碳酸盐岩油藏（共6篇）
碳酸盐岩油藏 篇1
油藏岩石分类是把油藏岩石划分为不同岩石类型的过程,静态的岩石类型定义为[1,2]:“沉积在相似的地质条件下,经历了相似的成岩过程,形成具有唯一的孔喉结构和润湿性的一类岩石,具体表现在具有唯一的φ-K关系、毛管压力分布和相对渗透率数据集。” 因此,岩石类型必须通过特殊岩心分析数据进行描述,仅仅通过常规岩心分析数据已不足以进行岩石分类。典型的油藏岩石类型可以帮助我们理解油藏流体的流动规律和油藏采收率。
1 碳酸盐岩油藏岩石分类特征
岩石类型划分具有以下特征[3]:①每一种岩石类型具有相似的沉积环境和成岩环境;②每一种岩石类型具有典型的并且是唯一的孔喉尺寸分布曲线族;③在相同润湿性下,具有相似的毛管压力/相对渗透率曲线;④不同岩石类型之间孔隙度和渗透率重叠极小;⑤岩石类型可以由未取心井的测井曲线精确地预测岩石类型,在一个界限明确的地质框架内,还可预测岩石类型的3D分布。
目前,许多模型被用来定义油藏的岩石类型,一个描述油藏岩石类型的合理模型应该考虑到地质和岩石性质。如果岩石经过适当的分类和定义,并基于岩石类型建立相应的动态模型,就可以用来进行合理的数值模拟、精确的油藏管理和可靠的生产预测[4]。通过进行岩相学描述(岩石结构、孔隙类型)和岩石物理实验(孔隙度、渗透率、孔喉尺寸分布和毛管压力曲线)分析,就可把具有相同性质的岩石划分为一种类型[5,6]。
岩石物理方法研究岩石类型主要使用孔隙度、渗透率、毛管压力曲线等静态资料和相渗曲线等动态资料。根据国外关于岩石类型方面的研究文献,划分岩石类型的岩石物理方法包括Winland R35方法、Rock Quality Index(RQI)、Flow Zone Indicator(FZI)、Discrete Rock Type、 Leverett J函数和初始含水饱和度法等[7,8,9,10,11]。目前碳酸盐岩油藏最常用的两种方法为Winland R35方法和RQI/FZI方法。本文采用Winland R35方法划分岩石类型。
2 Winland R35方法划分岩石类型
2.1 Winland R35方法
油藏的质量可以通过流动单元来描述,流动单元主要通过油藏的存储和流动能力控制。流动单元定义了具有相似并且可预测的流动特征的区间,可以通过Winland R35方法来进行识别。
Winland R35方法描述了地层岩石孔喉尺寸与孔隙度和渗透率的关系,该方法不考虑地层中岩石的沉积过程,直接通过岩石孔喉结构划分岩石类型,反映了不同岩石类型地层在目前状态下的渗流能力。Winland R35方法为压汞实验过程中进汞饱和度为35%时对应的孔喉半径与孔隙度和渗透率的经验关系式,即:
lg(R35)=0.732+0.588lgk-0.864lgφ。
式中:R35为压汞实验过程中进汞饱和度为35%时对应的孔喉半径,μm;k为渗透率,mD;φ为孔隙度,%。
同一岩石类型的岩心具有相似的R35值,利用这一性质可以定义岩石物理单元,如图1可划分为5类。
(1)Megaport,岩石物理单元内R35的值大于10μm;
(2)Macroport,岩石物理单元内R35的值在2μm和10μm之间;
(3)Mesoport,岩石物理单元内R35的值在0.5μm和2μm之间;
(4)Microport,岩石物理单元内R35的值在0.1μm和0.5μm之间;
(5)Nanoport,岩石物理单元内R35的值小于0.1μm。
2.2 岩石类型划分
通过实验室测量各块岩心样品孔隙度和渗透率,采用R35方法先对国外某碳酸盐岩油藏8口井1 498块岩心样品进行了分析,结果如图2所示。可以看出绝大多数岩心样品孔喉分布在0.1 μm～10 μm之间。少量岩心样品孔喉半径大于10 μm,经观察此类岩心大多数含有微裂缝,因此在岩石分类过程中不再考虑。根据Winland R35方法,按孔喉半径大小划分了三种岩石类型。图3为每个岩石类型孔渗数据拟合情况,表1现实了每种岩石类型的拟合结果,可以看出拟合误差相对较小。
用拟合的孔渗关系式计算了Well-A井各块岩心的渗透率,并与实验室实际测量渗透率进行了对比,绘制了交叉图版,如图4所示,可以看出数据点沿斜率为1的直线分布,预测的渗透率与实测测量的渗透率符合率较高。
3 岩石类型毛管压力和相渗曲线特征
利用Well-A井毛管压力曲线数据,判断Winland R35方法在该油藏的适用性。图5为10块岩心压汞实验测量的R35数据与经验公式计算的R35数据对比,可以看出,二者之间差别较小,最大误差不超过20%,因此使用Winland R35方法划分该油藏岩石类型是适用的。
根据对Well-A井岩石分类结果,岩心79H、88H和137H的R35值均在0.5 μm～2 μm之间,为同一种岩石类型,对3块岩心的相渗曲线和毛管压力曲线进行统计,如图6和图7所示,可以看出它们具有相似的相渗曲线和毛管压力曲线特征。
4 岩石类型应用
单井岩类型建立后,根据图7所示的流程,把岩石类型作为井点属性建立三维空间岩石类型,基于岩石类型模型进一步过建立三维地质模型,应用每种岩石类型的孔隙度和渗透率关系确定渗透率值,最终实现三维空间渗透率分布[12,13]。把地质模型转换为数值模拟模型后,每个岩石类型作为一个流动单元,分别赋予不同的相渗和毛管压力曲线,表征不同岩石类型的渗流特征,因此可以更精确地描述地层的流动。
5 结论
(1)采用Winland R35方法研究了国外某碳酸盐岩油藏岩石类型,根据孔隙度、渗透率和毛管压力数据实验结果,利用Winland R35经验关系式把该油藏划分为3种岩石类型;
(2)由于每种岩石类型具有相似的孔喉结构,因此每种岩石类型具有相似的毛管压力曲线和相渗曲线特征;岩石类型可作为一种属性建立三维地质模型,并基于岩石类型划分流动单元,更精确地描述地层渗流特征。
模拟监测碳酸盐岩油藏实验台设计 篇2
通过研究多孔介质内两相流的流动性质, 进而探讨油、水、气两相流或多相流在油藏狭缝中的流动特点, 包括流型, 压降及截面含气率等, 这对碳酸盐岩型油藏的开发、油气井及集输管路的设计、发展新的测井技术及开发在线多相流测量技术等均具有十分重要的意义。
电容层析成像 (Electrical Capacitance Tomography简称ECT) 技术可视为目前研究最为广泛的一种过程层析成像技术。其测量原理是多相流体各分相介质具有不同的介电常数, 当各相组分浓度及其分布发生变化时, 会引起多相流混合体等价介电常数的变化, 从而使得测量1电容值随之发生变化, 电容值的大小反映多相流介质相浓度的大小和分布状况。
1 可视化实验装置的设计思路
对多孔介质两相流可视化实验装置的设计既要考虑到压力控制问题和防渗漏问题, 又要实现动态流动过程的检测。设计实验的主要目的是能够得到油水两相流体在多孔介质中流动时的较好质量的图像。因此, 采用通过在多孔介质前后两侧设置阀门来控制测量段流体压降的压力控制方法;同时根据动态流体检测要求, 采用ECT测量系统来完成对这一过程的监测。
2 整体实验设计方案
实验设施 (如图1) 包括:进口压力控制装置、一定容积的水箱和油箱 (分别都有两个接入口和一个输出口) 、微流量计、出口控制阀门、前段控制阀门、油水混和箱、电磁搅拌器、加热装置、多孔介质样品及其固定装置、测量系统及成像计算机、后段控制阀门和收集池。设计的实验流程是:首先将水箱和油箱的出口控制阀门保持在全关位, 之后将样品水与样品油通过样品水进口和样品油进口分别注入到水箱和油箱中, 关闭样品水进口和样品油进口;打开前段控制阀门和后段控制阀门至一定开度;打开水箱和油箱出口控制阀门, 启动进口压力控制装置;当油水进入混和箱时启动电磁搅拌器和加热装置;测量系统开始工作, 成像计算机进入状态;通过实验测量段的油水两相混合流体最后流入到收集池, 回收利用。
在整个实验设计中, 最为关键的两部分是实验测量段的压降控制方案和测量系统的选择和布置方案。流体在多孔介质中的流动可能受到多种效应的控制, 其影响因素不仅有流体的组成, 物性及相态, 空隙大小和形状, 流通通道尺寸及弯曲程度等, 还有温度和压力。另外, 多孔介质许多参数的测量和计算, 如渗透率和空隙率, 都与压降有关。达西定律的表达式:
也与压降有着密切的关系, 式 (u 1=) -中nkdp为流动方向上的压力梯度。因此, 我们强调了对压力的控制, 并采取了阀门控制和调节压力的方法, 见图1中压力控制装置、前段控制阀门、后段控制阀门。
测量系统采用电容层析成像法, 其具有快速、安全、非侵入、廉价等特点, 由于多孔介质中的两相流动是一个非线性的动态过程, 对动态过程的检测有灵敏度和准确度的要求, 电容层析成像技术对这种过程具有很好的检测效果和高质量的成像图像;另外在实验中采用的多孔介质样品是圆柱形的, 利用电容层析成像测量系统可以很好地布置测量极板, 减少干扰, 增加实验结果的准确性。
3 结论
本设计基于碳酸盐岩油藏中两相流或多相流的背景, 研究设计了多孔介质中油水两相流的可视化实验装置。过程中按照可行性、实用性和准确性的原则设计了完成实验所需的各个组成部分, 并说明了它们的工作原理及其在整个设计装置中担当的角色。本文首先展示了整体实验方案的设计理念和设计中的难点及重点, 其次将整体实验设计方案分解成预处理段、试验段和回收段, 分别阐述了各自的组成和作用;绘制了整体设计方案和分解设计方案的平面图和三维立体图对设计进行补充说明;对于设计中较为关键的压力控制方案和测量系统作了仔细解释说明。
参考文献
[1]罗平.中国海相碳酸盐岩油气储层特征.中国石油勘探开发研究院, 2007.
碳酸盐岩油藏 篇3
目前对于裂缝性油藏的周期注水, 主要开展了砂岩和碳酸盐岩油藏的注水驱油机理、影响因素、单井注水替油等方面的研究[2—13]。针对碳酸盐岩的地质特点和注水开发时存在的问题, 进行了碳酸盐岩裂缝性油藏异步注采研究, 对进一步改善碳酸盐岩油藏的注水开发效果和提高原油采收率具有重要的意义。
1 异步注采机理
异步注采是周期注水方法的一种。异步注采即注时不采, 采时不注, 包括注水阶段、关井阶段、生产阶段 (如图1所示) [14]。注水阶段, 注入井注水, 此时油井关停;关井阶段, 注入井和生产井都关停;生产阶段, 注水井关停, 生产井开井生产。
对于裂缝性油藏, 常规注水时, 注入水易沿裂缝窜进, 如图2中蓝色箭头所示。而采用异步注采则可以有效避免注入水沿裂缝窜进的问题。异步注采主要机理是:第一, 注水时关停生产井, 防止注入水沿裂缝水窜;注水过程中, 地层能量得到补充, 地层压力升高, 使得原有裂缝得到扩展和延伸, 有利于裂缝的开启和短裂缝相互连接, 增加了地层的渗透性, 如图2虚线所示;在注水压差和毛管力的双重作用下, 部分注入水进入渗透率相对低的油层及基质中较深的含油孔隙, 扩大了波及体积;第二, 关井阶段关停注水井和生产井, 可以建立新的压力平衡场, 有利于渗吸作用更充分地进行。当油从基质置换到裂缝以后, 在重力分异作用下油逐渐聚集在油水界面之上, 直到新的平衡。重力分异结束后, 在驱替压差的作用下, 裂缝中的原油被驱向生产井井底。在常规周期注水已经发生水窜、基质原油被水封的情况下, 异步注采方式仍然可以进一步提高采收率。
2 油藏概况
2.1 油藏特征
P1井区位于胜利古潜山油藏西部 (如图3) , 储层由下古生界奥陶系、寒武系碳酸盐岩组成, 潜山顶面埋藏深度在3 500~4 300 m之间, 奥陶系地层遭受严重剥蚀, 断缺300~700 m, 仅残余部分下马家沟组或冶里-亮甲山组。该井区是具有层状结构的裂缝型块状油藏, 无边水, 有弱底水, 井区构造和断裂系统复杂。油藏温度160~170℃, 油藏压力39.46~43.99 MPa。原油黏度小于0.5 m Pa·s。
该井区有P1、P2、P3三口油井和ZHU1一口注水井。ZHU1井与P1井平面距离390 m, 注采层位均为冶里-亮甲山组。
2.2 现有开发方式存在的问题
P1井区先进行天然能量开发, 然后实施注水开发。从P1井区注水动态曲线 (图4) 可知, ZHU1井注水11个月, 累计注水33 093 m3后P1井暴性水淹, ZHU1井配注量由100 m3/d下调至30 m3/d, P1含水无变化。因此, 确定ZHU1与P1井之间有连通关系。目前地层压力仅为原始地层压力的25.9%, 不利于区块开发。从注水效果可以看出, P1井区现有开发方式开发效果较差。
既要注水补充地层量, 又要防止生产井暴性水淹, 是目前P1井区开发面临的主要问题。鉴于ZHU1井与P1井之间裂缝连通较好, 因此对两口井开展异步注采研究。
3 异步注采数值模拟研究
3.1 数值模型的建立与历史拟合
在油藏地质模型基础上, 建立动态数据体, 形成完善的油藏数值模型。网格步长为30 m×30 m×30 m数值模型中的动态数据来自钻井、测井解释、测试及生产动态。在历史拟合的基础上进行参数优化及不同开发方式的预测, 确保开发预测的准确性。
3.2 异步注采参数优化
3.2.1 注入量
模拟计算了不同周期注水量 (13 500 m3, 18 000 m3, 22 500 m3, 27 000 m3, 31 500 m3, 36 000 m3, 45 000 m3) 下P1井的平均日产油量。可以看出, 随着单周期注入量的增加, 日产油量逐渐增加, 当周期注入量达到31 500 m3时, 日产油量变化幅度趋于平缓, 如图5 (a) 所示。因此最佳的周期注入量应是31 500 m3。
3.2.2 注入速度
在周期注入量31 500 m3的情况下, 模拟计算了不同注入速度 (100 m3/d, 150 m3/d, 200 m3/d, 250 m3/d, 300 m3/d, 350 m3/d, 400 m3/d) 下P1井平均日产油。从图5 (b) 可以看出, 注入量一定时, 随着注入速度的增加, 平均日产油逐渐增加, 但增加幅度逐渐减小。当注入速度达到300 m3/d以后, 平均日产油趋于平缓, 因此, 注入速度的优化值为300 m3/d。
3.2.3 关井时间
在周期注入量31 500 m3、注入速度300 m3/d的情况下, 模拟计算了不同关井时间 (15 d, 30 d, 60d, 120 d, 180 d) 下P1井累产油。从图5 (c) 可以看出, 随着关井时间的增加, 累产油呈现出逐渐增加趋势, 当关井时间大于30 d时, 累产油增加趋势变平缓。因此, 关井时间优选30 d。
3.2.4 采液速度
在周期注入量31 500 m3、注入速度300 m3/d、关井时间30 d的情况下, 模拟计算了不同采液速度 (30 m3/d, 50 m3/d, 70 m3/d, 100 m3/d) 下P1井累产油。从图5 (d) 可以看出, 随着采液速度的增加, 平均日产油量先上升后降低, 在采液速度50 m3/d时平均日产油量达到最大值。因此, 优化的采液速度为50 m3/d。
4 开发方式优化
采用优化的参数, 利用数值模拟方法, 对衰竭式开采、连续注水、常规周期注水、异步注采4种开发方式油藏15年的末采出程度进行预测, 从而优选合理的开发方式。4种开发方式的具体说明见表1, 数值模拟预测结果见图6和图7。
数值模拟结果 (图6) 表明:采用衰竭式开采, 至2017年7月油藏不能生产时, 最终的采出程度为25.42%;截止2026年12月, 连续注水、周期注水、异步注采三种开发方式的最终采出程度分别为27.81%, 28.42%, 28.63%。异步注采15年末采出程度比衰竭式开采、连续注水、常规周期注水分别高3.21%, 0.82%, 0.21%。
从采出程度的提高幅度来看, 异步注采比其他三种开采方式略高, 主要是由于数值模型用双重介质均质模型, 抹杀了裂缝的非均质性, 从而减弱了注入水突进造成的。衰竭式开采的采出程度最低, 是因为油藏存在较强的压力敏感性, 随着地层压力的降低, 裂缝和基质有效压力增加, 发生弹、塑性变形, 导致裂缝开度减小或闭合, 裂缝网络逐渐失去供液能力, 基质中的原油滞留在油藏中, 采出程度低, 开发效果差;其他三种开发方式通过注水补充了地层能量, 使油藏能够持续生产, 但采出程度存在差别。连续注水虽然补充了地层能量, 维持裂缝的开启状态, 保证生产井有一定的产能, 但是注入水容易沿裂缝窜进, 形成不均匀驱替, 油水前缘突破到生产井后, 生产井含水率迅速上升, 注水井和生产井通过裂缝连通, 造成生产井暴性水淹, 基质原油不易采出。从图7可以看出, 与连续注水相比, 常规周期注水可减缓连续注水时裂缝水窜问题。周期注水产生的压力扰动, 有利于裂缝与基质之间渗吸作用进行的更充分。异步注采由于注采不同步, 有效避免了注入水向生产井窜进, 含水率明显低于连续注水和常规周期注水;同时, 异步注采产生比常规周期注水更大的压力扰动, 增强了毛管力的渗吸作用, 强化了这种方法的增产效果。
从4种不同开采方式的模拟结果可以看出, 异步注采15年末的采出程度最高, 因此, 建议P1井区采用异步注采的开发方式。
5 结论
(1) 异步注采客观上改变了注入水的液流方向, 有效避免注入水沿裂缝向生产井窜进, 注采不同步产生的压力扰动有利于注入水进入基质系统较深的孔喉中, 扩大了波及体积;关井使得裂缝与基质的渗吸交换作用和重力分异作用进行的更充分。采用异步注采开发裂缝性油藏, 能够取得比连续注水、常规周期注水更好的开发效果。
双洞型碳酸盐岩油藏试井分析研究 篇4
缝洞型碳酸盐岩油藏的主要储集空间以裂缝溶洞为主,具有非均质性极强,发育极不规则等特征。塔里木盆地塔河油田作为我国最大的古生届海相碳酸盐岩油田,经过十几年的开发,已取得一定的开发经验[1,2,3,4]。目前,针对缝洞型碳酸盐岩油藏的试井分析模型研究已经取得阶段性的进展,国外的Abdassah、Ershaghi、R.Camacho等都针对碳酸盐岩储层提出了三重介质模型;国内的吴玉树、葛家理等将一些含有大型溶蚀孔洞的裂隙介质归结为三重介质地层,建立了相应的模型[5,6]。针对塔河油田缝洞型储层,存在单井钻遇多洞缝系统情况,本文通过分析双洞缝型碳酸盐岩油藏概念模型的特征,建立了简化的试井模型并求解,并进行了压力特征曲线影响因素的分析和实例分析,以简单的方法完成复杂的试井分析过程。
1 物理模型
双洞缝系统是缝洞型油藏较为简单的一种缝洞单元,作为单缝洞系统的一种延伸,其主要由两个溶洞组成,溶洞间由高导裂缝相连,油井钻遇溶洞间高导裂缝,定义其中一个溶洞为洞1,另一个溶洞为洞2。如图1所示,设井与溶洞1间的裂缝长为L1、宽为w1、高为h1、裂缝渗透率为K1,井与溶洞2间的裂缝长为L2、宽为w2、高为h2、裂缝渗透率为K2;原始地层压力为Pi。根据塔里木油田地质资料,缝洞型碳酸盐岩油藏的基岩孔隙度较小(<2%),渗透率极低(<0.1×10-3μm2),故忽略基岩向溶洞和裂缝中窜流影响[7,8],为系统的外边界封闭的定容型缝洞单元。该类缝洞系统中,在地面定产条件下,井底压力受洞1和洞2内的压力及相对应的裂缝导流能力的影响。
2 数学模型及求解
在建立方程前,作如下假设:(1)忽略溶洞内的流动阻力,溶洞内部流体始终视为等势体;(2)流体在裂缝内流动遵循达西定律,为达西线性流;(3)流体为微可压缩流体,压缩系数为常数;(4)忽略基岩向溶洞和裂缝窜流供液的影响;(5)忽略井筒储集效应;(6)不考虑系统温度变化的影响。
依据物质平衡原理可知,地面日产液量等于两个溶洞中原油一天内的弹性膨胀体积之和,再由弹性理论可得:
式(1)中 q—地面日产量,m3/d;Bo—原油体积系数;Ct—地下原油压缩系数,MPa-1;V1—溶洞1的体积,m3;P1—溶洞1内的压力,MPa;V2—溶洞2的体积,m3;P2—溶洞2内的压力,MPa;t—某时刻的时间,d。
由假设(2)可知,溶洞1、溶洞2与油井之间满足如下关系[9]:
式中 K1—井与洞1连通的裂缝渗透率,×10-3μm2;K2—井与洞2连通的裂缝渗透率,×10-3μm2。
联立式(1)、式(2)和式(3),带入初始条件和地面定产条件, 设ΔP1=P1-Pi, ΔP2=P2-Pi, ΔP3=Pw-Pi,则双洞缝系统流体流动方程组为:
对式(4)进行Laplace变换求解[10,11],得拉氏空间的解为:
再由Laplace逆变换求得井底压力变化表达式为:
式中
在流动初期(t→0时),式(6)和式(7)简化为:
在流动后期(t→∞时),式(6)和式(7)简化为:
(9)
由上述方法得到的压力及压力导数可知,在流动初期(t→0时),压力曲线为一条直线,斜率与两溶洞总体积、两条裂缝导流能力、日产量和流体压缩系数有关。压力导数曲线也为直线,斜率与两溶洞总体积、产量、裂缝导流能力及流体压缩系数有关。在流动后期(t→∞时),压力曲线也为一条直线,斜率与两溶洞总体积、两条裂缝导流能力、日产量和流体压缩系数有关。压力导数曲线为一条直线,斜率只与溶洞总体积、日产量和流体压缩系数有关。由此通过拟合试井曲线得到流动初期和流动后期压力和压力导数曲线直线段的斜率及截距,结合储层已知参数,可由拟合曲线得到斜率,通过式(8—10)计算得到两溶洞体积大小,两裂缝导流能力大小等参数。
3 压力特征分析
计算采用的基本参数:地面日产量为50 m3/d,两条裂缝半长均为50 m,缝高10 m,地下原油黏度分别为30 mPa·s,K1为1×10-3 μm2,K2为100×10-3 μm2,洞1体积为250 000 m3,洞2体积为25 000 m3, 原油压缩系数为0.000 5 MPa-1。
3.1 原油黏度对压力及压力导数曲线的影响
图2和图3表示地下原油黏度对压力及压力导数曲线的影响,地下原油黏度越低,压力和压力导数曲线的早期段越短,表明地下原油黏度主要影响流体在裂缝中传播的时间,黏度越大则传播的越慢。
3.2 溶洞体积相对大小对压力及压力导数曲线的影响
图4和图5表示溶洞体积相对大小对压力及压力导数曲线的影响,图中V为洞1与洞2的体积比系数,由图可知,溶洞体积比系数越小,压力曲线和压力导数曲线越趋于直线,溶洞体积比系数越大,则压力曲线和压力导数曲线的凹曲程度越大;由式(2)、式(3)可知,溶洞体积相对大小主要反映洞1、洞2对井底压力的贡献大小和向井底的供液能力大小。
3.3 裂缝渗透率相对大小对压力及压力导数曲线的影响
图6和图7表示裂缝渗透率对压力及压力导数曲线的影响,图中K为K2与K1的比值(体现两条裂缝渗透率差值大小),由图可知,裂缝渗透率比值越小,压力曲线的早期直线段斜率越小,压力导数曲线整体越趋于一条直线,截距越小。
4 实例分析
以塔里木油田某井为例,地层主要参数为:孔隙度约为3%,地下原油黏度为0.3 mPa·s,原油体积系数为1.13,综合压缩系数约为0.005 6 MPa-1,原始地层压力59 MPa。通过本文简化试井模型进行解释,拟合曲线如图8所示,得到解释结果为:溶洞1体积约为36万方,裂缝渗透率为2.78 μm2;溶洞2体积约为670万方,裂缝渗透率1.24 μm2。考虑塔里木油田某些区块存在较大溶洞形式的低水,判断两洞中较大的溶洞可能为低水溶洞。本文模型在忽略井储效应和基质窜流供液情况下适用,对生产实践具有一定的指导意义。
5 结论
(1)建立了双洞缝系统的简化试井模型,并通过Laplace变换与逆变换求得井底压力的解析解。
(2)通过分析该模型可知,压力曲线和压力导数曲线在流动初期和后期都为直线。
(3)地下原油黏度主要影响压力曲线和压力导数曲线早期直线段的长短;溶洞体积相对大小主要影响压力曲线和压力导数中期下凹段的凹曲幅度;裂缝渗透率主要影响压力曲线的早期直线段斜率。
摘要：基于弹性理论和达西定律,针对双洞缝型碳酸盐岩油藏进行理论分析,建立了简化的试井模型。通过Laplace变换与逆变换的方法求得井底压力表达式,并对影响压力特征曲线的主要因素进行分析。结果表明:地下原油黏度主要影响压力曲线和压力导数曲线早期直线段的长短。溶洞体积相对大小主要影响压力曲线和压力导数中期下凹段的凹曲幅度。裂缝渗透率主要影响压力曲线的早期直线段斜率和压力导数曲线的截距大小。
关键词：碳酸盐岩,缝洞系统,试井模型,双洞缝
参考文献
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碳酸盐岩油藏 篇5
1 实验部分
1.1 仪器和药品
实验用的仪器包括Brookfield黏度计、PH50-DB200U生物显微镜 (凤凰光学集团有限公司) 、YXZB-25/300 mm人造岩心装置 (海安石油科研仪器有限公司) 、物理模拟装置 (包括平流泵、岩心夹持器、中间容器、恒温箱、液体和压力采集装置) 等。
实验用的药品包括盐酸 (分析纯) 、Na Cl (分析纯) 、高温缓蚀剂 (工业品) 、NEWJ-18乳化剂 (实验室自制的乳化剂) 以及0#柴油等。
实验用的模拟地层水、模拟地表水按表1和表2配制。
1.2 实验方法
1.2.1 乳化剂的筛选与评价
由筛选出的乳化剂配制油包水乳状液, 并对乳状液的稳定性、黏度、粒度分布以及乳状液遇酸后的相态变化进行分析。
(1) 乳状液稳定性。
配制乳化剂质量分数为10%的活性柴油, 然后按油水比1∶9、2∶8、3∶7、4∶6分别加入模拟地表水 (或1/2地层水或地层水) , 振荡形成乳状液, 将其置于90℃水浴中, 观察1 h、24 h、48 h后的分水体积。
(2) 乳状液黏度。
用Brookfield黏度计90℃下测定乳状液在不同剪切速率下的黏度。
(3) 乳状液粒度分布。
用显微镜观察乳状液的粒径, 绘制粒径分布图。
(4) 乳状液遇酸相态变化。
用模拟地层水配制油水比为1∶9的乳状液, 置于90℃水浴中恒温15 min;配制盐酸体系 (15%盐酸+1%铁离子稳定剂+1%助排剂+3%的高温缓蚀剂) 。取7 m L乳状液加入到小试管中, 加入3 m L酸液, 观察并记录界面现象。
1.2.2 乳状液注入能力与封堵能力评价
构建不同渗透率的人造岩心对, 评价乳状液的选择性注入和封堵性能: (1) 测并联岩心注乳状液之前的渗透率、分流率; (2) 反注0.3~0.5 PV的乳状液; (3) 测并联岩心注乳状液之后的渗透率、分流率。实验中的注入速度均为0.3 m L/min。其中, 高渗透率岩心和低渗透率岩心均饱和模拟地层水。
1.2.3 乳状液暂堵酸化物理模拟实验
用并联岩心评价乳状液暂堵、酸化效果: (1) 分别液测岩心渗透率后反注约0.3 PV的乳状液; (2) 反注0.5 PV的15%盐酸体系; (3) 酸化之后再分别液测岩心的渗透率。实验过程中控制乳状液的注入量, 一般在低渗透岩心开始出液时 (即乳状液开始进入低渗透岩心) 就停止乳状液的注入。所注入乳状液由活性柴油与地表水按照4∶6的比例配制而成, 其中活性柴油中加入质量分数为10%的乳化剂。实验过程中乳状液、盐酸的注入速度均为0.2 m L/min。
2 结果与讨论
2.1 乳化剂的筛选与评价
乳化剂应满足以下要求: (1) 具有较高的耐温能力; (2) 能与较宽矿化度范围的盐水在高温下形成稳定的乳状液; (3) 对酸液没有乳化作用, 不会导致酸液难以反排的问题[5]。
笔者收集了十二烷基苯磺酸、十二烷基苯磺酸钙、长链烷基苯磺酸钙、油酸、改性油酸、纳米硅等物质, 发现这些物质对柴油的乳化效果皆不理想。为此借鉴斯盘类表面活性剂的分子结构, 设计了烷基多烯多胺油溶表面活性剂NEWJ-18, 该表面活性剂有亲油的长烷基链和以胺为主要基团的环状亲油基, 不含酯基, 红外谱图见图1。
评价表明, NEWJ-18可以使盐水与柴油形成较为稳定的乳状液。
2.1.1 乳化液稳定性评价
按照油水比1∶9、2∶8、3∶7、4∶6的比例, 分别配制地表水、1/2地层水、地层水的油包水乳状液, 观察这些乳状液1 h、24 h、48 h时的分水体积, 见图2~图4。可以看出, 乳状液的稳定性与水相矿化度、油水比有关。水相矿化度越高, 油水比例越小时 (如2∶8) , 乳状液越稳定。
图2不同配比乳状液90℃下1 h后的稳定性 (自左至右为地表水、1/2地层水、地层水) Fig.2 The stability of different proportional emulsions at 90℃after 1 hour (Surface water, 1/2 formation water and formation water from left to right)
图3不同配比乳状液90℃下24 h后的稳定性 (自左至右为地表水、1/2地层水、地层水) Fig.3 The stability of different proportional emulsions at 90℃after 24 hours (Surface water, 1/2 formation water and formation water from left to right)
图4不同配比乳状液90℃下48 h后的稳定性 (自左至右为地表水、1/2地层水、地层水) Fig.4 The stability of different proportional emulsions at 90℃after 48 hours (Surface water, 1/2 formation water and formation water from left to right)
2.1.2 乳状液黏度评价
在90℃下, 测定水相为地表水、1/2地层水、地层水时所形成乳状液的黏度, 结果见图5~图7。
可以看出, 乳状液的黏度同样与水相矿化度、油水比有关。油水比为1∶9和2∶8的乳状液粘度相差不大, 但其数值明显高于油水比为3∶7和4∶6的乳状液。另外, 水相矿化度越高, 乳状液的黏度也越大。
鉴于上述实验结果, 建议现场上配制油水比为4∶6的乳状液作为暂堵剂。该乳状液黏度不高, 易注入。在注入过程中, 乳状液遇到井筒、地层中的地层水可进一步发生乳化作用, 使得黏度不断提高, 从而产生较好的封堵效果。
图6水相为1/2地层水时所配乳状液的黏度Fig.6 The viscosity of emulsions when the aqueous phase is 1/2 formation water
2.1.3 乳状液粒度分布评价
测定了水相为地表水、1/2地层水、地层水时所形成乳状液的粒度, 结果见图8~图10。
由图8~图10可看出, 水相为地表水时, 乳状液粒度较为分散;但水相为模拟地层水时, 乳状液粒径大部分在5μm以下, 粒径分布较为集中。由此可以解释水相矿化度高时形成的乳状液黏度大、稳定性高。
图7水相为地层水时所配乳状液的黏度Fig.7 The viscosity of emulsions when the aqueous phase is formation water
图8不同配比地表水乳状液分布图Fig.8 The particle size distribution of emulsions when surface water and diesel oil have different proportions
图10不同配比地层水乳状液粒径分布统计图Fig.10 The particle size distribution of emulsions when formation water and diesel oil have different proportions
2.1.4 乳状液遇酸后相态变化
烷基多烯多胺活性剂NEWJ-18与酸会发生反应 (胺变为铵) , 亲水性明显增加, 从而改变表面活性剂的亲水亲油平衡, 使得乳状液遇到酸后迅速破乳, 不会出现酸液被乳化而难以返排的情况。
鉴于该实验结果, 现场施工时应在注完乳状液后注入一段清水段塞作为隔离液, 防止注入的乳状液遇到后期注入的酸液破乳, 而导致对高渗透层的暂堵失败。
2.2 乳状液在并联岩心中选择性注入和封堵能力评价
在并联岩心中同时注入乳状液, 可考察乳状液的选择性注入能力和封堵能力。
并联岩心的基本参数和注入的油包水乳状液量见表3。
表2表明, 随着并联岩心渗透率比值增加, 进入高渗岩心的乳状液体积逐步增加, 而进入低渗岩心的量都很低 (<0.04PV) , 说明乳状液具有选择性注入能力。
并联岩心封堵前后渗透率和分流率的变化见表4。可以看出, 由于乳状液的选择性封堵作用, 导致高渗透率岩心的渗透率下降幅度都大于90%, 而低渗透率岩心的渗透率下降幅度不到20%, 且封堵后, 低渗透率岩心成为主要产液通道。
2.3 乳状液暂堵酸化物理模拟
通过并联岩心考察乳状液暂堵后的酸化效果, 研究中以渗透率为15.7 m D、3.4 m D的岩心构建并联岩心。岩心的基本参数见表5。
在上述并联岩心中反注油包水乳状液, 注入压力曲线见图13。
可以看出, 随着乳状液的注入, 注入压力快速上升, 说明乳状液对高渗透岩心产生了封堵作用。当注液10 min、压力达到0.017 MPa时高渗岩心开始出液, 当注液37 min、压力达到0.089 MPa时低渗透岩心开始出液。注液结束时低渗岩心累计出液1.2 m L (0.16PV) 、高渗岩心累计出液2 m L (占孔隙0.28 PV) 。
图15高渗透率岩心酸化后的截面Fig.15 The cross profile of the high permeable core after acidification
图16低渗透率岩心酸化后的截面Fig.16 The cross profile of the low permeable core after acidification
经上述处理后, 在并联岩心中反注酸液体系 (流量0.2 m L/min) , 开始注入压力快速上升, 当注液22 min、压力达到0.12 MPa时高渗岩心开始出液;当注液41.5 min、压力达到0.312 MPa时低渗岩心开始出液。一段时间后, 两岩心同时出液, 但低渗岩心出液速度稍快。当压力升至0.312 MPa后压力迅速降低, 当压力降至0.15 MPa时停止注酸, 此时低渗岩心累计出液5.4 m L (0.64 PV) , 高渗岩心累计出液4.6 m L (0.72 PV) 。
注酸结束后, 液测岩心的渗透率, 得到的相关参数见表6。
酸化后岩心的截面见图15和图16。可以看出, 高、低渗透岩心均出现蚯蚓洞, 说明低渗透岩心得到了有效性酸化。
3 结论
(1) 针对高温、高盐、非均质强的碳酸盐岩油藏, 研制出了具有耐温耐盐且乳化能力很强的乳化剂NEWJ-18, 可使柴油和高矿化度水在油水比1∶9~4∶6的范围内形成稳定的油包水乳状液。该乳状液遇酸易破乳, 且具有油水比越低, 乳状液黏度越高的特点。
(2) 物理模拟实验证明, 在并联岩心中先注油包水乳状液、再注盐酸体系, 由于油包水乳状液对高渗透岩心的选择性封堵作用, 可以迫使酸液进入低渗透岩心, 并使低渗透岩心的渗透率得到有效地提高。
参考文献
[1] 王永辉, 李永平, 程兴生, 等.高温深层碳酸盐岩储层酸化压裂改造技术.石油学报, 2012;33 (Z2) :166—173Wang Yonghui, Li Yongping, Cheng Xingsheng, et al.A new acid fracturing technique for carbonate reservoirs with high-temperature and deep layer.Acta Petroleum Sinica, 2012;33 (Z2) :166—173
[2] 胥耘.碳酸盐岩储层酸压工艺技术综述.油田化学, 1997;14 (2) :175—179Xu Yun.A review on acid-fracturing technology in carbonatestone reservoirs.Oilfield Chemistry, 1997;14 (2) :175—179
[3] Fredd C N, Scott Fogler H.Alternative stimulation fluids and their impact on carbonate acidizing, SPE 31074, 1998
碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发研究 篇6
阅读全文链接(需实名注册):http://www.nstrs.cn/xiangxi BG.aspx?id=47982&flag=1
摘要：碳酸盐岩缝洞型油藏由于裂缝、溶洞的分布随机性强,其流动机理和开发方式与常规的碳酸盐岩裂缝性油藏存在很大差别,注水开发目前处于试注阶段,还没有形成相应的油藏注水开发理论体系。因此,建立适合碳酸盐岩缝洞型油藏的注采关系及注水方式,优化碳酸盐岩缝洞型油藏不同注水方式下的注采参数,是碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发理论与方法的关键基本问题。该研究以油藏工程学、流体动力学理论为基础,以室内物理模拟实验、数值模拟、矿场注水试验和大量动态资料统计分析为基本手段,充分考虑理论研究、室内实验研究与现场试验研究相结合,针对课题研究目标,选择具有代表性的缝洞单元模型进行重点研究,对油藏能量、注采关系、注水方式、注采参数、注水开发动态及开发效果评价方法进行深入研究,进而形成系统的缝洞型油藏注水开发技术政策及注水开发效果评价方法。2013年通过进一步开展室内物模和数值模拟研究,建立了缝洞型油藏室内三维注才井组实验模型,完善了缝洞型油藏单元注水方式,优化了缝洞型油藏单元注水的注采参数,进一步完善了不同类型岩溶缝洞储集提注水技术政策。该课题完成了年度研究计划内容和目标。
关键词：塔河油田,缝洞型油藏,注水开发,注水方式,注采参数