深层稠油油藏（共8篇）
深层稠油油藏 篇1
在稠油开发中,蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD是最常见的三种注汽开发方式。目前,国外蒸汽驱、SAGD开发一般应用在埋深小于600 m的浅层油藏,国内已实现了中深层油藏工业化实施。这三种开发方式对于油藏埋深超过1 300 m的深层特超稠油油藏又面临诸多开发难题:由于埋藏深导致热损失较大,难以满足蒸汽驱、SAGD开发高干度注汽的要求,不能形成有效蒸汽腔;而蒸汽吞吐开发进入高轮次生产后,周期油汽比逐步下降,经济效益变差,一般吞吐阶段采出程度不足30%,井间大部分剩余油难以采出,若不采取有效开发手段,油藏即将废弃,造成资源闲置[1]。采取数值模拟等方法,对深层特稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式可行性开展详细研究,并优选出与其匹配的最优注采参数,为深层稠油有效开发、进一步提高采收率提供了思路。
1 油藏地质特征及开发现状
1.1 地质特征
W油藏构造上位于辽河断陷中央凸起南部倾没带北端,为受北、西两条正断层所夹持的断鼻构造,构造高点靠近北部断层附近,地层向南东和南西方向倾没,地层倾角2°~14°,油藏埋深(1 290 m~1 450 m)。属于水下扇沉积,微相类型主要为辫状沟道微相、沟道间及中扇前端微相,岩石颗粒相对较粗,分选较差,以不等粒砂岩、砾状砂岩和砾岩为主。储层物性较好,平均孔隙度24%,平均渗透率1.362 μm2,为中高孔、高渗储层。纵向上发育三个砂岩组,隔夹层不发育,平均单井油层厚度35.83 m,油层连通系数0.98。20 ℃脱气原油密度0.987 g/cm3,50 ℃脱气原油黏度12 615 mPa·s。油藏类型为厚层块状纯油藏。
1.2 开发历程及现状
W油藏于1991年采用141 m井距、正方形井网蒸汽吞吐投入开发,1995年研究区产量达到高峰6.8×104 t,1999年进入递减阶段,到2003年8月,采油速度仅为0.2%,采出程度24.3%,平均吞吐周期7.7轮。为进一步改善吞吐后期开发效果,当年开展了蒸汽驱先导试验,到2005年井组数达到6个,2006年蒸汽驱产量达到高峰2.9×104 t。由于汽驱后蒸汽超覆严重,纵向上油层动用不均,油汽比仅为0.1,汽驱阶段采出程度9.3%。
截至2011年2月,W油藏研究区投产注汽井6口,开井4口,日注汽540 t;投产油井39口,开井25口,日产油40 t,采油速度0.9%,采出程度33.6%。
2 深层特稠油油藏转换开发方式可行性研究
2.1 地质模型
2.1.1 模型建立
利用Petrel建模软件,根据研究区构造和储层物性等数据,结合单井资料建立了2个井组的非均质三维地质模型。同时根据区域油层发育状况和射孔情况划分为16个模拟层,模拟网格为10 m×10 m(x,y),模拟区为30口井(直井28口,水平井2口),共计49×22×16=17 248个节点,由此建立了三维、二组分(油、水)热采模型。
2.1.2 历史拟合
历史拟合以实际注采条件及生产时间为基础,通过修正参数对其储量、产油量和产水量进行拟合(见表1)。W油藏自1991年蒸汽吞吐投入开发,拟合时间至2011年3月,历史拟合指标主要是拟合研究区地质储量、累产液、累产油、日产液、日产油等,单井累产液、累产油、日产液、日产油等[2]。
利用建立的地质模型对模拟区域进行了储量计算,实际地质储量与模型计算的地质储量基本一致,证实了地质模型的可靠性。模拟计算累产油与累产水分别为17.98×104 t、73.04×104 t,与实际相对误差在±3%以内,模拟计算的生产指标拟合程度较高,趋势正确,所采用的各项静、动态参数能够代表油藏渗流特点,模型可以作为下步研究所用。
2.2 转换开发方式可行性研究
2.2.1 W油藏具有转换开发方式的物质基础
通过利用数值模拟方法,证实了空间上剩余油饱和度形态基本与蒸汽波及体积保持一致,呈锥形分布。其中,Ⅰ砂岩组动用程度最高,蒸汽带波及区域剩余油饱和度较低(20%~30%);II、Ⅲ砂岩组动用程度较低,剩余油饱和度较高(50%~69%),主要分布于Ⅲ砂岩组以及II砂岩组下部蒸汽未波及区域。可见,W油藏剩余油依然富集,具备下步调整挖潜的物质基础。
2.2.2 油藏地质参数满足重力泄水辅助蒸汽驱筛选条件
重力泄水辅助蒸汽驱是以进入蒸汽吞吐开发后期的特深层巨厚砂岩稠油油藏为对象,针对地下存水量大、操作压力高引发的蒸汽热利用率低等问题和常规蒸汽驱、重力泄油无法实现经济开发的现状,利用水平井大排量注汽提高蒸汽干度,在其下部设计水平井重力泄水降低操作压力、提高热利用率。其开发机理为重力泄水作用、减少热损失作用和提高采注比作用[3]。重力泄水辅助蒸汽驱的油藏要满足以下条件:油藏埋深(1 000—2 000) m,油层厚度(20—180) m,剩余油饱和度大于30%,孔隙度大于18%,渗透率大于200 md,50 ℃地面脱气原油粘度大于5 000 mPa·s,油层隔夹层不发育[1]。W油藏相关地质参数基本满足重力泄水辅助蒸汽驱筛选条件,同时相似区块洼59块[4]重力泄水辅助蒸汽驱先导试验井组已见到了较好开发效果。可见,重力泄水辅助蒸汽驱可作为W油藏下步转换开发方式的首选。
2.2.3 数值模拟结果表明采用重力泄水辅助蒸汽驱方式可获得较好的开发效果
利用数值模拟方法进一步研究了目前井距条件下四种不同方式的开发效果(见表2),其井网注采关系如下:方式一为双水平井重力泄水辅助蒸汽驱,上叠置注汽水平井2口,下叠置泄水水平井2口,采油直井18口;方式二为直井+水平井重力泄水辅助蒸汽驱,注汽直井4口,采油水平井2口,采油直井16口,注汽直井射孔段底界距离水平段垂深上方为5 m;方式三为现井网调整汽驱,注汽直井2口,采油水平井2口,采油直井17口,将注汽直井射孔层位调整为Ⅲ砂岩组,采油井射孔层段与注汽井对应;方式四为现井网汽驱到底,注汽直井2口,采油水平井2口,采油直井13口。
从数值模拟结果看,方式一阶段采出程度最高,为18.4%,油汽比高、净产油多,经济效益好;从预测结束含油饱和度场图看,方式一动用程度最均匀。综合分析,对于研究区采用方式一,即双水平井重力泄水辅助蒸汽驱较为适宜。
3 重力泄水辅助蒸汽驱注采参数优选
为保证重力泄水辅助蒸汽驱取得较好的开发效果,对方式一进行了注采参数优化设计,确保项目的顺利实施。
3.1 转驱时机优选
对水平井进行循环预热,日注汽量140 t,数值模拟研究结果表明(见图1、图2):3个月后,双水平井井间基本实现热连通,即可转入重力泄水辅助蒸汽驱。
3.2 水平井纵向位置优选
分别就叠置水平井间5 m、10 m、15 m、20 m不同纵向距离进行了优选计算,结果表明(见表3):纵向距离为5 m、10 m时蒸汽过早扩展到下水平井,蒸汽冷凝后温度较高的热水甚至蒸汽会直接从下叠置水平井直接采出,注入蒸汽的热利用率较低;当纵向距离为15 m时,蒸汽腔没有扩展到下水平井,泄水量大,泄水通道宽,各项生产指标均为最高,开采效果最好;纵向距离为20 m时局部泄水,且泄水量小,易造成憋压,起不到蒸汽驱替的作用。
3.3 直井射孔位置优选
能否保证在较长时间内取得好的生产效果,与直井射孔井段和水平井之间的距离有直接关系。该块为反韵律沉积,直井射孔井段过高,不利于控制蒸汽超覆,储量损失严重;射孔井段过低,蒸汽很容易向压力较低的水平井推进,造成汽窜,使蒸汽波及体积减小。因此,需要合理选择直井射孔井段的位置(见图3)。
设定方案如下。
3.3.1 对应注汽水平井上部油层
结合吸汽剖面及产液剖面,油井射孔首先遵循:以对应注汽井上部油层已经明显动用的油层为界向上避射。数模研究中设定了射开剩余厚度1/3、 1/2和2/3三种方案,对应双水平井井间油层全部射开。
3.3.2 对应双水平井井间油层
数模研究中设定了射开双水平井间油层厚度1/3、1/2、2/3和全部射开四种方案,从数值模拟结果可以看出,对应注汽井上部已经明显动用的油层,以其为界向上避射,射开下部剩余厚度1/2、双水平井井间油层全部射开时净产油最多,为3.23×104 t。
3.4 注汽速度优选
注入油藏的蒸汽携带的热能将原油黏度大幅度降低,蒸汽中大量、连续补充的汽化潜热使得形成的蒸汽带不断扩展、驱替原油至生产井采出[5]。为保证重力泄水辅助蒸汽驱过程中在蒸汽腔内形成稳定的汽液界面,必须对注汽速度和采液速度进行优化,其取决于油层吸汽能力、注入压力及油井排液能力。根据油藏实际情况,对不同注汽速度条件下的井底干度进行计算,以注入压力为7 MPa为例,数模计算结果表明,当锅炉出口干度在99%时注汽速度达到180 t/d即可保证注入蒸汽井底干度达到50%以上。
采用高干度注入介质,设定单位体积注汽速率分别为1.2、1.4、1.6、1.8和2.0 t/(d·ha·m)。数模计算结果表明(见图4),单位体积注汽速率在(1.6—1.8) t/(d·ha·m)时,开采效果好,折算注汽速度为(210—240) t/d。
3.5 注汽干度优选
蒸汽干度是衡量注入蒸汽质量的重要标志。蒸汽干度高,注入蒸汽的冷凝水比例低,潜热水平高,有利于加热油层;蒸汽干度低,冷凝水比例高,油层加热程度有限,但不能利用蒸汽超覆加热上部油层,不能有效加热油层。因此,必须满足足够的井底蒸汽干度,以保证开发效果。
数值模拟结果表明(见图5),随着井底蒸汽干度的提高,重力泄水辅助蒸汽驱阶段采出程度不断提高;当干度由0.45提高到0.5时,净增油与采出程度均有较大幅度上升。因此,井底蒸汽干度应大于0.5。
3.6 采注比优选
采注比是重力泄水辅助蒸汽驱阶段保证汽腔形成和扩大的重要操作参数,能否保证油层压力相对稳定直接关乎方式转换的最终效果。采注比过低,会造成井底持续积液,汽液界面不断上升,影响汽腔发育;采注比过高,地层压力下降快,注汽井与生产井之间的压力梯度较大,汽液界面不断降低,不利于汽腔发育。
设定采注比分别为0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4。数模计算结果表明(见图6),采注比在1.2以上时,该方式具有较高的采收率。
通过模拟不同采注比下温度场和压力场变化,当采注比过大时,由于蒸汽过早突破造成阶段,生产时间明显缩短,影响开发效果。综合考虑,建议采注比为1.2。
3.7 最佳开发指标预测
按照重力泄水辅助蒸汽驱操作条件优选结果,采用上叠置水平井高干度注汽,锅炉出口干度大于95%,井底干度大于50%,初期日注汽180 t/d,三个月后注汽井单位体积注汽速率1.8 t/(d·ha·m),折算注汽速度240 t/d,采注比1.2,下叠置水平井日排液90 t/d。双水平井重力泄水辅助蒸汽驱单个井组预计生产8年,累注汽55.26×104 t,累产油11.87×104 t,阶段采出程度13.6%,累积油汽比0.215。
4 结论
(1)W油藏适合双水平井重力泄水辅助蒸汽驱开发,预计提高采收率13.6%,该方式为深层特稠油油藏吞吐后期进一步提高采收率提供了新途径。
(2)重力泄水辅助蒸汽驱注采参数优选结果表明,叠置水平井井间距离15 m,注汽速度240 t/d,采注比1.2,井底干度在50%以上生产效果较好。
摘要：以W油藏为研究对象,应用数值模拟方法对深层特稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式进行研究。研究结果表明,该油藏适合双水平井重力泄水辅助蒸汽驱开发,最佳注采参数为:注汽速度240 t/d,采注比1.2,井底干度大于50%。该成果对深层稠油油藏吞吐后期进一步提高采收率具有重要指导意义。
关键词：特稠油,蒸汽吞吐,转换开发方式,重力泄水辅助蒸汽驱
参考文献
[1]任芳祥,周鹰,龚姚进,等.一种重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法.CN102278103A,2011—12—14
[2]李娇娜,郝爱萍,韩汝峰,等.古城稠油油田BQ10断块蒸汽驱注采参数优选.科学技术与工程,2010;10(18):4490—4502
[3]任芳祥.油藏立体开发探讨.石油勘探与开发,2012,39(3):11—12
[4]龚姚进,李培武,王平.洼60块稠油油藏吞吐后期二次开发研究与实践.石油地质与工程,2008;22(6):1—3
[5]张义堂,李秀峦,张霞.稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则.石油勘探与开发,2008;39(6):715—19
深层稠油油藏 篇2
油田开采存在的主要矛盾
冷41块为边底水驱动的油藏，该断块西南部有广阔开放的边底水，原始水油体积比为2.05，水体能量较大，南部由于处于构造低部位，因而也是水层分布最厚的地方。随着开采时间的增长，采出量的增加，油层亏空的加劇，势必会造成油层压力下降，边底水侵入，油井见水也呈明显的上升趋势。由于隔层不发育，垂向渗透率高，垂向与水平渗透率比高达0.68，也使治理边底水困难较大。
对于边底水入侵规律认识
平面上不同部位油井见水时间规律。北部：见水时间较晚，平均在3.9个周期以后见水，且回采水率峰值出现得也较晚，出现在第七周期，最大高达1.72。南部：见水时间早，平均在1.1个周期见水，有些井投产即出水，如：56-557、56-563井，回采水率峰值出现在第三周期，高达2.32，比北部提前了4个周期，也就是说南部见水早，且水淹速度也快。
向上不同砂岩组水侵程度规律。砂岩组自上而下水侵程度逐渐增大，冷41块油藏共分6个砂岩组，绘制了从I-V砂岩组的见水油井水侵图，IV、V砂岩组，水淹最为严重，波及的油井也最多；III砂岩组水淹较IV、V次之；而II砂岩组只在南部和北部及中部几口井水侵；I砂岩组其本无油井水侵。总之，南部油葳III1砂岩组以下基本水侵，中部与北部油葳IV1砂岩组以下基本水侵，III砂岩组只局部水侵；I、II组由于位于S32油层上部目前基本未水侵。
南部比北部底水活跃，底水能量充裕。冷41块是受冷48断层控制的构造油藏，南部边底水分布广阔，随着开采时间的延长，地层能量下降很快。北部为冷48断层与冷30-18断层所夹持，且边水为冷30-18断层所遮挡。在开采过程中边底水所释放的弹性能量是有限的。
采取的措施和方案
总体思路。针对冷41块储油层特征，实施过程中要单井逐口实施，形成以点连面局面，单井处理半径要大（8m以上），形成较大面积的封堵隔板。注入的堵剂要对已形成的底水上窜通道及高渗透层具有填充压实作用，并且封堵率及封堵强度要高，能够经受住蒸汽冷凝水及地层水的冲刷。
堵水剂优选。根据经过现场应用效果分析评价，依据冷41块水锥特点和堵水总体思路，优选了三种类型的堵水剂，一是高温调剖剂，该堵剂主要由聚丙烯酰胺、有机交联剂、耐高温油溶性树脂、橡胶粉、榆树皮粉、无机增强剂及热稳定剂组成，具有较好的耐温性能和耐蒸汽冲刷强度。二是水玻璃粘土胶堵剂，主要由水玻璃、粘土、石灰、甲酰胺（或甲醛）组成，水玻璃与甲酰胺形成网状结构的碱性硅酸凝胶。三是树脂粉煤灰高强度堵剂，用于封口，主要由热固型粉状酚醛树脂、粉煤灰、水泥、搬土及石灰组成。燃煤火电厂的粉煤灰耐温好，化学性质稳定，易分选，价格低廉及来源广。粉煤灰与水泥、搬土、石灰复配发生与水泥相似硬化反应，形成高强度堵剂。
施工工艺优选。选井条件油井注汽吞吐生产周期达到5个轮次以上；油井历次累计产水量明显大于累计注入蒸汽量，且历次周期产水量有明显上升趋势，产油量有明显下降趋势，周期末产水量30m3/d，含水达到95%以上；油井位于区块南部附近；套管无套变、损坏，满足注汽及堵水施工要求。
施工参数优化：笼统注入，全井段处理半径4m，主要出水层为8m；堵剂用量：高温调剖剂堵剂用量200～400m3，水玻璃粘土胶堵剂60～75m3，树脂粉煤灰堵剂用量30～45m3；施工压力控制在12～17MPa；施工排量0.3～0.5m3/min；过量顶替15～20m3。
现场实施
经过冷41块南部边缘典型井冷37-52-555现场实施化学封堵底水，共挤入高温调剖堵剂、水玻璃/粘土胶及树脂粉煤灰堵剂共320m3，施工结束压力18MPa，注汽转抽后，平均日产液29m3，日产油10t，含水率65%，周期结束，比上周期增油797t，累降水7353t。经过区块34口油井堵水后，周期产量上升766吨，产水下降1304吨，含水下降11个百分点，如果考虑周期递减周期增油1046吨，堵水效果十分明显。
结语和展望
对冷41边底水的封堵，既要对边底水封堵，又要利用边底水的能量，最终达到增油、降水的目的，是综合治理的主导思想。
冷41块化学封堵底水应因井而宜，根据油井的构造部位、原油粘度、注汽轮次的不同合理调整调剖剂量的大小及各调剖剂的比例，使油井堵水达到最佳效果。
现阶段有效抑制底水上窜速度是冷41块治理底水的有效措施。
深层稠油油藏 篇3
1 稠油注气回采阶段溶解气驱的“泡沫油”
“泡沫油”常用来描述通过溶解气驱开采的、井口油样有明显泡沫显示的稠油。加拿大西部几个稠油油藏的一次开采就表现为连续泡沫流, 其产量和一次采收率都异常高[3—5]。Smith首先发表了这种异常开采动态的详细结果[6];此后, 这种气油弥散的流动特性就成了很多研究项目的主题。泡沫驱油在国外已有40多年的发展历史, 在矿场实施中取得良好的效果[7]。即在未达到平衡时, 泡点压力下降, 形成拟泡点, 这样使气体留在油中的时间更长, 有利于形成泡沫油[8]。
在衰竭驱动过程中, 活油变成超饱和度气体, 当达到临界气饱和度阀值之后形成气泡[9,10]。注气吞吐降压生产过程中, 高压注入的气体会从原油中以气泡形式分离。在稠油中, 过饱和导致溶解气和自由气之间不平衡, 早期的不平衡现象涉及到气相从原油中析出和分离的延迟。存在一个“拟泡点压力”, 即随着气泡体积增长摆脱原油黏性束缚, 开始从原油中逸出时的压力, 其大小要取决于衰竭速度的大小。气泡会经历一个成核-增长-并联的一个过程[11]。鲁克沁深层稠油在进行非平衡态测定实验研究过程中也观察到泡沫油流的现象。研究者[12]在鲁克沁稠油天然气吞吐研究过程中提出了常规的四区渗流模型, 在回采过程中, 在拟饱和区为“拟单相流动”的泡沫油流, 油相为连续相, 气相均匀分散在油相中, 基本无气体“滑脱”现象, 为油井的主要生产期。
从数值模拟角度, 讨论稠油天然气吞吐过程中泡沫油的影响因素, 展示在非均质储层中泡沫油的渗流特征。
2 考虑泡沫油特征的数值模拟方法
本次模拟采用的是CMG模块中STARS泡沫油模型, 分别设计了分散相和连续相。其中分散相有Sbubble (微气泡) , Bbubble (大气泡) , 连续相有Heavy oil (重油) , NG (天然气) , Free Gas (自由气) 。泡沫油模型各组分及相态分布如表1所示。
在模拟过程中, 某相流体可以包含一个或者多个组分, 例如, 组分Water (水) 可以存在于液相, 气相及固相中。所有的物理属性根据组分所存在的相被赋值到对应的模型组分中。在这个动力学模型中, 除了Sbubble (微气泡) , 其他所有组分均遵循于通常定义。Sbubble (微气泡) 是当气泡尺度小于多孔介质中孔喉大小时油相中的组分。当气泡增长, 体积增加到孔喉大小时, Sbubble (微气泡) 会通过反应, 转变成气相中的Bbubble (大气泡) 。
泡沫油数值模拟中共用了六个化学反应, 如下。
2.1 气泡成核过程
气泡成核方程, (d N/dt) exp (-ΔE/kBT) 。由两个向前的拟动力学反应来描述气泡成核方程, 如下:
反应1:NG→SBubble;
反应2:NG+SBubble→2SBubble。
两个反应在油相中发生, 且均为非平衡反应。因反应1发生的条件是, 当网格压力低于泡点压力, 所以对反应发生的条件要加以约束。
2.2 气泡增长过程
反应3:SBubble→BBubble,
反应4:BBubble→Freegas,
反应5:NG+BBubble→SBubble+BBubble,
反应6:NG+Freegas→SBubble+Freegas。
反应3在油相中发生, 反应4在气相中发生, 均为平衡反应。反应5、反应6在油相中发生, 是非平衡反应, 用来模拟超饱和状态。
为了标定天然气吞吐模型中的泡沫油相关参数, 模拟前先选取室内岩心实验结果进行拟合作为参考依据。参照现场报告中所提供的天然气吞吐仿真物理模拟实验数据, 进行了历史拟合。原始地层压力27 MPa;天然气吞吐5个周期;平均每个周期地层压力下降4.3 MPa;设定平均压力5~6 MPa时为废弃压力, 结束实验。
3 具有泡沫油流特征的数值模拟研究
3.1 数值模拟参数准备
3.1.1 地层流体高压物性参数
以鲁克沁稠油有较为详尽的室内物模实验报告的样品为例, 经过WINPROP对高压物性数据的拟合, 得出一套能在STARS中直接应用的数据文件表2。
参考压力:30 MPa, 参考温度:100℃
3.1.2 相渗曲线
相对渗透率和残余油饱和度是描述多孔介质中多相流动的重要参数。选用YX1井的油水相对渗透率测定报告, 作为本次的油水相渗曲线数据。因在泡沫油模型中, BBubble是气相组分, 占据一部分气相饱和度, 但是BBubble的浓度将影响气相的流动, 所以在模型中对两组气-液相渗曲线进行插值并做敏感性测试, 以便得出存在BBubble的地层条件下气相的相对渗透率。
3.1.3 地质模型
讨论的油藏非均质采用垂向剖面模型, 选用鲁克沁稠油油藏真实储层平均渗透率90×10-3μm2。渗透率分布分别按变异系数为弱非均质程度0.2, 强非均质程度0.8, 建立不同非均质程度下的渗透率分布密度关系式如表3所示, 随机形成均值为90×10-3μm2时的渗透率分布场。模型中孔隙度按0.16考虑, 油层平均厚度为20 m, 井间距为420 m。其中KV/Kh=0.25。模型网格划分为29×1×50的垂向剖面模型。
3.2 非均质储层天然气吞吐泡沫油流多相渗流特征
3.2.1 模拟网格大小的影响
油藏数值模拟中存在数值弥散影响模拟结果, 对于涉及分子扩散能力较强的气体参与运算的组分模拟时, 模拟网格尺寸是非常有必要讨论的。当选择好合适的网格尺寸, 可以有效回避数值弥散带来的误差。本次模拟, 采用二维模型, 纵向上分别选取5、50个网格来充分展示网格尺寸对注气模拟的重要性。
如图1所示, 网格尺寸大小对注气吞吐开采有很大的影响。以天然气 (NG) 在气相和油相中累积产出情况可以看到, 采用纵向为5个的粗网格进行模拟得到的累积产气量中天然气的比例较采用细网格 (50个) 高很多, 相应的细网格模型中溶解在油相中的天然气量就高, 形成微泡沫的可能性就大很多。
图2所示粗细网格模型中, 油相中的微泡沫摩尔分数在细网格模型中要高。究其原因, 吞吐生产过程中, 细网格模型中压力下降幅度没有粗网格大。天然气仍溶解在油相中或者以微气泡形成存在其间, 使得油相的流动性能较高, 吞吐开采效果好。
由于本模型考虑泡沫油现象是非平衡特征, 在大网格模型中非平衡特征更明显 (即, 大网格中需要更多时间达到平衡) 、扩散, 弥散, PVT与非平衡特征都是相互关联的。所以在进行模拟设计时, 一定要建立适宜的网格模型反映真实的注气动态。
3.2.2 非均质程度的影响
建立渗透率非均质程度分别为0.2, 0.8的地质模型, 同时在模型中考虑气体扩散, 设定四个不同扩散系数 (0.000 05, 0.000 5, 0.005, 0.05 m2/d) , 模拟结果显示如图3所示, 当气体扩散水平较低时, 非均质程度对天然气吞吐的开采影响较小, 几乎不存在。当扩散水平较高时, 非均质的影响效果显现。
从图3模拟结果图上看到, 当气体扩散水平较低时, 非均质程度变大原油的采出程度减小, 而气体的采出程度几乎不变, 这种采出程度的差异与流体的流度差别有关。当气体扩散程度增加到一定程度后, 对于非均质程度低的储层, 气体优先从储层突破影响原油的生产, 致使表现出较均质的储层采用注气吞吐的方法反而原油产量偏低情况。
3.2.3 注入气体溶解速率的影响
模拟过程是在拟合了实验结果基础上, 将组分NG溶解速率常数分别缩小了0.1, 0.2, 0.3, 0.5, 天然气吞吐指标发生较为明显的变化。
从图4 (a) 可以看到, 当组分NG的溶解速率降低50%, 采收率从14%降低到11.4%, 溶解速率降低90%时, 采收率降低了一半。气体溶解速率从侧面反映出气泡形成速率的大小, 如图4 (b) 所示, 当溶解速率高气泡形成速率就高, 在油相中形成微泡沫的程度就越大, 当溶解速率低时, 油相中的微泡沫的比例降低。当组分NG的溶解速率降低50%, 累积采油量中的微泡沫也降低了近一半。对于天然气吞吐稠油提高采收率主要贡献度就是来自稠油中的微泡沫相。
4 结论
(1) 基于考虑泡沫油流的数学模型, 利用三维三相考虑物理扩散的组分模拟方法, 着重讨论在非均质油藏中泡沫油对天然气吞吐回采过程的影响。
(2) 模拟网格大小对泡沫油的影响表明, 在大网格模型中非平衡特征更明显 (即, 大网格中需要更多时间达到平衡) 、扩散, 弥散, PVT与非平衡特征都是相互关联的。所以在进行模拟设计时, 一定要建立适宜的网格模型反映真实的注气动态。
(3) 当气体扩散水平较低时, 非均质程度对天然气吞吐的开采影响较小, 几乎不存在。当扩散水平较高时, 非均质的影响效果显现。
(4) 气体溶解速率快慢影响油相中微气泡的存在多少, 当溶解速率低时, 微气泡少, 影响了稠油的流动性, 累积采油量减少。
摘要：深层稠油油藏的有效开采是世界性的难题, 天然气吞吐开采是有效的方法之一;其中天然气吞吐回采阶段泡沫油流的驱油特征研究尚不深入。采用考虑泡沫油的数值模拟方法, 以吐哈鲁克沁油田深层稠油油藏天然气吞吐为实例, 从模拟网格尺寸、油藏非均质程度、注入气溶解速度等角度, 对吞吐回采阶段的“泡沫油流”的渗流特征展开描述。研究结果表明, 数值模拟研究要建立适宜的网格模型才能反映真实的泡沫油流动态;注气气体扩散水平较高时, 非均质的影响效果显现, 气体优先从储层突破影响原油的生产;当注入气体溶解速率低时, 微气泡少, 影响稠油的流动性, 累积采油量减少。
关键词：深层稠油,天然气吞吐,数值模拟,泡沫油
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深层稠油油藏 篇4
1 中深层特稠油薄层油藏难于开发
进行开发的过程中, 无法有效扩散注入井筒的蒸汽, 这是由于薄油层吸气能力弱导致的, 而蒸汽憋压于井底附近, 导致长时间焖井且油层中无法注入蒸汽。发生焖井后, 井筒内进入高粘度的原油, 这就给下泵带来难度, 而分段洗井办法的采取从某种程度上而言, 冷伤害了地层。最终无法采出原油, 粘度大幅上升的原油位于井筒附近地层中, 集中于环井筒区域且不产生流动, 油井就会因出砂卡井。
1.1 油层深埋藏
在吞吐蒸汽时, 不断增加的油层深度同时降低了井底蒸汽干度, 也增大了井筒热损失, 不断增加的油井深度增加了井筒中产出液的流动阻力, 于是产生举升困难的现象。
1.2 原油高粘度
相对于油藏主体部位, 该类储层中原油有着更高的粘度、长时间的运移同时, 进一步加大了次生破坏的严重性。干度低、压力高是注入蒸汽过程中的典型表现, 而进行生产的过程中, 井筒、地层中的原油流动困难, 增强了携砂能力, 最终出现油井砂卡状况。
1.3 含泥量高、渗透率差
在主体沉积相带的前缘或边部往往是薄层稠油储层位置, 当降低了水动力条件, 于是沉积了细组份, 这些细组份是长期悬浮在水中的, 细组份的沉积具有泥质含量高、渗透率低、层薄等特点。蒸汽在吞吐时, 油层泥质含量高, 当地层中进入蒸汽时, 与原油和岩石产生热交换, 蒸汽变化为冷凝水, 在该作用下, 粘土矿物发生运移、脱离、膨胀等, 将油层的空隙进一步堵塞, 此时, 升高注气压力, 并大幅降低了渗透率, 使得蒸汽吞吐难度增加。较低的渗透率、层薄等增大了蒸汽进入地层的启动压差, 油井在进行生产时, 也就容易产生出砂现象。
2 水平井钻采工艺
钻采工艺以洼38块为例进行探讨, 扇三角洲沉积体系为其主力含油层位置, 前缘薄层砂沉积微相及河口砂坝沉积微相为主要沉积微相。前缘薄层砂微相泥质含量高、物性差、层薄, 因此未动用;河口砂坝微相泥质含量低、物性好、沉积厚度大, 直井生产具较高采出程度, 效果较好。为将油藏动用程度进一步提升, 并对油层与水平井接触面积大的优势加以利用, 将8口水平井部署于洼38块薄油层区域。
2.1 井筒加热技术
为了减少井筒中原油的运动摩擦阻力, 使原油粘度降低, 可采用油套环形空间掺热稀油、井筒电加热等工艺技术, 有效利用蒸汽能量, 从而促使油井产量提高。在应用配套才有技术后, 东H3井井口温度达到80摄氏度。
2.2 注采一次管柱注汽
与普通真空隔热管的内径相比, 注采一体保温管柱大11毫米, 这样可降低管柱内蒸汽注入摩阻。在井口压力相同的条件下, 与普通真空隔热管相比, 保温管注汽井底压力较高, 可有效解决油井注汽困难、注汽压力大等难题。与此同时, 发生焖井后转注、转抽时, 对下管柱作业实现了不动井、不洗井, 既预防发生地层冷伤害, 又缩短了作业占井时间。
2.3 油层防膨
由于水平井目的层含泥质量高, 位于前缘薄层砂微相, 因此, 采用聚季铵-氯化铵复合粘土稳定剂处理地层之后才进行水平井注汽, 就是为了能够有效预防粘土膨胀。粘土晶层间空隙内进入稳定剂NH4+离子后, 交换能力强、高正电价的阳离子被离解出来, 并将结合力弱的、附于粘土表面的阳离子取代, 对粘土自身水化作用形成抑制。与此同时, 阳离子与粘土表面的负电性很好地中和, 改善水敏性地层渗透性, 缩小距离、抵消分子斥力。除此之外, 粘土表面吸附了聚季铵分子N个正电荷, 从而形成牢固膜, 将地层中已经膨胀的粘土颗粒或粘土分子体系稳定, 最终达到抑制颗粒运移、稳定粘土的目的。
2.4 割缝筛管完井
当钻头突破目的层后, 进行注水泥固井, 并以设计井深为基准钻穿水平段, 按照砂岩粒度中值, 将适当缝距、缝宽的激光割缝筛管完井悬挂于技术套管尾部。该技术的特点在于一是能够最大限度将油井生产能力充分发挥出来, 降低对油层的污染;二是能够起到防砂的作用, 筛管外部利用大砂砾形成砂桥, 防砂作用良好发挥。
2.5 地质导向技术
钻井过程中诸多钻井工程因素都影响着水平井的油层钻遇率, 例如:储集层非均质性、构造不确定性等等。所以, 在进行钻井的过程中, 为对钻井进度及时跟踪, 以更进一步掌握岩性变化、目的层构造, 通过钻井现场的岩屑录井、随钻测井等对水平井地质设计进行及时调整, 从而对成功薄油层水平井钻井提供了保障。与此同时, 钻进水平段过程中, 须严禁起下钻作业, 此时由于疏松砂岩中的钻具为水平状态放置, 而起下钻具会垂深下降油中。
2.6 钻井设计的修正
因油层较薄, 先钻导眼的方法应用与水平段钻进之前, 并比较、分析原始地址资料与导眼获取的地质资料, 对油层产状进一步确定, 对水平段轨迹的调整进行指导, 并及时更新地质模型, 以确保油层钻遇率。
3 结束语
为提高稠油油藏采收率、利用配套钻采工艺技术辅助开发水平井, 文章探讨难以开采中深层特稠油藏水平井的原因。钻井是否能成功的关键在于井身轨迹的及时调整、随钻地质跟踪的加强等。在中深层特稠油薄层油藏, 开发时应采用水平井结合配套钻采工艺, 可确保开发效果。要确保该类油藏水平井正常生产, 须降低井筒原油粘度、提升注汽效果, 对技术进行改造, 采取酸化、防膨等油层保护技术, 才能在稠油区块薄油层中得到广泛应用。
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深层稠油油藏 篇5
关键词：中深层稠油,油藏开采,汽驱采油
1 中深层稠油油藏汽驱采油采收率影响因素
汽驱采油在世界很多国家的油藏开采中被广泛应用, 但由于中深层稠油油藏复杂, 其油层有效厚度、油层净总、油藏埋深、原油粘度对汽驱采油的有效应用具有明显的制约性影响。
(1) 油层有效厚度。汽驱采油采收率与油层的厚度相关, 太厚则产生强烈的蒸汽上覆作用, 影响其纵向的动用程度, 太薄则无法有效集聚顶底盖层的热量, 同样削弱了油层的开采效果。譬如某中深层稠油油藏A区油层厚度9.0m, 汽驱采油率为42.08%, B区油层厚度4.0m, 汽驱采油率为31.28%。
(2) 油层净总。汽驱采油率在其他参数守恒情况下, 油层净总的比值增大, 则采油率随着增大, 反之降低, 譬如某中深层稠油油藏净总比值保持在0.6以下, 并逐渐降低, 汽驱采油效果急剧降低, 并直至0.4以下的净总比值, 基本不会产生有效的汽驱采油效果, 而净总比在0.6以上, 同样没有太多的汽驱采油效果改善空间, 因此可以判断保持0.6左右的净总比值, 汽驱采油效果处于最佳状态。
(3) 油藏埋深。油藏埋深直接决定蒸汽的干度, 而蒸汽的质量是决定汽驱采油的压力的关键, 因此随着油藏埋深的加大, 汽驱采油的效果会越来越差。尽管现在的隔热技术基本成熟, 在1600m埋深的油藏蒸汽亦可转变成热水, 但仅仅界定于1600m埋深, 大于此值的, 汽驱采油的效果基本“捉襟见肘”。
(4) 原油粘度。原油粘度保持在最佳值以下的, 汽驱采油率基本不受影响, 但大于此值后, 开采效率会越来越低。中深层稠油油藏50-5000m Pa·s范围内的原油粘度, 汽驱采油率为60%-54%的下降幅度, 但原油粘度大于5000m Pa·s后, 汽驱采油基本得不到较好的开采效果。
2 中深层稠油油藏汽驱采油技术应用建议
鉴于上文提到的中深层稠油油藏应用汽驱采油技术的影响因素, 要求我们在应用汽驱采油技术的时候, 要同时兼顾这些影响因素。笔者根据在工作实践中总结的汽驱采油应用经验, 提出以下几方面的建议措施:
2.1 建立油藏计算模型
中深层稠油油藏计算模型的建立, 是综合油层有效厚度、油层净总比值、油藏埋深、含油饱和度、原油粘度几种参数, 并借助专用的数值模拟软件, 在选定的油藏生产区域, 设置纵向的模拟层, 其网格规格为54m、51m、3m, 然后在250m埋深的油藏内部, 调整油层压力、温度、含油饱和度、渗透率, 最终确定体积系数为1.014, 借助油藏计算模式所提供的物理参数和模拟实际测取值, 可为汽驱采油技术的应用提供在注汽强度控制、采注比调整、蒸汽干度控制、转驱时机控制等方面的便利条件。
2.2 控制注汽强度
注汽强度的约束条件为井底蒸汽干度、不同埋深油层采注比, 分别以9.0m、5.0m埋深的油层为例, 其采注比分别为1.2、1.3, 蒸汽干度均为50%, 在这些参数的约束下, 利用油藏计算模型分析了气注强度对开采效果的影响, 其中9.m埋深油层140t/m·km2·d的注气量为1155057t, 耗费约3427d的生产时间, 生产163181t的油量, 单井日平均产油效率为2.3t/d, 开采率为31.9%;5.0m埋深140t/m·km2·d的注气量为410357t, 耗费约2073d的生产时间, 生产64779t的油量, 单井日平均产油效率为1.5t/d, 开采率为22.6%。以上数值的研究结果显示, 中深层稠油油藏汽驱采油的注汽强度需要控制在最佳范围内, 既不能太高, 也不能太低, 这样才能够取得较好的开采效果。
2.3 调整采注比
采注比对汽驱采油的开采效率影响最大, 当采注比大于最佳值, 会表现出采出程度升高, 而小于最佳值, 会表现出油层压力上升, 使得加热带体积缩小, 驱替效果差。对采注比的调整, 一方面要综合不同埋深油层的含油饱和度, 原则上含油饱和度越大, 汽驱采油率呈上升态势, 譬如某中深层稠油油藏的含油饱和度为70%时, 可开采40m3的原油, 含油饱和度40%时, 可开采20.8m3的原油, 从70%-40%的含油饱和度, 降幅尽管只有30%, 但原油开采量下降了二分之一左右, 由此可见汽驱采油技术的应用, 要掌握好油藏的含油饱和度。另一方面是根据油藏的工程理论计算汽驱采油的技术经济效益, 分析哪个模拟数值对采购率的影响最小, 以此推断出在该油层汽驱采油的最佳采注比。
2.4 控制转驱时机
汽驱采油的转驱时机, 是在确定有效油层厚度之后, 根据蒸汽吞吐注入和驱注采参数, 分为3-6个周期数值模拟研究的温度场等, 综合分析汽驱的生产动态和最终采收率, 以控制热连通问题的出现, 这也是避免汽窜现场的重要举措。除此之外, 在油层5.0-9.0m埋深的范围内, 还要借助一定规格的反九点法井网, 在温度场和饱和度场处于良好分布状态时, 确定最佳的转驱时机。
2.5 应用间歇驱动方式
汽驱采油技术的应用, 蒸汽突破后的汽窜现象, 是影响驱油效果的重要因素, 期间需要通过应用间歇驱动方式, 一方面增加蒸汽比容和波及体积, 控制汽驱采油系统的排液能力, 并改善低渗透层吸汽的状况, 分别在10%、30%、50%蒸汽干度下, 对不同压力的饱和湿蒸汽比容进行调整, 另一方面是提高蒸汽干度、驱油效率、热利用率, 并以自渗驱油的方式, 减少产出液热损失, 以此避免汽窜现象的出现。
3 结束语
综上所述, 中深层稠油油藏油层有效厚度、油层净总、油藏埋深、原油粘度对汽驱采油的有效应用具有明显的制约性影响, 要求我们需要在建立油藏计算模型的同时, 分别控制注汽强度、调整采注比和控制转驱时机, 并采用间歇驱动方式, 防止汽窜问题的出现。
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稠油油藏蒸汽吞吐开采参数优化 篇6
黏度大于50 mmPa·s, 或在油层温度下脱气原油黏度为1 000～10 000 mmPa·s的高黏度重质原油[1]。因其粘度大密度高而不好开采, 不过稠油对温度及其敏感, 所以稠油热采成为开采稠油的一种行之有效的方法, 而蒸汽吞吐是稠油热采里一种较为成熟有效的方法。蒸汽吞吐中一些相关的重要参数如注气压力、注气速度、注气量、蒸汽干度、注气强度、焖井时间等[2]都会对最终采收率产生影响。
1 注气参数分析
1.1 周期注气量
周期注气量对产油率起到相当重要的作用, 是蒸汽吞吐过程中的一个主要参量, 研究表明, 若井底干度一定, 此时随着注气量的增加, 产油率也会随之增加, 但注气量也不宜过高, 否则原油油气比将会有所下降;注气量也不宜太低, 否则开井生产时其产油峰值低。随着注气量的增加会引起以下影响 (1) 注气量大, 注气时间长, 这样将会导致油井停产作业时间长, 而且可能会造成井间干扰。 (2) 周期注气量过大, 使得地下压力增高, 对有效提高蒸汽干度起到阻碍作用。 (3) 注气量越大, 增产的幅度反而减小, 吞吐油气比有所降低[3]。所以, 周期注气量存在一个最优值。
注气量一般是根据每米纯油层厚度来进行优选, 最优范围通常为90～120 t/m, 但是对于一些油层浅, 压力较低的稠油油藏, 注气量过大可能会导致回采率降低, 对于蒸汽吞吐采油, 一般采用逐步扩大周期注气量, 每周期的增加量一般在10%～15%
1.2 注气压力和速度分析
研究表明, 在油层厚为40 m的情况下, 将注气速度控制在100 t/d到240 t/d之间, 在相同的注气量和相同的蒸汽干度时, 生产动态很接近。但是提高注气速度可以提高油井产停时间, 可以提高增产的效果。但是如果注气速度过大, 又有可能会破坏底层内部的结构使得油层破裂而影响生产, 同时也容易产生气窜现象, 使得注入的蒸汽远离注气井。
另外一方面注气速度也取决于油层对水相和气相的渗透率、原油粘度、油层厚度、注气压力和油层压力等。注气井注气速度可表示为
式中 qs——注气速度, t3/d;
K——渗透率, 10-3μm2;
h——油层厚度, m;
pi——井底注气压力, MPa;
Sh——表皮系数, 无量纲;
re——泄油半径, m;
rw——井筒半径, m;
μ0、μw——油、水的粘度, mmPa.s;
Kro、Krw——油、水的相对渗透率, 无量纲。
注气压力在蒸汽吞吐中是一个很重要的参数, 它直接会影响到蒸汽速度、蒸汽干度、蒸汽粘度。所以注气压力对蒸汽吞吐的产收率起到很重要的影响[4]。研究表明, 若注气压力比较高, 生产压差的大小直接影响吞吐的效果, 因此为了保障有足够的注气速度下限, 应该尽量降低注气压力, 适当的注气压力和注气速度能够保障井底有足够高的蒸汽干度。所以不应一味的追求过高的注气压力和注气速度, 这样将会导致蒸汽进入地下后产生气窜现象, 达不到吞吐的预期效果, 而且对能源也是巨大的浪费。通过一些研究表明, 当注气压力较低时, 提高注气压力可以有效的改善吞吐效果, 但当压力达到一定值时, 再提高压力对吞吐效果的影响就比较小了。
1.3 注气强度
注气强度是指单位油层厚度的周期注气量。根据蒸汽吞吐的开采数据可以了解到, 注气强度和产油率成正比, 也就是说注气强度直接影响到稠油热采的开发效果, 但是如果对于某一特定稠油油藏来说, 注气强度过高将会导致油井停产时间延长, 并且会导致地下油层迁移至远离采油井的地方, 而且会使油气比下降。强度与收益关系曲线如图1。
1.4 焖井时间
焖井的目的就是要使注入地下的蒸汽充分的与地下油藏进行充分而均匀的换热, 使地层内部的油藏潜热充分的释放出来, 所以焖井时间也是稠油热采的主要因素之一, 只有焖井时间合理, 才能使蒸汽的热量充分的被地层吸收[5]。如果焖井时间过长, 则地层温度将会大幅下降, 原油粘度再次升高, 不便开采。若焖井时间过短, 又达不到充分换热的效果[10]。所以焖井时间存在着一个理想值。见表2。
1.5 注气干度
通过大量理论和现场数据可知, 蒸汽干度对稠油热采起到决定性的作用[6,7,8]。在相同的注气量下, 注气干度越高则蒸汽所含带的热焓值就越大, 对地层内部的原油传热效果越好, 峰值及产量也较高, 在保证注气量及注气速度一定的情况下, 蒸汽干度与采油率的关系变化曲线如图2。
由上图可以看出, 随着蒸汽干度的增加采油率也随之增加, 但干度值到60%以后, 产油率的增加幅度明显变缓。
1.6 井网密度
在稠油油藏开采过程中, 大部分采用的都是正方形井网, 所以对蒸汽吞吐效果的影响一般就是井距大小而产生的, 根据以往经验井距离过大, 则采收率较低, 井距越小吞吐效果越好, 不过当井距小到一定程度时, 采收率变化的提升幅度不再明显, 蒸汽吞吐与井距的变化关系如图3。
2 结论
通过本文的分析研究, 在蒸汽吞吐开采过程中, 对最终的采收率起到主要影响的因素有周期注气量, 注气压力和速度, 注气强度, 焖井时间、注气干度、井网密度, 本文在考虑经济效益的情况下, 给出了在吞吐过程中各个参数的最优变化范围。
(1) 周期注气量
周期注气量, 随着油层厚度的变化, 其注气量的最优变化范围通常在90～120 t/m之间。
(2) 速度和注气压力
速度和注气压力, 注气速度过大, 在地下容易发生气窜现象, 而注气速度过小又达不到吞吐效果, 所以速度的优化对整个工艺流程来说很重要, 注气压力同样也是吞吐过程中很重要的一个参量, 它的变化可能会直接影响到其他各个参量的变化, 尽管如此, 也不应一味的追求高速度高压力, 因为过高的压力和速度不仅会造成经济上的浪费还会造成很多不必要的影响[9]。
(3) 注气强度
虽然注气强度和采油率成正比, 但注气强度过高也会造成停井时间过长, 影响到最终的经济效益。
(4) 焖井时间
焖井时间不宜过长也不宜过短, 时间过长导致地下原油粘度再次升高不易开采, 时间过短又不能满足底层内部的充分换热。
(5) 注气干度
注气干度对最终的采收率起到决定性的作用, 但其干度值也不宜过高, 否则会引起爆管现象。
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双重介质稠油潜山油藏内幕研究 篇7
曙一区古潜山油藏构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段, 构造形态为基岩古地貌上形成的穹隆山。开发目的层为中上元古界长城系大红峪组, 油藏埋深950~1390m, 为双重介质底水块状稠油油藏。1985年以蒸汽吞吐方式投入开发[1], 多年开发后油藏内部油水界面不再统一, 剩余油分布复杂。通过开展古潜山油藏内幕研究, 从储层特征、裂缝发育、板岩分布、底水运动规律等进行综合研究, 从而落实古潜山油藏剩余油分布规律, 为后续开发提供方向和依据。
1 储层特征
1.1 储集层空间类型
曙一区古潜山具有2种储集层空间[2], 一种是岩石颗粒之间的空隙空间构成的粒间孔隙, 另一种是由裂缝和孔洞构成的空间。岩芯观察确定曙一区古潜山储集空间主要为裂缝, 因为, 裂缝不仅是液体的储集空间, 更是液体的流通通道。岩芯中也发现少量溶蚀孔洞, 主要沿裂缝呈点状或串珠状排列, 溶孔直径一般0.1~0.3mm, 发育密度不均。
1.2 裂缝分布特征
通过对曙一区古潜山岩芯资料观察分析, 该潜山储层裂缝主要以构造缝为主, 其次为非构造缝。裂缝主要分布在石英岩中, 呈网状切割, 密度189条/m;裂缝开度大小不一, 一般0.2~0.5mm, 平均0.38mm;且延伸较短, 一般在3~12c m;裂缝被泥质和原油充填。高角度裂缝发育, 垂直缝占57.3%, 水平缝占26.1%, 斜交缝占16.6%。
1.3 基质孔隙特征
曙一区古潜山的基质孔隙具有一定的储集能力, 空隙空间以晶间孔隙为主, 也有少量微裂缝。根据曙1-38-640井的41块岩样常规物性分析, 基质孔隙度一般1.4%~10.2%, 平均5.6%;渗透率一般为2.1×10-3~1.0×10-3μm2, 平均为7.9×10-3μm2;碳酸盐含量一般为3.0%~4.6%, 平均3.1%;填隙物主要为泥质, 平均含量为2.14%。
1.4 板岩分布特征
板岩纵向上厚度变化较大, 一般为20~40m, 曙1-40-036井最厚达45m。据岩芯观察, 板岩最薄为3~5m, 呈透镜体状或薄互层状分布。板岩集中分布于储层上部, 平面上板岩主要分布于曙1-39-549和曙1-40-036井周围:曙1-39-549井揭露古潜山厚度97m, 板岩厚度为42m/13层, 单层最厚达30m。
1.5 石英岩分布特征
纵向上下部石英岩较发育, 呈厚层块状, 上部板岩相对较发育, 石英岩呈透镜体状或与板岩薄互层分布。平面上石英岩在曙1-39-549井与曙1-40-636井连线上较薄, 向两侧增厚。石英岩厚度一般为25~40m, 最厚可达48m。
2 底水运动规律
裂缝性古潜山油藏具有双重孔隙介质, 包括裂缝系统和岩块系统。开发过程中随着底水的上升, 可以形成2个油水界面, 即裂缝系统的动油水界面和岩块系统的油水界面。单井范围内, 两个油水界面可将油层纵向空间划分为3个油水关系带[3]:水淹带——位于岩块系统油水界面与原始油水界面之间, 裂缝系统和岩块系统完全水淹, 驱油过程均结束;油水过渡带——位于岩块系统油水界面与裂缝系统的动油水界面之间, 裂缝系统和岩块系统均未完全水淹, 驱油过程仍在进行, 或裂缝系统驱油过程结束而岩块系统驱油过程正在进行;含油带——位于目前裂缝系统的动油水界面以上的含油带, 水锥尚未波及到, 处于原始状态。
曙一区古潜山油藏底水锥进表现为以下两大特征: (1) 高部位为主力采油区, 由于累积采出地下体积较大, 动油水界面上升幅度大, 而低部位井数少, 动油水界面较低, 动油水界面总体上呈锥状推进态势, 顶部油水界面最高, 腰部变低, 边部最低; (2) 随着油藏开发, 近井地带形成漏斗形泄压区, 底水沿裂缝水侵而形成反漏斗形水锥, 原始油水界面形态发生变化, 但并不是整体上升, 水锥在近井地带形成局部突起, 而在邻井间形成锥间带, 统计近年投产侧钻井及新井, 其动油水界面较相同构造高度邻井低30~60m。
3 剩余油分布
以底水运动规律为基础进行纵向上剩余油分布研究表明, 单井范围内油水关系纵向分布具有明显的分带性, 即水淹带、油水过渡带和含油带, 水淹带裂缝系统和岩块系统完全水淹, 驱油过程均结束。因此, 纵向上剩余油潜力主要在含油带和油水过渡带。
3.1 含油带剩余油
含油带位于动油水界面以上, 完全未动用, 包括生产井未动用剩余油带和锥间带剩余油。目前生产井未动用潜力可继续生产, 具有补孔条件的低产井可补孔提高产能。锥间带剩余油分布规律与储层分布、油藏采出状况、井网密度等有关。
3.2 过渡带剩余油
油水过渡带内, 大裂缝由于驱油速度快, 驱油过程可能已经结束, 水淹较严重。中小裂缝和岩块系统驱油速度较慢, 驱油过程正在进行, 仍具有一定剩余油潜力。因此, 油井高含水可能仅仅是大裂缝水淹的结果, 早期对高含水油井注灰堵水可能浪费了中小裂缝和岩块系统的潜力。因此, 过渡带剩余油也存在2种形式:一种是目前生产井生产油层过渡带剩余油, 另一种是早期已经注灰封堵的高含水油层剩余油。
4 结论
(1) 曙一区古潜山具有双重储集空间, 即粒间孔隙空间和裂缝孔洞空间。
(2) 双重介质潜山油藏根据其底水上升规律, 纵向上储层可分为水淹带、油水过渡带和含油带3个油水关系带。
(3) 以底水运动规律为基础开展剩余油分布研究, 确定了潜山油藏纵向剩余油主要分布于含油带和油水过渡带。
摘要：利用地震、钻井、录井、测井等资料, 对曙一区古潜山顶面构造、储层特征、裂逢发育、板岩分布、底水运动特征进行了研究, 加深了对曙一区古潜山内幕特征及剩余油分布规律的认识, 为该油藏后续开发提供了一定的指导。
关键词：潜山,稠油,油藏内幕,双重介质,底水运动规律,剩余油
参考文献
[1]松柏章, 唐飞.裂缝性古潜山基岩油藏开发模式[M].北京:石油工业出版社, 1997:5～10.[1]松柏章, 唐飞.裂缝性古潜山基岩油藏开发模式[M].北京:石油工业出版社, 1997:5～10.
[2]孙振茂, 曙古1油藏主要开发做法及效果评价.王贤泸主编.曙光油田开发技术文集[C].沈阳:东北大学出版社, 2002:146～151.[2]孙振茂, 曙古1油藏主要开发做法及效果评价.王贤泸主编.曙光油田开发技术文集[C].沈阳:东北大学出版社, 2002:146～151.
深层稠油油藏 篇8
1 考虑介质变形油井产能方程
1.1 平面径向渗流油井产能方程
综合考虑启动压力梯度、介质变形、幂律特征的广义宾汉流体运动方程为[1,2]
式 (1) 中
ν为渗流速度, m/s;λ为启动压力梯度, MPa/m;n为幂律指数, 无因次;μb为幂律流体视黏度, m Pa·s;C为稠度系数, m Pa·sn;p为压力, MPa;K为渗透率, 10-3μm2;φ为孔隙度, %;α为介质变形系数, MPa-1;pi为原始地层压力, MPa。
考虑储集层介质中渗流率和孔隙度变化为
式 (4) 中, Ki为初始渗透率, 10-3μm2;φi为初始孔隙度, %。
将式 (2) 、式 (3) 、式 (4) 代入式 (1) , 可得
稳态渗流时, 平面径向渗流方程为
式 (6) 中, Q为油井产量, m3/d;A为渗流面积, m2;h为油层厚度, m;r为距井筒距离, m;re为排泄半径, m;rw为井底半径, m。
由于
结合式 (7) , 式 (6) 可化为
令
将式 (9) 、式 (10) 代入式 (8) 得
式 (11) 的近似解为[1,2]
当r等于rw时, p等于pw, 将参数M及H代入式 (12) , 可得平面径向产能方程
式 (13) 中, pw为井底压力, MPa。
1.2 半球形渗流油井产能方程
稳定渗流时, 半球形油井渗流速度表达式为[16]
将式 (14) 代入式 (5) , 可得
令
将式 (7) 、式 (16) 、式 (17) 代入式 (15)
式 (18) 的近似解为[1,2]
根据式 (16) 、式 (17) 、式 (19) , 可得半球形渗流区域压力分布
当r等于rw时, p等于pw, 得半球形渗流油井产能方程
2 底水突破时间预测
2.1 单井产能特征
如图1所示, 生产井部分钻开油层, 射孔段区域为平面径向渗流, 射孔段以下区域为平面径向渗流和半球面向心渗流的组合。模型假设: (1) 储集层水平、等厚、均质且各向同性; (2) 水驱油过程为活塞式驱替; (3) 忽略重力及毛管力的影响; (4) 油水界面内外压力梯度相等[8,11]。
油井产能Q为射孔段区域产能Q1和射孔段以下区域产能Q2之和。根据式 (13) 射孔段对应的平面径向流的产量为
在射孔段以下区域, 半球形向心流的渗流半径范围[7,11]为1.5 (h-hp) 。该区域流动可看成是由相连的两部分构成:从油藏边界到1.5 (h-hp) 处的平面径向渗流, 从1.5 (h-hp) 到井底的半球面向心流。根据物质守恒原理, 两段的产量相等均为Q2。设Pr为1.5 (h-hp) 处 (半球形流外边界) 压力值, 根据式 (13) 射孔段以下区域水平径向流段流量表达式为
根据式 (21) 射孔段以下区域半球面向心流段流量表达式为
联立式 (23) 、式 (24) 求得Pr为
式 (25) 右端参数均为已知, 设Pr等于常数C1, 根据式 (24) 可得
式 (26) 中:hp为油井射孔段长度, m;ha为水锥顶点a到生产油井井底的距离, m;pr为半球形流外边界处的压力, MPa;Q1为射孔段区域渗流量, m3/d;Q2为射孔段以下区域渗流量, m3/d。
由式 (22) 、式 (26) 联立得Q1/Q2为
该式右端参数均为已知, 可设Q1/Q2等于常数C2, 则Q2等于Q/ (1+C2) 。
2.2 见水时间预测
考虑储集层介质变形、油相启动压力梯度、原油幂律特性的影响, 油、水两相的运动方程分别为
式中, vo为油相渗流速度, m/s;vw为水相渗流速度, m/s;Ko为油相初始渗透率, 10-3μm2;po为r处油相的压力, MPa;pw为r处水相的压力, MPa;Kw为水相初始渗透率, 10-3μm2;μo为油相黏度, m Pa·s;μw为水相黏度, m Pa·s。
油藏开采过程中, 底水沿井轴方向入侵生产井底的时间最短, 即为生产油井见水时间[11]。根据假设条件, 由于水锥处油水界面内外压力梯度相等, 且忽略重力及毛管力的影响, 则水锥顶点a处有
根据式 (28) 、式 (29) 、式 (30) 、式 (31) 可得水锥顶点a处水相渗流速度为
根据半球面向心渗流特点, 结合式 (4) 、式 (20) 、式 (27) , 可得水锥顶点a处的油相渗流速度及半球形渗流区域压力分布
在时间dt内, a处水质点向井底移动的距离为dr, 则
将式 (35) 化为
油井投产以前, 油水界面近似为水平界面, 即t等于0时, ha等于h-hp。对式 (36) 两端积分[11], 得油井见水时间Tbt为
式 (37) 中, Tbt为油井见水时间, d。
将式 (32) 、式 (33) 、式 (34) 代入式 (37) 得
该计算公式较复杂, 难以直接求取解析解, 可通过数值积分法得到数值解。
3 实例分析
某油藏为稠油底水油藏, 油藏厚度为60 m, 储集层渗透率为1 000~2 000 m D, 孔隙度23%~32%, 原油黏度为130~980 m Pa·s, 原油体积系数约为1.098, 地层水黏度约为0.7 m Pa·s, 水体积系数约为0.004 51, 射孔深度为19.8 m, 原油启动压力梯度取0.001 2 MPa/m, 介质变形系数取0.035MPa-1, 幂律指数取0.965, 该井于1997年11月投产, 1998年3月见水, 无水生产时间达到113 d, 见水前油井平均日产量为28 m3/d。利用SobocinskiCornelius方法计算突破时间为127 d;采用本文计算方法求得突破时间为119 d, 与误差为5.31%, 预测效果良好。
利用预测公式分别就幂律指数、介质变形、启动压力梯度及产量对底水突破时间的影响进行分析。从计算结果可看出: (1) 定产条件下, 随着介质变形系数的增加, 井底压力越低, 则底水与井底间压力差越大, 更容易发生底水锥进;随着产量的增加, 油井见水时间越早。 (2) 随着启动压力梯度的增加, 油井见水时间越早;随着幂律指数的增加, 油井生产效果越好, 底水锥进得到减缓。
4 结论
(1) 考虑到变形介质稠油油藏的特殊渗流特征, 将介质变形系数、幂律指数、启动压力梯度因素引入到油藏的底水突破时间预测中, 推导出一种考虑多因素影响的稠油油井底水突破时间预测数学模型。
(2) 随着启动压力梯度的增加, 井底压力越低, 底水与井底间压力差越大, 底水突破时间越早;幂律指数的大小也影响底水的锥进, 幂律指数越大, 底水突破时间越长。