油藏渗流（精选4篇）
油藏渗流 篇1
随着储层渗透率的越来越低,渗流的非线性程度越来越强,流体在其中的渗流规律亟待通过实验的方法来研究。目前关于特低渗透油藏中流体渗流规律的基础实验研究多为一维岩心驱替实验,流体在其中的渗流曲线出现非线性现象[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。在二维平板模型中的渗流规律有待通过实验的方法进行研究。由于特低渗透储层孔喉细小,用填砂模型无法达到其渗透率尺度,阻碍了通过实验的方法进行二维渗流规律的研究。采用特低渗透露头砂岩平板模型,其孔隙结构与真实油藏一致,在其中进行流体驱替实验能够最大程度反映实际油藏中流体渗流的状况。
1 实验方法
1.1 实验用平板模型
图1为实验用正方形平板模型。该模型是根据相似原理建立的。模型的两个对角上分别有一口注入井和一口采出井,井径为rw 模型边长为a,厚度为h。模型是采用特低渗透露头砂岩平板,用环氧树脂进行整体浇铸封装而成。表1为模型的基本参数。
1.2 实验设备
实验设备由驱动系统和采出测量系统组成。驱动系统采用氮气作为压力源,通过压力稳定装置精确控制驱替压力。采出测量系统通过微流量计精确测量流速,通过电子天平精确测量采出井产量。实验流程图如图2。
1.3 实验步骤
1.3.1 平板模型的制作
平板模型模拟五点法井网的1/4单元,沿对角线在模型两角钻取深孔模拟注采井。烘干平板模型,将连接接头安装于钻孔内并用胶固定, 用环氧树脂进行整体浇铸。
1.3.2 模型饱和水
待封胶固结后,将模型抽真空。抽真空过程中在模型上连接压力表,保证抽真空过程充分进行。首先利用外界大气压进行地层水初步饱和,然后用泵向模型中注入地层水,憋压24 h,最后将模型放置48 h,以使模型充分均匀地饱和地层水。
1.3.3 单相流体驱替实验
调节压力稳定装置到实验设计驱替压力。打开实验流程中各个阀门,使实验流程保持通路状态。打开氮气气源进行驱替。从采出端的微流量计来观察驱替是否稳定。当驱替达到稳定后,记录流速大小。在不同的驱替压差下进行相同的驱替实验。将实验结果收集并统计。
2 产能公式的推导
在流体力学,定义“势”为这样一个量,它的梯度形成一个力场,其表达式如下:
其中,K为地层渗透率,μ为流体黏度,p为压力。
当地层中同时存在若干口井时,可根据势的叠加原则来确定地层中任一点的势值。若有n口井,各口井的产量分别为q1,q2,q3,…,qn,单位厚度下产量分别为qh1,qh2,qh3,…,qhn,则地层中任一点M的势值为:
其中,r1,r2,r3,…,rn,分别为各口井与M点的距离。
实验模型在两角点处分别有一口注入井和采出井,根据镜像法处理封闭边界的原则[11],在对应位置作出“镜像井”(如图3),从而把含有封闭边界的实际问题转化为无限大地层中有8口井的情况。
对于采出井井底有:
式(1)中,ϕ1为采出井井底势,等号右边各项分别为真实井6、镜像井1、镜像井2、镜像井5、真实井3、镜像井4、镜像井7、镜像井8在采出井6井底处产生势的分量。
对于注入井井底有:
式(2)中,ϕ2为注入井井底势,等号右边各项分别为井真实井3、镜像井1、镜像井2、镜像井5、真实井6、镜像井4、镜像井7、镜像井8在注入井3井底处产生势的分量。
式(1)减式(2),得
式(3)中,Δp为注入井与采出井之间的压力差。
式(3)即为实验平板模型稳态流动产能公式的理论表达式。式(3)经过变形,得
本实验即根据式(4)来反算渗透率。
3 实验结果与分析
实验中用的三块不同渗透率的平板模型,其空气渗透率分别为1.2 mD ,1.9 mD和4.9 mD。
模型定注采压差注入单相流体,待采出井流量稳定后,分别记录其注采压差和对应产量。将实验结果,代入公式(4)计算岩心的水测渗透率,在直角坐标系中分别作出三块平板模型水测渗透率与注采压差之间的关系。如图4:
从图4中可以看出:
特低渗透平板模型的水测渗透率随注采压差的变化而发生变化。由于模型的液相渗透率随注采压差的变化而变化,因此将其称为视渗透率。平板模型的视渗透率随着注采压差的增大而增大。当注采压差达到一定值时,视渗透率达到一个较大值,之后其随着注采压差的增大而变化的趋势不明显,稳定在该值附近;
平板模型渗透率的越低,非线性渗流现象越明显。表现为视渗透率发生变化的区间范围较大。如图4所示,对于模型A1,由于其空气渗透率为1.2×10-3 μm2 ,在三块模型中最小,其视渗透率发生变化的注采压差区间为0.001—0.005 MPa ,在三块模型中也是最大。对于模型A3,由于其空气渗透率4.9×10-3 μm2 ,在三块模型中最大,其视渗透率发生变化的压差区间最小;
机理分析:在经典的达西渗流中,产量和压差的关系在直角坐标系中为直线关系,即渗透率为一定值。通过特低渗透平板模型实验发现,平板模型的视渗透率是随着注采压差而发生变化的。这是由于在特低渗透介质中,孔喉极其细小,比表面大,孔喉壁上由于流体边界层的存在,较小的驱动力不能使其参与流动,相当于损失了一部分渗透率。当驱动力使边界层流体也发生流动时,这部分损失的渗透率得到恢复,故视渗透率随注采压差的变化而发生变化,而非一定值。
4 结论
(1) 从理论上推导了实验注采系统的产能公式,可作为平板模型物理模拟实验的理论基础。
(2) 在不同的驱替压差下进行了单相流体驱替实验,发现特低渗透平板模型的水测渗透率随注采压差的变化而发生变化。
(3) 平板模型的单相驱替实验中也存在非线性渗流现象,并且渗透率越低,非线性渗流现象越明显。
参考文献
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油藏渗流 篇2
关键词：致密油藏,渗流机理,水平井,体积压裂,CO2混相驱
从20世纪50年代开始, 美国致密油藏开发兴起, 经过60年的探索, 人类对致密油藏的认识已经越来越深入, 致密油藏对人类的贡献也越来越大。由于致密油藏地质条件复杂, 需要先进技术才能获取经济效益, 而水平井多级水力压裂、体积压裂及CO2驱等先进技术的应用, 成功实现了致密储层中的油气开采。特别在当前北美高油价、低气价的环境下, 富油页岩储层和轻质致密油层领域已成为工业投入的重点, 导致致密油藏发展增势迅猛, 目前致密油藏的产量已扭转了美国和加拿大轻质油产量递减趋势。根据世界能源大会和美国地质调查局的资料整理, 估计全球致密油资源量6 900亿t, 是传统石油资源量的2.5倍以上[1—25]。
当前, 中国致密油开发尚处于起步阶段, 据评价结果显示, 我国有利勘探面积为18×104km2, 地质资源量为 (74~80) ×108t, 可采资源量为 (13~14) ×108t, 勘探的主要方向包括鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩、四川盆地侏罗系、渤海湾盆地沙河街湖相碳酸盐岩、酒泉盆地白垩系泥灰岩、准噶尔盆地二叠系云质岩等[26—30]。由于我国在开发致密油藏方面技术尚未成熟, 因此, 需要借鉴国外致密油藏的开采经验。
针对致密油藏的特点、孔隙结构特征、开发机理及开采方式几个方面进行调研, 并结合加拿大致密D油藏开发实例对致密油藏渗流规律进行总结, 对我国致密油藏的开发具有一定的指导意义。
1 致密油藏与常规油藏的区别
致密油藏是指与生油岩层系共生的、吸附或游离于各类致密储集层中的石油, 油气未经过长距离运移, 储集层岩性主要包括致密砂岩和致密灰岩等, 覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2, 孔隙度小于10%, API重度一般大于40, 单井无自然工业产能, 需要利用水平钻井和多段水力压裂等技术从低渗透性储层中开采出的石油[31—38]。
通俗称致密油藏是指常规技术不能经济开采地层中难以自然流动的石油;常规油藏是指常规技术能够经济开采圈闭中易于自然流动的石油。常规油藏-致密油藏“有序聚集、空间共生”, 致密油藏资源普遍分布, 圈闭中聚集的常规油是其中富集的“甜点”, 分布局限。致密油与常规油本质区别为原油是否明显受圈闭控制、单井是否有自然工业产量[39]。现总结致密油藏与常规油藏具有以下几点区别, 如表1所示。
2 致密油藏微观孔隙结构
2.1 致密油藏微观孔隙结构特征
致密油储层的微观孔隙结构具有明显不同于常规储层及一般低渗透储层的特殊性, 这些特殊性影响储层的储集性能及流体在其中的分布和运移状态。致密油藏赋存于页岩、泥质粉砂岩等致密的储集空间中, 这些储集空间中存在各类微孔隙, 构成致密油储层的主要储集空间类型。这些微孔隙的微观形态、连通性等都影响油气在其中的分布和赋存状态[57—59]。
图1为加拿大致密D油藏的纳米孔电镜扫描照片, 可以看出致密油储层中孔隙类型多样, 不仅具有常规的粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀微孔、粒间缝, 也有粘土矿物及有机质中的纳米孔隙, 共同构成纳米级孔喉网络, 孔径主体介于25~700 nm。不同孔隙类型及特征对于储层的储、渗性能影响很大。孔喉细小、毛细管力强、油气水分布规律与常规储层有较大差异。纳米级孔喉结构一方面决定了储层极低的渗透率 (基质渗透率<0.1 m D) , 开发过程中需人造裂缝以提高产能;另一方面限制了浮力在石油运聚中的作用, 油水界限不明确。
2.2 致密油藏微观孔隙结构研究方法
国外在致密油储层微观孔隙结构研究方面应用了纳米CT、场发射扫描电镜、原位矿物分析、核磁共振等新的测试手段, 在纳米级孔隙描述、微观尺度测试、数字岩心分析、矿物成分及作用定量描述等方面取得较大进展。高精度的CT扫描技术可以实现纳米级别的微观孔隙观察和测试。数字岩心技术是基于现代微观测试技术及计算机模拟技术的进步, 通过不同的微观测试手段, 获取真实致密油储层的孔隙结构和颗粒构型[66]。核磁共振测井技术在定量评价储集层孔隙结构方面发展迅速, 核磁共振的T2分布用来预测总孔隙度、束缚流体孔隙度、自由流体孔隙度、渗透率和孔隙大小分布, 为解决复杂油气藏的勘探开发问题提供了新的思路和方法。通过核磁共振方法研究了加拿大致密D油藏的T2谱分布, 如图2所示, 由于致密油藏孔喉尺寸小, 因此造成束缚水体积很大。
3 致密油藏开发机理
储层物性和流体性质的差异使致密油藏渗流机理和渗流规律有别于渗透率高的常规油藏, 呈现低速非线性渗流特征。致密油藏渗流环境复杂、孔喉狭小, 使得储层渗透率很低, 油水赖以流动的通道很细微, 渗流阻力很大, 液-固界面的相互作用力显著。同时, 低渗透多孔介质的物性参数受上覆有效应力的影响较大, 导致渗流规律产生某种程度的变化而偏离达西定律, 呈现低速非线性渗流现象[61]。
启动压力梯度现象和应力敏感特征是致密油藏渗流区别于常规油藏渗流的主要差异。启动压力梯度受原油黏度、有效围压和岩石润湿性的影响。在相似孔隙结构的储层中, 渗透率一定的情况下, 原油黏度越高, 岩心测得的启动压力梯度就越大。岩石受到的上覆压力增大, 会使岩石颗粒间胶结物受挤压缩, 孔隙体积和喉道半径减小, 岩石颗粒受压发生弹性形变。岩石孔隙的减小将增加渗流流体中边界流体的比重, 边界层流体黏度增大, 从而使启动压力梯度增大。图3为实验测定的不同压力梯度下的水测渗透率, 可以看出, 致密油藏在较低的压力梯度下, 水测渗透率也较低, 体现了地层中流动的非线性特征。
致密油藏渗流环境复杂, 孔喉狭小, 储层渗透率很低, 渗流规律不符合达西定律, 呈现低速非线性渗流现象。油藏内流体流动时, 除了要克服黏滞阻力外, 还必须克服边界层内固-液界面的相互作用。虽然致密油藏具有纳米级孔喉和超低渗透率的特点, 但是其孔隙之间具有一定的网络连通性, 如图4所示。所以当驱替压力梯度大于启动压力梯度时, 流体可以发生流动。
4 致密油藏开采方式
致密油藏储集层物性差, 孔隙度、渗透率值很低, 需要采用特殊的工艺技术进行开采。通过总结国内外学者的研究成果和致密油藏的开发实践, 以及对某致密性D油田的开发深入研究, 总结了以下致密油藏开采方式。
4.1 水平井多段压裂技术
水平井压裂技术是致密油藏开发的必要技术手段, 水平井压裂技术是通过对水平井分段射孔、分段压裂在平行于裂缝主应力方位上实现多条独立的人工裂缝, 扩大裂缝泄流体积, 提高单井产量[62]。
运用水平井分段压裂, 可实现在较短时间内一次性完成对多个储层压裂, 并最大限度地减少对储层的伤害, 有效保护和改造储层, 达到多层合采提高单井产量、最大限度提高气层地质储量可动用程度的目的。图5为水平井概念水力压裂模型。水平井压裂后的裂缝形态主要取决于水平井筒轴线方向与地层最大主应力方向的位置关系。由于水平井筒与最大主应力方向位置关系的不同, 带来的水平井压裂裂缝形态也不同, 主要分为三种:二者平行时, 此情况下水平井改造多形成纵切井筒的纵向裂缝;二者垂直时, 此情况下水平井改造多形成与井筒正交的横向裂缝;二者有一定的夹角, 此情况下水平井改造多形成与井筒斜交的扭曲裂缝。影响致密油藏压裂水平井产能的因素有很多, 梁涛等[63—67]用不同方法对Bakken致密油藏压裂水平井产能参数的影响程度进行分析之后认为, 压裂级数、缝长、水平井段长度、渗透率是影响致密油藏压裂水平井产能的主要参数。
加拿大致密D油田采用水平井压裂方式生产, 水平井长度为1 600 m, 井距为300 m, 采用分段压裂方法压出17~19条裂缝。图6为六口致密油井的产能曲线图, 在开发初期产量较高, 部分油井产量急速上升, 但是很快油井产量迅速下降, 然后趋于平稳, 这是致密油藏开发的典型特征。早期产量比较高主要是因为压裂出裂缝内的原油, 当裂缝内原油采出以后, 主要靠基质向裂缝供油, 产量下降并逐渐平稳, 目前日产油量在2.0~5.0 m3/d。
水平井压裂技术是致密油藏开发的必要技术手段, 在应用压裂改造工艺时, 要加强选井选层工作、提高压裂改造工艺的针对性, 在方案实施前要对各种影响因素进行参数优化。
4.2 体积压裂技术
体积压裂是指在对致密油藏水力压裂的过程中, 通过在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝, 利用“大排量、低砂比、大液量滑溜水低黏液体体系”的技术做法, 开启天然裂缝, 使裂缝壁面产生剪切滑移、错断, 形成人工裂缝与储层天然裂缝相结合并贯穿整个油藏的缝网系统, 将储层改造的方向由提高人工裂缝泄流面积转变为扩大裂缝网络与油藏的接触体积, 最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络, 如图7所示, 增加井筒与储集层接触体积, 改善储集层的渗流特征及整体渗流能力, 从而提高压裂增产效果[1]。
在压裂工艺实施上, 水平井常规压裂采用的是单段射孔, 单段压裂模式, 避免缝间干扰。而体积压裂采用“多段多簇”射孔, 多段一起压裂模式, 产生复杂缝网, 如图7所示。水平井常规压裂每个压裂段一般只形成一条主裂缝, 而“水平井簇式体积压裂技术”形成的是剪切缝, 可以在一个压裂段内形成多处网状裂缝, 有效增加泄油面积, 提高水平井改造强度和效果。
应用体积压裂技术的储层需具备以下条件:低渗透储层———国外主要应用于渗透率介于0.05~0.1 m D的油藏中, 或存在天然裂缝的渗透率大于0.1 m D的油藏;地层岩石强度高———国外体积压裂主要应用于弹性模量大于3.0×104MPa的油藏;具有天然裂缝的地层———体积压裂可以沟通天然裂缝网络, 沟通天然裂缝网络和井筒之间的流动;储层两向应力差较小的油层———有利于裂缝转向、弯曲等, 有利于形成缝网。
体积压裂技术理念突破了传统的增产机理, 可以使人工裂缝与储层天然裂缝相结合, 并贯穿整个油藏的缝网系统, 将储层改造的方向由提高人工裂缝泄流面积转变为扩大裂缝网络与油藏的接触体积, 从而达到提高单井产量的目的。体积压裂改造方式还能够改善油藏的渗流环境, 增加储层动用程度, 大幅度提高单井产能;储层改造体积越大, 压后产量越高;相同改造体积下, 开发效果与跟井筒连通的有效裂缝体积密切相关;裂缝间距及主、次裂缝导流能力对储层改造体积的影响较大。利用体积压裂技术能够在地层中形成复杂裂缝网络, 改善油藏流体的渗流环境, 提高储层动用程度, 是致密储层一种非常有效的增产手段[69—75]。
此外, 在体积压裂的基础上发展了混合水压裂。混合水压裂主要针对天然裂缝发育、岩石脆性指数高的致密储层, 通过采用“大液量、大砂量、高排量、低砂比”及滑溜水与冻胶交替注入, 提高裂缝导流能力, 开启天然裂缝并进行有效支撑, 形成网状缝, 扩大泄流体积[76]。
4.3 CO2混相驱和水气交替注入补充地层能量
致密油藏的有效渗透率很低, 油井很难维持较高的产量, 因而在油藏开发到一定阶段后, 不可避免地需要采用适合的EOR技术。Song等[77,78]采用实验和数值模拟方法研究了致密油藏不同驱替方式下的开发效果, 通过对比水驱、CO2非混相吞吐, CO2近混相吞吐和CO2混相吞吐四种开发方式, 得出水驱效果比CO2非混相吞吐效果好, 而CO2近混相吞吐和CO2混相吞吐比水驱效果好的结论。
Ghaderi等[79,80]利用数值模拟方法研究了油藏和水平井参数对CO2-WAG驱替的影响, 在连续注入CO2情景下, 由于注入气体的流度很高, 采油井出现气体突破的时间相当早。而水气交替注入能够很好地使油藏压力保持在接近最低混相压力的水平, 从而可以实现高效的混相驱, 较大幅度地提高采收率。另外, 随着水气比的增大, 可以更加容易地把油藏压力保持在高于最低混相压力的水平, 从而可以提高采收率。然而, 在这种情况下, 注入的CO2与石油接触的难度也加大了, 这势必会影响混相驱的效果。所以确定最佳的水气比非常重要, 在注水开发结束后的致密油藏中, 以2.0的水气比进行水气交替注入, 新增采收率可以高达21.7%。
5 致密油开发过程中需注意的问题及发展方向
为规模有效开发致密油藏, 应注意保持地下、地面各项技术的一体化, 实现核心技术与配套技术集成一体化, 进一步探索多学科集成化油藏管理模式, 创新管理理念, 突出油藏-采油-地面工程整体优化设计, 突出技术与经济综合评价与优化, 寻求降本增效的途径。
5.1 致密油开发过程中需注意的问题
(1) 地质认识是有效开发致密油藏的基础。我国致密油藏成因各异, 沉积特征多样, 岩性和物性复杂, 裂缝特征各有不同。将各项开发技术应用到致密油藏, 决不能一味照搬国外致密油藏的开发技术, 关键是对储集层进行合理评价, 找到“甜点区”, 而后采用相应的工艺技术。
(2) 应用水平井多段压裂技术时, 水平段轨迹的设计应与最大主应力方位尽可能垂直, 以提高水平井的开发效果;裂缝间距的确定应考虑到储量动用程度, 以及保证水平井具有较高的产能;如果裂缝间距过大会造成裂缝间储量损失, 如果间距过小则裂缝间相互干扰。
(3) 致密油藏应用CO2驱油和水气交替注入技术会对储层孔径分布产生影响, 这些改变主要来自于喉道处的溶蚀作用和颗粒运移对孔道的堵塞。微观上, 该现象增加储层的非均质性, 会使气窜风险增大。因此, 在CO2驱方案设计中, 应尽量选择非均质性较弱的储层作为注气的对象, 并在方案实施前需要通过模拟确定最佳的水气比。
(4) 在致密油藏应用各种新兴的开发技术时, 需要深入研究对其产生影响的各种因素, 进行方案优化设计, 提高工艺实施效果。在现场应用过程中, 应注意保持地下、地面各项技术的一体化, 从而达到高效开发致密油藏的目的。
5.2 致密油开发的发展方向
在致密油藏成为开发热点的今天, 各项开发和工艺技术应运而生, 笔者认为致密油藏未来发展主要有以下几方面:
(1) 石油工业将进入纳米科技时代, 纳米、信息等新技术将成为开发致密油藏的核心和常规技术之一, 油气智能化时代也随之到来。可能会形成纳米油气透视观测镜、纳米油气驱替剂、纳米油气开采机器人等关键技术。
(2) 在致密油藏开发过程中, 必须大力发展致密油藏开发核心技术, 包括水平井、多级分段压裂等。体积压裂技术必将成为突破开发瓶颈的关键技术;而混合水压裂技术虽然已经取得了初步认识, 但是仍然处于攻关试验阶段, 需要深入研究影响混合水压裂改造效果的关键地质因素, 加大岩石力学参数测试力度, 为优化设计提供依据, 确保工艺措施的针对性。
(3) 致密油藏实施CO2驱后, 气窜现象普遍存在, 一旦发生气窜, 生产井气油比迅速增大, 油井产能急剧减小, 进而影响油井的正常生产, 所以封窜技术急待攻关。
油藏渗流 篇3
关键词：裂缝性致密油藏,非线性渗流,变形介质,二次梯度项,数值解
裂缝性致密油藏存在许多不同于常规油层的特点:渗透率低, 孔喉细小, 储层存在一定的应力敏感性;地层中原油的流动不遵循达西定律, 其渗流必须克服一定的启动压力梯度才能流动[1—3];天然能量不足, 地层压力下降快, 产量递减大。在裂缝性致密油藏的开发中, 随着地层孔隙压力的下降, 介质有效应力增加, 储集层骨架变形, 油层的渗透率和孔隙度降低。由于低渗透油藏的原始渗透率和孔隙度很低, 其相对变化幅度对油藏开发产生的影响仍然较大, 所以需要考虑介质变形的影响。因此, 科学合理地开发好致密油藏必须弄清其渗流规律。
早在1924年前苏联学者布兹列夫斯基就指出在某些情况下, 多孔介质中只有超过某个起始压力梯度时才能发生液体的渗流, 后来很多学者研究证明了低渗透油藏中存在启动压力梯度并开展了相关研究工作[4,5], 研究认为低渗透油藏孔径很小, 原油边界层的影响显著, 宏观表现出来的启动压力梯度就很明显。很多学者研究了低渗透油藏的启动压力梯度及开发中的压力敏感性问题, 高树生等通过实验研究了有效应力对低渗低孔介质渗透率和孔隙度参数的影响[6];尹洪军通过实验得出孔隙度随压力大致呈线性变化, 而渗透率随压力呈现出分段的指数变化[7];王满平研究了低渗透变形介质油藏合理生产压差问题, 考虑了岩石的强应力敏感性和启动压力梯度[8], 研究表明合理生产压差与渗透率变异系数之间满足相关性非常好的乘幂函数关系;同登科等建立了双重介质流动模型, 保留了非线性偏微分方程中的二次梯度项, 并采用Douglas-Jones预估-校正法获得了数值解[9]。而目前的致密油藏渗流理论与技术还不完善, 在数值计算时忽略了二次压力梯度的影响, 因此用现有的数值模拟模型进行计算将无法反映非线性的特征, 使计算结果有较大的偏差, 不能有效地指导实际生产, 为此开展了非线性渗流数值模拟理论与应用研究[10]。
本文从致密油藏渗流过程的物理意义和基本特征入手, 综合考虑二次梯度项和介质变形的影响, 推导出裂缝性致密油藏渗流模型, 并采用有限差分求解数学模型, 最后分析模型的压力曲线特征。
1裂缝性致密油藏渗流模型
1.1物理模型
假设油井所在油藏满足如下条件:
(1) 流体是微可压缩的。
(2) 忽略重力和毛管力的影响。
(3) 油井以定产量q生产, 油藏等厚。
(4) 储层存在基质岩块和裂缝, 基质作为源, 流体经过裂缝到达井筒。
(5) 流体为单相层流流动 (遵循考虑启动压力梯度的非达西渗流规律) 。
(6) 油藏无限延伸, 而顶、底界面封闭。
(7) 每种介质 (裂缝或基岩) 微可压缩, 且压缩系数为常数, 但其压缩可引起地层渗透率的变化。
对于裂缝性致密油藏, 其数学描述通常用两种单相体系—裂缝和基岩的叠加来表示, 即空间中的每点都有两种压力:即裂缝中的平均流体压力pf和该点附近基岩中的平均流体压力pm。
1.2数学模型
渗流方程:
裂缝系统[11]:
式 (1) 中, pf为裂缝压力, MPa;r为地层中任意一点到井的距离, m;γ为渗透率模数;G为启动压力梯度, MPa/m;μ为流体黏度, m Pa·s;Kf为裂缝系统的渗透率, μm2;φf为裂缝系统的孔隙度;Ct1为裂缝系统压缩系数, l/MPa;φm为基岩系统的孔隙度;Ct2为基岩系统压缩系数, l/MPa;t为时间, h。
基岩系统:
式 (2) 中, μ为形状因子。
初始条件:
式 (3) 中, p0为初始地层压力, MPa。
内边界条件:
式 (4) 中, h为油层厚度, m;rw为井筒半径, m;q为油井产量, m3/d。
即:
封闭外边界:
定义渗流模型的无因次变量如下。
无因次裂缝压力:
无因次基岩压力:
无因次距离:
无因次窜流系数:
无因次时间:
无因次渗透率模数:
无因次启动压力梯度:
无因次化数学模型得到无因次流动方程:
式 (7) 中, ω为弹性储能比。
无因次初始条件:
无因次内边界条件:
无因次封闭外边界:
所得模型含有二次梯度项, 可采用拉普拉斯变换, 令, 得变换后的流动方程为:
初始条件:
内边界条件:
外边界条件:
该模型是非线性问题, 难以得到解析解, 因此利用隐式差分格式求其数值解。
2典型试井曲线
A致密油藏的无因次井筒储集系数为1.0, 表皮系数为2.0。
由数值方法计算出的数值解绘制出来裂缝性致密油藏压力及压力导数双对数试井曲线, 如图2所示。
压力动态试井曲线由五个阶段组成:
(1) 井筒储集阶段。先开始为双对数压力及其导数曲线合二为一, 呈现45°的直线, 表明纯井筒储集效应的影响, 裂缝系统流动阶段的特性常常被井筒储集所掩盖。
(2) 过渡阶段。井筒储集效应的影响结束后, 压力导数出现峰值后向下倾斜, 它反应了井筒附近油层的情况, 即表皮效应的影响。
(3) 裂缝系统的径向流动阶段。裂缝系统的流动假如达到了径向流动阶段, 则在这个阶段压力导数沿着水平直线变化, 压力不断上升。
(4) 介质间拟稳定流阶段。由基岩系统到裂缝系统的流动, 亦称为介质间的流动, 反映过渡区流体的窜流特征。压力变化由原来的上升变为平稳, 然后又变为上升。因此, 在这个阶段压力导数曲线下降, 然后又上升, 形成一个“凹子”。
(5) 流动的晚期阶段。不同地层边界的压降曲线表现出不同的趋势。在有界封闭外边界的情况下, 晚期阶段曲线发生上翘。
3影响因素讨论
3.1介质变形对压力动态曲线的影响
图3表示其他参数不变时, 不同无因次渗透率模数γD的压力动态曲线图。在初始阶段, 压力缓慢上升, 渗透率模数的取值对流动影响较小。随着时间的增加, 介质间的窜流阶段和后期阶段, 压力曲线相互发散, γD对压力的影响越来越大, 并且γD越大, 无因次压力越大, 即随着变形介质弹性的增加, 地层的压力下降得也越快。中后期的双对数曲线明显上翘, 呈现出有界地层边界反映的特征。因此, γD的取值影响着整个流动过程, 它对压力曲线早期影响不大, 而对中、后期的压力曲线影响较大并且“凹子”的出现不依赖于γD。
3.2启动压力梯度对压力动态曲线的影响
图4表示其他参数不变时, 不同无因次启动压力梯度GD的压力动态曲线图。从图中可以看出, 初期无量纲启动压力梯度GD的影响较小, 随着时间增大, 压力曲线相互分散, GD对压力及压力导数的影响变大。GD越大, 无因次压力越大, “凹子”上翘越明显, “凹子”的出现不取决于GD。因此, 启动压力梯度使得径向流压力动态曲线上翘, 并且启动压力梯度的值越大, 上翘越明显。这是裂缝性致密油藏的一个特征。
3.3窜流系数对压力动态曲线的影响
图5表示其他参数不变时, 不同窜流系数λ的压力动态曲线图。从图中可以看出, λ越小, “凹子”出现的时间越晚, 则“凹子”越靠右方。因此, λ决定“凹子”出现的时间和位置, 初始阶段压力不依赖于λ。
3.4弹性储能比对压力动态曲线的影响
图6表示其他参数不变时, 不同弹性储能比ω的压力动态曲线图。从图中可以看出, ω越小窜流段越长, “凹子”就越宽且越深。因此, ω决定压力导数曲线窜流阶段下凹的宽度和深度。在晚期阶段, 压力不依赖于ω值。
3.5二次梯度项的影响分析
图7分别绘制了考虑二次梯度项和忽略二次梯度项的压力动态曲线。从图中可以看出, 随着时间增大, 压力和导数曲线逐渐发散, 二次梯度项对窜流阶段的影响最大, 最后趋于稳定。由于二次梯度项系数影响着径向流动过程, 因而针对致密性油藏忽略非线性偏微分方程中的二次梯度项是不合理的, 忽略二次梯度项将产生误差。
4结论
(1) 对裂缝性致密油藏渗流模型进行了压力动态分析, 结果表明启动压力梯度和介质变形对压力特征曲线的影响主要表现在中、后期。其启动压力梯度和渗透率模数的值越大, 后期的无量纲压力越大, 且地层的压力下降越快, 二者同时存在时的影响会更加明显。
(2) 分析了窜流系数及弹性储能比对压力动态特征的影响。窜流系数决定“凹子”出现的时间和位置, 其值越小, “凹子”出现的时间越晚, 则“凹子”越靠右方。弹性储能比决定压力导数曲线窜流阶段下凹的宽度和深度。其值越小, 窜流段越长, “凹子”就越宽且越深。
(3) 二次梯度项系数影响着径向流动过程。因而在实际的生产过程中为避免因此带来的误差, 应该考虑二次梯度项的影响。
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油藏渗流 篇4
我国有很多低渗透油藏,这些油藏以薄层砂岩为主,油藏内不同程度地发育着天然裂缝,造成油藏渗透率的各向异性。由于水平井可以增大井与油藏的接触面积,改善油藏内流动特性,提高原油采收率,有着常规直井无法比拟的优越性,因此水平井开采技术已成为改善低渗透油田开发效果的重要技术之一[1]。各向异性油藏水平井整体井网渗流规律是现代油藏工程领域普遍关注的问题。渗流场能够直观地反映出地层内的压力分布特点及油藏内流体在注入井与生产井之间的运动轨迹[2],有助于确定注入流体的波及面积和形状,进而合理分析油气田开发动态,实现井网和注入方案的优化[3]。因此,对各向异性油藏水平井井网渗流场的分析具有十分重要的意义。
近年来,人们十分重视水平井渗流理论的研究,在水平井渗流场分析方面取得了许多研究成果[4],但有关水平井与直井联合开采的渗流问题研究得较多[5],而对于比较复杂的各向异性油藏水平井与水平井联合开采的渗流问题研究得较少。现从水平井渗流理论出发,考虑储层各向异性,利用压降叠加原理获得水平井井网压力公式,给出流线生成方法,绘制水平井线性井网渗流场图,分析储层各向异性和生产时间等因素对水平井线性井网渗流场的影响。
1 理论基础
这里研究的水平井井网井位图如图1所示。假设油藏中流体为微可压缩,其重力作用不计。油藏上顶及下底为不渗透,水平方向为无限大。储层为各向异性介质,取坐标轴的方向与渗透率主方向一致,x和y方向(水平方向)的渗透率分别为Kx和Ky,z方向(垂直方向)的渗透率为Kz。水平井长度为2L,井距为a,排距为d。
无限大各向异性油藏一口水平井不稳定渗流的基本微分方程为
整理式(1)得到一个等效的各向同性油藏不稳定渗流的基本微分方程为
式中:;Kx,Ky,Kz分别为x,y,z方向的渗透率,μm2;h为地层有效厚度,m;p为地层压力,MPa;pi为原始地层压力,MPa;t为时间,h;μ为流体黏度,m Pa·s;Ct为综合压缩系数,1/MPa;为孔隙度,无量纲。
方程(2)~方程(4)构成了无限大地层上下为封闭边界的水平井三维不稳定渗流的数学模型。根据源汇函数及Newman乘积法则求解数学模型,得到上下封闭地层中任意一点的压力表达式为[6]:
定义无因次量分别为:
式中:珔分别为水平井的中心坐标,m;xwi,ywi,zwi分别为第i口水平井的中心坐标,m;B为流体体积系数,无量纲;q为水平井单井产量,m3/d。
将各无因次变量代入式(5)并利用压降叠加原理可获得各向异性油藏水平井井网地层压力公式
式(6)中:;m为井网中水平井的个数。
根据式(6)即可计算出各向异性油藏水平井井网地层任一点压力,进而可绘制各向异性油藏水平井井网渗流场中的等压线。
2 流线生成方法
分别对式(5)中的xD和yD求导,可求出第j点x方向和y方向的流速:
再用Euler方法即可获得下一点(j+1)点的位置,从而可绘制水平井井网渗流场中的流线。
Euler方法:
式(7)中ΔsD是给定的步长,并且质点合速度为
3 渗流场分析
利用式(6)和式(7)计算的水平井井网渗流场图,如图2所示。从图2(a)可以看出,等压线沿水平井方向呈椭圆形对称分布,由于注入量和采出量相等,注入井和采出井井底的等压线形状完全一样,注入井及采出井连线保持着分流线的作用,在两生产井和注入井的中心位置处流体的流速为0,而其附近的流体质点流速也很小,因此在两生产井的中间位置形成“死油区”。越靠近水平井井底,等压线分布越密集,说明压力主要消耗在井底附近。从压力剖面图2(b)上能够直观的看出地层内的压力分布状况,注水井的井底压力最高,而生产井的井底压力最低。
(Kx/Ky=4,Ky=2μm2,Kz=1μm2)
图3是储层各向异性对水平井井网渗流场的影响。从图3中可以看出,渗流场受储层各向异性影响较大。当水平井与最大主渗透率方向一致时,如图3(a)所示,等压线在水平方向上呈被拉长的椭圆,沿着水平井方向压力传播快,压力变化大,而垂直水平井方向压力变化小;从注入井出发的流线主要汇聚到生产井的中部,即生产井中部流线密集,产量主要集中在生产井的中部,此时应适当的增大井距,减小排距;当水平井与最大渗透率方向垂直时,如图3(c)所示,等压线在水平方向上呈被压扁的椭圆,沿着水平井方向压力变化小,而垂直水平井方向压力变化大;从注入井出发的流线主要汇聚到生产井的指部,即生产井指端流线密集,而生产井中部的流线较稀疏,产量主要集中在生产井的两端,水驱波及效率低,此时应适当的减小井距,增大排距;各向异性油藏等压线和流线并不相互正交。当储层为各向同性时,等压线与流线相互垂直,如图3(b)所示。由上述分析可知,对于各向异性油藏水平井线性井网,在不同的各向异性强度下存在着不同的最佳井排距,使水驱波及效率和水平井的产能达到最大。
(生产90 d,Kz=1μm2)
图4是在不同生产时间下绘制的水平井网渗流单元的渗流场。从图中可以看出,等压线和流线随生产时间的变化情况。随着生产时间的增加,等压线逐渐向外扩散,压力传播范围增大。生产时间越长,流线所包含的面积就越大,注入井的波及范围越大,油藏采出程度越高。
(Kx/Ky=2,Ky=2μm2,Kz=1μm2)
4 结论
(1)建立了各向异性油藏水平井不稳定渗流的数学模型,利用源汇理论、Newman乘积法及压降叠加原理,获得了各向异性油藏水平井井网不稳定渗流地层压力公式,在此基础上给出了流线的生成方法,绘制并分析了水平井线性井网渗流场。该方法能够直观地反映出各向异性油藏内压力分布及流体在注采井间运动轨迹的特点,有助于确定注入流体的驱替面积和形状。
(2)水平井线性井网渗流场中的等压线和流线均呈对称分布。井底附近的等压线呈椭圆状分布,越靠近水平井井底,等压线分布越密集,说明压力主要消耗在井底附近;注入井及采出连线保持着分流线的作用,在两生产井和注入井的中心位置处存在“死油区”。与各向同性油藏不同,各向异性油藏渗流场的等压线和流线并不相互正交。
(3)储层各向异性和生产时间对水平井线性井网渗流场的影响较大。分析结果表明:在不同的各向异性强度下存在着不同的最佳井排距,使水驱波及效率和水平井的产能达到最大;生产时间越长,压力传播的范围越广,采出程度越高。
参考文献
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