油层渗透率（共6篇）
油层渗透率 篇1
引言
依我国石油实际情况而言, 如何加大石油开采力度, 提高石油资源的利用率, 逐渐成为石油企业共同面临的一个问题。以下主要就低渗透油层的物理化学采油技术进行了探讨。
一、低渗透油层的涵义及开采意义
油层储层丰度低、渗透率低、单产井能低的油层, 则称为低渗透油层[1]。它不具备大的油气水流通道, 且液液界面和液固界面会产生很强的作用力, 渗流阻力很大。一般来说, 该类油井不但开采难度大, 且产量不高, 生产非常不稳定。
现阶段, 重视低渗透油层的开采具有巨大的现实意义。在我国, 已发现的低渗透油气田占有重大的比例, 低渗透油田的产能建设规模在油田建设总规模中超过70%的份额, 是油田建设的重要内容。此外, 我国的低渗透油田分布广泛, 且油气藏类型多种多样, 具有很大的开发潜力。大力开发低渗透油层, 是缓解资源供需矛盾的重要措施, 对保障我国社会与经济的发展具有重要作用。
二、低渗透油层的特点分析
1. 地质条件方面
低渗油层的地质特征很复杂, 主要体现在以下这几个方面:第一, 储层物性较差。油层中大多是砂岩, 且其粒度分布范围广, 油层内石油资源分布非均质性特征显著。此外, 储层空隙较小, 石油流动性不强, 加上空隙呈曲折分布, 每个空隙内的表面也很粗糙。第二, 储层内部石油和周围岩石会有广泛接触, 进而产生物理或化学作用, 不利于低渗透油层的渗透。第三, 因为透油层和地表间距离不大, 易和地下水产生接触, 进而使油层含水饱和度要比高渗透油层高。
2. 油层开发方面
低渗透油层如果储层物性太差, 也会增加低渗透油层的开发难度。第一, 低渗透油层因为渗透率较低, 会增加启动压力。第二, 储层渗透率越低, 油层采收率也会越低;第三, 低渗透油层存在很多空隙, 故会有天然裂缝, 开采期间, 如果压力张大, 裂缝也会随之扩大, 进而引起油层非均质性的明显增加;第三, 含水饱和度的增加、油层渗透率的下降及储层流通连动性的降低, 都会缩小单井对泄油的控制范围[2]。
三、物理采油技术在低渗透油层中的应用分析
物理学中的新理论、新方法及新技术在石油开采工程中的应用, 促进了石油采集量的提高, 并改善了低渗透油层的渗透性, 则形成了物理采油技术。尽管物理采油技术的起步相对较晚, 但仍取得了较显著的效果。
1. 声波采油技术的应用
利用弹性介质, 声波能够将质点位移、应压力与速度综合起来, 加上声波穿透力强, 很容易进入到低渗透油层的水层与油层中。声波产生的机械作用, 会直接影响到油层及水层的物理特性、流动形态。除此之外, 声波还能直接对低渗透油层的疏油漏油孔道产生作用, 促进油层泄油能力的提高。该技术主要用在粘土油田、低渗透非均质油田低渗透油田的采油中。
2. 直流电法的应用
将直流电作用在油田上进行开采的技术, 则为直流电法。砂岩中有负电荷, 而电荷和地下水中的正离子间会形成一种库伦力作用, 促进矿物表面形成一种扩散双电层。使用直流电, 可将生产井转化为正极, 而形成的电位差则会导致油层空隙结构发生改变, 进而实现对低渗透油层中油相与水相渗透率的调整, 促进石油流动能力的增加。直流电法可应用于不同类型的渗透油层中, 对油田储层渗透率及岩石特性等均无严格要求, 且能够在每个开采阶段都产生增油的效果, 特别是含水饱和度较高的油层, 能取得更好的采油效果。
四、化学采油技术在低渗透油层中的应用分析
在过去使用的化学采油技术中, 构成要素主要有聚合物碱驱、物驱, 但均是应用于高渗透油层中, 在低渗透油层中则发挥不了应有的功效。近年来, 随着纳米技术的发展, 低渗透油层的化学采油技术又有了新的进展。以下主要分析了两种常用的化学采油技术。
1. 纳米聚硅材料的具体应用
在低渗透油层的注水开采期间, 常会出现一系列问题, 比如注水量低、注水压力高、各个单井注入压力差异大等。纳米材料的应用, 则有效解决了这一问题。纳米聚硅材料有着独特的表面效应体征, 可增加注水井吸水能力, 对各个注水井间存在的压力差异起到平衡作用。纳米聚硅材料的作用原理为:通过对低渗透油层岩石表面湿度的改变, 以利于其憎水性的增强, 从而快速驱散吸附在岩石表面的水层, 促进孔隙间有效半径的增加[3]。纳米聚硅材料中存在的微粒, 还能直接覆盖于粘土表层, 可阻止注入水对油层产生不利影响。
2. 硅油与有机氯硅烷在改变油层润湿性技术中的应用
在低渗透油层中, 岩石润湿较高, 且分布不均匀, 对油与水在油层空隙中的分布及流动产生了较大影响, 进而不利于实现对低渗油层的高效开采。究其原因, 主要是因为硅油会改变砂岩的性质, 使其由水湿性转变为中性润湿, 进而导致岩石的润湿度也发生变化。有机氯硅烷可以让水湿性转化为油湿性。在低渗透油层开采中, 使用化学采油技术, 能够利用对化学试剂用量及使用方式的控制, 促进油层润湿性的改变, 使润湿性始终处于适宜的范围内, 取得良好的驱油效果。
小结
由上述可知, 低渗透油层是我国石油储备的重要组成部分, 而随着市场供需矛盾的日渐突出, 社会对石油的需求也在增加。因此, 实现对低渗透油层的有效开采, 提高石油的产量, 是石油企业近年来的关注的热点。为此, 必须深入分析低渗透油层的特性及开采难度, 并加大对物理、化学采油技术的研究, 才能不断提升低渗透油层的采油率, 为企业与社会创造更多的经济效益, 促进我国经济的健康发展。
摘要：为了解决油田开发难度大、产量低等这些问题, 低渗透油田的油量开采技术在不断进步。鉴于此, 本文先分析了低渗透油田的特点, 再对物理化学采油技术在低渗透油田中的应用进行了探讨。
关键词：低渗透油田,物理采油技术,化学采油技术
参考文献
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[2]徐丽萍.浅谈低渗透油层物理化学采油技术[J].中国石油和化工标准与质量.2013 (23) :80.
[3]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.
中低渗透油层增压注水技术应用 篇2
一、油田投入开发后, 随着开采时间的增
长, 油层本身能量将不断地被消耗, 致使油层压力不断地下降, 地下原油大量脱气, 粘度增加, 油井产量大大减少, 甚至会停喷停产, 造成地下残留大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空, 保持或提高油层压力, 实现油田高产稳产, 并获得较高的采收率, 必须对油田进行注水。
1、油田注水方式
注水方式即是注采系统, 其指注水井在油藏所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系, 可根据油田特点选择以下注水方式: (1) 边缘注水, 其分为缘外注水、缘上注水和边内注水三种; (2) 切割注水; (3) 面积注水, 可分五点法注水, 七点法注水, 歪七点法注水, 四点法注水及九点法注水等。
2、油田注水一般用日注水量和年注水量来表示注水效果。
(1) 日注水量:指油田实际日注入油层的水量, 是衡量油田实际注水能力的重要指标。 (2) 年注水量:指油田实际年注入油层的水量。
3、增压注水的优势。
增压注水就是将注水压力达到接近油层破裂压力为上限注水工艺, 对油藏渗透性差, 厚度较小, 单层延展不宽, 连通性差, 以及油藏内部非均质性强的油藏, 在高压注水开发时, 井筒周围射孔井段岩石产生一系列微裂缝, 这些裂缝传导延伸进入甚至穿过渗透性较差的岩石区域, 改善注水层的有效渗透性能, 增加注水开发效果。近破裂压力条件下, 注水使低渗透薄层油藏产生一系列径向的微裂缝, 穿透井筒近距离薄层泥岩的阻隔, 使原来不连通的透镜体连通起来, 使常压注水条件下不可能水驱动用的油砂体得到水驱动用, 改善了储层的有效渗透性能。
二、中低渗透油层增压注水井生产安全技术
(一) 注水井投注及安全技术
注水井从完钻到正常注水, 一般要经过以下几个步骤。
1. 排液:
排液的目的是为了清除井地周围和油层内的“赃物”;在井地附近造成适当低压带, 另外靠弹性驱动可采用一定的油量。排液时应做到以下几条: (1) 排液的程度以不破坏油层结构为原则, 含砂量应控制在0.2%以内。 (2) 排液前, 必须测井压及井温以便为试注提供依据。 (3) 油水边界外的注水井排液时, 要求定时取水样和计算产水指数。 (4) 应以排净井底周围的“污物”为目的, 同时, 还要确定注水的排液时间。
2. 洗井:
注水并排液结束后, 在试注之前, 应进行洗井。目的是为了把井底的腐蚀物、杂物等冲洗出来。避免油层被脏物堵塞, 影响试注和注水效果。
3. 注水井洗井
(1) 注水井洗井:新注水井排液后, 试注前要进行洗井。注水井注一段时间, 也要进行洗井, 通过洗井, 使水井、油层内的腐蚀物、杂质等赃物被冲洗出来, 带出井外。避免油层被赃物堵塞, 影响试注和注水效果。一般在以下几种情况下, 必须洗井: (1) 排液井转入注水前 (试注前) ; (2) 正常注水井、停注24h以上的; (3) 注入水质不合格时; (4) 正常注水井, 注入量明显下降时; (5) 动井下管注后。洗井方法一般分正循环和反循环或称正洗和反洗。即洗井水由油管进入, 从套管返出地面为正洗, 反之, 为反洗。对于下封隔器的注水井只能反洗。 (2) 洗井水对环境的影响:注水井洗井用水量一般需几十立方米, 洗井放出的污水, 对没有洗井水回收管线的油田, 通常直接排放流人大地, 或放进水池里, 对环境影响很大, 特别是人口密集区或农田, 情况更为严重。近年来, 油田洗井研究出专门用于注水井洗井处理装置, 由水处理车将洗井出口的污水直接处理, 循环洗井, 直到出口水水质合格为止, 这样避免了洗井水外排对环境的污染, 并减少水资源的浪费。
4、注水井增注
在一个注水系统中, 由于地质情况的差异, 注水井洗水能力各不相同, 注水压力相差较大时, 一般采用提高注水泵泵压, 调整注水井阀门, 控制注水井的注水压力和排量。当少数井需要高压时, 在满足多数井的压力需要情况下, 对高压注水井则采用单井或几口井增压方法解决, 这样可提高注水系统效率, 减少能耗。根据注水井压力和排量, 选择合适的增压泵, 将注水站提供的已具有相当压力的水, 再次升压, 保证注水井的需要。
5、注水系统设备腐蚀和防腐
(1) 注水井对设备的腐蚀:任何金属设备都存在腐蚀问题, 而在注水系统中, 金属设备直接同注入的水接触, 腐蚀尤为严重。注水系统的金属设备腐蚀, 主要形式为电化学腐蚀。电化学腐蚀有可分为全面腐蚀和局部腐蚀, 不论那种腐蚀, 都减弱了金属的机械性能, 都将给设备带来危害。在注水系统中, 水中溶解氧、二氧化碳、硫化氢、溶解盐类等含量, 直接影响金属设备的腐蚀, 还和水的温度和流量有关。 (2) 注水系统的防腐技术:解决注水系统腐蚀的主要技术有以下几种。 (1) 设备合理选材或进行特殊处理。例如, 可以采用耐腐蚀的合金材料或非金属材料, 如不锈钢, 工程塑料和玻璃钢等, 代替一般的碳钢。同时, 对碳钢材料采用防腐处理法, 如水泥砂浆衬里, 玻璃钢衬里或其他防腐涂料等方法, 都可以有效的缓解水对设备的腐蚀。 (2) 改变介质状态。可采用各种方法降低注入水中溶解气体 (如H2S、CO2, O2等) 的含量, 改变p H值, 使其更接近中性, 使注水水质达到规定的标准, 同时, 应尽可能降低水的温度。 (3) 阴极保护。应用电化学原理, 使足够量的电流通过浸于水中的金属, 以阻止设备的腐蚀。 (4) 投化学药剂。即在注入水中, 投加缓蚀剂, 以抑制腐蚀。
6、注水泵启动过程中的安全技术
(1) 启动时必须一人操作, 一人监护, 非操作人员应距机泵5m以外。
(2) 应得到变电控制室允许启动信号后, 方可按操作规程作业, 不能强行启动机泵。
(3) 泵启动后, 一定要待泵出口压力超过额定工作压力时, 迅速打开泵出口阀门。
(5) 电机启动后, 瞬时又停机, 或启动后, 发现电流泵压波动较大、整机震动或有其他机械摩擦等需要立即停泵。停泵后, 必须查明原因方可进行第二次启动, 间隔时间不应少于30min。
四、结束语
非均质低渗遗的油藏, 通过实施增压注水, 能较好地改善油田的注水效果, 使一些吸水差或不吸水的差油层也能得到动用。在增压注水过程中, 在改善注水井的注水效果的同时, 对相连通油井及时采取压裂措施, 可以取得好的增产效果。增压注水有一定的时效性, 随着对裂缝的污染加剧注水压力的升高这种时效逐渐降低, 可以适当放宽增压注水井的最高允许注水压力, 产生裂缝, 延长增压注水的时效。
参考文献
[1]《石油钻采工艺》, 张峙, 左锋, J, 2004.09[1]《石油钻采工艺》, 张峙, 左锋, J, 2004.09
[2]中国石油天然气总公司科技发展局、开发生产局:《改善高含水期油田注水开发效果实例》, 石油工业出版社, 1993[2]中国石油天然气总公司科技发展局、开发生产局:《改善高含水期油田注水开发效果实例》, 石油工业出版社, 1993
油层渗透率 篇3
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
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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。
浅谈低渗透油层物理化学采油技术 篇5
1 低渗透油层概述
1.1 定义
低渗透油层, 是指油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油层, 其油气水流的通道十分微小, 液液界面及液固界面相互的作用力很显著, 渗流阻力相对较大。其产量较低, 开采难度大, 生产极端不稳定。
1.2 分类
根据其渗透率进行分类, 反映在油田生产中, 可以将低渗透油层的油田分为三个层次:
首先, 油层平均渗透率为 (10.1~50) ×10µm, 也就是一般意义上的低渗透油田, 与正常油层比较接近, 可以达到开采标准, 但是产量较低, 需要采用压裂技术提高其生产能力。
其次, 油层平均渗透率为 (1.1~10.0) ×10µm, 可以称为特低渗透油田, 与正常油层相比, 差别显著, 其油层束缚水饱和度较高, 正常测试无法达到工业油流标准。虽然可以开采, 但必须采用大型的压裂改造和相应的处理措施, 才能有效投入开发, 成本投入较高。
然后, 油层平均渗透率为 (0.1~1.0) ×10µm, 称为超低渗透油田, 油层致密, 束缚水饱和度极高, 基本上没有进行开发的价值。但是由于石油资源的紧缺, 如果其埋藏较浅, 油层较厚, 储油质量高, 也可以采用相应的措施进行改造开发。
1.3 开采意义
首先, 我国发现的低渗透油气田占到新发现油气藏的一半以上, 而低渗透油气田产能建设的规模则占到油气田产能建设规模总量的70%以上, 低渗透油气田已经成为油气开发建设的主要方面。
其次, 我国低渗透油气资源分布具有含油气多、油气藏类型多、分布区域广以及“上气下油、海相含气为主、陆相油气兼有”的特点, 开发潜力巨大。
然后, 对低渗透油层进行开发, 可以提高资源的利用效率, 缓解供需矛盾, 促进我国社会经济的稳定发展。
2 低渗透油层物理采油技术
2.1 直流电法
采用直流法采油, 可以有效改善油层内部的孔隙结构、液液或固液界面性质以及介质中油水的流动状态, 也可以对渗透率进行调整, 采用直流电法采油技术, 可以在一次采油的基础上提高约10%的采收率。同时, 直流电法采油技术, 对于储油层的渗透率和地质岩性并没有严格的要求, 应用范围十分广泛, 尤其对于高含水开采期, 有着更加显著的效果。而从目前我国石油开采的发展情况看, 几大油田如胜利油田、大庆油田等都已经逐渐进入了高含水开采期, 由于主力油层相对分散, 注水效果不佳, 新增油层多为低渗透薄油层。利用直流电场的方法对其进行开采, 可以对原油的含水率进行有效控制, 提高其采收率, 可以保证油田的稳产和高产。
2.2 声波采油法
属于新兴的三次采油技术, 其效果是十分优秀的。相关数据显示, 采用频率较高的超声波进行处理, 可以提高油田产量40%~50%, 获得显著的经济效益。这种采油技术可以通过声波, 对流体物理性质和流动状态进行影响, 其特点在于操作费用低, 见效快, 兼容性强, 可以与其他增产措施相结合。其主要应用与低渗透油层和非均质油层, 是提高低渗透油层采收率的有效措施。
2.3 热力采油法
热力采油法, 是指向油藏注入热流体或使油层就地发生燃烧形成移动热流, 主要靠利用热能降低原油粘度, 以增加原油流动能力, 便于开采。例如, 我国的朝阳沟油田, 其原油粘度和渗透率较低, 开采难度较大, 使用热力采油法后, 残余油饱和度大大降低, 保证了原油的有效采出。
2.4 电磁场强化采油法
主要技术原理是将较大功率的电磁输入油层之中, 使得油层的渗透率得以提高, 改变油流通道, 进而实现增产的目的。电磁场强化采油技术属于新兴技术, 目前在国外得到了有限的应用, 而国内则尚处于研究和试用阶段。
3 低渗透油层化学采油技术
3.1 纳米聚硅材料的应用
纳米聚硅材料可以作为油田的降压注水剂使用, 可以有效提高低渗透油层的注水井的吸水能力, 对不同注水井之间的压力差异进行平衡。同时纳米聚硅材料上的微粒, 还可以包裹在粘土表层, 防止注入水的浸入, 防止土层的膨胀。相关的实践和研究数据表明, 纳米聚硅材料应用于低渗透油田, 可以有效实现油田的降压增注, 提高原油的采收率。
3.2 对油层润湿性的改变
储油岩层岩石的润湿性, 会对油水在多孔介质中的分布、流动状态、驱油效率造成巨大的影响, 对于原油开采有着至关重要的作用。通过化学方法, 对油层的润湿性进行改善, 可以有效提高原油的采收率。就目前的石油开采技术看, 当前使用的材料主要有硅油、有机氯硅烷等。其中, 硅油可以改变水湿性贝雷砂岩为中性湿润, 而有机氯硅烷则可以将其变为油湿。在采用化学方法进行驱油的过程中, 可以通过对化学试剂如表面活性剂和聚合物等数量的控制, 对油藏的润湿性进行改变, 实现采收率的提升。
4 结语
综上所述, 低渗透油层在我国的石油储备中占据较大的份额, 加上市场供需矛盾的加剧, 对于石油资源的需求不断增加, 低渗透油层的开采工作逐渐成为石油开采企业研究的重点和关键。对低渗透油层的特性和开采难点进行分析, 对相应的物理化学采油技术进行研究, 有效提高原油开采的效率, 是提高企业经济效益, 促进企业健康发展的重要手段。
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]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, 15 (4) :7-11
浅谈低渗透油层物理化学采油技术 篇6
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.