油田低渗透油层（共9篇）
油田低渗透油层 篇1
低渗透油藏指渗透率介于10 × 10- 3~ 50 × 10- 3μm2的油藏[1]。天然能量不足、油井自然产能低, 造成了在油井投产后, 地层压力下降快, 产量递减速度快, 采收率低; 而且压力、产能恢复难度大, 造成了开发困难。超前注水是指注水井以高于原始地层压力下在油藏开采前注水, 然后油井再投产的开发方式[2]。由于超前注水具有克服启动压力梯度和应力敏感性的特点, 因此被广泛运用到长庆等特低渗透油田的开发中。郑浩[3]基于正交试验法的分析了低渗透油藏超前注水影响因素。张承丽[4], 王瑞飞[5], 车起君[6], 唐建东[7], 黄小亮[8], 罗晓义[9]通过数值方法确定合理的长庆油田超前注水压力保持水平、注水压力、注水强度和注水时间等产能影响因素。但是研究多针对数值模拟研究, 而针对合理压力保持水平和渗透率大小对超前注水效果的影响的物理模拟实验鲜有报道。因此笔者采用扶余油层露头颗粒与环氧树脂胶结的人造长岩心对大庆油田低渗透储层超前注水, 合理压力保持水平和渗透率大小对超前注水效果的影响程度进行了定量化物理模拟实验研究。
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
[1] 王道富, 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;28 (6) :78—81
[2] 阮敏, 王连刚.低渗透油田开发与压敏效应.石油学报, 2002;23 (3) :73—76
[3] 郑浩, 马春华.基于正交试验法的低渗透油藏超前注水影响因素分析.石油钻探技术, 2007;35 (5) :90—93
[4] 张承丽, 宋国亮, 魏明国, 等.低渗透油田超前注水对开发效果的影响.大庆石油学院学报, 2011;35 (3) :44—49
[5] 王瑞飞, 陈明强.超前注水技术中一些参数的确定.钻采工艺, 2008;32 (4) :65—67
[6] 车起君, 雷均安, 冉玉霞, 等.超前注水提高特低渗透油田开发效果.大庆石油地质与开发, 2003;22 (1) :20—22
[7] 唐建东, 刘同敬, 姜汉桥, 等.低渗透油藏超前注水合理时机理论研究.新疆地质, 2007;25 (2) :192—195
[8] 黄小亮, 唐海, 余贝贝, 等.低渗透油藏超前注水量的确定方法.西部探矿工程, 2009;20 (1) :94—98
[9] 罗晓义, 杨钊, 宋考平, 等.低渗透油藏超前注水单井产能影响因素.大庆石油学院学报, 2008;32 (6) :43—45
油田低渗透油层 篇2
适合低渗透砂岩油层的新型磺基甜菜碱表面活性剂的研究
报道了以中部有芳环的长链烷基为亲油基的`一种新的驱油用磺基甜菜碱SLB-13,给出了化学结构,讨论了亲油基最佳结构.45℃时该表面活性剂水溶液在0.05～3.0 g/L宽浓度范围可产生超低(10-3 mN/m)油水界面张力.在尺寸4.5×4.5×3.0(cm)、纵向渗透率变异系数0.72、平均渗透率29×10-3～45×10-3 μm2的石英砂胶结岩心上,使用黏度10 mPa・s的模拟油,在45℃考察了水驱之后注入0.3 PV化学剂段塞提高采收率的幅度及段塞注入性和提高波及体积能力(通过Ps/Pw值即注剂注水最大压差比),结果如下.1.0和3.0(g/L)SLB-13段塞仅提高采收率4.62%和3.41%,Ps/Pw值为0.37和0.43,注入性好但不能提高波及体积;0.4 HPAM(M=4.8×106)段塞提高采收率7.22%,Ps/Pw=1.05;3.0+0.4、1.0+0.4、1.0+0.8 SLB-13+HPAM复合段塞分别提高采收率8.68%、11.74%、16.20%,Ps/Pw值分别为1.04、1.37、2.30,最佳段塞为1.0+0.4 SLB-13+HPAM.SLB-13可用于大庆低渗油藏提高采收率.表3参6.
作 者：高明 宋考平陈涛平刘春德 GAO Ming SONG Kao-Ping CHEN Tao-Ping LIU Chun-De 作者单位：高明,宋考平,陈涛平,GAO Ming,SONG Kao-Ping,CHEN Tao-Ping(教育部提高油气采收率重点实验室(大庆石油学院),黑龙江,大庆,163318)刘春德,LIU Chun-De(中国石油勘探开发研究院,北京,100083)
刊 名：油田化学 ISTIC PKU英文刊名：OILFIELD CHEMISTRY 年，卷(期)： 25(3) 分类号：O647.2:TE357.46:TE39 关键词：磺基甜菜碱 驱油表面活性驱 超低界面张力体系 磺基甜菜碱/聚合物复合体系 注入性 驱油效率 非均质人造岩心 低渗透砂岩油藏 大庆油田低渗透油田开发探讨 篇3
摘 要：随着经济的发展，我国的石油开采也面临着更为严峻的要求，我国大量油藏资源都集中在低渗透油藏中，在油藏开发管理中低渗透油藏的开发管理是一项重点难点，本文将就低渗透油藏开发技术进行相关探讨。
关键词：油田开发；开采；低渗透；发展
近年来，我国油田行业在采出水资源化利用方面取得了很大的成就，并获得了很大的经济效益、社会效益以及环境效益。由于我国低渗透油藏储量占60%～70%，在低渗透油藏的开发上长庆油田也取得了一定的成果。
1 低渗透油田的概况
低渗透油藏的主要特点就是地层渗透率低（<0.10m2）、有效孔隙率低、流体通过能力差、孔道弯曲且孔喉径小，其本身就相当于滤料，储层对注入水的水质要求很高，尤其是对水中固体悬浮物的含量和粒径有十分严格的指标，因为悬浮物的存在会堵塞孔喉道。常规的油藏通常可以采用注水的方式进行开采，但是低渗透油藏由于性质的不同和储藏方式的不同，岩心实验证明，由于低渗透油田的特点，喉道过于弯曲从而造成悬浮物不能很好地通过，在岩芯的注入段会出现堵塞孔道的现象，造成渗透率降低，那么相应的注水压力就会升高，注水量也会随之减少，从而降低采油率。与此同时，由于注水压力不断增加会引起设备管线的压力增大，容易出现安全隐患。不仅如此，孔道内存在悬浮物还容易使注水井井筒出现滤饼现象，从而发生堵塞射水孔和出油孔，境地太高等事故。悬浮物的产生往往是由于水中的胶质物体和泥沙等，在水处理过程中容易出现结垢或者腐蚀的现象，造成一定的影响，所以必须针对低渗透油田进行相关研究，采取一系列的措施，来推动低渗透油田的开发和进步。
2 低渗透油田的开发
2.1 精细注水
注水精细化的管理就是通过过滤技术来实现的，过滤技术能够有效去除水中的悬浮物以及可能产生悬浮物的某些物质，对于低渗透油田的注水采油技术而言，过滤技术是一个非常重要的关键性步骤，是油田采出水深度处理的一个重要内容，因此该技术已充分被应用到油田注水精细化管理中，并得到了相应的发展。
滤层过滤是在当前过滤技术中最常见且最常规的过滤方式，其主要是利用过滤介质来进行的，污水通过过滤介质，过滤介质有效的拦截悬浮物等，从而净化水源，油田中较为常见的滤层过滤设备有核桃壳过滤器、石英砂过滤器、无烟煤过滤器等，纤维球过滤器也是常用的一种，这种过滤器设备已经实现了自动化，可以通过PLC的设定进行全过程的自动控制，实现出水水质的高标准，作为有效的水质处理技术得到了各大油田广泛的应用。
2.2 气体钻井技术
气体钻井技术是通过井筒的多相流和钻柱动力学的相关研究来实现气体钻井的优化和提速的，目前已能够进行气体钻井的井筒多相流、轨迹控制以及失效预防等多项功能，从而保证了低渗气藏钻井的高效性、快速性和安全性。
2.3 仿水井注水
低渗透油藏仿水井注水开发技术主要针对低渗透油藏大型压裂弹性开发采收率低、小井距注水开发经济效益差的问题，将直井压裂完井与层系井网设计相集成的开发技术。仿水平井注水开发技术为低渗透油藏的高效开发探索了一条新的途径，为油田低渗透油藏百万吨产能增长点提供了重要的技术支撑。我国油田行业推广使用先进的技术能够有效提高我国的资源利用率和保障能力，对于我国生态文明的建设将起到积极的推动作用，同时也能促进我国油田领域的科技创新，提高资源集约化的利用水平。
2.4 微生物技术
近年来，我国对MEOR技术的研究和应用日趋成熟，它是一项新型的微生物技术，是利用多种微生物的作用机理来提高开油率的。低渗透油藏实施MEOR后微生物群落发生显著改变、功能微生物的比例大幅增加，是目前公认的开采油藏中剩余油和枯竭油藏最好的、廉价的采油方法。MEOR技术与其他采油技术相比，适用范围更广、工艺更简单、操控更方便，并且对油层无损伤，更加经济和环保，该技术必将成为继水驱、化学采油、物理采油之后对油田提高采收率的新途径。根据研究显示，全球范围内的油藏，包括我国在内，40%～45%具有微生物驱油潜力。鉴于MEOR技术在油田生产开发中的发展前景，开展MEOR技术的研究与应用，对加快油田开采以及油田行业的可持续发展具有十分重要的现实意义。
2.5 立体开发技术
油田多由一个层位开发，这样的开发方式产量低，采油少，通过采用立体开发技术，对多个油层实施纵向上立体开发，提高单井产量，加快规模建产进程。勘探开发一体化按照“点上突破、线上追踪、面上控制”的思路，实施预探、评价和开发一体化的运作方式，以现有区块和油藏为基准，坚持滚雪球式发展，强化各类油藏的成藏规律研究，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，实现地质工艺一体化、室内研究与现场支撑一体化，促进技术进步与创新，加快科研成果的形成。
2.6 绿色开发
如果油田勘探技术没有新突破，那么油田行业就会止步不前。长庆人一次次突破传统观念，对鄂尔多斯盆地油气资源的各种成藏机理进行深化研究，并积极创新思维，发现了一个又一个的新油气田，油气探明储量大幅度增长。到2014年年底，已发现新油田33个，其中10个气田为基础，长庆油田形成了陕北、姬塬、陇东、华庆4个超10亿吨级的大油区和下古生界碳酸盐岩、苏里格及盆地东部3个万亿立方米大气区，这对油气的稳定产出奠定了坚实的资源基础。同时在油田开发中，长庆油田一直坚持着绿色环保的经营理念，长期以来时刻提升环保意识，不断加大环保投资力度，努力建设一座绿色、高效、现代化的油田。
综上所述，长庆油田在低渗透油田的开发中投入了精力和研究，并且已经取得了一定的成果，但是仍有很大的发展空间，这就需要我们不断地创新和完善油藏开采技术，不断推动油田的发展。
参考文献：
[1]李松泉，唐曾熊.低渗透油田开发的合理井网[J].石油学报，1998，03：64-67+7.
[2]袁旭军，叶晓端，鲍为，周静，何进，朱洪涛.低渗透油田开发的难点和主要对策[J].钻采工艺，2006，04：31-32+6.
浅谈滨南油田低渗透油层改造技术 篇4
低渗透油层改造工艺, 以水力压裂最为理想, 它具有施工见效快, 改造程度高, 稳产效果好的特点, 是目前常用的主要改造工艺。
一、低渗透油层的改造原理分析
低渗透油气层产能低, 从油层改造观点看主要是两个因素。
一是井底存在污染, 产生表皮效应, 增加附加压降, 降低流动效率。我们知道, 低渗透层一般泥制胶结物多, 孔隙细小, 结构复杂, 原生水饱和度高, 非均质严重, 对于层内粘土膨胀, 地层液体所携带的机械残渣的堵塞伤害比较敏感, 因此, 在钻井和井下作业过程中, 低渗透层容易受到污染和损害。
二是低渗透层孔渗条件差, 渗流阻力大, 需要通过压裂改造工艺, 改善地层的渗流状况, 利用压裂支撑的裂缝做为地层油流向井底的通道, 从而达到增产的目的。
二、适应低渗透层的压裂改造工艺
目前滨南油田低渗透油层压裂改造的工艺常用的有投球压裂工艺技术、限流压裂工艺技术等。
1、投球压裂工艺技术
该工艺适用于井深2500m以上的油气井。这项技术施工简便, 时间短, 又因同一压裂井段, 小层间压差小, 不易造成串槽, 是目前常用的一项压裂技术。
2、限流压裂工艺技术
该工艺适用于油气井薄互层和厚层压裂, 单卡压裂井深3200m以上, 双卡压裂井深2300m以上。它可以和双卡封隔器管柱配套使用, 还可以和投球法压裂配合使用。这项工艺施工简单, 在同一压裂井段内, 基本上层间压差变化不大, 夹层不易破坏。目前通常是采用YD-75枪定点射孔, 一般一个层段内射7-11孔, 但施工排量通常是孔数增加而增大, 通常排量在3.2-3.6m3/min。
三、酸化压裂
酸化压裂是改造低渗透储层的一种比较有效的工艺方法。酸压施工时用酸液作为压裂液, 靠酸液的溶蚀作用, 把裂缝壁面溶蚀成凹凸不平的表面。在停泵泄压后, 裂缝碧面在许多支点的支撑下, 不能完全闭合, 从而具有较高的导流能力。实践证明, 酸压对渗透率在10x10-3um2低渗透储层有较好的效果。但酸化压裂在酸敏性地层应慎重使用。
四、压裂改造工艺评价
压裂工艺是解决低渗透油藏的最有效手段。滨南油区从1986年开始, 先后在滨5块、滨660块、杨集沙三井区、单18块沙三段的80口油井采用了水力压裂、酸化压裂、高能气体压裂三种工艺进行了86井次压裂, 有效率93.1%, 初期单井日产从3.9t/d上升到16.3t/d, 累计增油超过30万吨。1990年在滨5-8压裂前后进行了DST测试, 压裂后有效渗透率比压裂前增加12.3倍, 压裂效果显著。
目前压裂工艺的改进:目前对于整体压裂方案设计是在区块地应力研究与压裂油藏模拟的基础上, 优化与油藏工程相匹配的压裂注采井网参数:井网井距及相应的最佳裂缝长度和裂缝导流能力, 确定最佳生产压差和注水压力, 以获得最佳的开采效益。
压裂液的综合性能提高:目前压裂液采用改性羟丙基胍胶HPG, 使用浓度低0.45-0.55%。压裂液耐温及耐剪切性能好, 残渣含量低于3%, 延迟交联2-5min, 摩阻相当于清水摩阻的20-30%;采用微胶囊破胶剂EB-1提高了压裂液的破胶程度和裂缝导流能力, 也保持压裂液的携砂能力。
压裂支撑剂材料导流能力更好:目前压裂支撑剂材料包括国外公司的Carbro-lite、胜利采油院开发的高强度陶粒, 如胜利高强度在86Mpa的高闭合应力条件下, 破碎率小于8%, 导流能力大于0.4um2.m, 保证了压后增产效果和有效期。
重复压裂:经调查滨660断块21口井进行过重复压裂, 重复压裂30井次, 成功率96.6%, 重复压裂后自喷有5井次, 119井次增油幅度大, 6井次增油幅度小。有7口井进行了三次压裂, 效果明显。另外, 滨5、杨集沙三井区各有1口井进行过二次压裂, 效果不好。从压裂效果看, 重复压裂在滨南低渗透油藏是可行的。如滨660-P1井, 二次、三次压裂后自喷, 二次压裂累增油11555吨, 三次压裂增油5376吨, 目前日油5.7吨, 继续有效。
五、结论
滨南油田在不断借鉴其他油田经验的基础上, 结合本油田的实际情况, 逐步摸索出一套适合自己油田低渗透层特点的开发工艺技术, 包括以高孔无杵堵的有枪身、负压射孔为主的高效射孔工艺, 经过改进的常规测试工艺, 使用长时钟和电子存储压力计及与射孔、抽汲相配合的地层测试工艺, 压裂改造和酸化解堵为主的低渗透层改造工艺以及一系列低渗透层油层保护工艺等, 成为滨南油田增加地质储量和产量的重要技术手段。随着油田勘探范围的不断扩大, 以及对外围探区的开拓, 低渗透层的勘探, 开发技术已成为今后一段时间内技术研究的一个主攻方向。
参考文献
[1]张琪等, 《油藏工程与采油工艺基础》, 华东石油学院, 1988年。
油田低渗透油层 篇5
大王北油田位于车镇凹陷东南部, 是在凹陷斜坡上发育的一个断鼻构造带。其沙二段储层岩性较复杂, 以细砂岩、粉砂岩为主, 夹灰质砂岩、泥质粉砂岩等, 单层厚度薄。油层的发育受构造和岩性双重因素影响, 横向变化大, 对比困难, 且油气藏没有统一的油水界面, 给储层的识别、评价及油、气、水层的划分增加了难度, 降低了解释符合率, 严重影响了油田的勘探与开发效果。通过实际岩心、岩屑录井等第一性资料, 结合常规测井资料对比分析, 研究该区储层测井响应特征, 应用薄层测井评价技术、建立适用的解释模式等方法, 形成一套有效的油气水层判别方法, 提高大王北油田沙二段储层含油性解释精度。
1 低电阻率油层成因分析
地质背景是低电阻率油气层成因的主要控制因素, 沉积相带是地质背景因素之一, 从沉积相带分析, 低电阻率油气层主要发育于弱水动力沉积区。大王北油田在沙二段沉积时期, 地势较平缓, 物源区以间歇性、短距离, 小型物源河流为主, 向湖区的流入量小而不连续, 沉积水动力弱, 具备低电阻率油层形成的沉积相带条件。从储层测井响应特征分析 (如图1) , 引起该区形成低电阻率油层的原因主要有:
(1) 储层单层厚度薄, 多数为0.5~3m, 非均质强, 常规测井资料分辨率不足, 难以识别储层; (2) 油气层电阻率与邻近泥岩层相当, 甚至小于泥岩电阻率, 如图1的4号层电阻率为2.7Ω.m, 上下围岩电阻率为3~4Ω.m; (3) 油气层电阻率与水层接近, 如图1的2、3号油层电阻率为4.1Ω.m, 水层电阻率为3.0Ω.m, 电阻率增大指数小于2, 不易判断油气水层。
2 低电阻率储层测井识别方法
2.1 储层岩性测井响应特征
大王北油田沙二段地层是以滨浅湖滩坝沉积的滩坝复合体, 储层较为发育。储层粒级偏细, 以细砂岩、粉砂岩为主, 夹灰质砂岩、泥质粉砂岩等。岩石分析化验资料表明碎屑物质主要为石英、长石和岩屑, 其中石英含量为45~50%, 长石含量约占30~35%, 岩屑约占10~15%, 胶结类型多以杂基支撑的孔隙式或孔隙-胶结式胶结, 胶结物以碳酸盐为主。结合钻井取心、岩屑录井等地质资料, 来研究不同岩性储层的测井响应特征 (如图2) :
细砂岩储层:自然电位曲线有较大的负异常幅度, 中子伽马相对高值, 自然伽马相对低值, 微电极数值低, 正差异, 感应电导率为145~460m S/m, 声波时差为255~335μs/m。
粉砂岩储层:自然电位曲线有较大的负异常幅度, 中子伽马相对高值, 自然伽马相对低值, 微电极数值低, 正差异, 感应电导率为125~400m S/m, 声波时差为210~335μs/m。
灰质砂岩储层:自然电位曲线负异常幅度小, 中子伽马相对高值, 自然伽马相对低值, 微电极数值低, 正差异, 差异幅度小, 感应电导率为115~195m S/m, 声波时差为265~285μs/m。
2.2 薄层测井评价
在地层评价中, 薄层是指其平均厚度小于常规测井仪器垂直分辨率的地层[3]。由于储层厚度薄, 测井信息受围岩及井眼条件的影响严重, 降低了测井资料对储层的分辨能力。因而应用薄层测井评价处理程序进行预处理, 对采集的深感应、声波时差、自然伽马等测井数据进行校正, 最大程度地降低围岩及井眼对测井信息的干扰, 提高测井资料反映地层的能力。
如图3, 采用薄层校正技术、泥浆环境校正方法对自然伽马、深感应电阻率、声波时差曲线进行校正后, 比较清晰地发现, 在c井15~16号层之间, 可以解释一层差油层, 从而明显地提高储层含油性测井解释精度。
2.3 建立适用的解释模型
判断油气、水层是测井地层评价结果的综合反映。但在评价地层的含油气、水性质时, 特别是对于低电阻率、低含油饱和度的油层和其它复杂的地层, 只根据地层的电阻率或油气饱和度有时是不能准确判断油气层和水层的。实际上, 地层出油或出水, 不仅与其电阻率或含油饱和度有关, 而且还与地层的岩性、泥质含量、孔隙度、渗透率等许多因素有关。
3 结论
(1) 大王北沙二段储层层薄, 测井资料分辨率相对降低, 形成低电阻率油层。应用薄层测井评价技术对主要曲线进行校正, 增强了测井信息反映地层的能力, 可更为准确地判断储层含油性, 提高大王北油田沙二段储层含油性解释精度。
(2) 经研究发现, 大王北油田沙二段储层储集空间内底水较活跃, 即使是油层, 在试油试采时, 亦出水, 且含水量较高, 但开采10年仍出油, 这就是该区块储层油水渗流特点, 也是影响油层电阻率低的主要因素之一。因此在评价储层含油性时, 不仅仅要考虑储层的电阻率和含油饱和度, 还要考虑储层的岩性、孔隙性、渗透性等多种因素综合判断, 才能对大王北沙二段低电阻率油层作出正确的评价。
参考文献
[1]刘双莲, 李浩.印尼G区块低电阻率油气层的成因机理研究[J].测井技术, 2009, 33 (1) :42-46.
低渗透油层物理化学采油技术综述 篇6
关键词：低渗透油层,特征,物理采油技术,化学采油技术
近年来, 中低渗油层在我国油气储备中所占比例持续攀升, 采取适宜的采油技术, 合理地对中低渗油层进行开发逐渐成为油层开发研究的重点之一, 下面就对我国低渗透油层的物理化学采油技术予以深入探讨。
1 低渗透油层分布的地质条件及主要特征
1.1 低渗透油层颁布的地质条件
低渗透油层的形成条件存在一定差异, 在我国, 低渗透油层多分布于山麓冲积扇的浊积扇和水下扇三角洲沉积体系, 有跞状砂炭油层、砾岩油层、粉砂炭和砂岩油层等几种岩石类型。主要包括由近源沉积的矿物成熟度低、油层分选差、成岩压实作用、远源沉积物和近源深水重力流形成的油层。
1.2 低渗透油层的概念及低渗透油层的主要特征
低渗透油层是一个相对概念, 目前尚无统一固定的界限或标准, 常因国家地域或不同时期发展面临的技术经济条件和资源状况而予以划定, 范围存在较大的变化。在理论研究和生产实践的基础上, 我国对于低渗透油层界限和范围认识是较为一致的。
简而言之, 参透率低低是低渗透油层的最主要特征, 此外, 油气水流动通道很微细, 液液界面及液固界面相互的作用力很显著, 渗流阻力相对是很大的。这些特征导致了其渗流规律会产生一定程度的变化或偏离达西定律。反映在油田生产中, 则表现为单井的日产量小, 甚至于不压裂就没有生产能力, 生产状况不稳定、产量下降较快;, 注水井压力高、吸水能力差, 采油井却难见注水效果;开采油田在见水后, 采液指数和采油指数会因含水上升而急剧下降, 给油田的稳定生产造成严重困扰。
2 开发方式的不断优化是提高采收率的关键所在
低渗透油层的开发方式对采收率的影响很大, 在生产实践中, 初期通常利用天然能量予以开采, 当压力降低到一定程度时, 则应在适当时机选择人工补充能量进行开采。注水是补充能量开采的主要方式。在保证水质基础上, 进行高压注水。根据油层特点还可采取周期注水方式提高采收率, 改善开采效果。此外, 国外对低渗油层的开采也有采取注气方式补充能量进行开采的。
2.1 充分利用天然能量的措施
低渗透油层, 特别是高压低渗透油层开采初期压力较高、注水相对困难, 应当在开采中对天然能量开采妥善加以利用, 以获得相对较高的一次采收率, 还能够延长油田的无水采油期, 从而使开采效果得到较大改善。国内外低渗透油层开发实践也表明, 充分利用天然能量进行开发开采, 是取得较好效果的有效措施。
2.2 开采中注重周期注水的应用
周期注水可以有效提高采收率和水驱波及系数。这是因为利用周期性提高或降低注水压力方法能够增加油层系统弹性能量, 使油层内部产生不稳定压降, 使得不同渗透率区间的液体产生相应的不稳定交流渗流。油田生产实践表明, 对非均质性严重低渗透油层进行周期注水, 较常规注水能够提高10%-25%的水驱波及系数和3%-4%的采收率。
2.3 开采中注入烃类混相驱的应用
在低渗透油层的开采中高压注入天然气, 使开采油层中的油与之发生混相以形成混相带, 伴随着持续注入的压力, 混相前缘向前不断驱动, 从而实现将油采出的目的。:澳大利亚缔拉瓦拉油田低渗透油层开采实践表实, 此方法能够有效提高低渗透油层的采收率。
3 低渗透油层物理采油技术的应用
3.1 直流电法采油技术的应用
直流法是改善油层孔隙结构、液液或固液界面性质和介质中油水流动状态的有效方法, 也是油水相渗透率调整的重要手段。实路生产证明, 在一次采油基础上, 施加电场处理油层能够提高10%左右的采收率。
直流电法提高油层采收率技术, 对储层渗透率及岩性没有严格要求, 应用于高含水开采期有更加显著的效果。当前我国的大庆和胜利等油田均已进人高含水开采期, 主力油层分布零散, 注水效果不理想, 即便有新增油层储量, 也多为渗透率低的薄油层。利用直流电场对高含水开采期低渗透油田进行油层开采, 能够有效控制原油的含水率、提升原油的最终采收率, 是实现油田稳产高产的有效技术方法。
3.2 其他物理采油技术方法的应用
3.2.1 声波采油技术的应用
声波采油是目前发展较快的三次采油技术。据相关资料报道, 采用频率较高超声波进行处理, 可提升40~50%的油田产量, 能够获得较为显著的经济效益。与传统采油方法相比, 声波采油以其影响流体物性与流态;对油层作用见效快;操作费用低;还可与其他增产措施结合使用的特点, 在非均质油层、低渗透油层得到了广泛应用, 是提高低渗透油层原油采收率的有效技术措施。
3.2.2 热力采油技术的应用
热力采油是指利用热作用降低原油的粘度, 使稠油油层开采效果得到改善。目前热力采油技术应用于低渗透低原油粘度油层的开采中效果也较为明显。例如, 我国的朝阳沟油田, 原油结蜡温度在在50~60℃, 原油粘度和渗透率均较低, 采用热力采油技术后, 残余油饱和度大幅度降低, 有效提高了原油采出率。
3.2.3 电磁场强化采油技术
电磁场强化采油技术是将大功率电磁能输人油层, 以提高油层渗透率, 改变油流通道, 达到增产的目的。目前, 此技术在国内尚在研究和引起阶段。
4 化学采油技术在低渗透油层开采中的应用
4.1 纳米聚硅材料在降压增注中的应用
纳米聚硅材料这一新型降压注水剂能够有效提高低渗透油层注水井的吸水能力, 平衡注水井之间的压力差异。此外, 由于纳米聚硅微粒还能够包覆在粘土表面而阻止注入水浸入, 能够起到防膨作用。目前国内油田用聚硅材料处理注水井的实践也表明, 聚硅材料在低渗油田注水开发中能起到很好的降压增注效果。
4.2 改变油层润湿性在提高原油采收率中的应用
油藏岩石的润湿性影响油水在多孔介质中的分布、流动状态和驱油效率, 在油藏开采过程中起着至关重要的作用。通过化学处理改变油层润湿性, 提高原油采收率是可行的。例如:硅油能将水湿性贝雷砂岩改变为中性润湿, 而有机氯硅烷能将其改变为油湿, 同时, 在化学驱油过程中, 可以通过控制化学试剂如表面活性剂和聚合物等吸附或沉淀的数量及吸附方式来改变油藏的润湿性, 从而实现油层采收率的提升。
结束语
我国也低渗透油田储量增长迅速, 是今后一段时期油田开采的主要资源基础, 因此, 为提高油层采收率, 取得更好的经济效益, 研究低渗透油层采油技术, 是保证石油工业取得持续发展的重要途径。
参考文献
[1]李延军, 彭珏, 赵连玉, 陈远林.低渗透油层物理化学采油技术综述[J].特种油气藏2008 (4) .[1]李延军, 彭珏, 赵连玉, 陈远林.低渗透油层物理化学采油技术综述[J].特种油气藏2008 (4) .
浅谈低渗透油层物理化学采油技术 篇7
一、低渗透油层的概念
所谓低渗透油层主要是指与其他油层区分的相对的概念, 它的界定往往因各个国家和地区或者不同时期发展面临的技术经济条件和资源状况来确定, 而当前我国对于低渗透油层界限和范围认识是较为一致的, 这样对于理论研究和生产实践有着积极的作用[1]。
二、低渗透油层的分布条件及特征
1. 低渗透油层的分布条件
低渗透油层与一般的油层有着较大的差别, 与其他的油层的形成条件存在一定差异, 在我国, 低渗透油层主要分布于山麓冲积扇的浊积扇和水下扇三角洲沉积体系, 有跞状砂炭油层、砾岩油层、粉砂炭和砂岩油层等几种岩石类型。主要包括由近源沉积的矿物成熟度低、油层分选差、成岩压实作用、远源沉积物和近源深水重力流形成的油层。
2. 低渗透油层的特征
从名称中我们就可以看出, 渗透率低是低渗透油层的最基本特征。此外, 油气流动通道很微细, 液液界面及液固界面相互的作用力很显著, 渗流阻力相对是很大的。这些特征, 反映在油田生产中, 则表现为单井的日产量小, 甚至于不压裂就没有生产能力, 生产状况不稳定、产量下降较快;注水井压力高、吸水能力差, 采油井却难见注水效果;开采油田在见水后, 采液指数和采油指数会因含水上升而急剧下降, 给油田的稳定生产造成严重困扰。
三、不断优化开发方式提高低渗透油层的采收率
1. 注重周期注水
周期注水可以有效提高采收率和水驱波及系数。这是因为利用周期性提高或降低注水压力方法能够增加油层系统弹性能量, 使油层内部产生不稳定压降, 使得不同渗透率区间的液体产生相应的不稳定交流渗流。
2. 充分利用天然能量的措施
低渗透油层, 特别是高压低渗透油层开采初期压力较高、注水相对困难, 应当在开采中对天然能量开采妥善加以利用, 以获得相对较高的一次采收率, 还能够延长油田的无水采油期, 从而使开采效果得到较大改善。国内外低渗透油层开发实践也表明, 充分利用天然能量进行开发开采, 是取得较好效果的有效措施。
3. 注入烃类混相驱的应用
在低渗透油层的开采中高压注入天然气, 使开采油层中的油与之发生混相以形成混相带, 伴随着持续注入的压力, 混相前缘向前不断驱动, 从而实现将油采出的目的[2]。
四、低渗透油层物理化学采油技术的应用
1. 物理采油技术的应用
(1) 声波采油技术
声波采油是目前发展较快的三次采油技术。据相关资料报道, 采用频率较高超声波进行处理, 可提升50%左右的油田产量, 能够获得较为显著的经济效益。与传统采油方法相比, 声波采油以其影响流体物性与流态;对油层作用见效快;操作费用低;还可与其他增产措施结合使用的特点, 在非均质油层、低渗透油层得到了广泛应用, 是提高低渗透油层原油采收率的有效技术措施。
(2) 直流电法采油技术
直流法是改善油层孔隙结构、液液或固液界面性质和介质中油水流动状态的有效方法, 也是油水相渗透率调整的重要手段。实践生产证明, 在一次采油基础上, 施加电场处理油层能够提高10%左右的采收率。直流电法对储层渗透率及岩性没有严格要求, 应用于高含水开采期有更加显著的效果。当前我国已进人高含水开采期的大庆和胜利等油田, 主力油层分布零散, 注水效果不理想。利用直流电场对高含水开采期低渗透油田进行油层开采, 能够有效控制原油的含水率、提升原油的最终采收率, 是实现油田稳产高产的有效技术方法。
(3) 电磁场强化采油技术
这种技术目前在我国还处于研究和起步阶段。电磁场强化采油技术是将大功率电磁能输人油层, 以提高油层渗透率, 改变油流通道, 达到增产的目的。
(4) 热力采油技术
热力采油主要是通过热作用降低原油的粘度, 从而使稠油油层开采效果得到改善的作用。目前热力采油技术应用于低渗透低原油粘度油层的开采中效果也较为明显。油结蜡温度在在50~60℃, 原油粘度和渗透率均较低, 采用热力采油技术后, 残余油饱和度大幅度降低, 有效提高了原油采出率。
2. 化学采油技术的应用
(1) 改变油层润湿性在提高原油采收率中的应用
油藏岩石的润湿性影响油水在多孔介质中的分布、流动状态和驱油效率, 在油藏开采过程中起着至关重要的作用。通过化学处理改变油层润湿性, 提高原油采收率是可行的。例如:硅油能将水湿性贝雷砂岩改变为中性润湿, 而有机氯硅烷能将其改变为油湿, 同时, 在化学驱油过程中, 可以通过控制化学试剂如表面活性剂和聚合物等吸附或沉淀的数量及吸附方式来改变油藏的润湿性, 从而实现油层采收率的提升。
(2) 纳米聚硅材料在降压增注中的应用
纳米聚硅材料这一新型降压注水剂能够有效提高低渗透油层注水井的吸水能力, 平衡注水井之间的压力差异。此外, 由于纳米聚硅微粒还能够包覆在粘土表面而阻止注入水浸入, 能够起到防膨作用。目前国内油田用聚硅材料处理注水井的实践也表明, 聚硅材料在低渗油田注水开发中能起到很好的降压增注效果[3]。
结语
综上所述, 面对我国严峻的能源形势, 低渗透油田是我国今后很长一段时期内油田开采的主要资源。因此通过加强对物理化学采油技术的研究, 提高油层采收率, 取得更好的经济效益, 是实现石油工业可持续发展的有力保证。
摘要：近些年来, 我国的石油开采量不断增加, 然而我国在开采和待采油田中, 低渗透油层占据比例较大。在我国当前油气资源贫瘠, 需求量不断增加的背景下, 如何通过有效的开采方式提升低渗透油田开发水平成为我国采油发展中的重中之重。因此, 通过对低渗透油层的形成条件及特征、特点, 进行分析, 已达到不断提高低渗透油层物理化学采油技术水平的目的。
关键词：低渗透油层,物理采油技术,化学采油技术,探讨
参考文献
[1]郝海彦.低渗透油层物理化学采油技术综述[J].黑龙江科技信息, 2013, 18:117.
[2]刘恒宇.低渗透油层物理化学采油技术论述[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 23:176.
油层保护管柱在低渗透油藏的应用 篇8
低渗透油藏的油井普遍存在原油凝固点较高、天然能量不足的特点。在开发过程中结蜡[1]严重, 容易造成结蜡躺井, 而热洗是最经济有效的办法, 因此低渗透油藏的结蜡井定期都需要热洗, 但部分油井因为地层能量低, 洗井液大量进入地层, 对油井产生水锁等伤害。油井正常检泵作业中, 也容易出现此类问题。如渤南油田是一个低渗透、低粘度、低饱和、断块封闭、天然能量不足的受构造控制的岩性油藏, 低渗透油地质储量占整个渤南油田的63.8%, 原油具有油稀、高凝固点 (16-35℃) 的特点, 层系渗透率低、非均质较强, 在生产作业过程中, 会有一系列入井液接触产层, 如果这些入井液与储层岩石不配伍, 将会引起储层伤害。
1 低渗透油藏开发中存在的问题
1.1 天然能量不足, 油井热洗清蜡过程中, 容易造成入井液对油层的伤害
低渗透砂岩油藏由于受到低孔、低渗的制约, 在开发过程中, 比中高渗透油藏更容易受到污染和伤害。通过室内流动试验发现, 外来流体入侵对低渗透油田造成的水侵入伤害程度大, 是造成低渗透油田油井伤害的重要因素之一。入井液主要通过定期清蜡热洗和作业时压井等工序进入地层, 易造成油井的产量大幅度下降甚至把井压死, 对油田生产造成很大影响。
据统计约有30%以上的油井生产受到水锁效应影响, 由此引起的油相渗透率损害最大可达80%, 产能损害50%以上。
1.2 地层伤害后, 解除伤害难得大
入井液与地层岩石不配伍[2]造成的伤害:如外来固相颗粒堵塞、入井液滤液侵入及不配伍的入井流体造成的各种敏感性伤害等。入井液与地层流体不配伍造成的伤害:如乳化堵塞、无机结垢堵塞、有机结垢堵塞、铁锈与腐蚀产物的堵塞等。
在渤南油田义4-14-8开展了解水锁试验, 效果不明显, 液量上升, 含水不变。可见解水锁不明显, 防止水锁应用的油溶性高温屏蔽暂堵技术和伤害预防剂效果不明显, 且费用较高。
2 油层保护工艺管柱的研制
为减少低渗透油藏入井液不配伍造成的水锁等伤害问题, 我们的设计油层保护工艺管柱, 该工艺管柱工作于有杆泵[3]生产管柱下方, 管柱单向通道, 不妨碍地层液流入井筒, 在油井检泵作业或清蜡热洗过程中, 由于防倒灌单流阀的作用, 防止油井的入井液伤害地层, 该工艺管柱并且放大生产压差, 释放地层能量的优点。
2.1 油层保护工艺管柱的技术原理及主要结构
油层保护工艺管柱结构为:防顶卡瓦+特制的Y221封隔器+防倒灌底阀+27/8沉降管+丝堵。
油层保护工艺管柱通过防顶卡瓦[4]和特制的Y221封隔器[4]卡封要保护的油层, 其内通径62mm, 下面连接设计了独特防倒灌底阀, 防倒灌底阀采用偏心环形球阀结构。正常生产情况下, 井下压力推动弹性复位簧压缩, 从而推动密封钢球, 打开油流通道, 井液顺利进入工艺管柱中心管, 当油井洗井时, 洗井液压力作用于密封钢球上, 油流通道关闭, 造成洗井液只能通过有杆泵固定凡尔[5]、游动凡尔、油管管柱、井口排出, 从而到达洗井目的。此外, 油层保护工艺管柱还可以达到降低油井井筒液柱对地层的回压, 可以放大生产压差, 提高油井产量。
2.2 主要技术指标和特点
该工艺管柱施工过程安全可靠、操作简便, 受井场条件限制少;管柱中的沉降管柱, 避免落物掩埋球座打不开阀及关不严的问题;应用该工艺管柱后可防止检泵作业和洗井过程中, 入井液引发地层不配伍造成的伤害;一旦生产管柱脱扣落井时, 油层保护管柱可以防止生产管柱落入井底, 降低打捞难度。
2.3 应用条件和施工要点
施工时油层保护工艺管柱座封位置应尽量选择固井质量较好直井段, 下井过程中保持油套管液面平衡, 起下油管过程中打好背钳, 防止井内油管转动。油层保护工艺管柱适用地层漏失严重和入井液容易伤害地层的油井。
油井通井并刮管后, 油层保护工艺管柱下入井内, 上提油管1-3米, 旋转油管8-10圈, 使封隔器旋转45°, 下放油管座封, 座封负荷8t, 投∮35mm钢球沉球至球座, 打压至6、10、15、20 M P a, 分别稳压2分钟以上, 上提管柱0.5m压力突降证明丢手成功, 验封, 打压12M P a, 稳压5m i n, 压降小于0.5M P a, 为合格, 打捞时采用专用打捞筒碰撞抓锁鱼顶, 上提即可解封。
3 现场应用情况
油层保护工艺管柱在埕913-3井投入现场实验, 埕913块构造位置处于埕东断裂带、构造形态上东北高西南低。储层岩性为灰色白云质粉砂岩, 夹薄层灰质泥岩, 孔隙度13.5%, 平均空气渗透率30*10-3u m2, 为低渗储层。原油性质较好, 地面原油密度0.8856g/cm3, 地面原油粘度32MPa.s, 凝固点36℃。埕913-3井, 生产层位S2井段, 层深1983-1989米, 由于该井作业过程中S2地层亏空, 平常热洗, 洗井液漏失严重, 防止入井液伤害地层, 应用了油层保护工艺管柱, 座封试压合格, 开井后, 日增油量10吨, 洗井后, 取得了良好的经济效果, 截止目前应用油层保护管柱5口井, 解决了入井液对油层伤害的问题。
4 结论
(1) 低渗透油藏油井, 应用油层保护工艺管柱丢手于生产管柱的下方, 可有效可以避免油井在洗井过程中, 对地层造成的入井液伤害, 还可采用冲管冲洗沉降管内脏物。
(2) 油层保护工艺管柱对于油井减少管柱上部井筒液柱对地层的回压, 可以放大生产压差, 提高地层供液能力, 提高油井产量。
(3) 油层保护工艺管柱不会因为抽油泵交变载荷, 发生蠕动而损坏, 延长使用寿命。
参考文献
[1]万仁溥, 罗英俊.采油技术手册.第四分册[M].北京:石油工业出版社, 1998:210-220[1]万仁溥, 罗英俊.采油技术手册.第四分册[M].北京:石油工业出版社, 1998:210-220
[2]万仁溥编著现代完井工程.北京:石油工业出版社, 2008:TE257.[2]万仁溥编著现代完井工程.北京:石油工业出版社, 2008:TE257.
[3]韩修廷编著有杆泵采油原理及应用.北京:石油工业出版社, 2007:TE355.5.[3]韩修廷编著有杆泵采油原理及应用.北京:石油工业出版社, 2007:TE355.5.
[4]张琪.采油工艺原理[M].北京:石油工业出版社, 1981.[4]张琪.采油工艺原理[M].北京:石油工业出版社, 1981.
低渗透油田超前注水技术探究 篇9
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
[1]张宁生.低渗透油田超前注水技术增产机理的研究[J].西安石油大学学报, 2008.
[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.