工压力正常上翘至适当高度, 砂量正好完全压入地层, 所配液量亦基本用完。
3.3.2 压裂完成设计加砂后地层仍未吸饱
此类压裂井破裂明显, 且破裂后压降幅度较大, 一般在10.0MPa以上, 压裂工程中, 施工曲线或者平缓延伸, 或者呈小幅度台阶状下滑, 或者曲线略微波动, 完成加砂顶替后, 施工压力基本不出现上翘, 或者上升5.0MPa左右。设计砂量完全压入地层, 施工压力没有明显上升, 说明地层中基本没有出现砂堵现象, 裂缝仍有一定的容纳空间未能填满, 压力波没有反馈回来。
3.3.3 造缝困难, 支撑剂填入难度大
此类地层压裂施工时, 共同特征在于基本没有破裂显示, 或者破裂显示微弱, 破裂后压降幅度偏小, 有的甚至压力出现上升。
3.3.4 裂缝过小, 支撑剂填入数量少
虽然同为加砂困难, 但与第三种形态有所不同, 这四个区块地层压裂时, 破裂显示很明显, 破裂后压降幅度也较大, 将近20.0MPa, 低渗透致密油层, 实际破裂压力较设计压力要高, 但压开之后, 压降显著, 也反证了地层的岩性、物性。
3.3.5 裂缝二次延伸
该类现象主要在花26区块、永38区块出现, 出现此类情况的井为数不多, 仅花26-11、永38-1两例。裂缝在压开并延伸的过程中, 打开了次生裂缝, 或者沟通了其他裂缝。也说明了致密油藏并非全部都是板结一块, 局部地层或可存在天然裂缝。从发生二次延伸的井数来看, 这种情况实属罕见。
4 结论与建议
(1) 继续丰富和完善压裂手段, 做精常规压裂, 做实分层、限流、清洁、转向压裂等, 进行大规模加砂压裂试验, 尝试侧钻井压裂, 全面提高我厂低渗透油藏储层改造的效果。
(2) 加大工艺、管柱优化, 降低泵送摩阻、缩短压裂液浸泡时间, 降低施工难度与风险。
(3) 继续提高油藏压前评估水平, 更加准确地提供地层信息, 提高评估参考价值。
(4) 对于3000m以下的深井压裂, 建议降低前置段塞中小型压裂的砂比。降低小型压裂的砂比既可以利用压裂砂在地层微裂缝中的铺置, 降低压裂液在地层的滤失, 同时可降低压裂施工中小型压裂时就出现砂堵的风险, 建议小型压裂的砂比保持在5%比较合适。
低渗透油藏压降漏斗影响因素研究 第9篇
关键词：低渗透油藏,压降漏斗,影响因素,压力分布,启动压力梯度
油井投产之后,地层压力下降,从井壁到供给边缘,压力逐渐下降,其压降面为漏斗形的曲面,即为压降漏斗。压降漏斗对油井产量具有重要影响,一方面压降漏斗扩大了储层的生产压差,使得单井动用范围扩大、更多的储层储量逐步被动用;另一方面压降漏斗在供给边缘附近下降很缓慢,而在井底附近变陡,说明流体从供给边缘到井底其能量大部分消耗在近井地带(如图1所示)。
与常规油藏相比,低渗透油藏储层渗流阻力大,更多能量都消耗在注水井近井地带,同时在开发过程中能量补充更为困难。而我国陆上已开发油田的地质储量中特低渗透油藏储量约占10%,已探明未动用储量中有一半以上是特低渗透储量,在此背景下,研究低渗透油藏压降漏斗的影响因素具有重要意义[1]。在前人研究的基础之上,本文提出了描述低渗透油藏压力分布的公式,通过油藏实例,系统分析了影响低渗透油藏压降漏斗的因素。
1低渗透油藏非线性渗流数学模型
前人对低渗透油藏非达西渗流做了相当多的研究。姚约东和葛家理(2000年)运用无因次分析法对岩心渗流实验数据进行了分析和研究,按雷诺数将渗流区分为三段,并给出各段的数学表达式[2]。邓英尔和刘慈群(2001年)依托实验, 提出了低渗透非线性渗流规律的连续函数模型, 确定了非线性定常渗流压力分布、非定常渗流压力分布及影响半径发展的规律[3]。燕良东等人(2007年)利用非线性数学模型,描述低渗透油藏的非线性流动规律,从理论上给出了低渗透油藏中流态分布的计算,指出了流体在低渗透油藏中以特低速度流动时压力分布的特点[4]。本文在前人研究的基础上,提出了考虑表皮因子的渗流模型。
考虑启动压力梯度后的非线性渗流方程为
由考虑拟启动压力梯度模型可得速度为:
则流量可以表示为:
对式(3)变形得到:
对式(4)积分可得到压力P沿半径r分布的表达式:
而考虑表皮系数表示为无限小延伸区域引起的稳定状态的压差:
式(6)代入公式(5)可得:
整理后得到:
变形后可以得到流量公式:
式(9)中:p—任意时刻、任意径向距离处的地层压力,MPa;piwf—注水井井底流压,MPa;μ—地层原油黏度,mPa·s;B—体积系数,常数; q—流量,m3/s;k—油层渗透率,μm2;h—油层厚度,m;L—注采井距,m;rw—井半径,m;r—距水井的距离,m;G—启动压力梯度。
2启动压力梯度的测定
启动压力梯度的求解方法主要包括室内试验的流量-压差法和现场的试井分析法[5]。室内试验研究表明,低渗透油藏启动压力梯度与地层平均渗透率呈幂指数关系,两者之间的幂指数关系可以表述为:
G=αK-n (10)
实验采用T油田低渗透天然岩心(气测渗透率为1.52 mD～6.504 mD)进行室内驱替实验,实验温度20 ℃。实验利用流量-压差关系,求取岩心启动压力梯度。
由表1实验数据可见,岩心渗透率越低,其对应的启动压力梯度越大。对实验数据回归分析可以得出启动压力梯度与地层平均渗透率间幂指数公式:
G=0.089 4K-0.886 9 (11)
3实例分析
T油田某注水井井底流压为30 MPa,油层有效厚度14.7 m,平均渗透率为1.69×10-3 μm2,注采井距为200 m,水井半径为0.11 m,启动压力梯度G可由公式(7)得到,压裂前表皮系数设为0。
图2显示的是流量和渗透率恒定情形下,流体黏度不同时,对应的注采井间压力分布情况。不同黏度原油的压力分布曲线表明,在相同的地层渗透率及单井日产量下,原油黏度高,则注采井间所需的注采压差要大;原油黏度低,注采井间所需的注采压差要小。原油黏度越大,井底周围压力漏斗所消耗压力降在总注采压差中的比例越大,剩余给井间地层的有效驱动压力梯度越小。
图3显示的是流量和流体黏度恒定情形下,压裂前后,表皮系数变为-4.5时,所对应的注采井间压力分布情况,压降漏斗同样有缩小的趋势。
图4显示的是流量和流体黏度恒定情形下,不同渗透率条件下,所对应的注采井间压力分布情况。在相同的地层渗透率及单井日产量下,渗透率越低,井底周围压力漏斗所消耗压力降在总注采压差中的比例越大。
从以上各图可看出,在近井地带(例如距注水井或生产井井底0～10 m内)压力变化较快(具体数值见表2)。
从表2中的数据可以得到,当黏度为100 mPa·s时,近井地带的压力梯度是剩余压力梯度3倍,黏度为50 mPa·s时,近井地带的压力梯度也达到剩余压力梯度2倍。这说明有相当大一部分能量消耗在井底附近,在另一方面也进一步证实原油黏度越高,近井地带的压降漏斗压差更大,注采井间所需的注采压差也更大。
鉴于此,如压裂、酸化等增产措施就主要着眼在近井地带,实施措施后,表皮系数变为负值, 虽然作用距离不长, 但其对油井产量的增加作用却很明显[6]。由公式(8)可得,对于定流量q,当表皮系数为负值时,可以允许piwf较低,一定程度上降低了低渗透油藏的驱动压力梯度。由公式(9)则可以看出,在压力恒定的情形下,表皮系数为负值时,有利于生产和注入(如图4所示)。
同理,在近井地带采取措施如注蒸汽、就地燃烧和化学生热剂等来降低黏度,能在一定程度上减小压降漏斗压力降,提高地层中部的有效驱动压力梯度,从而提高油井产量,而这对低孔、低渗,补充能量困难的低渗透油藏开发尤为重要。
4结论
(1) 低渗透油藏压降漏斗在供给边缘附近下降很缓慢,而在井底附近变陡,说明流体从供给边缘到井底其能量大部分消耗在近井地带;
(2) 在前人研究的基础之上,提出了一套确定注采井间压力分布的计算方法。借助此方法,系统分析了影响低渗透油藏压降漏斗的各个因素,结果表明,黏度、渗透率、表皮系数等对压降漏斗的影响较大;
(3) 相同条件下,原油黏度越大,井底周围压力漏斗所消耗压力降在总注采压差中的比例越大,剩余给井间地层的有效驱动压力梯度越小;渗透率越低,井底周围压力漏斗所消耗压力降在总注采压差中的比例越大;
(4) 在近井地带附近,改变影响压降漏斗的影响因素如黏度、表皮系数等,能有效提高低渗透油藏的单井产量。
参考文献
[1]李道品.低渗透油田开发.北京:石油工业出版社,1997
[2]姚约东,葛家理.低渗透油层非达西渗流规律的研究.新疆石油地质,2000;21(3):213—215
[3]邓英尔,刘慈群.低渗油藏非线性渗流规律数学模型及其应用.石油学报,2001;21(4):72—76
[4]燕良东,朱维耀,宋洪庆.低渗透油藏注采井间压力分布与流态响应研究.岩土力学,2007;28(增刊):366—370
[5]甘庆明,成珍,成绥民.低渗油藏非达西流启动压力梯度的确定方法.油气井测试,2004;13(3):1—4
浅层低渗透油藏 第10篇
未饱和油藏；介质变形；压力梯度； IPR曲线；产量
未饱和油藏在开发初期，井底压力控制得较高，井下渗流还是以单相为主。到了开发中后期，由于放大生产压差，井底压力降低到流体饱和压力以下，渗流就出现两相流。严重时会出现气窜，导致IPR曲线出现拐点，即随着井底流压的降低，产油量不升反降。
1. 未饱和油藏的IPR曲线方程
1.1曲线方程推导
1.1.1流动压力高于饱和压力
当油藏压力、流动压力高于饱和压力，水相以束缚水的形式存在时，油层只存在原油单向流动。一般在此条件下，符合达西公式的流体为牛顿流体，而实际流体是可压缩的、粘度也并非为一常数。但由于b2值很小，因此在实际油田运用中常常将上述产量方程近似简化为达西公式：
参考文献
[1]王厉强，李彦，杜洪荣等.启动压力梯度变化下低渗透油藏IPR影响因素的探讨[J]油气地质与采收率.2007.02
[2] 张立会，吴晓东，于晓玲等.低渗油藏合理注采压差确定方法[J]内蒙古石油化工.2007.05
低渗透油藏超前注水理论及其应用 第11篇
随着我国石油行业的不断发展, 油田开采的重心也逐渐转移到对低渗透油藏的开采上。但在实际开采的过程中, 仍存在着众多的问题。为了维持地层应有的压力, 提高开采效率, 采用超前注水是十分必要的。因此, 大力发展超前注水技术具有十分重要的意义。
二、我国对低渗透油藏的开采状况
根据油藏的划分准则, 低渗透油藏指的是其对空气的渗透能力不超过50单位的毫达西。在其中又可划分为:低渗透油藏, 其渗透率在10.1到50单位之间;特低渗透油藏, 其渗透率在1.1到10单位之间;超低渗透油藏, 其渗透率在1个单位以下。我国低渗透油藏的储量也十分丰富。随着石油探测的不断深入, 已探明的低渗透油藏储量也不断增加。至目前为止, 我国共发现低渗透油田近300个, 其储量达40亿吨。
低渗透油藏的传统开采方法是采用注水技术, 但在实际的开采过程中, 注水技术的投资成本与其收获的经济效益之间的矛盾较大。为了实现低渗透油藏采收效率的提高, 当前国内使用较多、比较典型的方法主要有以下几种:注气法;微生物采油法;震动波法等。
在油藏的开采过程中, 井网密度的合理选择问题受到较大的关注, 关于低渗透油藏的开采效益, 人们普遍认为, 选择较密的井网可以使油层存在断开现象的油田获得更好的注水开发效果, 提高低渗透油藏开采的速度与效率, 是当前解决不连续油层开采问题的主要手段。随着油藏开采经验的积累与研究的不断深入, 国内对低渗透油藏的开采进行了综合性的调整, 改善了油藏开发的效果, 提高了油藏开采的效率。其主要的开采策略是以合理选择井网密度为基础, 适当的采用压裂与注水措施, 从而取得更好的效果。
三、超前注水的作用
1. 提高初始地层压力
通过超前注水技术将水注入油藏井底, 水流进入到高压储层, 其体积压缩变小, 将原先存在的地层间隙填满, 压缩地层与原油, 使初始地层的压力变大。相关实验研究表明, 地层中的压力与注水量呈正比例关系, 注水的速度变大、时间变长, 注入的水量增多, 将导致地层的压力大大增加。初始地层压力的提高, 主要有以下几点好处:第一, 可以防止压力降低造成油藏的渗透率下降, 对低渗油藏产生严重危害;第二, 油藏开采的启动压力梯度与油藏的渗透率呈反比例关系, 通过对油藏进行提前注水, 提高初始地层压力, 可以避免油藏开采的启动压力升高;第三, 地层压力也会对原油的性质产生一定影响, 使原油的粘度控制在一定范围内。
2. 出流速度增大
通过采用超前注水技术, 可以使注水井产生与压升漏斗相类似的效果, 使其附近的压力不断增加, 压力梯度不断变大。与此同时, 随着注水井附近压力梯度的不断变大, 低渗透油藏的出流速率也不断增大, 从而使提高低渗透油藏的开采效率。
3. 开采率提高
超前注水技术只是对油藏井底进行注水, 并不断的向井底输入能量, 而不进行油藏的开采, 因此, 其可以保证驱油过程的缓慢与匀速的进行, 同时避免在驱油过程中出现速度突变与提前水窜的现象, 与此同时, 也在一定范围内增加了面积波及系数。除此之外, 随着该系数的不断增加, 其产量的递减速度同样会相对下降。所以, 其可在一定范围内增加油藏的开采率。
四、超前注水技术的应用
在低渗透油藏的开采中, 采用超前注水, 建立起完善的驱替压力系统, 可以大幅提高油藏矿井的单产量与采收的效率。在注水技术应用中, 选择恰当的参数, 与油藏最终的开发效果直接相关。
1. 确定压力保持水平
对部分特殊的油藏储层而言, 我们可依据不稳定的渗流模型, 通过对地层压力与相应的稳定时间的调整, 确定在超前注水完毕后水井与油井间的地层压力的分布与压力梯度的分布。在启动压力梯度小于最小驱替压力梯度的情况下, 可确定该压力值是合理的, 通过分析计算, 可得到其相应的公式为
式中, ηs是压力保持水平参数, %。
2. 选择合理的注水压力
地层的破裂压力是注水压力的重要决定因素。在实际的开采过程中, 大多数情况下, 应控制注水井的流压小于其地层破裂压力的90%, 从而防止地层出现破裂使水进入其裂缝中。在进行计算时, 应将输油管的摩擦压力与注水管的压力损失计入其中, 通过简化, 可得到其井口的压力表达式为
其中, pf是注水井的最高压力, Pa;pwf是其井底压力, Pa;ptl是输油管的摩擦损失, Pa;pmc则是注水管的压力损失, Pa;H是注水的深度, m。
3. 选择合理的注水量
在进行实际注水过程中, 我们应当考虑到在不同环境下, 地层压力具有其各自特定的恢复目标。因此, 在确定注水量时, 我们应充分考虑环境条件与地层压力的影响。
4. 选择合理的注水时机
一旦我们确定了合理的注水量与注水强度, 即可对注水时机进行选择。若环境条件越差, 且初始的地层压力值较低, 则应当进行更长时间的注水。应当注意的是, 若在一定范围内增加注水的强度, 则可减少相应的注水时间, 提高注水的效率。
结束语
通过上述分析可以看出, 我国对低渗透油藏的开采仍具有一定的局限性, 开采效率较为低下。为了提高开采效率, 增加采收率, 我们应选择合理的注水压力与注水量, 确定适宜的注水时间, 这对促进超前注水技术的不断发展, 推进其在低渗透油藏开采中的广泛应用, 加大我国的低渗透油藏的开采力度, 具有十分重要的意义。
参考文献
[1]刘书会, 张繁昌, 印兴耀, 等.砂砾岩储集层的地震反演方法[J].石油勘探与开发, 2003, 30 (3) :124O125, 128.
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[3]赵新智, 赵耀辉.超低渗透油藏合理开发技术政策的认识与实践[J].大庆石油地质与开发.2010, 29 (1) :60-64.
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