超低渗透油田（精选7篇）
超低渗透油田 篇1
超低渗透油田近年来成为长庆油田发展的重点, 今年一月, 长庆油田的“5000万吨特低渗透——致密油气田勘探开发与重大理论技术创新”这一研究课题获得了二一五年度的国家科学技术进步一等奖, 所以, 在接下来的一段时间, 长庆油田将以此为跳板, 对超低渗透油田的井场设施的优化进行进一步的研究, 以求降低油田开发的成本, 更好的提高石油的产率, 为我国石油企业的发展做出了极大的贡献。
1 超低渗油田的相关介绍
低渗透的油田根据渗透率主要分为三类, 平均渗透率在 (10.1~50) ×10-3μm2范围内的油田称为低渗透油田, 而平均渗透率在 (1.1~10.0) ×10-3μm2之间油田称为特低渗透油田, 而平均渗透率在 (0.1~1.0) ×10-3μm2之间的成为超低渗透油田, 这种油田的丰度和渗透度都很低, 一般情况下, 是不会进行开发的, 但是, 由于我国超低渗透油田的范围比较广, 且很多油田的原油性质比较好, 油层也非常厚, 如果开发和利用的得当, 是比较有价值的, 还能为我国的石油开采做出突出的贡献。长庆油田近年来对超低渗透油田的研究很深入, 并取得了一些突出的成果, 目前, 井场的设施问题成为制约油田发展的重要因素, 我们要采取相应的优化设计方案, 加强井场的建设。
2 我国超低渗透油田井场建设的现状
超低渗透油田的井场建设十分重要, 从安全环保的角度上说, 井场的建设需要有相应的雨水收集和处理系统, 由于油田的油污比较多, 如果不处理好雨水的问题, 很容易把油污通过雨水带出, 对环境产生了很大的污染。近年来, 我国对环保事业的重视程度越来越高, 所以, 长庆油田对井场的安全环保设施做出了极大的改善, 但是, 仍旧存在三个方面的问题, 首先, 长庆油田的黄土土质较软, 容易造成地基的崩塌;其次, 油污容易随雨水下渗, 影响土质;最后, 暴雨后进行雨水的收集, 由于蒸发池的容积有限, 容易造成坍塌。其次, 从投资角度上说, 井场的设施是油田投资的大头, 而其中井场的巡井房和围墙是重中之重, 我们要加大对井场设施的投资, 一方面, 可以提高石油开采的效率, 强化硬件设施的建设, 另一方面, 可以加强油田的安全运行。目前, 长庆油田的井场建设水平较高, 已经具备很好的开发条件, 但是, 在一些小的方面还有可以优化的地方, 我们将采取有效的措施, 提高井场设施的优化设计效果, 为长庆油田的发展奠定基础。
3 井场设施的优化设计的实施
针对目前井场设施存在的问题, 我们要在围墙、环保和雨水的收集等方面做好充分的工作, 优化整体设计, 不断加强油田的建设。
3.1 围墙的简化工作
围墙的建设是油田井场设施建设中的重中之重, 也是投资比例较大的一块。目前, 我们采取有效措施着力降低成本, 主要是通过将原来砖砌的围墙换成了土筑的防护堤, 这样, 从选材上大大降低了成本, 同时, 高度也得到了优化, 并且, 使用土筑的防护堤也能达到含油污的水源不会流出井场的目的。
3.2 含油污水池的建设
含油污水的收集是油田井场的重点工作, 以往, 我们主要使用的是雨水的蒸发池, 其建造成本比较高, 目前, 我们采取了取消雨水蒸发池的优化方案, 采取分流的途径, 大大减少了含油污水池的容量, 从而使油田的建设有所降低, 同时, 也规避了雨水蒸发池产生的一些问题。
3.3 设置集水沟
集水沟的主要目的是收集洁净的雨水, 一些相对安全区域的雨水能够自然的流入集水沟, 我们可以利用这部分的雨水对油田周边的植被进行灌溉, 节约了灌溉用水, 对周边环境的建设也有非常好的作用。
3.4 设置视频监控系统
随着科学技术的不断进步, 视频的监控系统走入了各行各业, 同时, 在长庆油田中也有了广泛的应用, 我们利用视频监控系统, 可以有效的对油田的工作情况进行全面的动态了解, 能够及时发现问题并做出处理, 同时, 可以采用这个系统对员工的工作进行监督, 提高他们的工作效率。
4 结语
长庆油田的井场设施得到了充分的优化, 并在使用过程中的效果非常令人满意, 我们将继续对相关的设施进行进一步的优化, 保证整个油田的安全稳定运行。同时, 我们在油田开采的过程中, 因为石油是高污染的行业, 所以要充分的考虑到环境的问题, 为我国的生态建设保驾护航, 同时为石油企业的发展奠定良好的基础。
摘要：超低渗透油田在我国的石油行业中具有重要地位, 是我国分布区域较广的油田类型, 由于超低渗透油田的丰度较低、渗透率低、单井的产能也较低, 所以, 该种油田的开发难度较大。长庆油田作为国内的知名企业, 对超低渗透油田的井场设施的优化设计有独到的见解, 本文对相关的问题进行了阐释, 希望能进一步促进长庆油田的发展。
关键词：超低渗透,标准化井场,安全环保
参考文献
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超低渗透油田 篇2
1 油藏与裂缝耦合模型
根据L区块的地质、测井等资料建立三维非均质地质模型, 储层埋深为2 680~2 720 m, 沉积微相主要为水下分流河道, 砂体受物源和沉积相控制, 呈西北至东南向展布, 渗透率主要分布在0.2~0.9md, 平均值0.41 m D, 孔隙度主要分布在9%~13%, 平均值为10.4%, 含水饱和度主要分布在34%~60%, 平均值为51%。地层流体为油、水和溶解气三相, 原始地层压力18.7 MPa, 泡点压力为14.3 MPa, 地层水黏度0.701 m Pa·s, 溶解气油比为137.3 m3/t。综合以上特征, L区块属于低孔、低渗、高气油比的超低渗透油藏。该地区水力压裂形成垂直缝, 因为裂缝尺寸与周围网格尺寸相差极大, 考虑到数值模拟收敛性和计算能力, 截取井组模型, 采用非均匀局部网格加密的方法模拟裂缝, 赋给基质和裂缝两套不同的渗透率、孔隙度和相渗曲线, 其中裂缝渗透率应用等连通系数法计算[7], 见公式 (1) 。
式 (1) 中, Kf、Kfe分别为实际裂缝渗透率和等效裂缝渗透率, ×10-3μm2;wf为实际裂缝宽度, m;Δx为模拟裂缝网格宽度, m。
2 裂缝参数优选
在菱形反九点井网中, 水井一般不压裂, 而油井所处位置对裂缝缝长的优选结果会产生影响, 为此本文分别研究边井缝长、角井缝长和油井导流能力对油藏开发动态的影响, 优化合理裂缝参数范围。
从图1中可以看出, 边井和角井的缝长对产油量的影响均存在最优值。无论是边井还是角井, 随着缝长的增加, 注采井组15年的累计产油量均增加, 达到门限值后累计产油量几乎不变甚至开始下降。边井半缝长的门限值为100 m, 角井半缝长的门限值为120 m。同时缝长对含水率也有影响, 随着边井缝长的增加, 井组的平均含水率几乎线性增加, 而角井缝长对含水率的影响存在拐点, 当角井半缝长大于120 m以后, 平均含水率开始快速增加。综合分析, 缝长并非越长越好, 缝长超过门限值后产油量增加不大, 但是含水率快速上升, 同时造成压裂成本增加, 造成经济上不划算, 所以优选出边井半缝长为100~140 m, 角井半缝长也为100~140 m。
从图2中可以看出, 油井导流能力的增加, 15年累计产油量和含水率均增加, 但是两者均在导流能力在25μm2·cm时出现拐点, 大于此值后两者的增加速度减缓, 为此合理导流能力取值为20~30μm2·cm。
3 整体压裂方案优选
考虑到边井和角井间的相互干扰以及不同裂缝参数之间的相互影响, 采用正交优化的方法设计整体压裂方案[8]。本文选择边井缝长Lfb、角井缝长Lfj、油井导流能力D、注水井井底压力Pin和油井井底流压Pwf五个参数, 根据上一节的裂缝参数优化范围和现场的井底压力资料, 每个参数选择三个水平值, 见表1。从全部的35=243种水平值组合中, 选取18种相互正交的组合, 建立整体压裂方案, 见表2。
采用模糊数学评判的方法优选整体压裂方案。选择5个评价指标:10年采收程度、无水采收率、见水时间、最大采油速度和净现值。通过数值模拟计算不同方案的各项指标, 从技术和经济等多方面综合确定最优整体压裂方案。
模糊数学评判的步骤[9,10]:①确定整体压裂方案和评价指标;②通过隶属度函数公式 (式 (2) 、式 (3) ) 建立隶属度矩阵F;③应用层次分析法, 确定各指标权重λ;④应用模糊数学算法V=λΔFT计算压裂方案评价集, Δ为模糊数学算法 (公式4) 。
越大越优型:
越小越优型:
模糊数学公式:
式中, μij为第j个压裂方案第i项评价指标的相对隶属度;μcij为μij的余集;xij为第j个压裂方案第i项评价指标的特征值;ximax和ximin分别为第i项评价指标的最大与最小特征值;λj为第j个指标的权重;fjk为隶属度矩阵第j行第k列元素。
应用层次分析法确定权重为λ= (0.388 9, 0.090 6, 0.090 6, 0.041 0, 0.388 9) , 并进行一致性检验CR=0.021<0.1, 说明一致性很好。应用公式 (4) 计算压裂方案评价集V= (0.684, 0.544, 0.38, 0.522, 0.405, 0.721, 0.08, 0.836, 0.658, 0.712, 0.04, 0.817, 0.943, 0.42, 0.197, 0.277, 0.925, 0.389) , 如图3所示。
可以得出方案13的整体压裂方案最好, 边井最优缝长为100 m, 角井最优缝长为120 m, 导流能力最优值为25μm2·cm, 注水井井底压力为44 MPa, 油井井底流压为8 MPa。
4 裂缝参数检验
为了验证所选裂缝参数是否正确, 采用历史拟合的方法, 分别拟合带水力裂缝地质模型的产油、含水, 并结合现场微地震的裂缝监测数据和试井解释的裂缝参数进一步证明压裂参数选取的可靠性。
采用整体压裂方案13中的裂缝参数, 模型的累计产油量和含水率拟合效果均很好。罗38井区微地震监测和试井解释的裂缝半长分布在90~110 m, 与本文的优化结果相符。因此可以得出L区块整体压裂开发裂缝参数的选取是可靠的。即边井缝长100 m, 角井缝长120 m, 导流能力25μm2·cm。
5 结论及建议
(1) 在菱形反九点井网中, 裂缝长度和导流能力对油藏动态的影响存在最优值, 而且油井位置不同, 缝长的最优值也不同, 角井的最优缝长要大于边井。
(2) 边井缝长、角井缝长和导流能力存在着相互影响, 采用正交优化和模糊数学综合评价的方法, 可以从整体上消除裂缝参数间的干扰, 优选出最优裂缝参数组合。
(3) 通过历史拟合和现场监测数据对裂缝参数进行检验, 证明裂缝参数选取的可靠性, 对L井区或者类似的油田可以采用边井缝长100 m, 角井缝长120 m, 导流能力25μm2·cm, 提高油田的整体开发效果。
摘要：建立L区块三维三相非均质裂缝和油藏耦合理论模型, 利用数值模拟手段, 模拟菱形反九点井网缝长和裂缝导流能力对油藏动态的影响。优选裂缝参数范围, 再采用正交优化和模糊数学的方法建立整体压裂方案, 确定整体压裂参数。最后通过历史拟合和现场数据对裂缝参数的选取进行检验。研究结果表明, 该地区压裂效果并非缝长和导流能力越大越好, 存在着合理的范围, 边井缝长100 m左右, 角井缝长120 m左右, 导流能力为25μm2·cm较合理。
关键词：整体压裂,裂缝参数,数值模拟,正交优化,模糊数学
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.地球科学进展, 2009;24 (8) :856—857
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[9] 张小浩, 李秋实, 李学森.模糊数学在优选油田开发方案中的应用.西北地质, 2002;35 (1) :77—78
超低渗透油田 篇3
1.1 长庆油田背景。长庆油田的油藏大多是渗透率小于0.5m D、埋深在2000m左右、单井产量较低 (2t左右) 、开采难度大的超低渗透油藏。该类油藏资源潜力大, 且适宜于超前注水开发。
随着国际油价的不断上涨、开采技术及采收率的逐步提高, 长庆油田提高产量越来越依赖超低渗透油藏。因此, 引入自动控制技术, 实现数字化管理, 不仅可以提高原油外输效率, 同时也可以减轻一线员工劳动强度。
1.2 数字化增压点设计。长庆油田属于低渗透油田, 地面工艺采用丛式井组单管不加热集输、投球清蜡、功图自动计量、油气混输等技术, 增压点属于油田生产环节中的小型站点, 其流程如图1:
长庆油田主要针对地形复杂多变、偏远、地势较低和沿线高差起伏变化大的井组原油进行增压输送, 延长输送距离。为了节能减排, 降低人力成本, 减轻一线员工的劳动强度。增压点设计遵循“标准化设计、模块化施工、数字化管理”的标准化地面建设思路, 在符合原油处理和输送工艺流程的基础上, 提高了建设质量和生产效率。其设计范围涉及集输、供注水、生产配套3 大系统, 涵盖仪表、给排水、供电、通信、自控、热工等多项配套工程。
1.3 增压点液位控制要求。为了保证油田均衡、安全生产, 外输站或油库必须有满足一定贮存周期的油罐。根据增压点建设规范, 原油抽出后, 通过管线将其输送至增压点总机关、进入缓冲罐。
一般情况下, 增压站点有2 台输油泵, 一主一备。正常时, 要求变频控制输油泵且实现智能调节。根据液位情况, 当液位过高时, 启动外输泵向上一级站点 (联合站、转油站) 输送原油;当液位过低后停止外输泵;等原油再次达到高液位启动外输。当液位达到一定下限时能够自动连锁停泵, 从而避免油液不足, 造成外输泵空转烧毁的情况。整个输油控制系统要求无人值守。
二、增压点控制的现状
随着我国大部分油田原油含水率的不断增加、产量的变化及外输管道阻力的增大, 油田用输油泵普遍存在着低效、高能耗的问题。由于现场来油的间歇性, 液位调节存在大惯性和大滞后, 采用传统的反馈控制方式很难实现输油平稳调节的效果。
为解决这一问题, 不少油田采用了PID控制策略或者分段控制策略。取得了一定的效果。其控制系统框图如图2。
其中, 增压点控制采用反馈控制原理, 利用传感器将缓冲罐实际液位测量并与设定值进行比较后得到偏差, 并在控制器中采用PID算法或者分段控制算法计算后得到变频器输出信号, 完成对输油泵电机的变频调速, 通过电机转速的变化来调节输油流量, 取代了出口调节阀, 降低了泵出口的压力损耗, 取得了较好的节能效果。
2.1 PID控制在原油外输中的应用情况。PID (比例- 积分- 微分) 控制器作为最早实用化的控制器已有70 多年历史, 现在仍然是应用最广泛的工业控制器。PID控制器是一个二阶线性控制器, 简单易懂, 已成为应用最为广泛的控制器。
通常依据控制器输出与执行机构的对应关系, 将基本数字PID算法分为位置式PID和增量式PID两种。在原油外输中, 一般采用增量式PID算法。其公式为
式中
当测量误差e (t) 不等于0 (缓冲罐实际液位c (t) 不等于设定液位r (t) ) 时, 输出响应u (t) 自动进行调节, 其调节部分有3 项组成:比例项、积分项、微分项。这3 项构成了PID调节的3 个内容, 这3 部分对输出响应的大小是通过3个参数决定的。
将PID控制逻辑引入数字化增压点外输控制, 理论上缓冲罐液位能够及时的跟定在设定液位范围内, 出现一条围绕设定值的缓慢震荡的曲线, 如图3 所示。
但实际应用中, PID控制并不能发挥其理论效果。输油泵电机始终工作在上、下限频率处, 输出始终在震荡, 不能进行平稳输油。究其原因, 主要有以下几个方面:
(1) 超低渗透油田的单井日产量较小 (2t左右) 且产量不稳定、现场来油的间歇性及液位调节的滞后性, 容易造成储液罐液位长期波动。
(2) 缓冲罐是容积在十几方左右, 其液位存在大惯性, 变化较慢, 造成偏差e (t) 不能及时跟随PID控制器的输出变频频率快速变化。因此, 在P环节, 特别是I环节的作用下, 控制器输出很容易达到上下限。长期运行在上下界限频率的变频器就丧失了其作为无级调速的优势, 甚至可以被看做是位式控制。
(3) 操作员工缺乏理论实践基础, PID调节方式并没有体现其平稳调节的效果。
2.2 分段控制在原油外输中的应用情况。分段控制系统框图和PID控制框图一样。区别仅在于控制规律。分段控制指根据缓冲罐液位与设定液位的差值不同, 将外输频率设定为几个阶段, 其控制器输出和输入关系如图4。
其工作原理为:将缓冲罐液位在整个论域内分段, 针对不同分段采取不同的频率策略控制输油。液位偏差较大时采用设定的分段频率。系统实现了输油泵与缓冲罐液位的联动控制。
分段控制简单易行, 由于采用分段控制, 各个设定点可以由增压点值班人员根据现场实际需要调节, 可以充分发挥现场值班人员的自主调节能力, 因地制宜地设定能够符合现场需要的控制逻辑。
实际现场运行效果表明, 采用分段控制后, 当缓冲罐液位控制在一定范围之内时, 变频频率能够分段对应在Pa和Pe的五个频率点上, 不仅可以保证连续输油, 同时也使外输泵运行速度更加平稳节能, 其控制效果相对比PID控制效果较好。
三、模糊控制在增压点原油外输中的应用
通过对数字化增压点分段控制、PID控制的理论研究和实地实施, 虽然都能够实现对原油外输的控制, 但由于增压点来油波动大、操作人员水平参差不齐等问题, 虽然都实现了无人或少人值守的自动化输油, 但控制效果都不是很理想。为了提高系统性能, 可以将模糊控制引入到增压点原油外输中。
3.1 模糊控制原理。模糊控制 (Fuzzy Control) 是以模糊集合论、模糊语言变量及模糊逻辑推理为基础的计算机控制。它适用于控制不易取得精确数学模型和数学模型不确定或经常变化的情况。其原理如图5 所示。
糊控制器的原理进行设计的, 其设计的内容包括以下几方面:
(1) 确定模糊控制器输入变量和输出变量。本文设计中采用二维模糊控制器, 以液位误差和误差变化率作为输入变量, 以控制量的变化量为输出变量。
(2) 设计模糊控制器的控制规则。控制规则设计是设计模糊控制器的关键, 一般包括三部分内容:选择描述输人输出变量的词集, 定义各模糊变量的模糊子集和建立模糊控制器控制规则。
(3) 确定模糊化和非模糊化 (又称清晰化) 的方法。模糊化是将输入的精确量转化为模糊化量。非模糊化是将模糊推理得到的控制量变为实际控制的清晰量, 它包含有两部分内容:将模糊的控制量经清晰化变换成表示在论域范围的清晰量;将表示在论域范围的清晰量经尺度变换变成实际的控制量。
(4) 编制模糊控制算法的应用程序。控制算法是由计算机的程序实现的。这种程序一般包括两部分, 一个是计算机离线计算查询表的程序, 另一个则是计算机在模糊控制过程中在线计算输人变量, 并将它们进行模糊化处理, 在查找查询表之后, 再作输出处理的程序。
3.2 模糊控制在原油外输中的应用。模糊控制利用人的思维方式和控制经验, 摒弃了PID控制和分段控制的缺点。在存在大惯性、强干扰的原油外输系统中避免了使用一种固定的控制算法来进行调节的思想, 采用决策逼近方法, 根据偏差e (t) 和偏差的变化率, 采用模糊推理获得了控制量 (变频器变频频率) 。为了更好的实现增压点原油输油系统的平稳输油, 检验模糊控制在外输控制的应用效果, 长庆油田采油三厂进行了实地应用和测试, 达到了较为良好的生产效果。
其中, 液位采用模拟式传感器液位传感器将液位信号转换为4~20m A标准信号, 模糊控制器输出也转换成4~20m A标准信号传递给变频器, 以改变变频器输出频率信号, 来控制输出泵转速。
在测试系统中, 选用英威腾型号CHF100-15R0-4 的15KW变频器, 该变频器输出频率与输入电流程线性关系。根据专家经验, 为保证外输泵安全运行不至于出现电流超限, 温度过高;冷却风扇不能有效降低外输泵发热等问题。将该变频器的频率上下限分别设定为50Hz和20Hz。
系统的控制策略采用模糊控制思想, 针对模糊控制, 根据不同的液位偏差和偏差的变化率, 结合专家控制规律, 输出不同的控制信号, 其程序流程图如图6。
四、结论
模糊控制采用类人思维的智能策略, 将液位偏差分成不同论域, 并根据专家经验, 采用模糊推理技术, 实现了对输出变频频率的计算, 使得外输泵运行频率不会出现大范围的波动, 使得外输泵的输出更加平稳。
通过在长庆油田采油三厂进行该技术的先导性试运行, 运行结果良好, 改善了在传统控制方式下外输泵运行速度忽高忽低的现状, 同时降低了外输泵电能损耗。此外, 模糊控制系统降低了对操作人员的技术要求, 减轻了一线员工劳动强度。
摘要：长庆油田所属区块大多为低渗透油藏地层结构, 开发难度更大, 适宜于超前注水开发。为降低员工劳动强度, 本文根据连续平稳输油的要求, 并结合现场采油的间歇性, 基于数字化建设理念提出了一种基于模糊控制的增压点原油外输控制方案, 并将其应用在生产现场, 使输油的稳定性得到了提高, 同时在电能损耗方面也得到了降低。
关键词：增压点,原油外输,模糊控制,改造
参考文献
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[2]郭靖.长庆油田标准化增压点的设计特点[J].石油规划设计, 2010 (7) .
超低渗油田注水开发特征分析 篇4
1 超低渗油藏地质特征
(1) 油田构造背景相对平缓。
油田位于盆地构造中部地区, 区域构造相对平缓, 局部地区近东西方面发育, 隆起幅度不大, 从而能有效聚集油气。
(2) 三角洲前缘沉积体系油层分布稳定。
(3) 天然裂缝发育。
超低渗油田呈天然裂缝发育, 但在地层条件下呈现闭合发展状态, 根据取心井岩心所观测到的资料, 相应的石油井呈现天然微裂缝, 按照裂缝形成分类, 可知存在构造应力裂缝和水平成岩裂缝。构造应力裂缝一般倾角87°, 有时可见两组甚至以上的互相平行的垂直裂缝, 裂缝大多被方解石填充, 以下或无填充物。
(4) 岩石颗粒细小, 物性差。
油田的岩石颗粒较小, 油田储层的孔喉细微, 物性交叉, 储层属于成岩型为主的根据相应的岩矿资料分析, 长石含量49.8%～ 51.2%, 石英含量20.1%～ 22.2%, 岩屑含量8.6%～ 15.0%, 杂基含量低 (0～2.83%) 。岩石颗粒分选较好, 粒径细, 粒度类型以细砂为主。超低渗油田的油层低孔、低渗的特点。
(5) 酸敏矿物为主。
黏土矿物的成分以酸敏矿物为主, 水敏矿物较少。石油储层的胶结物主要成份是酸敏矿物绿泥石、浊沸石、方解石, 占据敏感矿物的80%, 而水敏矿物较少, 主要为自生水云母及伊蒙混层矿物, 杂基微粒含量较低, 重结晶显著, 临界流速较高, 通常不会产生迁移的现象。
(6) 原始地层的压力较低, 天然能量相对贫乏。
油田石油的范围与砂岩主体地层压力较低, 低饱压差较小, 天然能量贫乏。油藏的范围与砂岩主体的范围以及相对高孔和高渗区范围保持一直, 以及砂岩致密带、相变带等岩性和物性的变化是油层油藏的主要控制要素, 仅仅在区块的局部边水, 但其存在的面积较小, 物性较差, 难以起到主动驱动的作用。
2 超低渗油田注水开发优化分析
(1) 早期强化注水。
为了迅速提高油田地层的压力, 构建强力有效的压力驱替系统, 除了在现有的条件下, 油田井区应实现超前注水, 其余额主要以强化注水为主要的方式和手段。
(2) 不稳定注水。
针对油田中的孔隙裂缝渗流区域, 在初期的强化过后, 达到了初步的效果, 在油井实现了初步效果后, 其单产量得到了有效的提高。但随着油井的发展和逐步开采, 油井中含水量上升, 从而导致了油井井组的产油能力先将, 为有效控制油田的含水量, 提高驱油的效率以及波及系数, 可采取不稳定注水方式。不稳定注水对孔隙渗流区以及孔隙裂缝渗流区能起到稳油控水的作用。
(3) 沿裂缝强化注水。
针对油田井区裂缝发育, 油井见水较快, 裂缝线上油井水淹, 侧向油井产气处于低压以及地产状况等问题, 早期可采用裂缝强化注水, 从而有效提高单井产量, 同时还应随着油井状况的变化不断调整注水强度保证油井产量的稳步上升。后期裂缝性水淹导致对应油水井沟通、剩余油无法得到有效驱替, 可采用区块整体化堵大裂缝, 分注分采的开发手段提高驱替效率。
(4) 控制单元注水强度。
针对大面积的湖泊三角洲沉积体系到河流相沉积体系, 当孔隙性油藏或微裂缝发育时, 也可实行超前注水;在开发初期, 需要控制单元注水强度, 避免强度过大造成地层裂缝开启, 油井过早水淹或进入高含水开发阶段;随着开发的深入, 可逐步提高注采比, 增加注水强度, 保证地层能量, 建立有效的驱替体系。
(5) 三次采油提高最终采收率。
在部分规模较大的整装油田, 开发中后期含水上升, 驱油效率低下, 仅依靠强化注水已无法满足油田开发需求。为此, 可结合地质特征, 合理引入微生物驱、表面活性剂驱及空气泡沫驱等三次采油技术, 提高驱油效率及最终采收率。
参考文献
[1]李志明, 杨磊, 张金庆, 等.海上低渗透油田特点及开发策略探[J].山东国土资源, 2011, (4) .
超低渗透钻井液工艺技术分析 篇5
1 超低渗透钻井液特点分析
在超低钻井液中使用的添加剂多为细小固体颗粒和多种低相分子质量聚合按一定比例配制得到的混合物。因为其成分中聚合物和固体颗粒表面产生的变化而表现出不同的润湿性和溶解性, 超低渗透钻井液添加剂就是按照一定的比例对这些成分进行混合。在水溶性流体内加入这种混合物后, 亲油物质出现较少的润湿和溶解, 以缔合的形式形成聚集体能使得体系能量降低为最低。该过程类似于胶束的形成, 只是结构相对简单且对矿化度和压力的变化不敏感, 高温的稳定性相对较好。产品加入到油基钻井液与水溶性流体有着类似的机理, 区别在于聚集体组成成分中亲油性更多, 也形成了岩石表面超低渗透屏蔽层的关键因素。封堵层能直接避免了流液侵入与压力传递, 在钻井液进入地层的瞬间就可以形成。在过平衡压力作用下, 常规泥浆添加剂会因虑失在通过时形成连续性渗漏。聚集体能有效的保护李峰和层理面之间形成的封堵。
超低渗透钻井液的特点主要是体现在以下几个方面:因为在岩石中的侵入深度有所限制, 虑失性能有较低, 就阻止了钻井液对页岩的侵蚀, 其形成的页岩封闭的缝隙也能阻止地层受到钻井液的渗透, 其律师梁的函数不再是时间的平方根, 在地层形成的封闭膜会在压差作用下附着在井壁;渗透率恢复情况在膜可实现有效清除下更加良好, 利于提高产能;有着更好的环保性能。
2 超低渗透钻井液的作用机理
2.1 减小储层伤害和降低虑失的机理
超低渗透钻井液在钻井使用中, 钻井液中的聚合物会聚焦而形成可变性的胶束, 在其向页岩进行渗透时, 页岩上胶束的迅速铺开, 可以再孔喉处形成较低渗透的封闭膜, 对钻井液的渗透可以实现有效阻止。如果是在钻进国产中形成的页岩裂缝, 超低渗透钻井液会对裂缝形成填塞, 裂缝碎片和孔隙表面会出现一定的张力, 张力会随着孔隙与碎片的减小而加大, 在此作用下阻止了钻井液的进一步虑失。由于超低渗透钻井液能在通过井壁表面能形成高致密度和无法渗透的封堵膜, 其对微裂缝泥页岩和不同地层都能有效封堵, 在井壁外形成的保护膜也对钻井液和其他滤液形成了很好的隔离, 避免对地层的渗漏, 逐步朝零虑失钻进靠近, 地层内颗粒转移的减少, 能有效的保护油气层。
2.2 提高地层承压能力的机理
钻井施工中井壁与钻具之间形成的摩擦力会通过钻杆形成过平衡压力而作用在井壁上, 过平衡压力过大会对井壁造成危害, 形成坍塌和钻井液严重漏失的后果, 需要对其进行减弱和消除。在超低渗透钻井液体系中, 过平衡压力可以通过钻井液的封堵性能来消除, 隔断了压力对地层的传送, 从而减少了因过平衡力带来的钻杆冲击而不会出现坍塌和钻井液严重漏失的情况。
2.3 消除压差卡钻机理
钻井液液注压力和地层孔隙压力之间的差成为压差, 过大的压差会导致卡钻。在钻杆和易渗透地层接触时, 钻杆会因为钻井液产生的过平衡压力而顶靠井壁, 发生卡钻。对压差卡钻进行分析, 可发现一个重要的因素是钻井液滤饼的性能, 滤饼的加厚会导致钻杆上泥饼的增加, 也增加了与钻杆的接触面积, 从而更容易发生卡钻。对于超低渗透钻井液, 岩石表面形成的低渗透屏障保证了钻井液的虑失量, 也减少了滤饼的厚度, 组织了压差向地层的传递, 大大降低了卡钻的风险。
2.4 堵漏机理
超低渗透钻井液的胶束可在弱胶结地层的裂缝形成有效屏障的同时, 也可通过薄片对液体的吸收而膨胀, 对漏失处的封堵材料形成束缚, 受到压力时将颗粒中的滤液挤出, 一般封堵材料为去水化, 对于漏失处的封堵效果更好。其在钻井液的胀流星作用下而粘在一起, 粘度会随着流速的增加而增大。在虑失区, 钻井液渗漏到地层后因膨胀剂而停留, 形成的架桥封堵可抵抗超过6.895MPa的压差。对于不同胀流性的钻井液需要添加不同用量的添加剂。
3 超低渗透钻井液的关键处理剂
在超低渗透钻井液体系中关键的因素是可形成超低渗封闭层的材料。在实验室相关实验表明, 超低渗透钻井液处理机中的聚合物加入到水基钻井液时, 由于其疏水性与亲水性等特点而在井壁表面形成媳妇的双分子层, 其向空间的纵深延伸, 在聚合物浓度增加的情况下还可形成球形聚集体而形成封闭层。对比常规处理剂, 超低渗透钻井液的处理剂需要有部分水溶性和油溶性, 具有可变性粒子来适应尺寸范围较大的微裂缝和孔隙, 防塌性能较好, 能有封闭和化学抑制协通作用, 且满足环保要求。综合以上要求, 可以选用有以下几类:通过天然产物中提炼而成的胶束聚合物, 能溶于非极性溶剂且在水中不溶解只溶胀;通过不同植物加工混合得到的植物衍生物, 在渗透率高的地层可辅助封闭膜的形成;由烃类组成的可变性聚合物, 在分子间作用下形成胶束, 可提供可变性粒子来封闭裂缝和孔喉;有机合成聚合物, 在水中形成膨胀倍速高速度快的弹粘体而对高渗透层形成封闭层;通过高级脂肪醇树脂经水溶性加工而得到的改性聚合物, 封堵后易降解、无毒。
参考文献
[1]蒲吉玲.使用高密度钻井液防卡技术探讨[J].西部探矿工程, 2013.1
超低渗透油田 篇6
对于超低渗透油藏, 采用超前注水, 在超前时间只注不采, 提高了地层压力, 当油井投产时, 可以建立较高的压力梯度, 当超前注水时间达到一定值后, 油层中任一点的压力梯度大于启动压力梯度, 此时便建立了有效的压力驱替系统。
边界条件:
p (r, t=0) =pi初始条件:
在非达西流、超前注水条件下, 其压力分布规律为:
二、注采参数对压力场的影响分析
1. 累计注入量对压力场的影响
从图2可以看出, 随着累计注入量的增加, 油水井间的压力剖面向上平移并趋于平缓;
从图3可以看出, 相同累计注入量时, 平均地层压力>油井压力;即超前注水压力的波及需要一定的时间。
2. 超前注水时机对压力场的影响
从图4可以看出, 随着超前注水时间的增加, 地层压力提高幅度越大, 考虑到经济因素的影响, 超前注水存在最佳超前注水时间。
三、应用效果评价
利用注水参数计算公式以及图版, 得到了xx油田xx区块超前注水参数:累计注水量0.7%PV;合理的注水时机为超前6个月, 合理的注水强度为1.5m/ (d.m) , 单井日注水为20-25m3。
1. 压力保持水平高
xx油田通过整体超前注水, 地层能量保持较好, 地层压力变化有以下两个特征。
(1) 超前注水油井初期地层压力较高, 压力保持水平高。xx区2003-2004年实施超前注水油井, 压力保持水平达到110%以上。 (图5)
2.单井产量高, 产量递减慢
超前注水油井单井产量高, 产量递减慢, 一直保持较高的水平生产 (图6) 。超前注水油井初期产量递减小, 仅9.6%;而同步注水和自然能量开发井初期递减较大, 分别达到35.8%和44.16%。
3.油井见效明显
xx油田通过整体超前注水, 油井见效周期短, 油井见效后产
量上升, 含水稳定, 有以下两个特征。
(1) 超前注水油井见效后产液量和产油量上升, 含水保持稳定 (表1)
(2) 超前注水油井见效周期较短, 见效后产量上升幅度大xx区块, 超前注水曲线来看, 超前注水油井见效时间较短, 3-6个月后油井开始见效, 油井见效后最高产量达到初期产量的98.45%;而同步注水和自然能量见效时间较长, 分别达到5-7月和9-12月, 油井见效后最高产量分别达到初期产量的72.53%和74.48% (图7)
结论及认识
1.超前注水能提高地层压力, 有利于超低渗透油藏建立有效的驱替压力系统。
2.本文通过数值模拟分析, 累计注入量, 超前注水时机, 注水强度, 注水方式对超低渗透油藏压力场影响显著。
3.利用注水参数计算公式以及图版, 得到了xx油田超前注水参数:累计注水量0.7%PV;合理的注水时机为超前6个月, 合理的注水强度为1.5m/ (d.m) , 单井日注水为20-25m3。
4.上述参数对xx油田适应性较好, 压力保持水平高达到110%以上;单井产量高, 产量递减慢;油井见效明显。
摘要：为了提高超低渗透油藏的单井产能和建立有效的压力驱替系统, xx油田创造性的提出了超前注水技术即在超前注水的时间内, 只注不采, 提高地层压力, 在开发之前就建立起有效的压力驱替系统, 达到高效开发的目的。本文给出了超前注水的数学模型, 并从数值模拟的角度分析了各参数对压力场的影响, 并在xx油田中取得了很好的效果, 对其它油田具有良好的借鉴作用。
关键词：超低渗透,超前注水,机理,注水参数,效果评价
参考文献
[1]李忠兴赵继勇等.低渗透油藏超前注水理论及其应用.石油学报, 2007.11, 28 (6) :78~86.
[2]孙丽颍杨冬梅.超前注水技术在低渗透油田的应用.吉林石油科技, 2004.2, 23 (1) :34~36.
超低渗透油田 篇7
根据我国的调查数据显示, 我国现有的油藏的分布中, 低渗透储量约占已开发油藏的三分之一, 新近发现的储量大约占有一半, 而且具准确数据显示, 我国的低渗透石油储量比例将会逐年递增。而渗透率为0.1-1.0m D的超低渗透油藏又占比例之大, 如何开发低渗透油藏, 保证原油产量成为重中之重。本文从达西定律和裘皮公式出发主要探讨对选用产能因子构建超低渗透油藏的产量的关系。
2 试油和稳产产量之间的关系
对于无自然产能的超低渗透油藏, 相关人员必须进行压裂改造, 才能成功的获得原油产量。由于现实中压力梯度和压力敏感的存在, 使超低渗透油藏渗透机理变得较为复杂, 应用达西定律 (Darcy) 和裘皮公式 (Dupuit) 在现实中不能很好的表达出流体的渗流特征, 同时也给产能表征、产量定量计算、产量关系换算都带来不小的困难。但限于当前的技术条件和现实状况我们还是应用达西定律和裘皮公式, 利用比采油指数和产能因子去探求超低渗透油层压裂改造后的石油产量和稳产产量之间的对应关系。
Q=KFh/L
其中Q为单位时间渗流量, F为过原油断面, h为总原油头损失, L为渗流路径长度, I=h/L为原油力坡度, K为渗透系数。
公式表明:原油在单位时间内通过多孔介质的渗流量与渗流路径长度成反比, 与过原油断面面积和总原油头损失成正比。
从水力学已知, 通过某一断面的流量Q等于流速v与过水断面F的乘积, 即Q=Fv, 根据这些, 达西定律也可以用另一种形式表达
v=KI
其中v为渗流速度。上面的公式表明, 渗流速度与原油力坡度一次方成正比。说明原油力坡度与渗流速度呈线性关系, 故又称线性渗流定律。在实际中达西定律的适应范围比层流范围小。
这个定律说明水通过多孔介质的速度同原油力梯度的大小及介质的渗透性能成正比。
这种关系可用下列方程式表示:
V=K[ (h2-h1) /L]。
其中V代表原油的流速, K代表渗透力的量度 (单位与流速相同, 即长度/时间) , (h2-h1) /L代表原油的力坡度。
根据达西定律和裘皮公式我们可以得知影响油井产能的因素主要有:有效厚度、有效渗透率、生产压差、有效供油半径和表皮因子。由于达西定律应用的范围有限, 在高速或是低速渗流都不在符合达西定律。因此, 影响超低渗透油井的产能因子并不能限于上述的因素。对于同一个油井, 在试油和稳产阶段是不同的, 应区别对待, 首先是生产压差和有效供油半径不同。然后是试油阶段的产量普遍高于稳产阶段的原油产量。
3 用比采油指数来精确数值
比采油指数是指表征油井产量大小的重要指标。在同一口油井的试油和稳产阶段, 生产压差和有效供油半径是不同的, 在实际的生产中, 不同阶段的有效厚度也是有差异的。我们可以通过对比采油指数来消除生产压差和有效厚度对产量产生的制约。不同的油井在相同的开采层位的生产压差我们可以看作近似。在理想的状态下, 试油阶段比采油指数与稳产阶段的比采油指数比值应该保持一致, 做一常数。因此, 在理论上讲, 试油比采油指数和稳产油指数之间应该是存在很强的线性相关性。线性相关系数在0.4~0.6之间。
现如今应用比较普遍的是探井/评价井和开发井两种。大量实验数据表明开发井在比采油的角度上试油和稳产产量之间的关系不同于探井。我们可以利用比采油指数能精确建立常规油气储层试油和稳产产量的关系。但是在开发井的超低渗透储层, 由于流体的渗透规律表现为低速非线性渗透, 比采油指数存在一定的限制
4 对产能因子的探讨
地层压力是一个油田开发的灵魂。如果出现地层的压力过低, 则地层的能力便会不足, 相应的我们的原油产量便会达不到我们的预计结果。而一旦地层压力保持的过高, 就需要我们提高注入压力, 增加注水量, 如此, 我们的开采成本便会提高, 投资也会增加, 最终会影响效益, 这是谁都不愿看到的结果。低渗透油田渗流属于非达西渗流, 在同一口油井, 在试油和稳产的阶段, 同一地层在单位压差、单位厚度上的渗透度是不完全一样的。我们应该考虑产能因子。
在理论上, 试油阶段的产能因子和稳产产能因子的比值应该是一个常数。说明两者之间存在较强的线性相关性。通过对比探井试油与稳产产能因子之间的关系和开发井试油与稳产产能因子的关系。我们发现表征储层渗透性能的有效渗透率不仅影响储层产能, 而且也制约着超低渗透油井试油与稳产两个阶段产量之间的关系。于上种种, 储层参数对探索超低渗透油井试油与稳产产量关系是至关重要的。
5 结论
特低渗透砂岩储集层的孔隙结构和表面物理性质极其复杂其渗流机理和油水运动规律等都与一般的中高渗透砂岩储集层有很大不同。人们成功地用达西定律解决了大量中高渗透储集层的油藏工程问题。
(1) 超低渗透油井的试油和稳产产量之间没有明显的关系。上文已经提及由于超低渗透油藏中流体表现为低速非线性渗流。达西定律在阐释这渗流方面有一定的局限性, 致使比采油指数不能很好的建立试油与稳产产能之间的关系。
(2) 通过大量的实验数据表明, 真正的产能因子较为理想的建立了超低渗透油层油井试油与稳产之间的换算关系, 这也说明了除了渗透性之外, 孔隙结构和含油性均能制约着超低渗透油井的产能, 但是压裂措施对储层产能没有较为明显的控制作用。
参考文献
[1]王海明、杨军、黄爽英《低渗透油藏合理压力保持水平研究》西南石油学报2000
[2]徐荣坤、田淑权、李保全《油田注采压力系统研究以及应用》石油天然气学报200527 (3) :383——385