油藏应用（共12篇）
油藏应用 篇1
1 前言
1.1 项目的来源及意义
从某种意义上说油藏是一种不可直接观测的复杂空间系统，地质工作者只能通过对已知的地震资料处理解释、对生产井进行监测等方式所获得的已知井附近的储层物性参数和近井地带的流体分布等信息来想象、推断地下油藏的空间存在,再通过地质图件、文字描述来刻画、描述地下油藏。因此，在油田开发过程中油藏构造图的编制是一项重要基础工作，地质工作者通过油藏构造图来描述所认识的地下地层信息，并通过油藏构造图来认识地层结构。
长期以来，绘制各种图件、生成油藏构造模型的工作，是通过手工搜集井的地层信息完成的，这些地层信息的管理，也大都是人工管理、纸质保存的。这种方式存在以下缺点：(1)单井信息的收集整理工作量大;不易实现信息共享，信息利用率低;容易产生偏差。(2)手工绘制速度慢，绘制一个块一张地质构造图往往需要一个多月时间或更长。(3)手工绘制花费大量的精力和劳动。(4)地质人员往往边对照地层数据边绘图、手工作业精度不足。(5)构造图修改工作量大，图形不能重复利用，由于新资料的增加和对地质认识的不断深入，构造需要不断修改完善，人工绘制就造成了大量的重复工作。(6)手工绘制的图形不易保存管理。
可以看出，无论是手工纸质绘图还是计算机CAD绘图，都需要人工查询数据、计算坐标、手工绘制、人工计算分析结果，分析结果也不能和原始资料数据统一。
1.2 技术背景
近年来，世界油气资源面临着新发现逐年降低，油气田开发的难度越来越大。为了摆脱这种局面的困扰，各大石油公司在观念、理论、方法、技术等方面都进行了积极的探索，取得了新的进展。在这些进展中，最令世人瞩目的当属通过计算机技术提高油气藏管理水平等现代油气藏管理手段。
目前，油藏计算机可视化技术和数模技术在国外发展很快，象LANDMARK、SCHLUMBERGER等公司都推出自己的数模软件，但在数模的基础-地质构造图绘制软件却很少，特别是由单井信息、人机联做精确绘制地质构造图方面，研究应用很少。国内也有一些利用井资料进行储层对比软件和各种绘制等值线的工具软件，但这些软件都是相对分离的，只能为油藏地质建模提供一些帮助，缺乏数据管理、数据分析等功能集成的软件系统，没有形成用来构造地质模型的完整的软件系统，更谈不上为数字化油藏提供数据保障了。
2 需求分析
2.1 开发内容及思想
为解决应用和数据的统一性问题，我们提出了油藏构造模型生成系统的应用。该系统通过建立单井地质构造数据模型，使得单井数据管理标准化、规范化和实用化;再利用单井信息，通过人机联做形式绘制油藏剖面图，进而绘制构造图，形成油藏构造模型;同时对油藏中的各种图件进行计算机管理，实现油藏构造数字化，使广大开发技术人员从繁重、重复的劳动中解放出来，使其主要精力投入到油藏潜力分析中去，提高油藏开发水平。
2.2 软件及系统平台选型
根据系统需求和现存的计算机软硬件现状，使系统和现有的计算机系统有更大的兼容性，使系统能更好的满足高效、快速的需求。软件系统平台选型如下：
1)操作系统：Windows 9X、Windows XP、Windows 7。
2)数据库管理系统：SQL Server数据库管理系统。
3)编程工具：Visual C++;Coin3D。
3 软件设计与开发
在系统设计时，把数据管理、剖面图绘制地质分析、地质构造图自动绘制和地质三维模型自动生成统一集成在一起，系统产生的成果数据自动写入系统数据库，为下一步成果图绘制提供数据。这样就把数据管理、图形绘制等低等劳动交由计算机自动完成。地质工作者只潜心于地质研究。为此，设计处理流程如图1所示。
系统流程及数据关系结构图如图2所示。
4 结语
油藏模型生成系统是一个集基础数据管理、地质绘图、地质分析、三维地质构造模型展现为一体应用系统，使用油藏模型生成系统能够完成以下工作：
(1)人机联作地质剖面图绘制和地质分析：软件自动获取数据库基本数据，自动生成简单剖面图。剖面图为矢量图图元管理，方便地进行数据库管理和反复参考、利用。
(2)自动绘制地质构造图：软件自动从数据库自动获取已知井基本数剧、中间分析成果数据自动绘制构造图，等深线过断层处理，构造图是量化管理，具有autocad数据接口。所绘制出的地质构造图速度快、精度高，可重复利用。
(3)自动生成三维地质构造模型：数据库自动获取已知井基本数剧、中间分析成果数据自动生成地质构造三维模型，多视角、全方位呈现地质构造三维模型，直观形象，如亲临其境。
(4)导航式可视化管理：软件提供可视化剖面切割、断层点显示、断层线定义、剖面查询管理;操作直观、方便。
(5)分层数据三维现实：软件自动获取井位坐标、井斜数据、分层数据。多视角、全方位、可视化呈现分层信息，直观形象。有利于更有效地选择剖面。
(6)地质成果管理：提供地质成果、地质认识文档的录入、查询。通过地质成果管理，可以方便地了解前人的地质研究成果和经验教训，了解地质认识过程。
(7)软件具有和常用数据库的转换接口、以及常用绘图软件的图形接口，便于推广应用。
摘要：用传统的手工作业绘图进行地质分析,主要问题在于应用和数据的不统一,分析结果和原始资料数据的不统一。为解决以上问题,通过建立单井地质构造数据模型,使得单井数据管理标准化和实用化;再利用单井信息,通过人机联做形式绘制油藏剖面图,进而绘制构造图,形成油藏构造模型;同时对油藏中的各种图件进行计算机管理,实现了油藏构造数字化。
关键词：地质数据模型,数据库,VC++语言,Coin3D工具
参考文献
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油藏应用 篇2
营11断块沙三段为东辛油田高压低渗透油藏.开发初期大部分油井都实施了水力压裂投产;并取得了较好的生产效果,然而随着开发时问的延长,由于人工裂缝闭合,加上前期注入水质不舍格,地层堵塞伤害严童,注水井欠注,注水艘率低,地层能量下降大,导致油井产量低,区块“注不进,采不出”的生产矛盾突出,开发效果不理想.针对以上问题,近年来通过开展精细过滤深度处理水质、高压注水、酸化解堵增注、水力压裂增产、小泵深抽和井网加密等工艺技术的研究和集成应用,为油藏开发提供了强有力的.技术支撑,将单元区块的采油速度由原来的0.56%提高到目前的1.53%以上,实现了低渗透油藏的高效开发.
作 者：张霞 覃忠校 苗勇 作者单位：张霞(长江大学研究生院;中石化胜利油田东辛采油厂)
覃忠校,苗勇(中石化胜利油田东辛采油厂)
油藏应用 篇3
关键词：低渗透油藏；渗流理论；地应力；井网加密；水平井；压裂
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1006—8937（2012）23—0009—02
随着油田开发的不断深入，低渗透油田开发地位越来越重要，因此低渗透油田的有效开发将是当前及今后的一项重要任务。由于低渗透油藏中孔喉结构致密，存在启动压力，流体在孔隙中的流动能力弱，开发难度较大。
胜利油区东辛油田营11油藏平均渗透率31.8×10—3 μm2，含油面积10.2 km2，地质储量1248×104 t。1964年12月投入开采以来，经历了五个开发阶段，第一阶段为1964年到1984年的勘探试采阶段，该阶段相继投产了三口油井，累采油13.54×104 t；第二阶段为1984年到1989年的500 m井距反九点井网全面注水开发阶段；第三阶段为1989年～1995年的350 m井距五点法井网注水开发阶段；第四阶段为1996年～2004年的250 m×350 m五点法井网结合东西排状注水开发阶段；第五阶段为从2005年到目前的 210 m×250 m五点法井网结合东西排状井网注水开发阶段。目前采用一套层系开采，采出程度17.7%，标定采收率25.7%。
根据储层物性差异，将营11低渗透油藏分为三个区：北区渗透率为40×10—3 μm2，南区渗透率为20—40×10—3 μm2，西区渗透率小于20×10—3 μm2。各区储层物性不同，井网井距及开发方式不同，因此选择营11油藏为例，开展低渗透油藏开发技术研究，对于提高低渗透油藏开发水平有重要的指导意义。
1 低渗透油藏开发中存在的主要问题
通过对营11油藏开发中存在的问题进行总结分析，认为开发中存在的主要问题包括：对全区的地应力方向认识不准确；电测解释渗透率与岩心解释渗透率相差很大，含水饱和度解释不准确；单井自然产能低；开发过程中地层压降大，液面深，泵效低；吸水能力较差且平面差异较大。
2 低渗透油藏改善开发效果主要技术
根据营11油藏开发中存在的主要问题，开展针对性研究，提出了以下主要开发技术。
2.1 精细油藏地质及地应力分布规律研究
长期以来营11油藏一直以一套砂体整体开发，为了满足精细开发的需要，开展了精细地层对比与划分，将该砂体划分为1～5号5个小层，3个隔层，其中2号小层为主力层，层内每个韵律层的物性和岩性相对均一，又将2号小层划分为四个韵律层，三个夹层。在此基础上，开展了储层的分布特征研究。
根据双井径倾角测井、裂缝监测技术、示踪剂测试结果的分析表明，营11油藏最大主应力方向为近东西向，但在砂体边部有变化。
2.2 精细剩余油分布，明确调整潜力
采用精细油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律。为了使模拟结果能充分体现沉积微相、微构造等各种地质因素对地下油水分布的控制和影响，在模型网格划分时，平面和纵向上尽可能细分。在精细地质模型的基础上，精细历史拟合，明确剩余油分布规律。根据各层剩余储量统计，认为非主力层1、4、5号层零星分布，主力层2、3号是今后开发的潜力层。
采用Arps产量递减法和流管法对各区的可采储量进行了预测。预测到含水98%时北区、南区、西区的最终采收率分别为35.2%、29.5%、25.7%，与目前各区采出程度26.2%、18.6%、18.1%相比，各区仍有较大的开发潜力。
2.3 合理加密完善井网，建立有效驱动体系
低渗透油藏注水井启动压力高，注水压力上升快，注水效果差。因此以低渗透油藏渗流机理为基础，确定合理的井网井距，建立有效的驱动体系。结合营11油藏的实际地质资料和物性参数，计算得到不同渗透率与极限控制半径的关系，进而确定不同渗透率下的合理极限井距：北区理论极限井距350 m，注采井网常规开发；南区理论极限井距300 m， 适当规模压裂开发；西区理论极限井距120 m，整体压裂改造，小井距开发。
2.4 深化水平井开发技术，提高储量动用程度
国内外大量油田开发实践表明，水平井布井方式与地应力及裂缝方向关系是个至关重要的问题。确定了合理的压裂水平井开发井网方式是直井与水平井联合矩形反五点；水平段方向垂直于最大主地应力和裂缝方向；特低渗透藏合理水平段长度为400～500 m；特低渗透油藏水平井井距及直井井排与水平井井排的排距分别为300 m左右和150 m左右，较低渗透油藏和一般低渗透油藏适当加大；水平段人工裂缝密度为0.6～0.8条/100 m左右；裂缝穿透率为裂缝方向井距的60%左右。
2.5 优化压裂改造技术，实现高效开发
水平井压裂在低渗透油气田开发方面有着重要的应用。目前营11已投产的三口水平井以筛管完井为主，考虑使用水力喷射分段压裂和封隔器分段压裂技术。
对于老井重复改造技术，推广应用人工暂堵转向压裂技术，该技术在压裂过程中实时加入暂堵剂，以暂堵老缝或已加砂缝，通过破裂压力、裂缝延伸压力的变化使流体发生转向，从而造出新缝。
2.6 精细注采调整，全程配套油层保护技术
①不稳定注水技术。在低渗透油藏的开发中积极采用不稳定注水技术可以在地层中造成不稳定的压力状态，加快毛管渗吸过程和增加渗吸深度。不稳定注水的毛管效应能够促进水从较小孔隙中把油驱替到较大孔隙中，从而达到控水稳油，提高采收率的目的。
②小泵深抽采油技术。由于营11油藏储层物性差，注不进水，地层压降大，目前总压降为23.63 MPa，导致地层能量不足。积极发展小泵深抽采油技术，增加泵挂深度，提高泵效。
③配套油层保护技术。储层伤害可能发生在钻井、固井、完井、试油、采油、注水、压裂、酸化等各个环节。一个环节中可能会发生多种类型伤害，同一种伤害也可能在不同的环节中出现，表现出不同的伤害程度。因此应针对具体储层和具体的作业过程开展储层保护研究。
④提高注入水水质，增加地层能量。为解决注入水质量不达标问题，营11注水站目前正在安装精细水处理装置，该装置正常运行后，预计水质可以达到A级标准。
3 技术应用及效果
根据以上研究成果，设计了营11低渗透油藏的开发调整方案，并逐步实施，油藏开发效果得到明显改善。主要体现在以下几个方面：
①注水水质达标，注水压力下降。经过水质处理，营11油藏水质含油量由72.8 mg/L下降到1.74 mg/L，悬浮物含量由33 mg/L下降到2 mg/L，注水水质得到明显改善，注水压力明显下降，由27 MPa下降到24 MPa。
②砂体边部裂缝方向得到优化。对砂体边部，充分结合监测资料，确定裂缝发育方向。测试结果表明，裂缝在南东方向比较发育。
③井网优化效果取得成效。从2011年开始实施井网优化，已经转注了8口井，涉及6个注采井组，其中13口井取得了显著的成效。日液量由治理前的110.8 m3增加到172.6 m3。日油量由治理前的80.3 m3增加到110.4 m3，动液面增加为1 528 m。
4 结 论
①低渗透油藏高效开发的关键是在储层非均质性分布和地应力发育方向确定的基础上，优选合理的井网井距，建立有效的驱动体系。
②低渗透油藏发育天然裂缝和人工压裂裂缝，井网与裂缝方向的匹配关系决定了油藏的开发效果。营11油藏针对各区特征积极探索研究井网调整形式与主应力的匹配关系，同时优化压裂井网，保障了油藏的开发效果。
③低渗透油藏本身条件差，而且在开发过程中容易受到污染。在营11油藏的开发过程中，采用了高效压裂技术、全程油层保护技术和精细注水技术，为改善开发效果提供了保障。
④营11低渗透油藏在开发过程中采用的高效开发技术对相似油藏的开发具有借鉴意义。
参考文献：
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油藏评价测井技术的发展与应用 篇4
一、油藏评价测井技术的发展与应用
1. 核测井。
工程测井指的是调查、研究并解决各类建筑工程以及人类活动中涉及的各种地质问题的科学, 其目的是为了查明各种工程地区的地质条件, 客观评价工程地区内的各种油藏问题, 预测建筑工程过程中可能出现的地质条件变化以及对油气工程的影响, 选择最优的施工地点, 确保油藏评价工程的顺利施工以及正常使用。
当前, 中子寿命、过套管井地层密度、碳氧比能谱以及储层评价测量为测井评价的常用方法。碳氧比能谱法可以完成对各个开发时期剩余油饱和度的测试, 其限制条件为:地层孔隙度不小于15%, 井筒规则, 实施测试前要进行通井及洗井, 并且对地层水矿化度也有具体要求。例如, 于1979年完钻的西xx井, 录井未见油气显示, 并未对其作出综合解释;1990年又利用碳氧比能谱法进行测井, 结果表明, 将碳氧比与Si/Ca加以重叠, 具有油层特征;对13~15层进行射开测试, 日产油34 t。套管井尤其是开发时间较长, 并且采用相关裸眼测井法效用不大的老井一般采取脉冲中子储层评价法。该法以脉冲中子衰减能谱为依据, 可以获取衰减伽马射线以及非弹性散射伽马射线, 进而可以明确动用层、非动用层以及剩余油分布等相关信息参数。Bxx井经油藏监测仪 (RMT) 测井评价 (表1) , 在523~540.8 m段进行射孔试油, 结果显示该层具有极大的开发价值。
2. 电阻率测井。
即借助含水含油饱和度评价法确定未动用油气, 将其与裸眼井电阻率相对比, 对油层水淹度、油藏流体饱和度等情况借助衰竭指数作出定性评价。例如, 伦贝谢公司透露, 截至2003年, 已完成测井八百余口, 其中有一百余口位于中国境内, 取得了较为满意的经济效益。其中, X井投产后, 产油量0.5 t/d, 含水量为98.2%;Ⅰ4层水油同层, 2006年对其使用套管井电阻率测井仪 (CHFR) 测井, 并将射开层进行封堵, 对Ⅰ4层进行补射, 之后加以开发。目前, X井日产油量平均达28.4 t, 含水降低至61%, 效果显著。
3. 地层测试。
地层测试仪器的作用主要是确定遗漏的潜力层, 同时对二次采油区地层压力实施监测并评价泄油能力。目前斯伦贝谢、贝克休斯等公司均已研制并推出了地层测试仪器。其中, 其伦贝谢的CHDT过套管油藏评价仪以6 m直径的通道进入地层1.5 m的深度, 每次下井最多可以钻6个孔眼, 实现对数个压力的测试, 同时借助泵入式实现对两种以上的地层流体样品的采集。如, X井为1941年所钻, 先后进行7次测试, 共获得压力值5个, 流体样品3种, 借助相关仪器对地层流体进行取样, 钻孔每次堵塞均获取成功。完成测试后实施套管密封测试, 结果显示套管具有较好的密封性。游梁式抽油机需要与抽油杆、抽油泵配合使用, 由曲柄、连杆、游梁等将将旋转运动变为抽油机的往复运动, 带动深井泵工作, 将井下原油抽到地面。分层注水是目前我国应用最广泛的提高石油采收率的方法, 对我国的石油增产稳产具有重要意义。其中, 分层流量控制是分层注水方法的核心技术之一。随着中老油田开发过程中注采不平衡问题的积累和非均质复杂断块油层的开发, 使得油田井层间渗透率和压力产生不平衡, 这要求分层注水方法的分层更加细化, 而传统固定水嘴堵塞器存在测调工作量大和流量受地层和注水压力影响的缺点, 因此急需新的替代技术以适应当前注采工艺的要求。恒流堵塞器具有测调工作量小、结构简单及成本低等优点, 是一种理想的分层注水流量调节方法。但现有恒流堵塞器存在流量调节精度低和使用可靠性差的缺点。
应用变频调速装置, 能将马达的高速旋转变为抽油机的低速运动, 从而减小抽油机上下冲程负荷的波动, 在降低抽油机自由停车后再启动时的周期性脉动负荷的叠加瞬间冲击力的同时, 保证抽油机电机有足够大的启动转矩。且能在几分钟内完成过去需要停机更换抽油机皮带轮或通过二次减速装置进行的抽油机运行参数调整, 确保不停机连续生产, 尽可能地节省电能和人力, 提高生产效率。
4. 生产动态测试。
油藏静态变化及动态变化等可以借助生产测井法进行评价。当前我国大多数的油田已经步入注水开发期, 非均质油田的渗透率分布也不同, 这就导致注水剖面及产液剖面前缘也程不均匀状态。只有对高含水层采取调剖堵水, 同时对低含水层采取压裂及酸化等, 才能有效避免综合含水上升, 因此, 准确掌握油层动用情况及油水分布情况具有极为重要的意义。第一, 产液剖面, 其主要作用是明确产出层位、每个层位具体的产量、含水率、压力消耗情况及井下流体流动状况等。油管测井及环空测井是两种比较具有代表性的测井方式, 具体方法有密度、流量、温度以及压力等;第二, 注入剖面, 主要作用是明确每个层位的吸入量及管外窜流, 判断剩余油饱和度, 分析出水及油层水淹情况, 进而为具体开发方案的调整及完善创造条件。如, X井为两级三层井下偏心配注井, 每天配注量约为30 m3, 注入剖面测试方法为同位素示踪法及脉冲中子氧活化法。测试结果显示, 总吸水量大致相当, 分层吸收量有所差异。
二、结论
油藏应用 篇5
化学防砂在疏松砂岩油藏中的应用与发展趋势
化学防砂具有工艺简单、渗透率恢复值高、适合疏松砂岩油藏防砂、后处理简单等特点.本文就化学防砂的.特点、主要方法及应用进行探讨,介绍了化学胶结防砂、人工井壁防砂两种主要方法,井指出化学防砂技术的发展方向.
作 者：曾念 赵林 吴华 作者单位：长江大学石油工程学院 刊 名：内江科技 英文刊名：NEIJIANG KEJI 年，卷(期)： 30(4) 分类号：P61 关键词：化学防砂 固砂剂 化学胶结剂 人工井壁防砂油藏应用 篇6
【关键词】三次采油；泡沫驱；稠油油藏
1.稠油油藏三次采油泡沫驱技术
1.1稠油油藏三次采油技术
稠油油藏是指地层原油密度大于50mPa.s（地层温度下脱气原油密度粘度大于100mPa.s）渗透率0.1～50×10-3μm2之间的油藏。稠油是按照其粘度大小划分的，其粘度的大小主要决定于原油中的沥青质、蜡质及胶质的含量高低。目前我国陆上大部分主力油田相继进入开发中后期，明显表现出采出程度高、综合含水率高、递减率高、剩余可采储量开采速度高的“四高”特征。我国稠油储量较大，分布较广泛，因此，在此形势下，动用和开发好稠油油藏，是我国油气开发的重要内容。
针对低渗油藏的低渗透率和不均质特点，目前主要的低渗三次开发采油技术[1]主要有：聚合物驱、热采、气驱、泡沫复合驱等三次采油技术。
聚合物驱是通过利用水溶性高分子的增粘性，改善驱替液的流度比，在微观上改善驱替效率，在宏观上增强平面及垂向波及效率的一种采油技术。聚合物进入地层中后，通过改善水驱的流度比从而提高水平波及效率；同时聚合物段塞首先进入高渗层，利用高粘度特性堵住高渗层，使后续水驱转向进入低渗层，扩大了垂向波及效率。
热采是指通过损耗部分能量为代价，提高储层流体温度，从而大幅度降低原油粘度从而提高流体流动性能的采油工艺。主要有：注热蒸汽、火烧油层、蒸汽吞吐方法。
气驱是指以气体为主要驱油介质的采油方法，按相态可分为混相驱和非混相驱，按驱替介质可分为CO2驱、N2驱、轻烃驱、烟道气驱、空气驱。
泡沫驱是指以泡沫为驱替介质的采油方法。在泡沫驱油过程中，泡沫能有效的改善非均质储层的流体流度比，提高波及效率，同时泡沫还具有一定的洗油能力。随着我国油气开采的发展，泡沫驱已经成为三次采油技术重要的发展方向。
气体泡沫驱技术[2]是将空气驱和泡沫驱有机结合起来，具有调剖和驱油双重左右的采油技术。泡沫是指由微溶性或不溶性的气体分散于于液体形成的分散体系。泡沫是气泡的聚集物，单个气泡则由液体膜包围气体形成，其中液体是分散介质（连续相），气体是分散相（不连续相）。
气液两相泡沫通常由气体、淡水、起泡剂及稳定剂组成。气相常见成分为空气、烃类气体、N2及CO2等。空气泡沫驱提高采收率的机理为：
（1）提高驱油效率：发泡剂本身是一种表面活性剂，能大幅度降低油水界面张力，增加油对岩石表面的润湿角，有利于提高驱油效率。
（2）封堵调剖作用：当泡沫进入地层时，先进入高渗透层，由于贾敏效应，流动阻力将逐渐增加，所以随着注入压力的变大，泡沫可依次进入低渗透层，提高波及系数。同时，泡沫中的气泡形状是可变的，因而可以进入和填塞各种结构的孔隙，把不连续的残余油驱出，从而提高微观波及效率。
（3）提高油层能量：注入的气体能够补充地层能量，提高油层油层压力。
2.BS-12起泡剂及气体泡沫驱的应用
2.1 BS-12起泡剂
起泡剂通常是一种活性十分强的阴离子表面活性剂[3]。起泡剂BS-12的合成原料为石油化工产品，其来源广泛。产品外观为棕黄色油状透明液体，稳定性较好，微溶于水，能溶于其它有机溶剂，属可燃有机物质。主要成分为高级脂肪醇及有机含氧化合物，烃值200～220mgKOH/g，密度0.85～0.89。
2.2起泡剂在常规稠油油藏三次采油的应用
本文分析BS-12起泡剂在某常规稠油油藏三次采油的应用，进一步说明其科学性。
该油田为复杂的断块油藏，具有高温（95℃）高矿化度（大于30g/L）的特性。储层孔隙度6.3%～21.8%，平均为13.2%；渗透率为0.22×10-3～342.4×10-3m2，平均24.77×10-3m2；渗透率值平面变化较大，平均级差达10倍以上，渗透率变异系数为0.98，储层非均质性很强。因此根据油田开发实际情况，调整原注采井网并进行CO2驱先导试验。
具体实验方法为：
（1）配制起泡液。
在模拟回注水中加入起泡剂BS-12，配成不同浓度的起泡液。
（2）起泡性能测定。
将20mL配制好的泡沫液置于刻度量筒内，用丝网上下搅动100次，测量其形成的泡沫体积和泡沫的半衰期。
（3）驱替程序。
进CO2密封性测试，确认模型密封性及渗透性良好；测孔隙体积和孔隙度；将饱和水的模型装入高压岩心夹持器中，保持围压大于内压2MPa，恒温12h以上；用回注污水驱替；记录基础压力，测模型水相渗透率；按1：1水气比同时注入0.5%泡沫液和CO2气，连续记录压力变化，直至压力稳定，计算阻力因子；用回注污水继续驱替，记录压力变化直至压力稳定，计算残余阻力因子。
实验结果：
起泡剂YFP-1在不同温度、矿化度、pH值、含原油量等条件下的起泡性能见下表1。结果说明， 起泡剂性能随着温度、含盐量、pH值和含油量增加均下降， 但YFP-1起泡液仍具有较好的耐温抗盐能力， 适用的pH值为6～7， 能够满足油田实用要求。
表1不同因素对BS-12溶液起泡性能的影响
3.结论
目前我国陆上大部分主力油田相继进入开发中后期，在此形势下，动用和开发好稠油油藏，是我国油气开发的重要内容。目前主要的低渗三次开发采油技术主要有：聚合物驱、热采、气驱、泡沫复合驱等三次采油技术。
泡沫驱是指以泡沫为驱替介质的采油方法，能有效的改善非均质储层的流体流度比，提高波及效率，已经成为三次采油技术重要的发展方向。本文介绍一种BS-12起泡剂，能大幅度降低油水界面张力，改变岩石表面润湿性，具有较好的耐温抗盐能力，建议在油田推广。
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油藏应用 篇7
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
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油藏应用 篇8
河口油区中浅层低渗透油藏分布广泛,主要分布在罗家油田罗17块、罗10-x1块、罗34-21块,大王北油田大80块、大65块,埕东油田埕91块等区块,油藏埋深在2500m以下,需要压裂提高产能。常规压裂存在着投入大,成本高等问题,通过利用压裂模拟软件优化压裂规模,优选合适的支撑剂和压裂液,选择合适的压裂工艺和方法,进行压后裂缝监测、指导压裂设计等一系列压裂配套技术优化与应用,显著降低了压裂成本,提高压裂效果,保证中浅层低渗透油藏高效低成本开发。也为其他同类油藏提供宝贵的借鉴作用。
一、压裂规模优化设计
压裂规模包括裂缝的长度、高度、宽度、砂量、排量等参数。压裂规模是否合适直接决定了压裂的效果和有效期。压裂设计主要是压裂规模的优化,目前主要采用压裂模拟软件进行压裂规模优化。该技术是在测井、试井资料基础上,通过细致描述储层岩石力学剖面、地应力剖面、物性剖面、压力剖面在空间的变化,可以考虑储层天然裂缝开启、重复压裂、垂向与水平相渗透率的差异等因素对水力裂缝延伸的影响,提高了复杂地质条件下影响裂缝扩展敏感性因素的研究,很好的消除了处理方法和人为因素的影响,提高了压裂工艺设计与实施的水平。目前的压裂施工设计都是基于该软件模拟设计,保证了压裂成功率和有效率。
二、压裂液体系优选
压裂液体系作为压裂施工中的重要环节,对有效裂缝长度、裂缝导流能力以及施工作业费用等有着显著的影响,根据中浅层低渗透油藏条件和压裂需要,经室内实验,优选出合适的压裂液配方,具体配方为:0.55%GRJ+0.2%FP-Ⅱ+0.2%SL-P+0.2%甲醛+0.1%纯碱,交联剂是有机(SB-1)。
粘温曲线和粘时曲线如下
中浅层低渗透油藏压裂液体系能够较好的适应油藏的需要,具有良好的性能。
三、中浅层低渗透油藏压裂工艺技术改进与应用
(一)、压裂管柱及参数改进与应用
罗17等区块油藏埋深较浅,为提高油井供液能力,降低压裂成本,采用中浅层压裂,沟通地层和井筒,降低渗流阻力,提高油井的产能,节约压裂成本。
1、压裂工具改进与应用
在压裂工具方面,优选了Y531B型压裂封隔器,适应了高压施工的需要,避免砂卡封隔器的风险。
2、压裂管柱
采用的压裂管柱自下而上:31/2"压裂油管+31/2"(母)×27/8"(公)变扣+Y531B封隔器+27/8"油管+球篮
3、支撑剂优选:
中浅层井油层深度较浅,闭合压力较低,采用段塞支撑剂技术,选用低强度0.45-0.9mm陶粒和0.4-0.8mm的石英砂,先加入石英砂,后加入陶粒封口;石英砂和陶粒的比例根据油层深度的不同加以优化,油层深度越大,陶粒的比例也越大,既降低了压裂成本,也满足了压裂后裂缝导流能力的需要。
4、施工排量改进:
根据油层厚度的不断增加和压裂需要,增大施工排量的选择范围,使排量从3.0-3.2m3/min增加到3.0-4.5m3/min,增加小规模压裂的使用范围。
5、
压裂车组使用900型压裂车组,施工限压50MPa,在满足压裂需要的同时,显著降低了压裂成本。
6、
与常规压裂相比,组织方便,占井时间短,可以有效增加开井时率。
7、
采用600型压裂简易井口,在保证施工安全的情况下,显著降低了压裂成本。
(二)、特殊压裂工艺改进与应用
1、限流压裂工艺:
针对大北油田大80块储层多而薄。主力油层为沙二段,井段长,多薄层,划分为7个砂层组63个小层,一般单砂体厚1.2-3.5m,平均2.45m,最厚13.7m,最薄0.6m;针对渗透率低、非均质较强的特点,进行限流压裂,提高压裂的效果。
限流压裂是通过严格地限制炮眼的数量和直径,以尽可能大的排量进行施工。利用压裂液流经孔眼时产生的炮眼摩阻,大幅度提高井底压力,迫使压裂液分流,使破裂压力接近的地层相继被压开,达到一次加砂同时处理及各层的目的。
压力损失与施工排量的平方成正比,与孔眼数量的平方和孔眼直径的四次方成反比。因此要增加孔眼的压差可以通过提高施工排量,减少孔眼数量和减小孔眼的直径来实现,但在实际施工中,由于压裂设备的限制提高排量是非常有限的,而减小孔眼的直径对加砂是不利的容易,研究证明要加入一定浓度砂浆必须保证孔眼的直径大于加入(支撑剂)颗粒直径的6倍才不会因为桥塞作用发生砂卡现象。因此要增大孔眼的压差调整孔眼的数量是简单可行的,也是非常有效的。
2、控缝高技术
河口油区的一部分中浅层低渗透油藏目的层上下存在水层,在压裂施工时需要严格控制裂缝的垂向延伸,提高压裂后效果。采用变排量施工技术,变排量施工,适用于上下隔层地应力差值小的薄油层的压裂改造,在控制裂缝垂向延伸的同时,可增加支撑缝长,提高裂缝内支撑剂铺置浓度,从而可有效地提高增产效果。该工艺应用5井次,成功率100%。
3、斜井水力压裂工艺
近年来,由于受开发调整、地理条件等限制,河口油区中浅层低渗透油藏中定向斜井和长井段射孔井日益增多,对水力压裂施工造成了很大困难。
斜井压裂施工加砂困难的原因是大斜度井往往会产生较大的近井筒效应。压裂液和支撑剂从井筒内进人主裂缝时,往往存在着附加摩阻,它经常会造成提前脱砂,使压裂施工在裂缝长度、裂缝导流能力等参数上达不到预期的要求,影响压裂后的产能,甚至造成砂堵。
斜井水力压裂近井筒效应解决方法:支撑剂段塞技术是在前置液中加入低砂比的支撑剂段塞,其作用在于含砂液体可以造成很强的水力切割作用,在不完善的射孔孔眼处和近井地带的复杂裂缝中,这种高速含砂流体形成的水力切割作用可以帮助液体对各种因素形成的节流环节、迂曲构造及粗糙表面进行水力切割、打磨,使流通路径趋于完善、光滑,降低摩阻,节流作用越大、迁曲曲率越高、表面越粗糙,这种效应越强,实施效果越明显。对于近井带的多裂缝,这种低砂比的支撑剂段塞可以堵塞些缝宽较小的裂缝,有利于造出一条具有较大缝宽的主裂缝。斜井水力压裂工艺应用:实施了22井次,成功率100%,累增油16520吨。
四、结论
油藏应用 篇9
储层在平面上的非均质性主要是在形成过程中受到了沉积环境和沉积动力学的影响,造成了沿着水流方向上储层的渗透率高,渗透率在平面上具有了矢量性的特点[1,2,3,4]。当油藏在进行注水开发时,注入水会沿着渗透率高的方向锥进,造成部分油井过早水淹,油藏动用程度低,所以合理井网的部署一直以来是开发过程中大家非常重视和关注的问题。本文通过制作非均质油藏五点法井网平板模型并结合油藏数值模拟方法对生产井网进行优化,验证了矢量井网能够很大程度上提高D油藏的整体开发水平[5,6]。
1 AKPO深水油藏矢量井网物理模拟研究
1.1 实验模型的制作
模拟储层所用的模型是依据D油藏的真实油藏参数按照一定比例制作而成(表1、图1)。模型的渗透率是根据实验所需使用不同粒径的石英砂和树脂按照不同的比例混合填充完成[7]。模型几何尺寸为30 cm×30 cm×5 cm。
1.2 实验方法
(1)将模型接到抽真空装置,关闭模型上的其他阀门,使用抽真空装置将模型中的空气排空,然后再打开阀门,使用平流泵向模型中以恒定流速注水一段时间,直到平板模型完全真正地饱和水时停止。
(2)将模拟使用油通过中间容器注入到模型中模拟油驱水的过程,模拟过程中要每隔一段时间变换一次注采井关系,这样更有利于模型完全饱和油,直到模型完全不出水为止,这样就实现了模型饱和油。
实验步骤:①连接管线和平流泵;②使用平流泵按照2 m L/min的流速将已经染色的清水注入到模型中;③观察模型的压力变化和油水界面的推进情况;④记录每口生产井的见水时间;⑤关闭实验仪器和设备;⑥按照矢量井网理论计算模型矢量井距,并重复上述实验。
1.3 实验结果与分析
图2是等井距5点井网油井刚见水时油水界面分布,该图表明注入水沿高渗透带出现窜流现象,位于横向的生产井最先见水,而此时纵向的油井还未见水,油水界面仍然处于高渗透条带内。从图2中可非常明显地看出注水井周围的生产井基本同时见水,这也说明了在平面上五点井网控制面积内注入水均匀向前推进,有效解决了非均质油藏水驱波及程度低的问题[8]。
2 AKPO油田D油藏井网部署研究
2.1 油藏概况
D油藏距离海岸1 5 0 km,平均水深1 5 0 0 m。根据沉积旋回、韵律构造及区域标志层对比表明D油藏为朵叶微相。纵向上被泥质隔夹层分隔的朵叶砂体,横向连续性较好,油层较薄,砂体厚度在10~40 m。岩心分析及PVT测试表明,孔隙度范围在18%~26%,渗透率在350×10-3~750×10-3μm2,原油地层黏度低(0.05~0.20 m Pa·s),地饱压差小(仅为1.5 MPa),原始气油比为1 500~1 700 scf/stb,油藏类型为高孔高渗未饱和近临界流体构造—岩性复合油藏。该类油藏基本开发原则是在充分认识油藏地质、构造特征基础上,充分利用天然能量,从而达到最佳开发效果。
针对D油藏基本地质特征和深水作业环境,制订该类油藏井网部署做法是在油藏内部基于油藏生产潜力计算结果,针对生产潜力高值区进行点状不规则布井,在井网密度一定的前提下,保证初期投产即可获得较高初始产能和较高采油速度[9,10]。油藏根据生产潜力计算结果,采用矢量井网理论与方法,通过对平面上注采井距、井数等参数进行优化,使在井网控制范围内达到最大的波及系数。
2.2 建立地质模型
综合D油藏钻井、测井、分析化验等数据资料,考虑地震资料约束条件下,应用储层随机建模技术,建立AKPO油田D油藏精细地质模型(图3、图4)。在此基础上,应用生产潜力公式[11]:
建立了D油藏生产潜力三维地质模型,基于该模型进行平面井位和纵向射孔层位的优化,从而实现D油藏的高效合理开发。根据生产潜力计算方法,建立AKPO深水油田河道砂体油藏的生产潜力地质模型。
2.3 优化效果
在对D油藏模型研究的基础上,根据矢量井网理论[12,13,14,15]:LxLy=KxKy,并结合构造—断层发育的朵叶状薄油层油藏井网部署基本原则对生产井网进行优化,最终优化结果是部署2注3采的水平井注采井网。按照相同的生产制度和投产秩序对该油藏优化后井网和当前井网主要开发指标运用数值模拟结果进行比较。
图5为2种井网型式下采收率结果曲线图,可见采用矢量井网理论方法部署的井网的采收率高于当前井网。图6为2种井网型式下含水率曲线图,可知改进后的井网含水率低于当前井网。
通过对采收率和含水率的比较分析可以看出,优化后的井网相对于现有井网,在提高了采收率的同时又降低了含水率,使得油藏开发整体上取得了很好的效果。因此,基于油藏生产潜力和矢量井网的井网部署方法在研究区具有较好的实用价值。
3 结论
(1)物理实验证明,应用优化后的矢量井网,可以很好地提高非均质油藏的注水波及系数。
(2)对于D油藏,矢量井网可以在很大程度上减小非均质性对储层的影响,从而提高了油藏最终采收率。
(3)运用矢量井网对非均质深水油藏进行井网优化可以显著提高油藏的整体开发效果,对于今后开发类似油藏具有很好的指导意义。
摘要：D油藏属于深水油藏,平面上存在严重的非均质性,导致开发过程中注采不均衡,同一井网中生产井见水的时间也存在很大的差异,这些都会导致非均质油藏出现最终采收率低的问题。根据矢量井网井距的理论公式,依据相似准则建立了D油藏平板模型。应用数值模拟方法将优化井网与现有井网进行对比分析,结果证明了矢量井网可以大大提高该油藏平面上的波及系数,提高驱油效率。
底水稠油油藏提高采收率技术应用 篇10
板64断块位于板桥油田大张坨断层上升盘, 港8井断层下降盘, 为个低幅度背斜构造, 1993年钻探获得工业油气流。
主要含油层位为馆陶组和东营组。馆陶组为底水油藏, 含油面积1.4 km2, 地质储量222.41×104t, 油藏埋深1 900~2 200 m, 馆陶组属典型辫状河砂体沉积, 储层物性较好, 属高孔高渗储层, 平均孔隙度31.4%, 渗透率3369×10-3μm2。油藏天然能量充足, 水体体积为油体体积的124倍。油品性质较差, 属于稠油油藏。原油性质具两高两低的特点, 即原油密度高, 粘度高, 凝固点低, 含蜡量低。地面原油密度0.975g/cm3, 地层原油密度0.9211 g/cm3, 地面原油粘度1454 m Pa.s, 地层原油粘度94.26 m Pa.s, 凝固点-13℃, 含蜡量3.35%。地层水矿化度1 967 mg/L, 水型为Na HCO3水型。油水流度比大, 馆陶组油水流度比为209, 导致油藏中低含水期短, 可采储量多在高含水期采出。原始地层压力为16.8 MPa, 压力系数0.99;地层温度在60℃, 地温梯度3℃/100m。
2 开发中存在的问题
板64断块馆陶组1997年12月投入开发, 初期采取直井开采, 随着开发的深入, 直井阶段生产特征反映出底水锥进快, 由于水平渗透率与垂直渗透率相差小, kh=1.1384 kV, 底水上升后以垂向运动为主, 表现出油井见水后, 含水上升速度快, 年含水上升率17.16。虽然采取了控制采液量的办法, 基本无效, 导致平面驱替不均, 断块采出程度仅1.4%。
3 提高采收率技术对策
针对底水油藏采出程度较低的问题, 加强油藏研究的基础上, 找准了影响底水油藏开发效果的主要因素, 开展了四个方面的研究与实践, 板64断块馆陶组的开发水平得到明显提高, 截止目前累产油17.3×104t, 采出程度提高到7.8%。
3.1 改变井型, 由直井开发改为水平井开发
为了克服底水锥进快的问题, 开展了水平井、侧钻水平井研究, 水平井泄油半径大, 生产压差大, 一定程度上能控制底水锥进。在对水平井的水平段长度优化时, 主要考虑目的层的垂向渗透率、及水平井生产时水平段内阻对水平井长度的影响。当Kh/Kv=1.1384时, 最优水平段长度应在270~440 m之间, 根据板64断块目的层段水平井的目标位置、目标层位油层厚度以及周围直井的分布状况, 水平井的水平段长度在200~250 m左右。板64断块剩余油富集区共部署6口水平井, 5口侧钻水平井, 取得了明显效果, 断块日产油由8 t上升到96 t。
(1) 改变井筒结构试验, 加深尾管、下入中心管。板64断块馆陶组的水平井均为筛管完井, 入窗口生产压差大, 底水最先锥进, 造成水平井段油层动用程度不均, 为此采取了加深尾管、中心管采油等技术改变油层动用程度, 在板66-30KH、板64-28KH井试验, 见到一定效果, 但有效期短。
(2) 分段开采试验。板64断块对3口井采用中心管分段完井控水工艺技术, 在板64-33H井试验后效果明显, 该井投产初期生产尾部96 m, 生产井段2 028~2 124 m, 两年后含水上升至93%, 日产液40m3, 日产油仅3.0 t, 累产油0.68×104t, 累产水1.8×104m3, 对该井实施换段开采, 生产井段1 896~2 008 m, 112 m, 日产液50 m3, 日产油8.34 t, 含水83.3%, 含水下降9.6个百分点。采用中心管分段完井控水工艺有利于后期措施调整。
3.2 微生物复合降粘试验
虽采用了水平井、中心管采油、控制产液量等多种手段以提高开发效果, 但未从根本上改变油稠和底水驱动为主的问题, 为此在板64断块进行微生物复合降粘试验。对油藏中本源微生物进行多次实验筛选, 确定了一株能够降解原油、并代谢表面活性剂的内源微生物菌株, 定名为J1, 通过激活该菌种使之大幅度生长并代谢, 达到降粘目的。在板64-28KH井实施先导试验, 先后2次注入微生物复合降粘剂, 地面原油粘度由1 580 m Pa.s下降550 m Pa.s, 降粘率65%, 日增油8 t, 含水下降29.4个百分点, 有效期长达15个月, 累计增油1 034 t。
通过试验, 证实了微生物复合降粘剂达到了降粘的目的。在现场试验成功的基础上, 经室内物理模拟评价了微生物驱的效果, 在注水井网形成的基础上, 利用水井注入微生物复合降粘剂, 激活地层内的微生物, 改善整个油藏的粘度, 可提高采收率4.5个百分点。采用注水+微生物驱采收率可达到30.9%。
3.3 实施注水, 增加平面水驱
该区块注水有利因素:储层有一定隔层, 注入水可增加平面水驱;可注入微生物, 降低原油粘度;注入水对底水锥进起到抑制作用。2014年1月对板64断块馆陶组实施注水开发, 转注7口井, 目前形成7注15采井网, 日注水406 m3, 累计注水27.3×104m3。
对6口井进行示踪剂监测显示油井已见到示踪剂。如板64-26KH井于2014年5月实施注水, 注水井段155 m, 泵压11.1 MPa, 油压7.0 MPa, 日注水65 m3, 注水强度0.42 m3/m, 累计注水5.28×104m3, 周围受益油井见效较好, 产量上升, 井组日产油由10 t上升到16 t。
3.4 调整产液结构, 改变地下流场
板64断块馆陶组主要为水平井生产, 并且生产动态反映水平段动用程度不均匀, 单井点已经进入高含水期, 因此在前期注水配套的基础上, 实施提液改变地下流场。提液井选井依据是井区采出程度低, 剩余油富集;油层与底水之间隔层较厚;有平面水驱。共实施6井次, 初期日增油39.1 t, 单井日产油由1.8 t上升到8.3 t;累计增油8 282 t, 有效期长达2年, 目前仍有效。
4 结论
(1) 在油藏精细描述和剩余油分布研究基础上, 利用水平井调整、挖潜, 有利于提高底水稠油油藏的开发效果。
(2) 水平井利用中心管分段完井控水工艺, 有益于后期控水稳油措施的实施。
(3) 本源微生物复合降粘适用于常规稠油油藏, 有效降低原油粘度, 提高底水稠油油藏采收率。
(4) 合理利用天然能量, 辅助人工水驱是提高油藏采收率的有效手段。
(5) 提高采收率技术对策的应用, 使板64断块馆陶组开发效果得到明显改善, 采收率提高8.0个百分点, 为同类油藏开发提供了借鉴意义。
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油藏应用 篇11
【关键词】油藏开发；协同管理
义东油田大81-4块位于山东东营河口区境内，构造上位于义和庄凸起东部，义东大断层的下降盘中部。2011年河口采油厂集结所、矿及科室精兵强将，根据大81-4块复杂地质特征，提出了“协同化”管理理念，大力开展大81-4块老区产能建设。“协同化”管理实施后，该块储量动用程度、水驱控制程度明显提高，开发效果得到整体改善。
1.“协同化”管理产生背景
（1）大81-4块位于义东大断层下降盘，多断层发育且断距大，地层倾角大、坡度陡。
（2）大81-4块平面断层多、断块小，储量控制和水驱动用程度低。
（3）大81-4块纵向层多、非均质性强，主力厚层高含水、高采出程度，非主力薄层因层间干扰，储量动用程度低，只有提高高水淹区的水驱波及程度，降低非主力薄层内级差，才能为大81-4块“两率”的提高奠定基础。
（4）受复杂断裂系统影响，常规直井开发难以满足需求，需要多种专业知识及手段。
（5）大81-4块工农关系复杂，严重制约整体方案的实施进度。
2.“协同化”管理主要做法
（1）由厂长任组长，下设方案编制项目和产能建设项目两个分项目，主管地质、主管经营的副厂长任分项目组长，项目成员涉及各单位。项目成立后精细油藏描述，实现大81-4块复杂断裂系统重构；编制大81-4块调整方案，包括投产井数、完成产能、年度增油及工程工期指标；确保各项指标达到行业标准。
在项目运行模式的组织层面上，各项目成员间建立一种利益和责任共担的合作关系；在业务层面实现人力资源整合和工作流程优化；在信息层面实现信息共享。在项目运行中切实做到地质、油藏、采油、钻井、经济师共同协作；扎实做好精细油藏描述、精细剩余油分布规律研究；认真做细分层系开发井网论证、复杂结构井适应性论证、合理注采比论证、优化举升工艺论证、合理采液、采油指数论证，最终编制出科学的产能建设方案。
项目保障体系上，将地质、工艺、钻井等专业人员整合在一起，建立健全岗位责任制度，职责相称、责任到人，实行项目风险承包制，明确责、权、利的关系，设置监管小组，及时评价效果，制订下步计划。
（2）大81-4块沉积环境、构造及断裂系统复杂，地质工程师利用测井、钻井资料等信息，全方位对86口井进行对比。油藏工程师分析老井初期产能及油水井注采对应关系，从动态角度验证层系对应关系及断层解释合理性。研究结果认为：大81-4块为冲积扇沉积复杂断块油藏，断块西部以近南北向义东大断层为边界控制，14条次级断层将大81-4断块高部位切割形成12个次级断块；按沉积旋回特征及稳定泥岩的发育情况，将沙二段划分为5个砂层组16个小层，沙三段划分为5个砂层组13个小层；与原储量上报相比，沙二段面积增加0.2Km2，储量增加47×104t，沙三段面积增加0.136Km2，储量增加29.97×104t。
成立数模研究小组，应用油藏数值模拟技术，研究剩余油分布规律，对全部井进行产液量、产油量、含水的拟合。大81-4块剩余油分布影响，地质因素主要包括构造、储层非均质性对剩余油分布规律的影响，开发条件主要是指注采系统的完善程度。研究认为：位于构造高部位的断块剩余油，明显比位于构造低部位的断块富集；油层薄，低孔低渗、多层合采井部分能量不足的油层为主要剩余油富集层；大81-4块注采井网不完善断块为主要剩余油分布断块。
根据油藏点分断块、层系，对该块进行油藏综合评价。a）平面上：根据断层组合方式，断距大小，结合生产动态，验证各条断层的封堵性，按断层类型可将大81-4内部断块分为封闭断块和开启断块。根据储量动用情况，开启断块又分为开启动用断块和开启未动用断块。b）纵向上：大81-4块沙二段共分5个砂层组16个小层，层间非均质性强，分析认为：层间矛盾突出，渗透率及剩余储量的层间差异大，目前一套井网开发，层间动用差异大。针对单元井网不完善，层间矛盾突出问题，分块完善注采井网，提高储量控制程度及动用程度；部分断块细分层系开发，以提高储量控制及动用程度，改善开发效果，提高采收率。
（3）整体部署大81-4块调整方案，Ⅰ类封闭断块，分层系完善注采井网，部署直井；Ⅱ类开启断块，高采出程度断块挖掘构造高部位剩余油，部署直井、水平井；Ⅲ类未动用断块，采用立体开发理念，厚层部署水平井单层开发，薄层部署直井逐层上返；新井设计中，根据大81-4块构造储层特点，对水平井、侧钻井、直斜井进行参数优化，有效厚度大于6m的储层部署水平井，水平井距顶3m，水平段长度150-200m，对侧钻井、直斜井根据断块特征和水淹规律进行多靶点立体设计；注水能力及合理注采比论证。Ⅰ类封闭断块部署，Ⅰ类断块细分为2套层系；矢量井网，沙二1-3砂组井距250m；沙二4-5砂组井距280m。1-3砂组部署新油井2口，新水井1口，恢复老水井1口。4-5砂组部署新油井1口，新水井2口。上下两套层系各自形成两注两采的矢量井网，全部实现水驱控制。Ⅱ类断块共部署新油井8口，调整后，单井控制地质储量由11.6×104t到9.1×104t。Ⅲ类未动用断块，高部位厚层部署水平井4口，低部位部署直井注水2口。大81-X66、大81-XN60目前生产沙三段，待高含水后上返沙二段薄层生产，水井采用分层注水技术，补充各层底层能量。
（4）各环节全方位协作，快速高效实施产能方案：a）大81-4块断裂系统复杂，油层多，纵向、平面储层变化快，地质人员提出油层段轨迹设计，向钻井人员详细汇报，钻井人员对井身结构合理优化后，再由工农管理科负责选井，最终决定钻井方案。b）开钻前，采油厂新井运行系统与钻井施工单位就新井设计方案进行交流，让施工单位了解新井设计要求和注意事项。钻井过程中，监督人员对施工工序、钻井泥浆等材料等进行全面现场监督并做好记录。地质所技术专家在钻遇油层至油井完钻进行全面跟踪，保证钻井施工进度与施工质量。c）大81-4块油井在新井完钻后，地质人员根据油井钻遇情况提出投产方案，工艺人员向地质人员提供目前工艺发展现状，确定射孔方式、采液指数、开采方式、压裂规模、酸化规模等具体参数进，进而制定每口井具体投产方案。
（5）在老区产能建设过程中，发现大81-4块北部断层外的有利圈闭，经研究后将大81-斜90块作为新区产能建设区块。目前7口油井已全部投产，平均单井产液量10.8t，日产油量6.8t，综合含水36.2%。两口水井已全部投注，平均单井日注水量33m3。
3.实施效果
（1）经济效益：在大81-4块设计已钻探4口零散井，累计采油13836t，按吨油利润1500元，已获经济效益13836×1500×0.9/10000=1867.86万元；大81-斜90块7口油井均已投产，已累计采油5598t，按吨油利润1500元，已获经济效益5598×1500×0.9/10000=755.7万元；编制大81-4块调整方案，预计新油井15口，新建产能3.8×104t，吨油利润取1500元，2012年经济效益3.8×104×1500×0.9=5130万元。
油藏应用 篇12
特低渗透油藏孔喉细小,渗透率低[(1~10)×10-3μm2],渗流阻力大,油井自然产能低甚至无自然产能[1]。目前,特低渗透油藏主要有三种传统的开发方式[1~5]:(1)直井弹性开发。对直井弹性开发来说,为保持单井控制储量规模必然要采取较大的井距,但较大的井距必然造成井间形不成有效驱替,因此基本属单井衰竭式开发,产量递减快,采收率低,经济效益差;(2)小井距注采开发方式。小井距注采开发虽能形成井间驱替,但较大的井网密度必然造成开发投资过大,单控储量太低,加之注水见效后容易发生水淹,开发效益也较差;(3)水平井分段压裂开发方式。近年探索的水平井分段压裂方式尚不能实现注水开发,仍属单井衰竭式开采,加之单井投资较大、技术应用尚待完善,也难实现有效动用。总体上,特低渗油藏效益开发的技术瓶颈尚未取得突破。通过对特地渗透油藏开发技术调研和反复论证,认为要实现特低渗油藏高效开发,就必须立足注水开发;而且注水开发要有效益。要想做到这一点关键在于:一是少打井;二是大幅提高单井产能。要少打井有两种方式,即要么拉大排距,要么拉大井距,而特低渗油藏渗流半径小,拉大排距势必造成储量失控,因此拉大井距成为减少钻井的唯一选择。要保持大井距间有效渗流并有效提高产能,就必须实施大型压裂改造,在井间形成长裂缝渗流通道;要在井间形成较长的裂缝渗流通道,井排需沿地应力方向部署,对排上油、水井实施大型压裂,并要尽可能通过工艺优化,减少次要方向裂缝的产生,迫使主裂缝沿地应力方向尽可能延伸至设计距离,且长时间保持渗流通道作用。关于特地渗透油藏井网形式,目前已有定论即初期采取菱形反九点井网,后期转化为五点法井网[6~11]。这就是说,实现特低渗油藏效益开发关键在于大型压裂技术取得突破,在于实现“定向、定量地造长缝”的大型压裂技术获得突破。为此,本文采用垦利油田富112块沙三下油藏为例,应用stimplan整体压裂优化模拟软件开展了压裂工艺技术优化研究。
1 地质特征
富112块沙三下段储层岩性以泥质粉砂、灰质粉砂、含砾砂岩为主,砂岩碎屑矿物成份以石英、长石、白云石、方解石,含量分别为44%、26.5%、15.5%、14%,以颗粒支撑为主,孔隙喉道不发育,连通性差,晶间孔隙较发育,填隙物中碳酸盐较多。岩心孔隙度为1.6%~15.9%,平均为6.2%;岩心渗透率为0.03×10-3um2~8.07×10-3um2,平均2.82×10-3um2。研究资料表明储层微裂缝发育;纵向上含油井段分布在100m内,小层薄(<4m)、单层有效厚度小(<2m);储量丰度低(16~26×104t/km2)。
2 大型压裂工艺技术研究
2.1 压裂规模优化
为确定合理的压裂规模,利用整体压裂优化模拟软件计算的不同压裂半缝长对油井产量和采出程度的影响,显示随着缝长比的不断增加,油井产量相应增加。但缝长比在0.35-0.40间产量增幅较大、效益最好,此后随缝长增加,产量增幅有限。由此根据最佳缝长比0.35-0.4及产能建设方案500m的设计井距,综合确定最优半缝长为180~200m,加砂规模也由此相应设计为80~120m3。
2.2 裂缝的定向与定量化控制
裂缝的定向与定量化控制是大型压裂工艺技术的核心目标,可分解为裂缝的方位、缝长、缝高等三方面的控制。本次研究以“三控”目标为主导,对压裂及射孔配套工艺进行了配套论证和优化集成。
2.2.1 方位控制
裂缝的定向控制目标,即是在充分抑制多向裂缝产生和延展的前提下,尽可能迫使主裂缝沿地应力方向有效开启并有效延伸,实现造长缝的目的。为达到这个目标,首先需选择具备较大的水平地应力差的油藏环境,其次定向射孔也具有非常有效的定向作用,45°/60°等多相射孔尽管难以避免多向裂缝的产生,但在地应力环境约束下,多向裂缝将很快向地应力方向转向,造成与主裂缝一致的定向结果。
2.2.2 缝长控制
缝长控制是大型压裂技术的技术核心。主要目的是通过有效的工艺组合,促使主裂缝沿地应力方向有效延伸,直至达到设计长度。根据前述优化,本块压裂规模一般较大(半缝长200m,加砂量80-120m3)。为确保大型压裂顺利进行,达到有效的“造长缝”的压裂完井目的,就需要对压裂液、支撑剂和施工工艺进行配套优化。
2.2.2. 1 压裂液优选
根据设计要求,压裂液必须具备下列性能:(1)延迟交联时间适当、低摩阻,便于仿水平井所需的大排量施工顺利进行;(2)有效粘度高、抗滤失,有利于主裂缝的有效形成与延展;(3)粘温性能好,有利于高砂比施工;(4)破胶彻底、返排率高、残渣含量少,有利于延长压裂有效期。
同时,按照经济有效的原则对压裂液进行了筛选。最终优选BJ公司Viking-D压裂液。根据性能测试,该压裂液在未加破胶剂时在120℃高温下能在数小时内保持较高的粘度(100mPa.S)以上;加入不同比例的破胶剂后,能够在宽频时间段内灵活有效地调节破胶时间。同时,该压裂液比常规HPG交联冻胶压裂液粘度高,有利于造长缝和限制缝高;聚合物用量少,能有效减少压裂液残渣与伤害,促进压裂液残渣返排,有利于保护油层;成本也较表面活性剂压裂液低。是相对理想的大型压裂液体系。
2.2.2. 2 支撑剂优选
特低渗透油藏要求压裂支撑剂具有足够的支撑强度。为避免裂缝闭合造成支撑剂破碎,引起导流能力急剧降低,将水平最小主应力值设为压裂裂缝闭合压力。根据统计的停泵压力,计算本区破裂压力梯度0.0144-0.0193MPa/m下,瞬时停泵时储层最小水平主应力在51.0MPa-55.6MPa之间,据此综合确定油井生产过程可能受到的裂缝闭合应力在50MPa~60MPa之间。以此为标准,对常用的十几种陶粒砂粒径组成、球度、圆度、破碎率(52MPa)、破碎率(86MPa)、酸溶度、密度、视密度等性能进行了筛选。研究结果发现大部分国产陶粒在闭合压力在50-60MPa间导流能力多在80×10-3μm2之下,山西阳泉陶粒最好,在80-100×10-3μm2之间。但同等压裂条件下,国外陶粒导流能力均在160×10-3μm2至上,最高可达350×10-3μm2之间。参照SY5108-86部分标准,并考虑技术经济因素,本块选取国外组中性能中等的Carbo-lite陶粒作为压裂支撑剂。
2.2.2. 3 压裂施工优化
为了满足大型压裂需要,还需要对前置细粒段塞技术和大排量施工防砂堵技术等两项压裂施工方式进行了优化。
(1)前置细粒段塞技术。根据压裂总体规模,设计压裂前置泵注一个25m3左右的段塞(2m3左右30/60目较细粒陶粒加入少量交联剂),以疏通液流通道,减少井筒效应,帮助后续大规模段塞顺利进入地层。(2)大排量施工防砂堵技术。为防止大型压裂过程中容易出现的砂堵,有效提高压裂施工质量,降低滤失并提高压裂液利用效率,设计采用大排量施工(6m3/min)技术,并适当提高前置液用量、适当降低砂比等措施。
2.2.3 缝高控制
缝高控制的目的在于抑制人工裂缝的垂向延展,避免压穿邻近储层。为达到这个目标,有效选择“单层夹心饼”式的垂向地应力环境是至关重要的。此外,“窄段射孔技术”也非常有助于抑制裂缝垂向延伸(即控制缝高)。因此,对特低渗透油藏,有必要改变过去全井段射孔的做法,优选渗透率相对高的2m~4m油层段实施射孔。
3 应用情况及效果分析
截止2010年12月,富112块已有3口井实施了大型压裂改造,分别为富115井、富112井、富112斜1井。
方案设计单井加砂量70~128m3,平均89m3,每米加沙量4.5m3/m~13.95m3/m,平均12m3/m;而实际单井加砂量65~125.8m3,平均86m3/m;每米加沙量4.3~12.65m3/m,平均8.26m3/m。方案确定的地应力方向为北东51.6°;而BJ公司实测地应力监测结果为北东55.3°。方案设计平均裂缝半长200m;实测平均半缝长184m。从压裂效果看,基本达到方案设计要求。
富115井、富112井、富112斜1井压裂前平均日产油2.8t,供液不足,只能间开生产;压裂后平均日产油达16.5t,日增油13.8t,比压裂前日产油量平均提高近5.0倍,动液面回升,压裂取得了较好效果。压裂有效期均达2年以上,有效期时间长。
4 结论
(1)实现特低渗油藏效益开发关键在于大型压裂技术取得突破,在于实现“定向、定量地造长缝”的大型压裂技术获得突破。
(2)根据富112块沙三下段油藏储层特点,从压裂规模、压裂的定向与定量化控制等方面进行优化研究.形成了一套适合特低渗储层特征的大型压裂改造工艺技术。