超前注水（通用7篇）
超前注水 篇1
1 低渗透油田的渗流特性
低渗透油田最主要的渗流特性就是渗流呈现非线性的特性, 并且很多的实验也已经证明了, 一旦储层的渗透率达到某一特定值时, 驱动压力梯度逐渐减小的情况下液体也不会流动, 直到降低到这个特定值时, 液体才会流动, 这就是所谓的启动压力梯度。当对注水井组同时应用超前注水技术时, 每一个注水井都可以看作是圆形封闭的边界, 当进入到拟稳态时, 底层的压力与注入流体的体积就会呈现出一定的关系, 具体的关系公式应为V=c×Vf (Pi-P) , 在代入边界条件以及对此公式的两边进行求导的操作, 我们就很容易得到圆形封闭底层中心处一口井的拟稳态的数学模型。通过分析我们还能得到, 油井以固定的油压生产, 并且注水井以固定的注入量注水时, 与同步注水技术相比, 超前注水技术是具有更高的油井产量的。
2 低渗透油田的超前注水机理
2.1 避免因压力降低而导致原油的性质变差。
低渗透性的油田具有渗流阻力大、压力消耗大、油层物质差以及供油面积小的缺点, 因此当其生产一段时间后, 底层的压力就会降低并且一定会降低到饱和压力之下, 底层原因就会脱气, 并且其所脱出的气体没有经过处理也一定会有一部分滞留在地层中, 而另一部分则会随原油一起进入井底, 并且在地层中脱气原油会建立一个新的平衡状态。当开始实施注水操作后, 地层压力会不断提高, 在新的平衡状态下, 地层中的脱气原油会建立一个新的原油物性体系, 而在脱气的作用下原油的密度和黏度都会不同程度的上升, 原油的渗流阻力也会随之提高, 体积系数减小, 因此原油的产量也会减少。
2.2 不会因底层压力下降而导致底层受到伤害。
通过大量的研究我们发现, 很多裂缝性的低渗透油田当其地层压力有了明显的下降时, 油层的孔隙度也会随之大幅度的下降, 裂缝就会闭合, 因此油田的渗透率还会降低。在我们对低渗透油田进行了油层岩芯室内试验后, 在围压是定值的条件下, 流量的变化情况是与孔隙压力的变化情况成正比的, 之后再将孔隙压力的值时, 流量也只能恢复到原始值的55%-75%左右, 所以我们可以得到结论, 在地层压力下降的情况下, 低渗透油田的储层渗透率也会随之下降, 这是就需要采用超前注水技术, 从而保证地层压力的稳定性, 避免储层渗透率下降的问题发生。
2.3 降低低渗透油田的初期含水量。
在其他条件都相同的条件下, 油井的渗透率与油井的含水率是呈反比的, 即渗透率越低, 那么含水率就越高, 并且启动的压力梯度也越大。当采用超前注水技术时, 地层的压力得到了提高, 而地层压力对地层渗透率以及孔隙度等的伤害就得到了降低, 储层的渗透率得到了提升, 因此当采用完超前注水技术的油田投产使用后, 油井的初始含水率就被降低了, 同时其初始的启动梯度也得到了降低, 这样就起到了提高油田开发效果的作用。
3 低渗透油田的超前注水技术措施
3.1 压力保持水平界限的确定。
在对压力数据进行监测的过程中, 我们会发现如果采用了超前注水技术, 那么地层压力是会逐渐上升的, 当上升到了某一个特定的值后就会呈现出平稳的状态。从过往采用了超前注水技术的油藏中我们发现在地层压力保持水平逐渐上升的状态下, 投产初期的低渗透油田的产能并不是呈现直线上升的状态的, 只有地层压力的保持水平达到了120%的状态时, 低渗透油田的产能才会达到最大值, 所以在确定地层压力的保持水平时, 我们建议为保持在120%左右的值, 这样油田的投产才是最合适的。
3.2 最大注入强度的确定。
在对我国长庆油田近些年来采用了超前注水技术的油田进行认真的分析和研究后, 我们能够发现当注水井的注水强度不小于3.0m3/ (d·m) 时, 低渗透性油藏的投产开始生产后的见水速度是比较快的, 并且其含水率的上升速度也比较快。所以, 我们在确定低渗透油田采用超强注水技术的最大注水强度时, 我们建议选择3.0m3/ (d·m) 左右。
3.3 合理注入压力值的确定。
当低渗透油田采用超前注水技术时, 是可以采用比较大的注水压力开始注水的, 当然这个值是绝不能够大于地层的破坏压力值的, 否则地层就会形成裂缝, 通过对以往的案例进行分析我们建议注入的压力值最大应为地层破坏压力的85%, 并且注水井井口的压力值我们也是可以通过计算得到的, 具体的计算公式为:Pf=Pwf+Ptl+Pmc-H/100, 在此公式中, Pwf为注水井的井底流压, Ptl则为油管摩擦压力的损失值, Pmc代表水嘴压力的损失值, Pf就是注水井最大的注入压力值, H为注水井的深度, 以上压力符号的单位均为MPa, 深度符号的单位则为m。
3.4 超前注水时机的确定。
在低渗透性的油藏采用超前注水技术的过程中, 由于油田地层物性较差, 如果原始地层的压力比较高, 那么所要的超前注水时间肯定就比较长, 而要想有效的缩短超前注水的时间, 那么就需要采取适当的提高超前注水的强度的操作了, 并且通过实验我们也发现了, 不同的超前注水的实际其所需要的超前注水的时间是有着明显的差异的。当对超前注水的时间进行适当的增长后, 我们会发现随着注入水体积的越来越大, 油田的单井产量也是由明显的上升趋势的, 并且注水增长的时间越多, 单井产量上升的趋势就越明显。但是也不能无节制的增长超前注水的时间, 否则就会增加油田开采的成本, 因此从项目的最佳的经济效益角度出发, 我们建议最合理的超前注水时间应为3-6个月。
通过以上的论述, 我们对低渗透油田的渗流特性、低渗透油田的超前注水机理以及低渗透油田的超前注水技术措施三个方面的内容进行了详细的分析和探讨。低渗透的油田采用超前注水技术对于压力敏感性的储层是有很好的效果的, 其不但保持了低渗透性油田的初始的地层压力, 建立了更为有效的驱替压力系统, 同时其也抑制了低渗透油田因较低的地层压力而导致的对地层的伤害, 提高了低渗透油田的初始含水率, 降低了初始启动梯度, 从而起到了提高低渗透油田采收率以及单井产量的作用。
摘要：本文对低渗透油田的渗流特性、低渗透油田的超前注水机理以及低渗透油田的超前注水技术措施三个方面的内容进行了详细的分析和探析, 从而详细的分析了我国低渗透油藏中超前注水技术的应用情况。
关键词：低渗透油田,超前注水技术,机理及技术措施
参考文献
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[2]刘忠运.低渗透油田超前注水技术研究以及应用[J].吐哈油气, 2010.
[3]李忠兴.低渗透油藏超前注水理论及其应用[J].石油学报, 2007.
超前注水 篇2
1 方案设计
根据实际经验, 设计5套方案对超前注水时机进行优选, 超前注水天数分别为0 d (同步注水) 、90 d、120 d、150 d、180 d和210 d。
2 超前注水时间优化研究结果
肇212区块优化结果:
肇212区块分别对5套不同超前注水时间的方案进行数值模拟计算, 得到10年开发指标:
3 结论
通过上述研究数据总结分析, 得到如下结论:
A.对比各方案10年采出程度可知:超前注水各方案阶段采出程度与同步注水相差不大, 超前注水150 d方案为9.92%, 超过同步注水1.02%, 其他方案开发效果不理想。
B.通过采出程度与含水率关系曲线可以看出:肇212区块超前注水150d开发效果较好, 其次是超前120d注水方案。
摘要：本文针对肇212区块进行超前注水技术优化进行研究, 设定不同超前注水时间进行方案比较, 从而得到肇212区块超前注水150d开发效果较好, 其次是超前120d注水方案。
关键词：超前注水,注水时间,产油量
参考文献
超前注水 篇3
低渗透油藏注水开发的主要生产特征是注水压力不断升高,油井产量不断递减,开发效果较差。主要原因是由于渗流呈非达西,渗流阻力大,压力传导差。若实施超前注水开发,必须对储层注水能力进行分析,影响注水能力的因素很多,包括储层孔喉结构、岩石流体物性及注水压力等因素。当压力小于某一值时,注入水可能驱不动原油,随着驱替压力的增大,较小的喉道及其控制的孔隙体积参与了流动,因此增加微观动用程度,驱油效率增大,因此采出程度不断增加,最后趋于稳定[1]。
宏观的渗透率并不能准确地表征微观的驱油效率,微观驱油效率受水驱压力梯度影响较大,压力梯度越大,微小孔喉动用的数量越大,微小孔喉内参与流动的原油越多,驱油效率就越大[2]。超前注水可以提高储层压力,与同步注水及之后注水相比,在油水井间建立了有效的驱替压力系统,加大了微小孔喉的动用程度,提高了最终采收率[3]。
1 物理模拟研究压敏效应的影响
当采用“超前注水”技术开发低渗透油藏时,增产机理有两个方面原因:首先能在油水井间建立有效的压力驱替系统;其次宏观上,增加了驱替压力梯度,增大了储层的渗透率,提高了油藏的有效渗流能力[4]。
在致密油藏开发过程中,随着地层压力的逐渐下降,储层岩石发生弹塑性变形,进而引起了压敏效应,储层的渗透率发生了变化,直接影响着油井的产能,井底流压发生变化时压敏效应对产量的影响见图1。
由图1可以看出:在井底流压下降过程中,三条曲线的产量损失不断增大,当井底流压达到5 MPa时,4号岩心曲线产量损失了约9.3%,3号岩心曲线产量损失了13.5%,2号岩心曲线产量损失了22.5%。实验结果表明,压力敏感对油井的开发效果有一定的影响,应根据实际情况确定合理的井底流压。而超前注水能够在油水井间建立有效的驱替压力系统,保持或提高原始地层压力,减小压敏效应对储层渗透率的伤害,提高单井产量及最终采收率;其次该系统能够克服储层启动压力,增加整个储层的动用程度;同时由于增加了驱替压力梯度,增大了储层的渗透率,即提高了油藏的有效渗流能力。
2 数值模拟研究超前注水增产机理
研究中,以低渗透油藏非线性渗流规律为基础研究超前注水增产效果、增产机理,以及超前注水物性参数界限等。
数学模型采用BOAST-NFR For Excel三维三相黑油模型,选择隐式求压力显示求解饱和度的IMPES算法,油藏模型选择某一低渗透油藏,油藏中深约2 000 m,原始地层压力系数为0.8,平均油层厚度约10 m,平均孔隙度为0.1,平均渗透率为1 m D,假设储层高度一致,不考虑微裂缝,网格系统选择一注一采模型,生产井定压生产,水井定压注入。
2.1 建立有效驱替压力系统
超前注水的油水井间压力分布高于同步注水和滞后注水的压力分布,并且超前注水的时间越长,压力分布越高[5],滞后3个月注水由于投产初期没有能量补充,压力始终处于消耗状态,如图2、图3所示。
在同样注采压差下,超前注水在油井井底附近建立了较高的驱替压力系统,增加了驱替压力梯度,增加储层渗流能力,从而增加了产油量。在地饱压差一定的情况下,超前注水能够提高油井附近储层压力,减小原油脱气范围,减小储层渗流阻力,提高产量。从压力分布可知,随着油井投产时间的增加,储层能力不断在消耗,超前注水提高的地层压力逐渐降低,油井投产1 a以后,各种超前注水时机的压力分布比较接近,但都高于同步及滞后注水压力分布,说明超前注水在此时仍是有效的。
2.2 注水时机对油井产量及采出程度影响
从采出程度角度看,随着投产时间的增加,超前注水的采出程度高于同步注水和滞后注水,当油井投产500 d左右时,同步注水的采出程度约为1.823%,与之相比,滞后注水3个月的采出程度少了0.18%,而超前注水3个月增加了0.323%,超前注水6个月增加了0.39%,超前注水9个月增加了0.49%,超前注水12个月增加了0.87%,随着注水时机的延长采出程度逐渐增加,考虑到注水成本等因素,选择超前注水6个月~9个月比较合理,既能获得高的采出程度,又能减小注水成本。油井投产600 d以后各种注水时机的采出程度增加速度一致,超前注水效果不明显。超前注水各阶段的平均压力分布如图4所示。
2.3 人工裂缝对超前注水的影响
在实际生产中,由于低渗透油藏渗透率低,渗流阻力大,为了提高产量一般采用压裂工艺。如果考虑对油水井同时实施压裂,对于200 m×200 m的1/4五点井网而言,从图5可以看出,在超前注水初期,各种裂缝穿透比的日注水量均很高,并且穿透比越大,注水量越多,随着超前注水时间的延长,各种穿透比的注水量在逐渐下降并逐渐接近,超前注水200d左右注水量接近相等。单从注水量来看,穿透比为0.5较为合理,超前注水时间在3个月~6个月之间。
3 结语
利用超前注水技术开发低渗透油藏时,由于建立了较高的驱替压力系统,因此增加了微观孔喉内原油的动用程度,即增加了驱油效率,提高了原油采出程度。随着投产时间的增加,超前注水的采出程度高于同步注水和滞后注水,考虑到注水成本等因素,选择超前注水6个月~9个月比较合理。原油粘度高会导致超前注水压力传播慢,在注水井附近形成高压,不利于注水,因此原油粘度小于6 MPa·s时超前注水效果较好。
摘要：以低渗透油藏非线性渗流规律为基础,利用室内物理模拟方法研究压敏效应的影响。选择某一低渗透油藏为油藏模型,数学模型采用BOAST-NFR For Excel三维三相黑油模型,选择隐式求压力显示求解饱和度的IMPES算法,对超前注水增产机理及建立有效驱替压力系统、注水时机、人工裂缝等影响因素进行室内研究。
关键词：超前注水,低渗透油藏,压敏效应,注水时机,人工裂缝
参考文献
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[5]王瑞飞,宋子齐,何涌,等.利用超前注水技术开发低渗透油田[J].断块油气田,2003,10(3):43-46.
超前注水 篇4
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.
超前注水 篇5
1 地质概况
大庆特低渗油田扶余油层为大庆油田外围主力产油层。储层平均孔隙度为12%, 有效渗透率在0. 50 ~ 22. 4 × 10- 3μm2之间, 平均为7. 4 × 10- 3μm2, 地层压力系数0. 97, 是典型的“三低”油层。 通过岩石薄片资料分析, 该油层岩性主要为岩屑长石砂岩, 微裂缝较发育。原油性质为中、低黏度, 已开发区块地层原油黏度在1. 3 ~15. 7 mPa·s之间, 平均为7. 4 mPa·s, 中黏油区块占59. 1%。
2009 年, 扶余油层在地层压力保持水平139% 进行超前注水现场试验, 过程中存在开发初期见水并且部分井水淹严重等问题。作业效果差异表明: 合理的地层压力保持水平的确定为超前注水工艺的的关键参数。
2 实验部分
2. 1 实验样品选取
岩样选用60 cm ×4. 5 cm ×4. 5 cm人造均质长岩心, 岩石组成为扶余油层露头颗粒与环氧树脂胶结, 能够克服填砂模型的胶结程度的不足与短岩心拼接模型存在端面效应等缺陷。长岩心实测孔隙度11% ~ 13% , 气测渗透率约为5 × 10- 3μm2。
实验用地层水为总矿化度为5 283 mg/L的模拟地层水。实验模拟油为大庆油田脱气原油加煤油, 77 ℃下黏度为5. 8 mPa·s。
岩心夹持器装置共有3 个测压点, 分别距离岩心入口为15, 30, 45 cm。
2. 2 实验方法
①在73 ℃ 条件下岩心加围压至30 MPa, 抽真空饱和模拟地层水, 测孔隙体积; ②水测模型渗透率; ③油驱水至出口不出水, 计算原始含油饱和度; ④恒压18 MPa[原始地层压力 ( Pi) ]继续注入, 到岩心整体压力为原始地层压力; ⑤出口端回压阀压力控制在2 MPa ( 流压) , 动态监测夹持器各测压点的压力变化, 记录各时间段注入量、产液量以及产油量, 含水率达到经济极限含水率 ( 98%) 时停止。实验模拟同步注水开采。
选择同样渗透率的长岩心模拟超前注水恒压生产实验, 变换以上 ( 4) 中的压力, 以原始地层压力 ( Pi) 的1. 05, 1. 1, 1. 15, 1. 2, 1. 25, 1. 3, 1. 35 倍恒压超前注水模拟超前注水恒压生产。
3 实验结果与分析
合理压力保持水平实验: 用超前注水岩心孔隙压力与同步注水孔隙压力之比表示超前注水的地层压力保持水平。对于低渗透油田, 确定其合理的地层压力保持水平对注水开发尤为重要。以原始地层压力 ( Pi) 的1. 05, 1. 1, 1. 15, 1. 2, 1. 25, 1. 3, 1. 35 倍压力进行注入时, 地层压力过低, 则地层能量不足, 造成产能低; 地层压力过高, 则可能造成窜流, 见水过早, 这就需要确定合理地层压力保持水平, 实验结果如表1, 图1 所示。
超前注水长岩心实验结果 ( 表1) 可以看出, 同步注水开采时采收率最低 ( 对应地层压力保持水平为100%) , 为19. 52%; 当压力保持水平为110% 时采收率, 达到21. 51%; 当压力保持水平为120% 以后, 采收率达到峰值, 为23. 72%。而当压力保持水平为135%以后, 采收率有所下降, 为21. 49%。因此超前注水开发时, 当地层压力达到原始地层压力的120%开采, 可得到较高的采收率。
采收率随开采时间的变化 ( 图1) 表明, 采收率随开采时间的增加而逐渐增加, 增速逐渐放缓, 开采到4 h时 ( 实验时间的66%) , 采收率增速减缓。地层压力越高, 能够克服油相流动的启动压力, 同时减弱了应力敏感效应的影响, 因此生产初期 ( 1 ~3 h) 采收率与地层压力呈正相关关系。到生产中期 ( 4 ~6 h) , 采收率受到见水时间与含水率的影响, 使得压力保持水平较高的岩心的采收率增速放缓。 到生产后期 ( 7 ~9 h) , 采收率的变化趋于平缓, 累计采收率产生差异的原因为前期和中期采出程度变化累计的结果。
实验中的采油速度为单位时间采出油量与总采油量之比。采油速度随时间的变化 ( 图2) 表明: 超前注水在第一个记录点出现采油速度的峰值, 且与超前注入的压力水平成正相关关系。实验初期采油速度较高, 在2. 5 h时不同开采方式的采油速度趋于一致 ( 同一时刻两种开采方式的采油速度差别小于1%) , 因此认为本次实验中低渗透岩心超前注水仅在2. 5 h前产生效果, 随着孔隙压力的衰减, 超前注水的影响逐渐消除, 超前注水有效期约为2. 5 h ( 约为生产时间的27%) 。
含水率随时间的变化 ( 图3) 表明: 同步注水开采的无水采油期约为2 h, 超前注水120% 的无水采油期为1. 33 h, 超前注水135%的无水采油期为1 h。 无水采油期与超前注水的压力保持水平成负相关关系。由于三种开采方式的含水率到达经济极限含水率 ( 98%) 的时间大致相当, 因此超前注水的含水率上升时间较同步注水长。超前注水135% 使得岩心孔隙压力增加, 导致注入水突进, 因此见水最早, 无水采油期最短。同时, 孔隙压力增加了油水的共渗区间, 使得油相的相对渗透率增加较水相渗透率增加的程度高, 增加了油相流动能力, 适当抑制了含水的上升, 同时较衰竭式开采能够克服启动压力, 增加了油相流动能力。与超前注水135% 相反, 同步注水开采的见水时间晚, 含水上升速度快。超前注水120% 见水时间适中, 含水上升速率适中, 在综合因素的作用下超前注水120% 的效果最佳, 因此, 超前注水在合理的地层压力保持水平下具有一定的无水采油期且对含水上升速率有一定的抑制作用。
4 结论
( 1) 大庆油田扶余油层超前注水实验中, 合理的地层压力水平应当保持在原始地层压力的120% 时, 超前注水实验效果最好。
( 2) 在合理的压力保持水平下, 超前注水较同步注水相比, 初期产油量高, 采油速度高, 无水采油期短, 且对含水率上升具有一定抑制作用。
( 3) 超前注水实施过程中, 储层渗透率越低, 超前注水对采收率提升的效果越好, 以减小应力敏感性和启动压力梯度在低渗透油田中的影响。
参考文献
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超前注水 篇6
毛家河油田主要是位于陕西省子长县的毛家河, 毛家河位于南沟岔镇和涧峪岔镇的交界处。在该油区的6油层是朝东北方向延伸的, 该区域油藏埋深则是在800m左右。周边道路较多, 环境也非常便利。
从地质探测结果中我们可以看出该油区探明的地质储量就达到了763*104t。在及经过多年开发之后, 当前的采油井数达到了108口。年产油则是1.3054*104t。该工程中当前的注水站主要是有两座。超前注水主要是通过这两座注水站来操作。
、低渗透油藏渗流特点以及超前注水机理。
为了有效科学地进行超前注水, 首先我们就需要分析低渗透油藏渗透流特点。根据以往的经验。一是要降低因地层压力下降而对地层造成的伤害。通常情况下当地层压力下降的时候, 渗透率也会随之下降。通过专门试验我们发现当油层的围压不变的前提下, 孔隙压力减小的时候流变量也会变小。如果此时提升孔隙压力, 则只能恢复到原来的71%左右, 从中我们就可以看出在地层压力不断下降的时候, 储层渗透率也将会变差。为了有效解决这个问题就需要进行超前注水, 通过超前注水能够有效保证地层压力, 从而达到避免渗透率变差的现象产生。
二是提高有效波及体积。提升注入水有效波及体积最终能够提升采收率。由于地层压力以及生产压差的上升, 系统的驱动压力梯度会随之上升。注水量达到一定值的时候, 井中任意一点的压力梯度都会大于启动压力梯度。此时采取超前注水, 在均衡地层压力作用下注入水通常会呈现出均匀推进的现象。先是会随着较高渗透层段来突进, 之后在地层段压力升高之后, 注入水会向着较低渗透层来流动。这样就能够有效达到提升住注入水有效波及体积, 最终提升采收率。
三是要有效避免原油性质变差。为了防止原油性质变差, 在实际工作过程中就需要超前注水, 超前注水之后就能够实现注采平衡。此时的地层压力就会保持在原始地层压力之上, 通过这种措施就能够有效提升油井的单产量。
二、超前注水的具体措施
1. 科学确定压力保持水平界限。
为了保证最大产能就必须要科学确定水平界限。深入分析我们就会在地层压力保持水平在110%到120%的时候是最适宜的。
2. 注入压力以及注入强度的确定。
超前注水过程中注入压力应该慎重选择。注入压力过大就极有可能导致地层破裂。因而在实际确定过程中应该要避免超过地层破裂压力。最大注入强度的确定同样是一件十分重要的工作。最大注入强度根据以往的开采经验若大于10.03m/ (d·m) , 油井投产之后见水越来越快。此时含水率也会迅速上升。因而实际工作过程中就需要把最大注入强度控制在3.03m/ (d·m) 。
3. 选择正确的注水时机。
注水时机的选择非常重要, 为了保证产油效果就应该正确选择注水时机。从经济性的角度考察就需要合理控制注水时机。综合考虑产油量以及经济因素, 我们就会发现超前注水时间保持在3到6个月是最合适的。这样既能够保证产量, 同时还能够降低成本。在工作过程中我们应该加强对此的研究。
三、超前注水效果
1. 地层压力
根据陕北油田超前注水经验和模拟资料, 认为地层压力保持在原始地层压力117%水平时, 单井产量增幅最大。
压力测试结果如下, 经过压力测试, 油层压力普遍上升到原始地层压力的108%以上, 于2012年6-9月陆续投产62口油井, 使油田全面进入开发阶段。
2. 测试效果分析
2012年吸水剖面测试23井次汇总表如上图, 从测试结果来看, 油层剖面吸水不均匀, 非均质强, 层间差异大, 油层以孔隙性砂岩吸水为主, 油井容易见效。
3. 开发效果
毛家河于2011年9月开始对36口注水井实施早期注水, 注水量在400m3左右, 平均单井日注11-12m3。2012年3月开始对受效油井进行开采试产, 下图为毛家河综合开采曲线图。
从毛家河综合开采曲线可看出采液、采油量、综合含水保持平稳, 综合递减率小, 说明超前注水对油井产量起到了良好作用, 采用超前注是正确的选择。
超前注水是为了提高地层压力, 保证油井有充足的能量, 降低递减, 从而提高最终采收率。本文以毛家河油田的实际案例为例详细分析了超前注水技术, 在实际工作过程中, 关键是要确定好超前注水时机、注入压力以及压力强度等指标, 只有这样才能够保证产量。
参考文献
[1]王瑞飞, 陈明强.超前注水技术中一些参数的确定[J].钻采工艺, 2008.
超前注水 篇7
AA区块地质储量147.69×104t, 含油面积3.28km2, 油层顶面构造西北高、东南低。区块内共发育断层以近南北向为主, 属于断层-岩性油藏。区块原始地层压力9.9MPa, 压力系数0.87, 为欠压油藏, 空气渗透率8.6m D, 孔隙度15.0%, 地层油粘度6.1m Pa·s。目前该区产能井79口, 单井平均有效厚度12.7m。
2 合理井网部署方式
应用油藏工程方法计算, AA区块合理排距为100m~180m, 合理井距为300m~450m。通过数值模拟研究, 井排平行砂体延伸方向比垂直砂体的采出程度要高1.5%;井排方向平行裂缝方向, 采出程度最高。综上结合砂体发育规模, 优化设计出300×120m的菱形井网, 井排方向平行于裂缝方向, 与砂体斜交成15~20°。
3 超前注水技术研究
3.1 超前注水改善开发效果机理研究
3.1.1 超前注水能够提高地层压力, 减少压敏伤害
在固定围压条件下, 随着流体压力上升、下降, 渗透率也上升、下降, 但在流体压力上升过程中渗透率增加幅度比流体压力下降过程下降幅度要小;岩心渗透率越小, 渗透率变化幅度越大;流体压力持续上升或下降, 变化幅度也变小。
3.1.2 有利于保持较高的渗透率, 相对提高驱油效率
室内驱油实验表明, 孔隙流体压力上升, 岩心驱油效率提高。随着孔隙流体压力的逐渐降低, 渗透率为3.91m D的岩心, 驱油效率降低了3.43%;渗透率16.88m D的岩心, 驱油效率降低了0.78%。渗透率越高, 驱油效率降低越不明显;孔隙流体压力持续下降, 驱油效率下降幅度变小。
3.2 超前注水参数研究
3.2.1 合理孔隙体积PV数及合理压力系数研究
通过油田已投产区块的实际效果确定合理地层压力系数, 根据经验, 受效后产量达到初期的70%以上, 认为开发效果较好, 此时合理压力系数在0.96~1.15之间。
应用数值模拟做了注入不同孔隙体积PV数时, 地层压力达到原始地层压力的倍数, 结合产量与压力系数关系, 确定AA区块超前注水合理地层水平为原始地层压力的1.1~1.3倍, 合理注入孔隙体积PV数为0.01~0.03。
3.2.2 合理超前注水强度及合理注水时间研究
通过数值模拟方法, 研究了不用注水强度在不同超前注水时间下的压力变化。当地层压力达到1.2倍时, 注水强度为2.0m3/d·m时, 超前注水时间要达到6个月;当注水强度为3.0~3.5m3/d·m时, 超前注水时间为3~4个月;当注水强度达到4.0~5.0m3/d·m时, 超前注水时间为2个月, 考虑AA示范区渗透率只有8.6m D, 压力传导相对较慢, 防止地层蹩压, 确定的注水强度为2.0~3.5m3/d·m。
通过分析数值模拟计算结果也表明, 当注水强度为2.0 m3/d·m, 超前注水6个月的最终采收率为21.94%, 要比其他超前注水时间的最终采收要高, 可认定为最佳的注水时机。
3.3 超前注水实施效果
3.3.1 水井吸水能力强
与邻近滞后注水井区相比, 注水压力、注水量、油层吸水能力变化情况基本保持一致。
3.3.2 油井产量高, 递减减缓
应用超前注水技术的AA区块初期的日产油可达4.0t, 而AA临区块基础井的初期日产油为3.3t, 加密井的初期日产油为2.8t。AA油井的产量较高, 说明超前注水开发提高单井产量, 从投产前3个月递减情况来看, AA区块的递减率为9.09%, 而AA临区块基础井区的递减率为9.88%, 加密井区的递减率为10.14%。
3.3.3 初期含水低
AA区块油井初期含水的平均值为4.4%, 生产5个月后油井目前含水的平均值为5.4%。而AA临区块初期含水为6.59%, 经历五个月后含水为7.97%, 高于AA区块。可见采用超前注水的AA区块初期含水较低。
3.3.4 能够建立起有效驱动体系
AA区原始地层压力9.9MPa, 压力系数0.87。注水6个月, 油井投产时地层压力达到12.11MPa, 为原始地层压力的122.3%, 压力系数1.07, 压力恢复水平达到方案设计要求。目前地层压力10.37MPa, 压力系数0.93。
4 结论认识
1) 超前注水能够提高地层压力, 避免因地层压力下降导致的储层孔隙度和渗透率损失。有利于克服启动压力梯度、提高波及系数, 提高了最终采收率, 是欠压油藏提高单井产量的有效技术。
2) AA区块超前注水合理的注水强度为2.0-3.5 m3/d·m;合理的注水时间为3-6个月;合理PV数0.01~0.03;合理压力系数为0.95~1.15。
3) 从超前注水的实施效果看来, 超前注水可以建立有效的驱动体系, 增大了油井的产量, 减缓了递减程度。
参考文献
[1]张兴金, 范旭.松辽盆地朝长地区扶余油储层特征研究.大庆石油地质与开发.1994.[1]张兴金, 范旭.松辽盆地朝长地区扶余油储层特征研究.大庆石油地质与开发.1994.
[2]马世忠, 杨清彦.曲流点坝沉积模式、三维构形及其非均质模型.沉积学报.2000.[2]马世忠, 杨清彦.曲流点坝沉积模式、三维构形及其非均质模型.沉积学报.2000.