开发机理（共7篇）
开发机理 篇1
油田开发的前提是认识油气藏, 若盲目进行开发很难达到预期目标。同时, 还具有很大的投资风险。油气藏的开发过程是一个连续的过程, 一旦投入开发就不能间断[1]。然而, 油气藏的开发又呈现出明显的阶段性, 因此, 要做好开发工作, 必须了解油气藏开发的这种特性。采用注水开发这种技术可以及时的补充地层的能量, 提高相应的渗透率, 很大程度上提升了工作效率, 开发的效果得到了明显的改善[2]。但是, 随着开发时间的增长, 也出现了一些问题, 比如, 高压欠注现象, 注入水不能维持地层压力等等, 这样的话就不能达到很好的开发效果, 因此, 对于油田注水开发矛盾机理的研究就很有必要, 总体分析来看, 导致注水开发矛盾的主要因素有两大类:人为因素和地层因素。
1 人为因素
(1) 地层能量估计略有偏差, 开发之前没有提前注水补充地层能量, 直到全面开发油藏之后, 采油强度迅速下降, 达不到预期的油井工作制度, 因而不能保证稳产, 如此一来, 经济效益甚微, 并且伴随有一定的投资风险。此外, 对于地层物性差, 渗透率低的区块, 如果地层压力得不到及时的补充, 导致地层压力迅速下降引起的地层渗透率减小是不可逆的。这种情况对于后期的二次采油也会造成更大的困难。以大庆朝阳沟油田不同注水时期采油强度对比图为例, 如下图所示:
(2) 有的注水井是由油井转注而来的, 而这些井在开始生产之前都经过一定的人工压裂, 如果人工裂缝偏长的话, 在转为注水井之后, 很容易造成方向性水淹, 如此一来, 并不能达到注水开发的预期效果, 很有可能出现地层压力依然下降的现象。另外, 过大的裂缝缝长, 会导致注水井和生产井裂缝间的距离变短, 或者碰头, 这样水淹的时间更短, 注入水的波及面积也会有所差异, 降低了注水开发的效果[3]。
(3) 为了维持现有的地层压力或者尽可能减小注水压力降低的幅度, 可能会人为的增加注水量, 然而, 过猛的注水会导致注水压力超过地层的水平主应力, 一旦注水压力过大, 地层中的微裂缝很容易重新开启, 这样, 地层的吸水能力会增大, 方向性水淹的可能性更大。如果基质导压能力差, 那么注水强度不稳或偏大, 还有可能造成其他方向上的水淹。
(4) 生产井和注水井井网设计不完善。井网的完善程度对注水效果也有很大的影响, 强注水区由于液流方向多, 地层压力恢复较快, 保持程度高, 单井生产能力自然相对较高。反过来欠注水区由于地层压力得不到有效补充, 单井生产能力逐步递减[4]。
(5) 一般来讲, 根据某些纵向储层非均质性和夹层特征, 应该全层段射孔的地层没有采取全层段射孔, 从而导致了储层中剩余油的不均匀分布。
2 地层因素
(1) 在低渗透地层中, 由于孔喉细小, 在注水开发过程中, 很容易造成贾敏效应, 从而导致堵塞油流通道。
(2) 在天然裂缝高度发育的方向上, 尤其是与人工裂缝连通, 或者是因为注入水的缘故, 人工裂缝连通了天然裂缝, 在注水压力过高的情况下, 会造成严重的水淹水窜现象。
(3) 如果遇到纵向非均质性强, 隔层夹层多的地层, 会导致剖面上的剩余油不能有效驱替, 这种情况下, 也会出现注入水效果不理想的情况。
(4) 地层基质的渗透率和导压能力低, 渗流阻力大, 启动压差大, 造成压力传递缓慢、注入水能量损耗大、注水见效缓慢, 使得不见效油井的地层压力随生产时间增大持续递减。
基质渗流的见水时间, 不考虑非达西渗流, 利用低渗储层的平均参数来计算低渗透基质的见水时间, 在此采用李传亮教授的流管法公式[1]:
tx为注入水到达X方向所需要的时间, 单位为千秒;
µ为水的粘度, 取1m Pa.s;
d为井距;
pw i为注水井井底压力, 取其平均值13MPa;
pw p x为油井井底压力, 取其平均值1.4MPa;
φ为介质孔隙度;k为水的相渗透率取0.23×10-3µm2。
从不同方位油井的计算结果 (表1) 可以看出, 即使忽略低渗透储层的启动压差, 油井在基质渗流情况下见水也是非常缓慢的, 基本在10年以上。
(5) 沉积微相的相变、以及单砂体宽度的限制, 渗透率在平面上具有较强的非均质性甚至渗流边界, 使水驱效果更差。
3 结论
造成油田注水开发矛盾的机理主要是人为因素和地层因素。当然, 还有更为具体更为细致的因素, 在不同的油田区块, 表现的不尽相同。
总之, 在油田开发现场实践过程中, 还存在各种各样具体的问题。不同的开发方式, 对应的开发矛盾机理不同, 对于每一种开发方式的矛盾机理研究, 都能为现场实际生产提供一定的参考, 现场人员可以以此为参考进行作业方案的调整, 最大限度的保证稳产, 降低开发的风险投资。
参考文献
[1]李传亮.油藏工程原理[M].北京:石油工业出版社, 2011
[2]李颖川.采油工程[M].北京:石油工业出版社, 2002
页岩气成藏机理及开发技术研究 篇2
关键词：页岩气,成藏机理,储层特征,开发技术
页岩气主要是只储存于页岩中的一种非常规天然气, 在全球范围内都有分布, 它具有开采资源分布广、开采潜力大、生产周期大的优点, 已经成为当前国内外能源开采的一个热点问题。截止目前我国页岩气勘探开发程度很低, 只有在四川地区有部分页岩气田投入商业生产, 但是调查研究的步伐却越来越深入, 自今年在贵州发现大型页岩气田, 诸多学者对国内的页岩气研究的自信程度有了更大的提升, 到现在已经有了实质性的进步。虽然如此, 但是页岩气储层和常规油气的储层具有很大的差别, 成藏具有隐蔽性, 所以开发难度也比较大, 本文从分析页岩气的储层特征入手, 探讨了目前页岩气开发的技术, 并对未来作出展望。
1 页岩气成藏机理
页岩气藏主要是在暗色泥岩和浅色砂岩互层的地层中富集, 主要是以游离相和吸附相之间的状态大量存在页岩储层中运移距离很短或者可以忽略不计, 不需要像常规油气藏的圈闭, 导致页岩气藏分布非常隐蔽, 所以在勘探和开发上对技术要求更为严格。
2 页岩气储层特征
页岩气藏为自身自储式油气藏, 所以对页岩层的有机质含量要求很高, 需要有较高的有机质丰度和成熟度的要求很高。对于页岩层中的矿物的研究, 除了常见的粘土矿物外还有发现有白云石、长石、白云母、石英等矿物, 有学者研究发现, 如果页岩层中存在类似于石英等的脆性矿物, 有利于后期开采过程中压裂形成裂缝, 并且富含方解石有利于形成溶蚀孔隙。
物性特征是判断页岩层好坏的最重要的因素之一。页岩气藏储层具有低孔隙度、低渗透率的特点, 孔隙度一般要小于10%, 渗透率则在页岩层发育过程中有较大的变化。本来根据常规气藏的勘探开发理论, 对于低渗透率的气藏并没有太大的开采价值, 但是页岩气的特殊性在于以游离相和吸附相存在, 所以通过大规模长时间的压裂就会开采出工业性气流。
3 页岩气开发技术
3.1 页岩气开发技术现状
美国式最早开始开采页岩气的国家, 也是到目前为止无论是从开采规模还是技术上来讲都是最发达的国家, 目前, 美国主要使用水平井和水平压裂技术, 并且结合其先进的测井物探技术对储层进行有效评估预测, 以及先进的随钻技术和裂缝检测技术。对于中国来说, 对页岩气的研究开发起步较晚, 但是我国在四川等地也开始了页岩气的开发工作, 积累了一定的经验和技术。
3.2 页岩气开发技术简述
3.2.1 测井技术
利用测井技术对页岩气藏的识别主要通过判别页岩层的总有机碳含量和成熟度来识别页岩气层。含气页岩的测井相应具有高自然伽马值、高电阻率、低光电效应的特点。高自然伽马值可以区分含气页岩和普通页岩, 泥质含量越高, 自然伽马值越大, 有机质中可能含有高放射性物质, 自然电位测井曲线可以划分储层的有效性, 电阻率的高低也能对含气性有所显示, 页岩的电阻率总体低值, 局部高值, 深浅电阻率几乎重合。国内有学者在四川地区页岩气开采的实践过程证实了测井曲线识别页岩气层的有效性, 并且还要对国内外的一些研究不断的学习, 吸收先进的技术, 有望在页岩气开发方面取得新进展。
3.2.2 水平井技术
油气田钻井主要包括垂直井和水平井, 垂直井多用于常规油气层开采以及对页岩气进行试验所打的井, 获得压裂和钻井的经验, 从而优化商业生产过程中的开采方案。结合页岩气藏的特殊性, 实际生产过程中主要以水平井, 为主水平井可以增加井筒和地层的接触面积, 这样可以更好的利用页岩层中的天然裂缝, 使得天然气尽可能多的流入井筒中。不仅如此, 在开采过程中, 水平井的成本虽然比垂直井高出许多, 但是初采速度以及最终评价可采量却比垂直井高出很多, 并且可以大大改善储层流体的流动情况。在水平钻井中采取旋转导向工具, 可以形成相对光滑的井眼, 可以加强对地层有效性的判读。
4 结语
对于目前的能源生产与消费结构, 页岩气已经成为了未来能源的重要组成部分, 国外对页岩气的开发研究进行的比较早, 国内起步相对较晚, 而且大多数研究主要是集中在地质方面, 还需要对开发开采技术进行研究。页岩气是不同于常规气藏的的特殊储层, 具有生储一体的特点, 在常规油气藏研究中所使用的“生、储、盖、圈、运、保”在页岩气的研究中已经不适用, 吸附机理非常复杂, 所以还要进行更深的室内研究, 这样有助于页岩气的高效开发。对开采技术中还需要进行更多的实践进行总结, 学习国外经验, 加快我国页岩气资源开采的步伐。
参考文献
[1]刘德华, 肖佳林, 关富佳.页岩气开发技术现状及研究方向[J].石油天然气学报 (江汉石油学院院报) , 2011, 33 (1) :119-123.
[2]张东晓, 杨婷云.页岩气开发综述[J].石油学报, 2013, 34 (4) :792-801.
[3]张金川, 金之钧, 袁明生.页岩气成藏机理和分布[J].天然气工业, 2004, 24 (7) :15-18.
[4]潘仁芳, 伍媛, 宋争, 等.页岩气勘探的地球化学指标及测井分析方法初探[J].中国石油勘探, 2009, 9 (3) :6-9.
开发机理 篇3
关键词：注水系统,油层结垢,防垢技术
1 油田油层的结垢现象
油田结垢是指在油田的生产过程中, 在地下储层、采油井井筒、套管、生产油管、井下完井设备以及地面油气集输设备和管线内由于多种原因造成的一种沉积物质, 垢污的产生会造成管线内油的堵塞, 妨碍出油的顺利进行。油田常见的垢沉积物主要成分有碳酸钙、硫酸钙以及硫酸钡等, 结垢现象的产生是油田生产过程中普遍存在的一种现象, 普遍存在于油田生产过程中的各个环节, 从注水设备的使用到油的储藏到地面设备的使用等都会产生油垢现象。
结垢现象的产生对油田油气集中输气系统有很大得危害, 具体表现在:
(1) 油气集输系统的集聚的污垢沉积会严重降低设备使用中的传热效果, 严重时会引起堵塞。
(2) 结垢还会引起设备和管道的局部垢下腐蚀, 容易造成细菌的繁殖。结垢还会使缓蚀剂和金属表面难以接触成膜, 降低缓蚀效果, 加重设备和管道的腐蚀, 减少管道的使用寿命, 严重时会造成管道的报废。
(3) 水垢的沉积还会造成水流截面的面积减小, 增大水流的阻力和管道的输送能量。
注水油田的结垢一般井下输送系统中的结垢和油层条件下的结垢两种, 井下输送系统在应用过程中随着系统的压力增加, 整个系统的温度也在不断增加, 当温度达到40℃时, 碳酸钙不断在水中溶解, 而由于硫酸钙和碳酸钙的溶解度也随着温度的增加而不断增加, 因此在井下不会形成污垢。而当温度达到60℃时, 温度不断增加, 溶解度也在不断增加, 压力也在不断增加。碳酸钙的结垢趋势明显, 但因为在井下压力对结垢的影响要大于其他条件对结垢的影响, 因此碳酸钙要明显结垢, 而像硫酸钙和硫酸钡就没有明显的结垢趋势。油层条件下的结垢的明显特征是在同一块的油井注入同一油层的污水不会产生碳酸钙和硫酸盐的沉淀现象, 但是由于在输送过程中经过了地面的污水处理系统, 会有些许的腐蚀和细菌的产生, 因此会产生一定的沉淀物, 而如果在地面处理中接触到氧气, 则会有少量的氧化物深入到油层, 可能会产生沉淀物。
2 油田油层的结垢机理及对油层的伤害
油层的结垢机理分为四种, 一种是不配伍混合, 主要是指不配伍的注入水和地层水的混合, 在二次采油和提高采收率注水作业过程中经常会将处理后的油田采水或者海水回注到储层中。而当回注水水质和地层水水质不相容时, 就会产生结垢, 在生产实践过程中, 当清水与采水混注时结构现象就非常严重。二是自动结垢, 在储油过程中不可避免的水与油就会共存, 各种采油工艺的实施就会导致平衡状态的改变, 当这些变化使流体组分超过某种矿物质的溶解度极限时, 就会形成结垢沉积现象, 这种现象就称为自动结垢。硫酸盐或者碳酸盐结垢会因井筒内的压力、温度的变化或者是井下流动受到阻碍而沉积。三是由于蒸发引起结垢, 结垢与采油生产过程中产生的一些气体和地层盐水有关。而在生产管柱中静水压力的减小, 气体体积的增大, 温度高的盐水会发生蒸发, 使剩余水的溶解离子的浓度超过矿物质的溶解度就会引起污垢的产生。最后一种是由于气驱或者化学驱引起的结垢现象, 利用二氧化碳驱进行二次采油可能引起污垢沉积, 含有二氧化碳的水会变成酸性, 并溶解地层中的方解石也就是碳酸钙, 当生产井周围的地层压力下降时, 二氧化碳会脱离溶解, 因而碳酸钙会在射孔孔眼和近井眼的地层孔隙中沉积沉淀, 而进井眼环境产生结垢将会使压力进一步下降, 从而形成更多的沉淀。在化学驱中注入地层的化学药剂也可能引起水垢的沉积, 同时也会引起在驱动中碱液和岩石作用的PH值的改变, 这些改变会使得碳酸盐、硅酸盐、氢氧化物的沉淀, 在注蒸汽驱油过程中也会常出现硫酸钙、碳酸钙垢沉积。
结垢现象的出现现象受很多因素的影响, 一是温度的影响, 温度的影响主要是体现在垢物质在水中的溶解度, 碳酸钙的溶解度会随着温度的升高而减小, 硫酸钡的溶解度会随着温度的升高而增大;二是受压力的影响, 硫酸钙和碳酸钙在水中的溶解度会随着压力的增大而增加, 因此当系统的压力发生较大的降低时, 就会形成碳酸钙和硫酸钙垢;三是PH值的影响, PH值较低时, 碳酸钙在水中的溶解度变大, 沉淀较少, 相反当PH值升高时, 碳酸钙沉淀增多, 铁化合物垢也一样, 而对硫酸钙垢, PH值影响不大, 因此当注入水的PH值较高时, 容易产生碳酸钙结垢;四是受流体动力学的影响, 在流体动力学中, 影响结垢的动力学因素主要是液流流态、流速及其分布。由流体动力学可知, 液流流速、路径可以影响液流流态, 在不考虑其他因素的情况下, 水流速度越小而结垢趋势越大, 结垢趋势在渗流中最大, 层流中次之, 紊流中最小。因此, 从地面管线、油管、井底套管、炮眼到底层, 结垢趋势依次增大;五是结晶动力学因素, 垢沉积是溶质从过度饱和溶液中结晶析出、聚集并沉淀的过程, 在纯溶液体系中, 当成垢离子的浓度低于其溶解度时, 不会出现晶体的沉淀, 溶液处于稳定的状态, 而当浓度大于其溶解度而过度饱和较低时, 结晶的析出很慢, 溶液处于亚稳态。
3 结束语
在油田使用中, 各油田要根据自身的实际情况进行相关的结垢处理。油田结垢现象往往因为结垢的类型多, 几种类型的垢晶互相生长, 从而使得结垢量加大。因此各油田在处理结垢时要及时予以处理, 根据结垢的主要成分进行处理。对以硫酸钡为主还兼有碳酸钙的结垢成分, 可以使用多元醇磷酸酯类药剂进行防垢的处理, 对以硫酸钡为主的结垢成分, 使用简单的防垢剂即可, 要根据各个油田的油层的结垢成分进行处理, 在进行结垢处理的同时也要加强防垢工作的开展, 加强相关防垢剂的研发工作。
参考文献
[1]贾宏宇.注水开发油田油层结垢及油层伤害探讨[J].石油学报, 2009 (06) [1]贾宏宇.注水开发油田油层结垢及油层伤害探讨[J].石油学报, 2009 (06)
[2]尹志富.延长油田注水系统的结构特性趋势研究[J].内蒙古石油化工, 2010 (10) [2]尹志富.延长油田注水系统的结构特性趋势研究[J].内蒙古石油化工, 2010 (10)
[3]吴涛.盘古梁油田储层结垢和防垢技术[J].西安石油大学学报, 2010 (12) [3]吴涛.盘古梁油田储层结垢和防垢技术[J].西安石油大学学报, 2010 (12)
开发机理 篇4
1 自流注水机理
自流注水实际上就是被开发的油层与水层间压力平衡的过程(图1)。水层可以在油层上方，也可以在油层下方，只要二者之间的压差足够大[9]。为达到自流注水条件，需要在水层和油层之间有足够的压差，克服自流注水过程中水层与井筒之间的产水压差、井筒内的摩阻损失、井筒内的水柱压差以及井筒与油层之间的注水压差。为了量化这一过程，定义“自流注水门限压力”，即通过自流注水使油井达到设计产量所需的最小水层压力。根据压力关系和流体力学原理[10]，有关系式(1)。
式(1)中，Pew为自流注水门限压力，MPa;Po为油藏压力，MPa;Pob为井筒与油层之间的注水压差，MPa;Pf为井筒内的摩阻损失，MPa;Pwb为水层与井筒之间的产水压差，MPa;Ps为井筒水柱压力，MPa。
由达西定律可以得出，井筒与油层之间的注水压差为
同理，水层与井筒之间的产水压差为
井筒内的摩阻损失为
井筒水柱压力为
式(2)～式(5)带入式(1)可得
式中，Qw为产水量，m3/d;I为油层吸水指数[m3/(d·MPa)];J为水层产水指数[m3/(d·MPa)];L为水在井筒中的流动长度(m);d为井筒内径(m);v为水在井筒中的流动速度(m/s);ρ为地层水的密度(kg/m3);g为重力加速度(m/s2);h为水层到油层的高度差(m);a,b为单位换算系数，这里a=10-6,b=±1，水层在油层上部时取正值，水层在油层下部时取负值。
式(6)即为计算自流注水门限压力的公式。只有水层压力大于自流注水门限压力Pew，油层才可以在满足产液量要求的条件下采用自流注水技术开发。
2 自流注水适应性研究
2.1 自流注水地质适应性
研究表明[11,12,13]，自流注水要求油层及水层中-高孔隙度、中-高渗透率，储层连通性好、非均质性弱、吸水能力强，油层和地层水配伍性好，原油黏度较低。对低渗透以及原油黏度较高的油藏不适用。
为了能将水层的水注入油层，要求水层和油层之间的压力差足够大。由于油藏初始投入开发时，除非有高压水层的存在，否则油层和水层之间并没有足够大的压差。所以一般对油层先进行弹性驱动开发，使油层压力降低到一定程度，油、水层之间建立较大压差，然后实施自流注水。
中东H油田位于沙漠地区，地质储量巨大，天然能量不足，需要进行注水开发。但H油田所处地区地表水源缺乏，人工注水所需成本较高。N油藏是H油田主力油藏之一，在N油藏上部发育有水源层K，为节约注水成本，进行自流注水开发研究。
2.1.1 油藏特征
N油藏岩性以石英砂岩为主，储层厚度为(9～20)m不等，孔隙度18%～20%，渗透率400～700m D，属中高孔高渗储层。且储层非均质性较弱，裂缝基本上不发育，连通性好。原始油藏压力Poi约39.34 MPa，饱和压力Pb约19.24 MPa。由实验测试可知，油层和地层水配伍性好，原油黏度小于1 m Pa·s，黏度较低。由生产测试可知，油层采油指数为127.78 m3/(d·MPa)，吸水指数为189.04m3/(d·MPa)，采油指数和吸水指数均比较高。
2.1.2 水层特征
在N油藏上部发育有水源层K，水层含水面积约126 km2，主要岩性为砂岩，夹杂泥岩。埋深2 166m，厚度约100 m。水体储量巨大，约为N油藏原油储量的15倍，适合做自流注水水源。原始水层压力Pwi约为23.78 MPa，地层压力系数1.09，属正常压力系数。水层孔隙度约22.4%，渗透率高达643m D，属高孔高渗储层。通过水层测试资料可知，K水层产水指数为14 372 m3/(d·MPa)，远大于N油藏的比吸水指数和吸水指数，水层产水能力强。
从N油藏及K水层的储层特征和流体特征可知，油层渗透率高，连通性好，非均质性弱，吸水能力强，原油黏度低;而水层能量充足，产能高，可使油层压力保持在较高值，因而N油藏具备自流注水的地质条件。
2.2 自流注水门限压力计算
N油藏单井设计产能为397.50 m3/d。由于资源国不允许进行脱气生产，因此要求最低油藏压力不能低于饱和压力，设计最低油藏压力Po为23.6MPa(饱和压力为19.24 MPa)。结合生产测试所得油层吸水指数与水层产水指数，代入式(6)计算自流注水门限压力(表1)。
由计算可知，N油藏自流注水门限压力为11.25 MPa，远小于对应K水层压力23.78 MPa。
由N油藏自流注水适应性研究可知，N油藏与K水层具备自流注水的储层条件，且K水层的压力远高于自流注水门限压力。研究结果表明，N油藏适合进行自流注水开发。
3 自流注水开发效果
3.1 自流注水采收率
3.1.1 弹性驱动采收率
假设油藏在弹性驱动开发条件下由原始油藏压力降到设计最低油藏压力，由未饱和油藏封闭型弹性驱动的物质平衡方程[14]:
式(7)中，
得弹性驱动采收率计算公式为
式中，Np为采油量(m3);N为原油地质储量(m3);Poi为原始油藏压力(MPa);Po为设计最低油藏压力(MPa);Bo,Boi为设计最低油藏压力和原始油藏压力下原油体积系数(m3/m3);Co为地层原油压缩系数(MPa-1);Cw为地层水压缩系数(MPa-1);Cf为岩石压缩系数(MPa-1);Ct为综合压缩系数(MPa-1);Rd为弹性驱动采收率。
由实验测试可得Bo=1.49 m3/m3,Boi=1.45 m3/m3;Co=1.30×10-3MPa-1,Cf=0.50×10-3MPa-1,Cw=0.42×10-3MPa-1。
由式(8)、式(9)计算可得弹性驱动采收率Rd=4.3%。
3.1.2 自流注水采收率
自流注水依靠水层的弹性膨胀作用驱动天然水进入油藏，忽略地层水的体积系数变化，自流注水驱油的物质平衡方程为
地层水累积膨胀量
设水层地质储量Wi与油藏地质储量N比值为α，代入式(11)可得
式(12)代入式(10)可得
于是可得自流注水驱油的采收率为
式中，We为地层水累积膨胀量(m3);Wi为水层地质储量(m3);Pwi为原始水层压力(MPa);Pew为自流注水门限压力(MPa);α为水层地质储量与油藏地质储量比值，N油藏α为15。其余参数意义与式(7)～式(9)相同。
将各参数值代入式(14)可求得自流注水驱油的采收率Rp=14.68%。
由油藏工程方法计算得到的自流注水采收率要比弹性驱动采收率高出10.38个百分点。因此，N油藏适合采用自流注水进行开发。
3.2 自流注水参数计算
为进一步研究N油藏自流注水的开发效果，以N-1井为中心，采用eclipse软件建立典型井组模型。通过分析延长稳产期、地层压力保持水平、原油采收率等开发指标，对比N油藏弹性驱动及自流注水开发效果，为下一步自流注水现场实施提供依据。
N油藏开发方式为:先进行弹性驱动，当油藏压力下降到设计最低油藏压力或不能稳产时，只要满足其中一个条件，则实施自流注水。
模型采用5点法井网，中间一口注水井，周围四口生产井，井距1 500 m。模型的储层物性参数见表2。模型的设计产量、最小井底流压、设计地层保持压力等生产参数见表3。模型设计水层储量为油层储量的15倍。
数值模拟研究结果表明，弹性驱动可稳产0.9年，此时，油藏压力从39.34 MPa下降到25.03MPa，高于设计最低油藏压力23.6 MPa，此时对应的采收率为3.94%(图3、图4、图5)。
弹性驱动0.9年后，实施自流注水。油藏压力先小幅上升，然后缓慢衰减，见图4。油藏压力继续保持在原始油藏压力60%以上2.48年。产量可继续稳产至第2.64年，稳产期比弹性驱动延长了1.74年。在弹性驱动的基础上实施自流注水1.74年，稳产期内总采收率为11.51%，提高采收率7.57%(图5、表4)。
自流注水一开始，注水速度最大，为737.12m3/d，然后逐渐递减(图6)。注水量大于397.5m3/d保持2.56年。自流注水1.74年后，稳产期内累计注水量为36.25×104m3(图7)，注采比为1.44。与N油藏原油地质储量相比，K水层具有较强的产水能力。
弹性驱动及自流注水开发效果如表4所示，井组数值模拟表明，从延长稳产期、保持地层压力及提高采收率考虑，N油藏自流注水效果较好。在油田不能稳产或地层压力衰减到设计保持压力之前实施自流注水，在自流注水快到稳产期时，自流注水井转为人工注水井。
4 结论
为达到自流注水条件，需要克服自流注水过程中水层与井筒之间的产水压差、井筒内的摩阻损失、井筒内的水柱压差以及井筒与油层之间的注水压差，即水层的压力应高于自流注水门限压力。
油藏适合自流注水开发的条件为:渗透率高，连通性好，非均质性较弱，吸水能力强，对应水层能量充足，产能高;且水层的压力远高于其自流注水门限压力。
建立N油藏典型井组模型对弹性驱动开发和自流注水开发效果进行对比，结果表明，从延长稳产期、地层压力保持水平和提高采收率等方面考虑，N油藏进行自流注水开发效果较好。N油藏合理的开发方式为:先进行弹性驱动开发，在油田不能稳产时实施自流注水开发，在自流注水达到稳产期之后，自流注水转为人工注水开发。
摘要：针对沙漠地区油藏注水水源供应不足的问题,以中东地区某高渗透砂岩油藏为例,以油藏工程方法和数值模拟为手段,开展了自流注水机理、自流注水适应性及开发效果研究。研究中定义了“自流注水门限压力”的概念,认为要能够自流注水,水层压力需要达到“自流注水门限压力”来克服注水过程中水层与井筒之间的产水压差、井筒内的摩阻损失、井筒中的水柱压差以及井筒与油层之间的注水压差。分析了油藏适合自流注水的地质条件和压力条件。建立了自流注水采收率计算的表达式,并针对N油藏进行了实例计算。运用数值模拟方法,进一步研究了N油藏进行自流注水的开发效果,研究结果表明,N油藏的开发策略为:先进行弹性驱动开发,待油藏不能稳产时转为自流注水开发,最后转为人工注水开发。
开发机理 篇5
1 致密砂岩气藏产水机理
致密砂岩气藏中, 含水饱和度会由于储层微观孔隙的结构而发生变化。例如, 在鄂尔多斯盆地苏里格气田的微观孔隙结构就非常典型, 主要是储层中的小孔占比普遍较低, 而主要是以大孔为主。其中, 微孔有5%, 小孔45%, 中孔30%, 大孔20%。致密砂岩气藏中, 如果微孔以及小孔的较多, 占到所有孔隙体积的一半以上, 则必然会导致储层本身的含水饱和度非常高、饱和水岩样不同离心力之后的核磁共振研究显示, 在致密砂岩气藏开发过程中, 可动水主要来自于中孔, 有数量较少的小孔内赋存水也有一定的流动。中孔含水饱和度将会导致储层的产水特点发生变化。
对于气藏而言, 水相普遍呈现为润湿相, 并且主要便不再微细孔后之内或者是岩石表面, 气主要储存在孔隙之内, 而微细孔后包围、控制孔隙体, 从而形成气水相互封闭的状态。在开发过程中, 气产出过程中需要打破孔喉位置水相的约束才能够得以实现。对此, 在气藏开发过程中, 随着储层的压力慢慢变低, 压力降传导传导到孔隙之内的气体过程中, 气体的自身体积将会非常快的膨胀, 并对表面的水相形成较大的挤压力, 这里产生的挤压力将会对水相形成推动, 并且推动力在大于任何一个细孔喉的约束力时, 同时这一细孔喉以及约束的孔隙之内的残余水将会被挤出, 从而形成产出水, 变为可动水。针对致密砂岩气藏而言, 因为微细孔喉的成长情况较为发达, 本身的含水饱和度比较高, 在衰竭式过程中形成压力的梯度较高, 从而导致可动水的产出量急剧提升, 最终严重阻碍气藏的产出效率。
2 致密砂岩气藏开发对策
2.1 评估储层产水风险, 选择最佳开发层位以及井位
提高致密砂岩气藏开发效率, 最有效的手段便是有效识别储层水的产水风险, 也是致密砂岩气藏开发的关键步骤。按照储层可动水的水饱和度检测气井的气藏地质特点, 并按照检测特点设计水饱和分布图, 该设计图需要按照层数的不同而进行差异设计, 明确储层的可动水饱和度, 评估储层产水的风险, 选择风险最低的位置作为井位。
2.2压裂水平井开发
在适当的情况之下, 尽可能的选择压裂水平井进行开发。这样的方式能够有效地提升泄流的面积, 并且还能够有效地控制生产压差以及渗流阻力, 达到控制甚至杜绝产水水量超标, 最终实现低水采气或提升无水采集时间, 达到最终的提高采集率目的。例如, 苏里格气田的T7试验井目层数量为两层。在对该井实验的过程中发现, 上分支的无阻流量主要为42×104m3/d, 下分支的无阻流量为78×104m3/d。投产时间为170 天, 累计产出的天然气为3300×104m3, 平均每天产出19.4×104m3, 同时压降速率为0.1MPa/d。由此可见, 压裂水平井开发能够非常显著的提升致密砂岩气藏的开发效率。
2.3适当选择配产
致密砂岩气藏非常容易受到开发方式、产水特性以及能受物性的影响。在适当的选择气藏配产的过程中, 必须要按照储层渗流的特点, 进行全面的分析, 并选择最佳、最适当的方式计算配产与无阻流量。例如, 苏里格气田的储存便具备非常高的压敏效应, 在考虑压敏效应以及无阻流量之后, 在配产时, 需要分析压敏效应的实际影响效果。这一影响效果对于苏里格气田而言便是配产控制得越低, 则对储层的伤害便越小。除此之外, 配产的选择还需要能够满足携液的需求。最终进行综合分析, 明确苏里格气田的最终配产量为无阻情况下流量的五分之一。
2.4提高排水采气
对于致密砂岩气藏的普遍产水特点, 需要提前做好排水采气的工作, 并强化排水采气的工作效率。在实际的情况之中, 例如川中须家河组气藏, 其在排水采气的实际过程中, 实际情况便说明优选管柱工艺以及泡排便能够显著的提升产具的工作效率, 并且天然气的累计产量已经累积为2500×104m3。
3结语
致密砂岩气藏含中水、气藏普遍具备构造低、分布面积广、孔深低、非均质性较强等特点, 在开发过程中必须深刻认识渗流机理以及储层特点等, 从而设计真正有效的开发策略。经过笔者分析, 主要有按照水饱和度选择射孔层为, 优选富集区, 采取密井网研发提高压裂酸化增产优化能力, 降低压裂液的研发水准。
摘要：在气藏类型中, 致密砂岩气藏是一种结构复杂、杂质繁多的一种气藏类型, 在明确储存条件之下的产水机理有利于设计有效、合理的开发对策。本文首先分析致密砂岩气藏中储层产水机理以及有效地开发对策。
关键词：致密砂岩气藏,产水机理,开发对策
参考文献
[1]袁淋.致密砂岩气藏气水同产水平井稳态产能研究[D].西南石油大学, 2015.
[2]马新华, 贾爱林, 谭健, 何东博.中国致密砂岩气开发工程技术与实践[J].石油勘探与开发, 2012, 05:572-579.
开发机理 篇6
1 硫化氢产生机理
1.1 硫酸盐还原菌还原作用
在开采油田的过程中我们要想保障油层压力, 一般通过注水井向油层注水, 由于水中一般含有硫化氢或者硫酸盐还原菌。厌氧环境中, 在硫酸盐还原细菌的作用下, 会导致硫化氢气体的出现。
1.2 硫酸盐热化学还原作用
在高温作用下, 硫酸盐和有机质和烃类相互作用, 还原硫酸岩矿物为二氧化碳气体和硫化氢气体。该活动需要高温作用, 可能和地下岩浆活动有关, 导致地层中含有硫酸盐的部位产生大量硫化氢气体。天然气中生成高丰度硫化氢的主要原因为硫酸盐热化学还原作用, 一般需要的外界温度为150℃。
1.3 不稳定含硫有机化合物的热化学分解
进行钻井的时候, 随着油井深度的增加, 温度会不断攀升, 硫化氢气体产生的主要原因不再是细菌作用而是温度。在热力的作用下, 含硫有机物会发生复杂的杂环断裂形成硫化氢气体。在此过程中, 含硫的有机质首先向含硫干酪根和含硫烃类转化, 当温度提升到80摄氏度后, 干酪根中的原子会慢慢断裂, 生成包括硫化氢气体在内的混合气体, 但是浓度相对较低。当温度继续提升达到130摄氏度的时候, 含硫化合物会出现分解, 硫化氢气体的生成量提升。这种方式是干气之中产生硫化氢气体的成因。如, 人分解硫醇会形成硫化氢气体。
2 硫化氢治理
通过研究硫化氢气体产生的原因我们知晓, 要想解决地层中含硫有机化合物的裂解导致的硫化氢气体, 我们只能通过吸收的方式, 要是在地层中还原菌的作用下产生的硫化氢气体, 我们一般会添加杀菌剂抑制细菌的荤腥, 从而消除硫化氢的产生, 所以就硫化氢气体的防治而言, 我们不仅要积极消除硫化氢产生的源头, 还需要积极的防治在作业过程中溢出的硫化氢气体, 保障作业人员的人身安全。笔者在下文中探讨了脱硫剂和杀菌剂两种方式, 以期进一步提升硫化氢治理的效果和水平。
2.1 脱硫剂
就油气田脱硫而言, 当前备受关注的脱硫方法为有机醇胺法, 其具有显著地脱硫效果, 同时经济实惠, 作为一种石油助理剂, 是油田开采中的首选, 其作用原理为:在醇氨试剂的作用下, 对硫化氢进行吸收并发生一定的化学反应, 这种方法为化学吸收;再生时进行里番释放硫化氢, 或者在高压下在溶剂中溶解, 此为物理吸收, 在低压下释放硫化氢以及回收硫化氢。未来就原油脱硫方面, 比较有前景的是有机醇胺溶液为吸收剂的湿法吸收工艺
2.2 杀菌剂研究
要想从根本上解决硫化氢的产生笔者建议使用添加杀菌剂的方式。当前, 国际上对硫酸盐还原菌杀菌剂具有较多的研究, 其中应用最多的则是以季铵盐杀菌剂为代表的硫酸盐还原菌杀菌剂, 该类型的杀菌剂为吸附型, 也是国内油田试用种类做多的杀菌剂, 同时季铵盐杀菌广谱性较强, 是最早使用的阳离子表面活性剂。因为井下细菌是负电性, 上述杀菌剂阳离子在静电以及氢键作用力的帮助下直接作用在细菌上, 不断在细菌的细胞壁上聚集季铵盐, 阻碍细胞的呼吸作用, 影响细胞的正常代谢;不仅如此, 杀菌剂中的疏水基和细菌的亲水基相互作用, 导致细胞内的蛋白质变性, 对细胞膜的通透性加以改变, 最终细胞会溶解而死亡。
3 结语
进入新世纪后, 国内能源缺口却来越大, 社会上对能源的需求越来越多, 这种供需的矛盾随着国家经济的发展会越来越大, 因此保障油气田的安全、平稳生产并提升其产量具有较强的现实意义。但是在油气天开发的过程中有硫化氢气体的产生, 严重影响安全、平稳作业。笔者在本文中对此进行深入的分析和研究, 以期通过硫化氢气体产生的方式找到防治硫化氢气体的措施, 为国家经济的发展奠定良好的能源基础。根据上文的论述, 笔者研究硫化氢产生的机理, 在田正常生产过程中, 硫酸盐还原菌具有重要的作用, 因此需要研发光谱高效的杀菌剂, 从源头上阻断硫化氢气体的产生。
摘要：进入新世纪后, 国内经济获得稳步发展, 各行各业对能源的依赖较大, 所以石油需求量在不断提升。怎样提升油气田开发的安全性、和稳定性值得人们深思。笔者在本文中首先分析了硫化氢产生的机理, 然后分析了防治措施。
关键词：油气开发,硫化氢,机理,防治
参考文献
[1]樊建明, 郭平, 孙良田, 张显军, 田义民.天然气储层中硫化氢分布规律、成因及对生产的影响[J].特种油气藏, 2006 (02) .
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[3]刘伟, 蒲晓林, 白小东, 赵昊炜.油田硫化氢腐蚀机理及防护的研究现状及进展[J].石油钻探技术, 2008 (01) .
开发机理 篇7
随着社会经济的快速发展, 设备腐蚀为化工厂带来的经济损失及人员伤亡日益严重。在不影响系统正常运作的基础上, 对设备腐蚀速率及相关参数进行连续测量的在线腐蚀监测技术发展迅速。同时, 此技术的研究与应用已成为国内石化企业的重要研究课题之一。
1 设备腐烛机理类型
根据化工设备腐蚀作用机理, 金属腐蚀机理主要包含化学、电化学、生物及物理四种腐蚀类型。据数据显示, 化学与电化学腐蚀在化工企业比较常见, 尤其电化学更是普遍存在。
1.1 化学腐蚀
该腐蚀主要是指金属表面直接与非电解质发生化学反应, 从而对金属造成一系列破坏。如果发生氧化还原反应, 不会形成腐蚀电流, 此种情况下化学腐蚀会从属于化学多相反应动力学规律。比如, 在干燥气体中金属受到腐蚀, 在四氯化碳及中银成分受到腐蚀。必须要注意的是, 化学腐蚀其介质中没有水分。但在实际生产中, 单纯的化学腐蚀非常少, 主要是由于介质含水量低, 化学腐蚀会转换为电化学腐蚀。因此, 化学腐蚀是在无水干燥气体或有机溶剂情况下出现的腐蚀。
1.2 电化学腐蚀
这种腐蚀主要是由于金属与电解质溶液间出现电化学反应, 从而对金属造成损害。相较之化学腐蚀, 其主要包含阳极与阴极两个同时存在又相互独立的化学反应过程, 同时会产生一定的腐蚀电流。因此, 该腐蚀从属于电化学动力学原理。该腐蚀比较常见, 且其带来的伤害也是最大的。
2 影响金属腐烛的主要因素
腐蚀类型不同, 其影响因素也不同。就影响因素的本质而言, 金属腐蚀主要包含金属物理、化学及力学三大类影响因素。其中, 金属物理主要是材质及组织结构等对腐蚀造成的影响;金属化学主要是造成金属腐蚀的相关化学因素, 如介质、离子浓度、温度及流速等;金属力学则是指腐蚀金属受到的残余及工作等应力。总之, 在这些因素的作用下, 宏微观腐蚀电池应用而生。因此, 只有掌握各腐蚀因素规律及其破坏性, 才能制定行之有效的防腐措施。在实际生产中, 可从三方面分析设备构件腐蚀失效的影响因素。
2.1 介质
介质主要是引起金属腐蚀的外在因素。在分析腐蚀失效因素时, 首先要明确造成腐蚀的外在环境介质, 主要包含介质成分、浓度、压力、导电性、温度及流速等物理、化学及电化学等相关阐述。介质与材料不同, 其腐蚀规律也大不相同。
2.2 材质
腐蚀过程, 具体而言就是环境介质与金属表面或界面出现的化学与电化学反应。因此, 对于腐蚀过程而言, 金属材料非常关键。材质因素是造成金属腐蚀的内在因素。在分析腐蚀现象时, 材质影响因素主要分为四类。第一类, 材料冶炼质量, 主要是材料的化学成分、非金属杂物、饶注缩孔、偏析、加热及冷却白点等现象与缺陷。第二类, 材料加工质量, 主要是轧制、锻造与挤压成型的加热中形成的沿晶氧化缺陷。由于冷却速度比较快, 造成细小裂纹引起的各类缺陷, 甚至热影响区的各类不良因素。第三类, 热处理不规范。在热处理加热操作中, 由于温度过高或过烧产生晶粒大、脱碳及增碳等;在冷却及淬火中引起开裂、回火脆性、微观组织不合理等造成的缺陷。第四类, 材质表面状态, 其表面粗糙度会影响金属腐蚀形貌与速度。
2.3 结构设计
在设备结构设计中, 要尽可能避免出现不合理的应力集中与积液等现象。在确定设备材料时, 要充分考虑材质与环境的相容性。
由上可以发现, 腐蚀失效影响因素较多, 且比较复杂。在分析其时效过程时, 要综合考虑各影响因素, 才能准确判定失效成因。就化工设备而言, 介质因素是其腐蚀速率的主要影响因素。通过分析其腐蚀行为, 掌握介质因素改变, 其腐蚀速率也会改变, 这对准确判断设备腐蚀倾向非常重要。
3 分析化工企业对设备腐蚀监测管理系统的开发与应用
石化企业在长期实践中积累了大量与生产设备及管线相关的设计参数、运行情况、检测信息及维修状况等数据。这些数据为分析腐蚀失效、更换设备及制定防腐措施, 提供了数据支持。在腐蚀问题解决过程中, 如何对这些数据进行科学管理并有效运用非常关键。随着现代化网络技术水平的日益提高, 化工企业实施在线监测腐蚀的意义与作用日益凸显。本文通过计算机技术开发在线腐蚀监测管理系统, 搜集腐蚀监测数据、分析腐蚀速率及报警等, 管理设备腐蚀的研究实验结果等。化工企业可以系统化管理生产装置腐蚀数据, 确保装置可以长期稳定运行的安全性。
3.1 概述腐蚀监测管理系统
该监测管理系统包含监测与管理两大功能。腐蚀监测, 最早是腐蚀实验与无损检测现场设备等技术的融合体, 功能是通过腐蚀实验与无损检测技术, 对设备腐蚀情况进行定期在线或离线检测, 从而获得腐蚀速率及离子浓度等相关数据。监测技术的不断更新, 体现了腐蚀监测技术的发展。比如, 高温电阻与电感探针等新技术的应用, 一定程度上扩大了腐蚀监测范围, 提高了监测精度。随着现代化计算机技术与程序的开发应用, 腐蚀管理系统不断发展。目前, 系统结构主要包含浏览器与客户端两种服务器系统, 增强了软件开发功能, 提高了数据处理与分析能力, 便于快速查找与管理数据。
3.2 设计开发思路
(1) 在对设备工艺流程图及腐蚀机理研究基础上, 参照工艺流程图, 结合设备运行经验, 判断设备与管道存在的潜在损伤机理与失效位置, 从而选用合适的腐蚀监测点位置与方法。
(2) 全面设置系统结构, 确保其对数据能够在线监测搜集与离线检测输入。此外, 还能够对相关数据进行一定处理。
(3) 通过编程软件, 编制腐蚀监测管理程序, 并确保其具备腐蚀速率、剩余壁厚及腐蚀实验结果等监测管理模块。在此基础上, 得到腐蚀速率与时间、剩余壁厚与时间相关关系曲线图。如果腐蚀速率、剩余壁厚及相关参数不在程序范围内, 该监测程序自动报警, 以此防范发生腐蚀失效现象。
3.3 设计腐蚀监测方案
在设计腐蚀监测方案时, 其主要包含设计监测点与选择监测防范。必须要在工艺流程图与腐蚀机理研究前提下, 掌握生产工艺状况及设备腐蚀机理, 设计监测方案, 才能确保监测点与方法具有的代表性与经济性。
换言之, 首先要确保单个监测点具有一定的代表与区域性, 监测过程具有以偏概全的效果。其次, 监测点整体布置要具备系统性, 也就是在生产系统各环节中将监测落实到位, 才能实现全面而有效的腐蚀监测。
此外, 必须要根据实际生产状况布置监测点, 满足经济发展需求, 确保测量精度与安全可靠性。
通常, 将工况条件比较差的位置设为监测点, 主要是该位置容易发生腐蚀且速度快。具体的, 可参考以下原则选择监测点: (1) 结合设备运行状况, 将事故多发的设备与管道作为腐蚀重要监测点; (2) 从介质角度出发, 将介质相变点、积液与浓缩点及高温高压易腐蚀点作为优先监测点; (3) 从设备结构角度出发, 管道易冲蚀点、应用过程中变形与应力集中位置、设备进出口位置等是首选监测点。
3.4 选取监测方法
实际生产中, 需要综合考虑介质条件、腐蚀类型及监测点特性, 以此选取合适的检测方法, 满足精度需求, 确保监测方法的经济实用性, 降低生产成本。此外, 如果设备腐蚀比较严重, 可以采用多种监测法相互补充。常用监测方法一般有两种:挂片实验法和探针监测法。
3.4.1 挂片实验法
该监测法属于比较传统的监测, 在设备关键位置设置旁路腐蚀实验室, 掌握其腐蚀状况。对一段时间内挂片失重情况进行测量, 准确判断此处设备腐蚀速度, 并在此基础上观察腐蚀形貌, 获得材料腐蚀类型等数据。
在任何环境中都可应用该监测法, 其不但可以全面监测腐蚀速度, 也对局部腐蚀有一定的分析功能。该监测法时效性特点较显著, 即随时可以进行挂片实验检测。测试精度较高, 但是监测方法无法实现在线实时监测, 需要专门人员搜集并分析测量数据, 不具备智能化数据分析测量功能。
3.4.2 探针监测法
该监测法是现代化工企业普遍采用的一种监测法, 其监测周期较短, 可以进行实时监测, 自动测量数据。一般在金属均匀腐蚀速度的测量中常用该方法, 但是其局部腐蚀监测难度较大。
现阶段, 探头式在线测量仪应用较广。它主要包含探头、测量仪表、连接配件及数据搜集器等。既有便携式的单孔腐蚀测量仪, 也有以中心为主控制的腐蚀测量仪。各类型测量仪表由于测量机理不同, 又可分为电阻、线性极化电阻、电偶及高灵敏等不同形式的探头。现阶段, 市场上插入式探头腐蚀测量仪, 可以搜集独立或多种探头数据。
4 腐蚀监测管理系统对化工设备的作用
腐蚀监测管理系统可以有效评估设备的腐蚀状况, 及时了解化工设备管道的腐蚀程度。一旦腐蚀对管道或设备有损坏, 监测管理系统会自动报警, 从而防止事故发生。同时, 监测管理系统可以科学管理和分析一些数据, 从而获得腐蚀速率与生产参数的关系, 进而实现化工设备腐蚀问题的科学化管理。
5 结论
在石化企业生产中, 化工设备腐蚀所造成的经济损失与人员伤亡不可小觑。针对化工设备腐蚀机理, 企业要加强研究并深入分析其影响因素、腐蚀速率及机理变化规律等, 从而全面掌握化工设备腐蚀状况, 并在此基础上及时制定科学合理的防腐措施, 选择有效的腐蚀监测法, 以准确预测设备腐蚀并进行适当的控制, 将腐蚀失效防患于未然, 尽可能降低设备腐蚀造成的各类损失, 为化工设备长期稳定运行提供安全保障, 为石化企业带来社会与经济效益。
摘要：对化工设备腐蚀机理进行深入研究, 并在此基础上开发合理的腐蚀监测管理系统, 对化工企业的发展具有非常重要的现实意义。
关键词：化工设备,腐蚀机理,监测管理系统
参考文献
[1]黄永昌, 张建旗.现代材料腐蚀与防护[M].上海:上海交通大学出版社, 2012.
[2]王凤平, 康万利, 敬和民.腐蚀电化学原理、方法及应用[M].北京:化学工业出版社, 2008.