天然水驱油藏（共7篇）
天然水驱油藏 篇1
英152区块为天然水驱的构造油藏, “十五”以来, 为英台油田实现百万吨产能和措施上产作出了巨大贡献, 但油藏由于边底水十分发育, 天然水驱能量充足, 造成含水上升快, 产量递减快, 同时进入特高含水期后, 由于潜力资源日益匮乏, 导致油藏稳产形势十分严峻。针对此种情况, 区块着手天然水驱油藏特高含水期的综合稳产对策研究工作, 以寻求天然水驱油藏稳产、上产技术上的新突破。
1 地质开发简况
1.1 英152区块地质概况
英152区块属于天然能量驱动的构造油藏, 泉四段顶面为由西向东倾斜的受反向正断层控制的断鼻构造, 圈闭面积1.7km2, 地质储量330.06万吨, 闭合高度12 m, 构造短轴0.6km, 长轴3.1km, 地层倾角1.8°左右。
沉积特征以水下分流河道、河口坝沉积微相为主。开发层系为青山口组的高台子油层, 纵向上划分为12个砂组36个小层, 油层埋藏深度1560-1900m, 孔隙度21%, 渗透率206m D, 含油饱和度59%, 原始地层压力17.1MPa, 饱和压力14.3Mpa。
具有面积小、幅度低、多套含油组合、储量丰度高等特点。
砂体平面上分布稳定、连续性好。储层物性条件好, 边底水极为活跃, 具有“厚砂岩、薄隔层”的地质特点。
1.2 特高含水期面临的问题
英152区块于2002年4月以250米井距, 三角形井网, 分两套层系开发。步入特高含水期后, 天然水驱油藏充足边底水, 逐步向构造高部位推进, 造成的油井含水上升很快, 产量递减快, 稳产形势差。由于层层高含水、井井高含水, 措施挖潜差, 造成了油田产量的大幅下滑。
2 天然水驱油藏稳产对策研究
2.1 利用沉积微相研究确定宏观剩余油分布
利用声波时差、自然电位、自然伽马和视电阻率等曲线及相关录井资料, 对英152区块22个单砂层开展沉积微相研究, 应用沉积微相研究天然水驱油藏平面及纵向上的剩余油宏观分布规律。如河道边部, 岩性较差, 水洗较弱, 油层动用后可以见到较好增产效果。
2.2 应用数值模拟技术开展动态饱和度跟踪
对英152区块22个单砂层开展数值模拟研究, 利用油藏数值模拟研究油层饱和度在空间上和随时间的变化, 利用动态拟合的方法确定实际油藏中的含油饱和度分布, 即剩余油分布规律的认知。
2.3 精细构造认识, 实现高效油井挖潜
2010年对区块小层进行微构造刻画, 更加明确了构造的微小变化, 对剩余油分布有更加清楚的认识, 指导油层挖潜6口井, 年增油1660吨。如:英152-2井, 原认识该井处于构造腰部, 通过构造精细刻画重新认识该井位于局部构造小高点, 动用后初期日增油5吨, 年增油508吨, 效果非常突出。
2.4 突破电性指标常规认识, 实现非主力油层规模挖潜
通过对天然水驱油藏投产和后期措施动用井的统计分析, 一直认为感应电阻低于10Ω·m的层为水层, 基本不具备动用潜力。2010年, 突破传统认识, 对1号层出油指标界限重新认识。通过综合分析, 认为该层是以构造背景下岩性控制油藏, 出油感应指标由10Ω·m降到8Ω·m, 规模动用6口井, 日上产能力17吨, 实现全年增油3000吨以上。
2.5 精细单砂体油水界面刻画, 有效指导措施挖潜
由于油层物性、开采时间的不同, 造成油水界面位置难以有效确定。结合各项动静态资料, 每半年对油水界面变化情况进行一次修订, 使油水界面位置认识更加精确, 有效的指导了油层动用, 2010年对152-1, 152-5井动用该层, 日增油6.1吨, 年增油968吨, 效果明显。
3 取得的成果
通过天然水驱油藏在特高含水期的稳产对策研究, 英152区块在2010年实现油田递减减缓, 措施增产喜人, 各项开发指标大幅改善。
3.1 递减大幅减缓、实现综合稳产
2009年英152区块自然递减14.5%, 2010年7.09%, 与09年相较, 自然递减降低7.1个百分点。综合递减09年14.5%, 而2010年-8.14%, 即当年实现综合不递减。
3.2 天然水驱油藏含水快速上升趋势得以控制
2010年英152区块老井含水上升率从1.8降到0.3, 降低1.5个百分点, 且控制在理论值内。 (见图1)
3.3 措施单井增油效果实现突破
通过规模性挖潜认识, 2010年区块单井增油411吨, 有效率达到90%, 实现历年单井增产最好效果。
3.4 采收率提高
通过挖潜调整工作, 可采储量增加7万吨, 最终采收率提高了3.0个百分点。 (见图2) 。
4结论及认识
通过英152区块开发实践证明, 天然水驱油藏合理开发的关键是如何趋利避害, 把充足的边、底水能量用于驱油, 而不是快速推进造成油井暴性水淹, 进而缩短区块开采寿命。只有科学、合理地控制边水、利用边水, 才能够实现天然水驱油藏的持续、良性、长久开发。
参考文献
[1]秦学成, 都亚男.东部油藏开发后期控水稳油综合治理研究[J].华东油气勘查, 2003, 21 (1) :32-35
[2]唐建东, 金勇等.边底水油藏合理生产压差优化方法及其应用[J].石油学报, 2003, 24 (1) :68-72
[3]杨寿山.适应油藏驱动机理提高油田开发效果[J].试采技术, 2003, 24 (2) :1-8
油藏水驱开发效果评价 篇2
水驱储量动用程度是指总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值, 或总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。水驱储量动用程度一般会随着油田的开发而不断增加 (如表1) 。
储量动用程度的计算方法可以采用甲型水驱曲线来研究, 即:
式中:
Np—累积产油量;
Wp—累积产水量;
a1和b1为甲型水驱曲线的直线截距和斜率。其中b1水驱油藏的地质储量常数。
水驱动用程度 (β) 定义为水驱动用储量与油藏地质储量的比值:
2 归一化含水变化率
含水率是反映注水油田开发效果的一个重要指标。在实际生产过程中, 含水的变化受到油层非均质性、油层性质等因素影响, 不同类型的油藏具有不同的曲线形态。现用归一化含水变化率来评价油田开发效果。
归一化含水变化率的量化公式为:
式中:
Gf'w——归一化含水变化率;
fwt——t时间步的综合含水率;
fwt-1——t-1时间步的综合含水率。
相应的分类评价标准为:Gf'w<15%, 含水变化平稳, 15%
3 存水率和水驱指数
存水率是指油田 (或区块) 注入水地下存水量与累计注水量之比。水驱指数是存入地下水量与采出地下原油体积之比。给定不同的注采比, 可作出存水率及水驱指数与综合含水率的理论关系曲线, 将实际开发数据点入理论图板中, 即可较为直观的评价注水开发效果。
存水率与注采比及含水率的关系:
式中:
Rz——月或年注采比;
fw——含水率;
Bo——地层原油体积系数;
γo——地面脱气原油相对密度。
水驱指数与注采比及含水率的关系:
4 结论
该方法通过对水驱储量动用程度、归一化含水率、存水率、水驱指数等指标的分析研究, 可以对水驱油藏进行注水开发效果评价, 并能对油藏开发进行一定的预测, 在评价的基础上对影响油藏合理开发的开发技术政策进行及时的调整, 以达到油藏合理高效开发的目的。
参考文献
[1]宋子齐, 赵磊, 王瑞飞, 等.一种水驱开发效果评价方法在辽河油田的应用[J].西安.西安石油大学学报 (自然科学版) , 2004, 19 (3) :17~22[1]宋子齐, 赵磊, 王瑞飞, 等.一种水驱开发效果评价方法在辽河油田的应用[J].西安.西安石油大学学报 (自然科学版) , 2004, 19 (3) :17~22
[2]庞霄.油田注水开发效果评价方法研究[D].西安石油大学, 2009[2]庞霄.油田注水开发效果评价方法研究[D].西安石油大学, 2009
水驱油藏采油量的预测 篇3
注水和天然水驱是把原油驱向采油井和保持油藏压力非常有效的机理。因为孔隙介质中的多相流动特性, 通常导致采油井水油比上升。在油田开采期限的几个阶段内设计和实施水驱项目, 预测采油量和产水量是极其重要的。
油田历史数据显示, 通过连续增加注水量几乎能够使采油量相当长时间地保持稳定。例如, 由于高流度追踪水驱替低流度油, 所以为了保持采油井和注水井的井底压力稳定, 重油油田的采液量增加是必然的。加密钻井也有助于增加注水量, 因为提高了油田压力梯度, 因此也增加了总采液量。在这两种情况下, 提高了泄油速度。当毛细管效应和重力效应小时, 提高泄油速度不会影响最终采收率。在这种情况下, 增加注水量加速了采油。
一旦限制采出水量导致采油量下降, 在此使用外推含油率的简单方法来预测处理采出水所需的地面设备的能力。在采用注水或水驱机理开采的油田中, 一次采油阶段后出现水突破, 在一次采油阶段采出一定百分率的原始石油地质储量。在该阶段后, 水油比连续上升, 含油率连续下降。
Arps介绍了描述含油率随时间递减的双曲方程, 该方程在水驱油藏应用时受到了限制, 因为在水驱油藏中, 钻加密井能够增加采油量。但是, 甚至在这种情况下, 含油率通常也要递减。
2 含油率递减
用几何方程可以表示一次采油阶段后含油率递减与采收率的函数关系:
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式中采收率是累积采油量和原始石油地质储量的比, R=Np/N;含油率是地面采油量和地面采液量的比, fos=qo/ (qo+qw) ;模型参数α、β和Ri是系统 (即井、油藏或油田) 的特征, 参数Ri为一次采油采收率, α是体积递减系数, β是体积递减指数倒数。由于这类递减依赖于采收率, 所以把这类递减叫做体积递减, 以便和Arps描述的产量-时间递减区别开。参数α、β和Ri是无因次的。
β<0时, 方程 (1) 变成了椭圆方程。虽然在方程 (1) 中能够用递减指数倒数的正值, 但是这些值导致最终采收率大于1, 因此, 在此将不考虑这些值。这里考虑的递减指数倒数的范围为-1≤β≤0。
用递减指数倒数的特殊值定义由方程 (1) 给出的体积椭圆递减的特殊情况如下。
使方程 (1) 中的β=0, 得到了体积指数递减, 采用函数极限后, 方程 (1) 变成:
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使方程 (1) 中的β=-1, 得到了体积线性递减的表达式:
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在原始石油地质储量未知的情况下, 根据累积采油量可以把方程 (1) 表示如下:
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式中αN=α/N。
水驱项目中的一个重要设计参数是达到既定最终采收率时的注入水量。通过以下方程建立了注水量与采油量的关系:
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因为根据其各自的累积采收率可以用方程表示采油量和注水量 (即qw=dWp/dt和qo=dNp/dt) , 并且因为含油率是累积采收率的函数, 那么对方程 (5) 进行时间积分, 结果是:
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用方程 (1) 给出的fos表达式进一步积分方程 (6) 得到:
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体积指数递减 (β=0) 的对应方程为:
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体积线性递减 (β=-1) 的相关方程为:
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方程的计算结果明显表明, 累积产水量随着采收率的增加而增加。因此, 已知最终采收率, 能够计算出达到油藏经济极限将采出的总水量。根据最大水油比可得到最终采收率, 水油比最大时能够经济地开采油藏。
水驱设计中的另一个重要参数是达到要求的最终采收率时必须注入的水量。在出现活跃含水层的情况下, 应该计算出水侵量以便计算注入的水量。如果在油田中没有游离气或气顶, 物质平衡给出:
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式中, 总压缩系数ct=co (1-Sw) +cwSw+cr;Bo为地层体积系数;Bw为水的地层体积系数。
因此, 已知累积水侵量, 能够计算出直至油藏废弃时注入的水量:
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式中, Wp/N是根据方程 (7) 计算的。
如果开始实施水驱项目后, 给油藏加压到原始条件 (例如Δp = 0) , 那么注入油藏的水量是采收率的函数。根据方程 (7) 和 (11) 得到:
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3 储量估算
可以用上述递减模型估算储量。
通过以下关系式建立水油比与含油率的关系:
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已知油藏经济开采的水油比和体积递减模型参数, 应用以下方程之一计算最终采收率:
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最终采收率减去实际采收率, 然后乘上原始石油地质储量 (体积) 就得到了油田储量。
4 应用
可以用上述模型描述水驱油田动态。巴西重油油田 (X1油田) 中区的历史数据表明, 采油量几乎稳定了近40年, 注水量持续增长。更多的数据表明, 含水层一直活跃到20世纪80年代初, 当时通过注水给油田加压。应该注意, 含油率随着时间不断降低。
本文将分析X1油田中区的未来动态 (从2005年4月开始) 。直到2005年4月累积采出和注入体积为Np=30.4×106 m3, Wp=83.1×106 m3, Wi=94.9×106 m3, 用物质平衡方程计算的累积水侵量We=20×106 m3 (在油藏条件下) ;采收率R=0.206, 注水量qinj=2×104 m3/d;其他数据N=147×106 m3, Swi=0.25, Boi=1.035 m3/m3, Bw=1.0 m3/m3。该油田的开发特许权2025年12月到期, 这意味着开采时间还剩下20.75年。
含油率递减模型参数Ri=0.01, α=11.36, β=-0.005。
在给定废弃水油比的情况下, 通过把模型参数代入方程 (14) 计算了最终采收率。把WORf=35作为废弃值, 那么结果是, 最终采收率Rf=0.32。
注入油藏的总水量取决于采收率。Bw=1, 用方程 (12) 计算Wi+We, R=0.206时Wi+We=116×106 m3, R=0.32时Wi+We=450×106 m3。假定将保持矿场开采条件 (含水层将是不活跃的) , 那么前面计算的体积差给出了达到最终采收率的注入水量, 即ΔWi=450×106-116×106=334×106 m3。而且, 如果假定注水量保持稳定在2×104 m3/d, 那么用注水量除以这个值, 可求出达到最终采收率所需的开采时间, 为46年。显然, 在特许权结束时, 该油田仍然有利可图。因此, 这一老油田是水驱扩大项目的当然候选对象。假定, 2005年4月立即把注水量增加到达到特权结束时所需的值ROW=35, 通过用开采剩下的时段 (20.75年) 除剩余的注入体积 (334×106 m3) 能够得到这一注水量为, qinj=4.4×104 m3/d。
用方程 (13) 中的R=0.206计算了水油比和含油率, 分别为WOR=8.9, fos=0.101 3。因为该油藏压缩系数非常低, 很快将见到增加注水量的效果, 根据WOR和新注水量能够求出新的油流量, qo=4 450 m3/d。实际上, 不可能立即增加注水量, 因为需要扩建地面设施, 钻新井, 进行井的转换, 铺设采油和注水新管线等。
必须强调一点:达到给定最终采收率所注入的总水量不取决于注水速率。因此, 对于按比例增加的注水速率来说, 最终注水量应该高于一次性增加计算的注水量。推迟实施水驱扩大项目的时间越长, 那么必须注入的水量越多, 并且地面设备将处理的产水量也越多。
5 讨论
尽管上述方法适合于预测水驱油藏的采油量, 但当得到的结果实际上不可能实现时, 不排除采用工程评价方法。
观测到, 非均质高黏油藏动态变化遵循体积指数递减模型。还注意到, 特均质油藏动态变化往往遵循体积线性递减模型, 得到高的最终采收率。
检验方程 (1) , 观察到αβ (R-Ri) 被限制在-1和0之间, 因此得出结论, 采收率越高, 乘积αβ的模必须越小。对于β的给定值来说, 递减系数α越大, 那么最终采收率将越低。
递减方程符合该油藏的开采条件。这些条件的变化导致了递减趋势的变化。例如, 有边部水体的油藏中区注水井网投注晚可能改变递减类型。而且, 在低油价时期经营者往往减少修井作业, 导致水油比不成比例的增高以及递减趋势的变化。当油价再次上涨时, 修井频率增加, 递减回到了其以前的趋势。
必须记住, 油田开采期越长, 采油量预测越准确。
6 实例
下面介绍巴西几个油田的含油率递减实例。
X1、X2和X3矿场数据表明, X2和X3油田也含有高黏原油, 并且原油产自与X1油田相同的地层。注意, 所有这些油田都具有相同的递减趋势。总最小二乘方优化表明, 体积指数递减能够反映出3个油田泄油的地层特征。
Y1和Y2两个海上油田位于同一个沉积盆地内, 这两个油田都在注海水并且从高渗透、非常洁净的浊积岩中采油。体积线性递减拟合上了这两个油田的数据。虽然这两个油田的规模非常不同, 但是它们的递减率几乎相同并且最终采收率都非常高。
Z1、Z2和Z3油田的开采程度不同。注意, 体积椭圆递减拟合上了所有这3个油田的数据。这3个油田的原油采自不同的3个沉积盆地。Z1和Z2油田在注水, Z3油田在进行天然水驱。
当调整开采条件时, 有几种递减趋势变化的情况。蒸汽驱改善了递减趋势, 得到了较高的最终采收率。
与含水率 (定义为fws=1-fos) 有关的重要观测是, 采收率与该油田的平均含水饱和度成正比。因此, fws与R的关系曲线包括了微观驱替效应、重力效应和水驱的体积效率。
7 产量-时间递减
应用上述方法可推导油流量随时间递减的方程。注意, 可以把采收率表示为累积采油量的函数, 即
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然后把它代入方程 (1) , 得到:
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方程 (18) 的两边对时间求导, 分离变量并且进行积分, 得到:
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式中, Fp是总累积采液量, 即Fp=Np+Wp;下标i指的是t=0时的条件。那么, 在总累积采液量稳定 (即Fp=Fpi+qtt) 期间, 方程 (19) 可表示为:
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重写成:
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方程 (21) 是一般Arps递减方程, 在该方程中, 通过以下方程建立了递减指数倒数b与体积递减指数倒数的关系:
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原始产量-时间递减系数相当于:
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回顾一下, 在此Arps产量-时间递减方程是作为体积递减方程的一种特殊情况得到的, 在这种情况下, 总采液流量保持稳定。表1示出了用于稳定总采液流量的体积和时间递减方程。从方程 (23) 中看出, Arps递减率与该油藏的泄油速度qt/N成正比。
应用这些方程的一个实例是X1油田水驱扩大项目的产量预测。前面求出了X1油田的体积递减参数, α=11.36, β=-0.005。考虑到在2005年4月计算的X1油田含油率为fosi=0.101 3, 如果能够立即把注水量增加到4.4×104 m3/d, 那么根据方程 (22) 和 (23) 计算的产量-时间递减参数可能为:
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并且
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因为, qo=fosqt和qoi=fosiqt, 那么以下方程给出了注水量逐步增加后的产量-时间递减方程:
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可以把此方法应用于按比例增加注水量的情况。例如, 如果决定在5年期间 (从2005年4月开始) 每年增加注水量5 000 m3/d, 那么第五年的注水量将为4.5×104 m3/d, 第五年结束时, 离开采特许权结束时仅有15.75年。这5年期间的注水量将为:
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由于从水驱扩大项目开始实施 (2005年4月) 就已知, 达到最终35的WOR必须注水334×106 m3, 因此, 在该油田水驱扩大项目的最后15.75年期间必须注水334×106-64×106=270×106 (m3) 。如果要在特许权剩余年期间稳定注入这一水量, 注水量必须为4.7×104 (m3/d) , 这一注水量高于从2005年4月开始立即增加注水量所需的4.4×104 (m3/d) 。
8 标准曲线
当用数值方法最佳拟合模型曲线 (通过一组数据点) 时, 通常需要对模型参数进行初始推测。实现这种推测的实用方法是用标准曲线拟合法。用相同大小的标准曲线在透明双对数纸上绘制Z3油田的开发数据。
水平移动透明纸, 一直到矿场数据拟合上一条标准曲线。一旦拟合上了, 直接从与矿场数据拟合的标准曲线上读出β值, 对于这种情况来说, β=-0.6。通过读出矿场数据中的x值及其在标准曲线中对应的x值, 得到了α值。在本文介绍的情况中, 对于矿场数据表中的R-Ri=1来说, 读出了标准曲线中的α (R-Ri) =2.5的值, 得到了α=2.5。这些值与通过最小二乘方算法把递减曲线与矿场数据拟合计算的值吻合得非常好, 这些值是α=2.55, β=-0.64。
9 结论
推导出的方程可以预测采用注水或天然水驱或两者结合驱油方式的油藏动态, 还可以用该方程估算这类油藏的原油储量。
油藏最终采收率与其累积产水量有直接关系。采出水量越高, 油藏废弃时的WOR越大, 并且最终采收率越高。因此, 为了获得高采收率, 水驱油田的地面设备必须做好处理大量采出水的准备。
均质和高渗透油藏 (容易出现驱替水重力分离) 的最终采收率很高, 并且其动态变化往往遵循体积线性递减模型。相反, 非均质或高黏油藏的采收率较低, 其体积递减模型接近指数型。体积递减方程的参数和Arps的产量-时间递减方程的参数之间有直接关系。油田泄油速度越快, 其产量-时间递减系数越大。如果在特许权时间受到限制的情况下开发油田, 推迟实施水驱项目可能需要注更多的水才能达到其经济极限。
摘要：描述了一个3参数模型, 该模型建立了水驱油藏或油田含油率递减与分流量采收率的关系。模型推导出预测水驱油藏采油量和产水量的方程, 也可以用这些方程设计油田开采期限内任何阶段的水驱扩大项目。可以用这些模型方程估算老油田任何阶段的原油储量。用最小二乘方算法, 通过模型方程与油田历史数据的拟合, 得到了模型参数。用标准曲线法得到了数学算法所需的模型参数的最初猜测。推导出用于总液体流量稳定情况的含油率递减模型和典型的产量-时间递减之间的关系式。介绍了巴西几个油田含油率递减的实例, 并且用递减模型确定了这些油田的最终采收率。最终采收率与油田开采期限内的产水量成正比, 这与油田废弃条件下的水油比有关。当油田开采条件改变时, 含油率递减趋势也改变。
低渗透油藏泡沫驱影响因素分析 篇4
泡沫驱是一种能够有效提高原油采收率的方法, 适用于非均质性强的低渗透地层, 应用前景比较光明[4—6]。泡沫驱能显著地改善流度比, 发泡剂通过大幅度降低油水界面张力、改变岩石表面润湿性来提高洗油效率, 同时也能给整个区块补充能量, 从而提高开发速度和原油采收率。泡沫体系的流度控制能力比聚合物更强, 流动前缘也更趋稳定, 体积波及系数更高, 而且泡沫洗油能力较强, 能节约表面活性剂用量, 所以开展低渗透油藏泡沫驱数值模拟研究对低渗透油藏有效经济开采具有一定的指导意义。
1 泡沫驱提高采收率方法的主要影响因素
低渗透油层的喉道细小、孔隙结构复杂, 流体在其中渗流时, 受相界面的影响强烈, 致使低渗透油层注水压力高、驱油效率低、采收率低、开发效果差。因此, 如何改善低渗透油藏的开发效果, 提高低渗透油田的采收率是我们必须解决的问题。
目前常规注水、注气等二次采油方法由于地层渗透率的宏观非均质性和孔隙结构的微观非均质性、注入水气与地层原油的黏度差以及井网的关系, 使得注入流体不可能波及整个油藏体积, 原油采收率较低[7]。
泡沫驱油技术作为今后低渗透油藏提高原油采收率措施中极具前景的技术之一, 使得越来越多的人进行泡沫驱油技术研究, 主要是分析泡沫存在时对气体流度的控制, 堵塞大孔道、高渗层, 增加流动附加阻力, 改善油层的非均质性等机理方面研究和研制起泡性能良好的发泡剂。
泡沫驱提高采收率方法最主要的影响因素有以下: (1) 油藏中泡沫的注入方式 (注入地面预先形成的泡沫、混注和SAG) ; (2) 油藏压力; (3) 渗透率。地面预先生成的泡沫能有效地改造生产井, 而混注和SAG主要用于提高油藏的驱替效率;蒸汽泡沫驱适用于低压油藏, 设计蒸汽泡沫驱方案时, 泡沫质量分数应在45%~80%, 采用混注方式, 表面活性剂和非凝析气间歇地混入连续蒸汽中共同注入地层, 注入周期较短, 通常是7天。在合适的条件下, 实施泡沫驱后, 产油量增加1.5~5倍, 含水率下降20%左右, 采收率提高6%~12%;高压条件下, 泡沫能降低流度和注入能力, 表面活性剂和气交替注入 (SAG) 要优于混注方式[8]。
2 研究区概况
XX区块控制含油面积2.4 km2, 主力含油层埋藏深度2 403 m, 平均有效厚度12.3 m, 有效孔隙度19%, 平均渗透率小于50×10-3μm2, 渗透率变异系数0.8, 属中孔低渗透率油藏, 油藏原始地层压力23.6 MPa, 饱和压力8 MPa, 地层温度为92.2℃, 初始含油饱和度60%。地层条件下, 原油黏度15.9m Pa·s, 体积系数为1.100 5;脱气原油的密度为910 kg/m3, 黏度为188 m Pa·s。
XX断块1983年9月W31井投入开采, 1986年6月正式开发, 同年12月以边部注水方式注水。截止到2010年9月, XX断块共有油井16口, 开井16口, 日产液504 t, 日产油54 t, 综合含水89.36%, 累积产油86×104t, 采出程度22%。注水井开井7口, 日注水205 m3, 累计注水178×104m3, 月注采比0.397, 累积注采比0.542。
本次研究拟中选择一个注采单元为研究对象, 共有8口井, 其中含有生产井5口和注水井3口, 图1是三维数值模拟模型及井位图。
在储量拟合的基础上, 对目前试验区的累计产油量、累计产液量、累计产水量、日产油量、日产水量、日产液量、平均地层压力等指标进行了历史拟合, 研究区块的模型中油井定液量生产、水井定注水量注入。本次模拟所建立的模型拟合成功率高, 在历史拟合效果好基础上进行开发方案的设计与研究是可信的[9,10]。
3 氮气泡沫驱影响因素分析
正交试验设计是研究多因素多水平的重要数学方法, 利用“正交表”科学地安排多因素试验方案, 正确分析试验结果, 定性定量地确定参数对指标的影响趋势、主次顺序及显著程度。其突出特点是以典型的具有代表性的有限个方案反应大量的方案中所包含的内在的本质规律和矛盾主次[11,12]。一般而言, 对正交试验结果有两种分析方法, 即直观分析和方差分析。
(1) 直观分析, 一般也称为极差分析, 就是将各参数的各水平值对试验指标影响的大小, 用图形表示出来, 进行综合对比分析, 从而确定最优试验参数组合。
(2) 方差分析的基本思想是将数据的总变异分解成因素引起的变异和误差引起的变异两部分, 利用数理统计上的F检验法判断各参数对试验指标影响的显著程度和可信程度。
下面使用正交试验法L9 (34) 正交设计表来对泡沫驱的段塞大小、表面活性剂质量浓度、注入方式以及气液比的取值范围进行设计, 建立了9套方案 (表1) , 然后分别对各方案进行了开发指标预测。
在未考虑注化学剂设备和工艺等成本的情况下, 采用净现值 (NPV) 来评价各方案的指标, 按2012年4月布伦特原油价格123.43美元/桶 (当月汇率100美元≈630.7元) 折算人民币5 380.28元/t, 表面活性剂35 000元/t, 生产井最小井底流压5MPa, 经济极限产量0.5 m3/d, 预测20年各方案的净现值。
换油率=增油量/化学剂用量。
根据极差大小, 判断因素的主次影响顺序。R越大, 表示该因素的水平变化对试验指标的影响越大, 因素越重要。由以上分析可见 (表2) , 因素影响主次顺序为注入方式—段塞大小—气液比—表面活性剂质量浓度, 注入方式影响最大, 为主要因素, 表面活性剂质量浓度为不重要因素。
各方案预测结果转换为净现值后通过正交实验进行极差分析, 得到段塞大小的最优值为水平3 (0.3 PV) , 表面活性剂质量浓度的最优值为水平2 (0.15%) , 注入方式最优为水平1 (混注) , 气液比的最优值为水平3 (1.5) , 最优方案就在正交设计方案中, 为方案8。
从表2效应值可看出, 影响净现值的参数主次关系是注入方式, 气液比, 段塞大小, 表面活性剂质量浓度。净现值随气液比和注入段塞的增大而增加, 两因素之间对净现值的影响相差不大, 表面活性剂质量浓度对净现值的影响表现为先增后减, 最优值为0.15%, 注入方式以混注效果最好, 交替注入情况下交替周期较长的效果较好。
4 水驱和泡沫驱开发方式比较
图2和图3为水驱和泡沫驱两种不同开发方式下各开发指标对比图。从上述图表可以得出以下结论:氮气泡沫驱优化方案 (方案8) 从2010年10月开始注入氮气, 表活剂混合段塞, 累计注入时间5.8年, 2011年4月泡沫驱开始见效, 见效后井组综合含水率最高降幅20%, 2019年9月综合含水率回升至历史拟合末期水平, 泡沫驱的有效期为9年。
研究区块XX采用水驱开发, 预测20年后井组累积产油39.52×104t, 采出程度26.51%, 综合含水率97.26%, 地层压力保持稳定。采用氮气泡沫驱优化方案开发, 预测20年后累计产油50.44×104t, 采收率33.83%, 比水驱增油10.92×104t, 采收率提高7.32%, 实现净现值5.672 5×108元。
5 结论
根据以上研究, 主要取得以下结论。
(1) 氮气泡沫驱影响净现值的参数主次关系是注入方式、气液比、段塞大小和表面活性剂质量浓度。净现值随气液比和注入段塞的增大而增加, 两因素之间对净现值的影响相差不大, 表面活性剂质量浓度对净现值的影响表现为先增后减, 存在最佳值 (0.15 wt%) , 注入方式以混注效果最好, 交替注入情况下交替周期较长的效果较好。
(2) 采用正交分析法, 对9组方案进行优化设计, 得到最佳注入段塞结构为:段塞大小为0.3 PV, 表面活性剂质量浓度为0.15 wt%, 气液比为1.5。
(3) 优化方案从2010年10月开始注入氮气, 表面活性剂混合段塞, 累计注入时间5.8年, 2011年4月泡沫驱开始见效, 见效后井组综合含水最高降幅20%, 2019年9月综合含水回升至历史拟合末期水平, 泡沫驱的有效期为9年。
(4) 水驱开发预测20年后井组累计产油39.52×104t, 采出程度26.51%, 综合含水率97.26%。采用氮气泡沫驱优化方案预测20年后累计产油50.44×104t, 采收率33.83%, 比水驱增油10.92×104t, 采收率提高7.32%, 实现净现值5.672 5×108元。
摘要：根据低渗透油藏的开发特征, 对比分析了各种改善低渗透油藏开发效果的提高采收率方法优缺点, 得出泡沫驱能提高波及效率和洗油效率, 是一种较好的改善低渗透油藏开发效果的开采方法;采用正交试验分析法, 在L9 (34) 正交表中设计了9种方案, 进行了某低渗透油藏泡沫驱提高采收率数值模拟研究, 分析了注入方式、段塞大小、表面活性剂质量浓度和气液比等因素对原油采收率的影响, 优选出泡沫驱油的最优开发方案。与水驱开发方式相比, 泡沫驱最优方案能提高原油采收率7.32%。
关键词：低渗透油藏,泡沫驱,正交分析法,数值模拟
参考文献
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天然水驱油藏 篇5
本文重点分析了渗透率变化的机理, 研究了渗透率变化对油藏采出程度的影响。
1 水驱油藏中渗透率的变化机理
渗透率的主要影响因素有孔隙喉道的半径, 颗粒的堆积方式、岩石岩相、颗粒的大小分布、颗粒的圆度和胶结程度及储集层岩石的润湿性等。砂岩油藏在注水开发的过程中, 对于中、高渗储集层而言, 注入水的冲刷会使得粘土矿物和其他微粒被注入水带出地层, 含量降低, 并且改变了粘土矿物的分布形态;储集层骨架颗粒的支撑方式也发生了改变;颗粒中值增大, 导致孔喉半径增加;注入水进入油层后打破了油层原来的化学平衡状态, 使得储集层中的碳酸盐及其他盐类与注入水发生化学反应, 发生溶解, 溶蚀孔喉增加, 从而使得储集层的渗透率增加。但对中、于低渗储集层而言, 由于注入水中含有多种杂质和细菌, 并且注入水中悬浮固体的含量及粒径较大, 它们随注入水迁移, 在孔喉狭窄处再次聚集, 造成储集层堵塞;同时, 随着注入水的冲刷, 注入水携带粘土矿物、地层微粒及胶结物颗粒运移到孔喉半径较小的地方也会被卡住, 造成储集层堵塞, 导致储集层渗透率减小, 影响到油田的日常生产。油藏在注水开发的过程中, 渗透率倍数的变化范围为0.5~25, 一般变化范围为3~5。
2 渗透率变化影响水驱油藏开采动态的数值模拟研究
在研究分析了渗透率变化机理的基础上, 本文建立了评价渗透率变化对水驱油藏开采动态影响的概念模型。概念模型中采用了五点井网, 注采井距为212m。平面上都采用13×13的均匀网格系统, X、Y方向的网格尺寸均为30m。纵向上考虑5个小层, 油层总厚度为10m, 各层等厚。平均渗透率为1000m D, 纵向渗透率为平面渗透率的1/10。
为了研究渗透率变化对注水开发的影响, 将渗透率参数时变模型与常规模型进行对比分析。当渗透率参数时变模型和常规模型的含水率都达到极限含水率98%左右时, 模型的开采状况如表1所示。
对上述模拟结果进行分析, 可以得出:
(1) 对于不同渗透率分布的模型, 渗透率参数时变模型与常规模型相比, 渗透率时变参数模型注水开发后, 其开发效果要明显低于常规模型的注水开发效果, 详细数据如表1所示。
(2) 渗透率参数时变模型与常规模型的含水率与采出程度的对比图如图1所示。由图中可以看出, 渗透率参数时变模型与常规模型的曲线存在较大的差异, 在相同采出程度下, 渗透率参数时变模型的含水率要比常规模型的含水率高。从无水采出程度来看, 渗透率参数时变模型与常规模型的情况基本一致;从低含水阶段来看, 渗透率参数时变模型与常规模型开始出现差异;然而进入中、高含水阶段, 渗透率参数时变模型与常规模型之间的差异变得较大, 渗透率参数时变模型的含水率明显要高于常规模型的含水率, 这说明渗透率的变化主要是发生在模型注水开发的中、高含水阶段;到了特高含水阶段, 渗透率参数时变模型与常规模型的差异逐渐变小, 并且当含水率达到极限含水率98%左右时, 渗透率参数时变模型的采出程度要低于常规模型的采出程度。但是渗透率参数时变模型与常规模型的大部分水驱可采储量仍要在高、特高含水阶段被采出。
3 结论
(1) 本文通过总结、分析得出了水驱油藏中渗透率的变化机理;
(2) 通过渗透率时变模型与常规模型相比, 渗透率时变模型的采出程度要比常规模型低, 由此可见, 渗透率的变化对油藏开发效果会产生负影响。渗透率变化对油藏开发效果的影响较大, 其平均采出程度比常规模型低了9.71%。
参考文献
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天然水驱油藏 篇6
1 蒸汽驱的相关机理研究
1.1 蒸汽驱开发机理
该机理主要利用面积井网的形式, 通过注入井对其进行连续地注汽, 然后生产井就会连续地采出原油。在蒸汽驱的过程当中, 有许多不同的机理都不同程度地被应用着, 其中包括蒸汽蒸馏的作用、降黏作用、油的混相驱作用、热膨胀的作用、乳化驱的作用和溶解气驱的作用等, 这些机理共同作用, 使驱油的效率达到了80%以上。在这些作用当中起主导作用的主要是蒸汽蒸馏作用、降黏的作用、油的混相驱作用与热膨胀的作用。
1.2 蒸汽驱驱油的相关机理
蒸汽驱把高温的蒸汽作为驱动与载热流体的介质, 对注气井进行持续地注气, 从而在相邻的生产井持续地产油, 是一个利用注入的质量与热量来提高其驱油效率的过程。从蒸汽的驱油方式来看, 整个过程是由三种驱油方式构成的。首先油层要经过冷水驱, 之后再经过热水驱, 到最后的时候才能经过蒸汽驱。经过B.T.威尔曼等学者的相关实验研究证明[1], 热水驱采收率一般比普通的冷水驱采收率要高, 而且比同温度热水驱的采收率也要高很多, 并且高压蒸汽驱采收率通常要比低压蒸汽驱的采收率高。
2 汽窜对于稠油油藏的蒸汽驱效果的影响
在某稠油油藏的开采过程当中, 汽窜已经成为影响稠油油藏的蒸汽驱开发效果的一个重要因素, 其通常的表现是井口的产液温度高于100℃, 同时还不断产出蒸汽[2]。经相关井温的测试资料可以得出, 先导试验区的蒸汽突破一般是单层的突破, 所以在该阶段稠油油藏的生产特点主要表现是产液量不断下降, 同时产油量出现锐减, 而且井口的温度以及其含水量也急剧上升。最终, 汽窜导致蒸汽驱的效果变差, 进而影响稠油油藏的正常采油生产作业。
汽窜产生的原因主要为油层被压开裂缝或是油层的非均质性比较强, 导致蒸汽的介质在油层的单方向突进[3]。具体的为, 水、油、蒸汽在渗流的过程当中, 因为蒸汽和水与油密度有很大的差异, 受重力分离的影响蒸汽会进入油层的上部进行流动, 无法在整个油层的厚度上做均匀地推进运动, 进而刀子蒸汽驱的体积波及其系数降低。再加上蒸汽的粘度远远地低于油层流体粘度, 蒸汽驱的效果会减弱, 特别是在非均质的油藏开采中经常会出现注入的蒸汽沿着高渗层进行窜流, 而这种汽窜的现象就是干扰其正常作业的一宗主要因素, 制约着蒸汽驱的驱油效率。所以当汽窜现象出现的时候, 注汽井会因为热量散失, 降低其热能的利用率, 而且要关井进行修理, 这样就会阻碍生产的效率, 而且还会造成区块产量的波动, 同时还有可能导致油层的出砂套破损, 减少油井的寿命, 最终将其其采收率[4]。所以, 必须开展关于稠油油藏的蒸汽驱效果改善的技术, 研究其相关的机理, 提高稠油油藏的开采率。
3 控制汽窜问题, 改善蒸汽驱效果的相关技术
产生汽窜问题的实质性因素主要在于油藏的平面与纵向上的动用不均匀。所以, 当油藏物性等不发生变化的条件下, 控制或是治理汽窜问题的相关措施必须从改善油井的油层动用的均质程度方面入手。因此, 本文提出了与之相关的一些控制汽窜的技术与办法, 具体如下。
3.1 优化射孔的相关设计, 进一步控制其渗透率之间的级差问题
在选择射孔层位的时候, 要尽可能地避免在高渗层或是其它层位同时进行射开。同时, 在选择射孔层位的时候, 也要尽可能地减小各层之间的渗透级差。
3.2 采取恒量配汽, 做到均匀注采
恒量配汽的工艺技术重点就是利用恒量配汽阀, 然后对注入油层的具体蒸汽量进行调配, 也就是根据注汽的具体要求与油层的实际情况, 不断优化注汽管柱的组合, 并根据地层的吸汽能力对注汽量与注汽的速度等进行调整, 进而实现恒量配汽, 做到均匀注采[5]。定量的注汽管柱主要是由下分注封隔器、定量注汽阀、、热补偿器和上分注封隔器共同构成的。其主要的原理就是, 管柱原始的状态一般都是关闭下部的注汽单元通道, 开启上部的单元通道, 使蒸汽可以借助上部的注汽通道进入到地层, 等到达到上部的预定注汽量之后, 再投入钢球, 然后在主线上对注汽通道进行封闭, 这样注汽的压力作用就会推动定量的注汽阀实现下行, 进而使下部的注汽单元开启, 上部的注汽单元关闭, 进而实现下部的单元注汽作业。
3.3 选注或分注的方法
对那些互窜井的油层做对比分析就可以找出发生汽窜的层位, 也就是两井之间汽窜的通道。在注汽的时候, 井筒内的下封隔器就会封堵汽窜的层位, 然后选注那些非汽窜的层位, 也可以对非汽窜层与汽窜层实行分层注汽作业, 然后再根据被窜井的具体生产情况、油层的纵向动用情况和本井油层的压力指数等, 对各层注气量进行合理的分配, 进而防止汽窜问题。
3.4 高渗层的机械封窜方法
可以向井中投合适大小的空心金属球, 然后对互窜的井油层做对比分析, 从而找出汽窜发生的层位。在注汽的时候, 井筒内的下封隔器可以对汽窜的层位进行有效的封堵, 从而控制汽窜。这种方法十分经济易行, 而且操作起来十分方便。
3.5 高渗层的化学调堵方法
化学封窜法主要是向井中注入一些适合的化学剂, 例如泡沫剂、凝胶、改性水泥等, 进而对油井当中的汽窜层实现有选择性的封堵。
利用高温的化学剂对油井的裂缝有选择性的进行封堵作业, 进而平衡各个油层之间的物性差异, 最终实现治理汽窜问题的目的。该化学调堵的方法一般包括高温化学剂调剖与注氮气泡沫调剖和注蒸汽转向剂的方法。此类方法逐渐成为封堵储层的大孔道与控制汽窜问题的关键手段。
综上可知, 汽窜问题对于稠油油藏的开采具有很大的影响作用。为了提高稠油油藏的开采率, 必须改善蒸汽驱的相关技术, 只有这样才能不断提高蒸汽驱的效率。
参考文献
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低渗油藏二氧化碳驱的应用 篇7
本文以中原油田新16块为研究目标, 开展二氧化碳区块优选探索与研究, 并对现场注入效果进行跟踪评价。
1 二氧化碳驱目标区块及参数优选
1.1 最小混相压力试验:为了确定二氧化碳驱在中原油田的切实可行, 首先对优选的的5 个区块的5 口井进行了细管驱替试验, 并利用试验结果, 绘制出细管驱替试验采收率和压力的关系图:发现除1个区块因原油密度发生变化不能混相以外, 其余都能在正常压力情况下达到到混相, 二氧化碳驱基本都能满足对油藏的开发要求。新16块属一般的轻质不饱和油藏, 原油密度0.812 g/cm3, 混相压力为26.17MPa, 原油性质与原始状态相比变化不大, 可以实现注二氧化碳混相驱开采。
1.2 区块储量评价:原则是优选“储量规模大、初期产量高、主力层连通性好”目标区块。本次目标区块地质储量296.3×104t, 初期产量157.4t, 连通率70%以上, 采出程度2.62%。
1.3 注采井网优化:根据目的层不同温度、压力下的二氧化碳密度模板, 通过地下原油密度与二氧化碳密度比较结果, 优化区块注采井网:原油密度小于二氧化碳密度的区块采用低部位注气;原油密度与二氧化碳密度相差不大的区块采用腰部注气;原油密度大于二氧化碳密度的区块采用顶部注气。
1.4 注入参数优化:在室内试验、数值模拟的基础上对该区块注入方式、注气速度、注气量等注入参数进行优化。
通过上述研究, 我们优先选取新16块开展注二氧化碳提高采收率, 并优化确定了合理的注入方式、开井时间和注入参数。区块采取直接注, 闷井一年待地层压力恢复到混相压力后开采。
2 二氧化碳驱现场应用效果
通过二氧化碳驱, 该块产能得到恢复, 单井日增油5.4t, 地层能量得到恢复, 采收率提高16.97%, 增加了可采储量。
3 结语
现场试验表明, 二氧化碳驱能够有效的提高该区块的采出程度, 并取得较好的增油效果, 证实二氧化碳驱应用于该类油藏是可行的, 并且合适二氧化碳驱目标区块优选方式是正确的。
参考文献
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