油藏适应性论文（精选5篇）
油藏适应性论文 篇1
摘要：本文归纳总结了目前油藏数值模拟中对大裂缝的几种处理方式, 重点介绍了一种单重介质传导型裂缝模型, 并通过实例从计算效果、计算速度、收敛性、直观性等方面对各种方法进行对比, 总结得到了各方法的优缺点及适用情况。在此基础上提出了大裂缝油藏数值模拟技术的改进方向。
关键词：大裂缝,油藏数值模拟,单重介质传导型裂缝模型
以裂缝为主要渗流通道的裂缝性油藏在碳酸盐岩油藏、低渗透性油藏中都占据着相当大的比例, 而压裂开发又是其重要的开发方式。如何对大裂缝 (包括天然大裂缝及人工压裂裂缝) 进行科学而有效的模拟是影响开发效果预测的重要问题。
1 大裂缝油藏数值模拟处理方法
1.1 网格化表征法
网格化表征法主要采用裂缝网格化技术来显式地描述大裂缝的性质 (包括走向, 形态, 开度、长度等) , 主要有密网格法, 局部网格加密法, 非结构网格法等。本文中以局部网格加密法为代表。
局部网格加密法可以显式地对裂缝进行建模和描述, 在描述及显示驱替过程方面表现较好。但有可能因为局部裂缝孔隙体积过小而引起收敛性困难, 特别是在裂缝中的重力分异过程描述水线突进时。另外对于复杂裂缝系统, 局部网格加密法对于裂缝的描述非常复杂。
1.2 等效渗流特征描述法
等效渗流特征描述法主要采用流动能力的等效计算对裂缝的渗流能力进行等价。
等效级差法是该类方法的代表。主要做法是在原有网格系统的基础上, 根据传导率等效原则, 修改包含裂缝网格的渗透率, 近似地等价裂缝渗流效果。该方法由于使用方便, 只需要修改网格的渗透率, 因此仍然是目前经常使用的近似裂缝模拟方法之一。但该方法在计算的过程中经常会出现即使将裂缝处的渗透率改的很大, 仍见水时间晚的情况。
1.3 双重介质描述方法
双重介质模型把发育的互相连通的裂缝看成是一种连续介质, 同时把被裂缝切割的岩块也看作一种连续介质。两个连续介质在空间上是重叠的, 即每个几何点既属于裂缝连续介质也属于基质。裂缝和岩块中的流体按照一定规律进行交换。
它能够既能体现裂缝系统高渗高速流动的特性, 同时还能反映渗吸效应、重力效应、分子扩散效应 (气驱) 等驱替机理, 是目前裂缝性油藏描述中较完善的模型, 但它更适用于中小裂缝且均匀分布的情况, 在大裂缝非均质性较强的情况下对裂缝位置难以准确描述, 表现水突进的直观性差, 且计算收敛性较差。
2 单重介质传导型裂缝模型
Paul V.L.[1]等人提出了一种提出的一种在单重介质模型中加入传导型裂缝的新的处理方法。这种方法是针对裂缝尺寸与网格块相比较大, 使用传统的方法已经无法描述的情况提出的, 主要适用于基质作为主要储油介质, 且裂缝之间距离较大 (数十米) 的油藏。
该方法中裂缝的处理方式与断层类似, 主要考虑裂缝的传导性。具体应用通过修改网格的属性、生成拟相对渗透率曲线函数、修改井的生产指数来实现。
使用E c l i p s e数值模拟软件建立8×8×1的正方形概念模型, 网格大小为22m×22m×9m。设计一注一采两口井位于对角线两端, 定注采比为1, 裂缝沟通注水井和生产井。假定裂缝的开度为0.01m, 设计裂缝的有效渗透率为50MD, 500MD, 5 0 0 0 M D, 计算对比各方案的含水上升情况。
模型对裂缝渗透率因素敏感, 裂缝有效渗透率越大, 生产水见水越早, 含水上升越快。
3 各种方法综合对比与适应性分析
3.1 概念模型建立
为适应网格化表征法, 表现出基质储油, 裂缝导流的机理, 建立以下的概念模型:x方向平行于裂缝, y方向垂直于裂缝, 在y方向将裂缝划分为一个网格, 网格宽度为裂缝缝宽, x方向划分为多个网格。为减少数值困难, y方向网格划分时, 网格大小在裂缝附近选小些, 离裂缝越远, 网格尺寸变大[2]。设置一口注水井, 一口生产井, 均完井于裂缝上。裂缝缝宽取0.01m, 有效渗透率为5000md。
运用网格加密法、等效级差法、双重介质模型及单介质传导模型分别进行计算。
3.2 计算结果分析
四种方法计算的含水上升规律如图1所示, 单重介质传导型裂缝模型与局部网格加密法及双重介质模型计算结果基本一致, 在计算结果上都能达到对真实裂缝的达西渗流规律的描述。而实际应用中常用的等效级差法见水晚且后期含水高, 其中小网格的计算效果又好于大网格。
从计算效果、计算速度、收敛性、直观性等方面综合对比以上几种方法:
(1) 局部网格加密法是对裂缝最直接的描述, 且能显式地表现出油水的流动, 计算结果最能反映真实的地下达西流动。但当裂缝尺度较小时, 模型收敛性差;当裂缝条数多时难以操作。
(2) 等效级差法优点是操作简单。但使用基质网格来等效裂缝增加了裂缝的储油能力, 计算结果欠佳。但网格较小时也可以做一定程度的近似。
(3) 单重介质传导型裂缝模型使用方便, 且可以达到与局部网格加密法近似的计算效果, 计算速度比双重介质模型要快。但在对裂缝的显示及油水运动描述方面存在不足。
(4) 双重介质模型仍然是计算效果最好的模型, 尤其适用于裂缝较多, 难以逐条描述的情况, 对大裂缝的计算效果也不比其它方式逊色。但在裂缝的显示及油水运动描述方面表现欠佳, 且计算速度较慢。
上述几种方法仍存在着共同的缺点:
(1) 仍然建立在达西流的基础上, 因此对于大裂缝类管流的流动特征难以反映。
(2) 对于裂缝形态的描述困难, 对于不同方向的多条裂缝难以处理, 更适用于简单的压裂裂缝。
4 结论
(1) 在大裂缝的模拟中, 单重介质传导型裂缝模型与局部网格加密法及双重介质模型可以反映真实裂缝的达西渗流规律, 其中单重介质传导型裂缝模型计算综合性能最优, 可操作性最强。
(2) 以上几种方法在大裂缝高速非达西流描述、裂缝的形态描述方面还存在共同的缺陷, 将是新一代裂缝性油藏数值模拟软件需要解决的问题。
参考文献
[1]van Lingen, P., Sengul, M., Daniel, J.and Cosentino, L.Single Medium Simulation of Reservoirs with Conductive Faults and Fractures.SPE68165, SPE Middle East Oil Show, Bahrain.March2001
[2]李留仁, 等.低渗透油田水力压裂垂直缝增产效果的数值模拟评价[J].西安石油学院学报 (自然科学版) 2000.9第15卷第5期
油藏适应性论文 篇2
水力压裂技术是高效开发低渗透油田的主要手段,但判断油井能否进行压裂改造需要从很多影响因素诸如地质条件、储层物性、工艺条件等进行考虑,由于各影响因素之间本身具有模糊性很难用常规方法量化研究,近年来常用的模糊数学方法[1—4]又需要大量的实际生产数据作为分析和统计的基础,且指标权重在选取方面具有一定的主观性和局限性。对于实际生产数据欠缺的新区块,此方法很难适用。近年来渤海和南海的一些低渗透油田陆续投入了开发,海上平台由于受空间、设备和资金投入等条件限制比陆上油田具有更高的开发风险。本文基于评价压裂改造技术的主要参数,建立了适用于南海某低渗透油田新区块的压裂改造简易图版,为该区油井的压裂改造技术选择提供了理论依据。
1 油层基本参数
目标油田位于南海,为典型的中低孔、中低渗储层。纵向上划分为3个油层组,Ⅰ油组(1 283.2 m～1 308.4 m)油层有效厚度15.8 m,共4层,跨度25.2 m,渗透率为(23.4～76.6×10-3) μm2,孔隙度为21.8%～24.7%。Ⅱ油组(1 312.4 m～1 332.1 m)油层有效厚度8.2 m,共3层,跨度19.7 m,储层物性相对较差,渗透率为(13.6～15.4×10-3) μm2,孔隙度为20.4%～20.7%。Ⅲ油组(1 342.2 m～1 355.6 m)油层有效厚度10.2 m,共3层,跨度13.4 m,此油组储层条件相对较好,渗透率为(37.4～78.8×10-3) μm2,孔隙度为22.8%～24.8%;但1 356.5 m以下是水层,与油层仅隔0.9 m。储层含油饱和度较低为32.1%～38.5%,原油黏度为1.44 mPa·s,原油含蜡量少,密度为647 kg/m3。基本油藏地质参数如表1所示。
2 油层压裂改造基本要求
储层是否应该实施水力压裂措施主要从以下几个方面来进行考虑[5,6,7,8]:
1) 流动系数:反映了储层的储量丰度,其值越大,越有压裂增产的价值。
2) 附近是否有水层、气顶:若产层靠近水层或者气顶,压裂过程中有穿层的风险,一般情况下不宜采取压裂措施。
3) 岩石力学参数:为地层固有属性,主要包括隔层产层地应力差和杨氏模量,用来判断隔层是否为有效遮挡层。强遮挡层有利于保持人工裂缝在产层内延伸,是有效实施压裂措施的基础。
4) 施工参数:为可控因素,主要包括施工排量和压裂液黏度,都会对缝高产生影响。
3 油层压裂改造适应性分析
3.1 压裂产能影响因素分析
根据目标油田数据,用Eclipse油藏数值模拟软件研究流动系数和油藏渗透率对压裂后产能的影响,计算结果如图1和图2所示,可知:
压后日产量与流动系数基本呈线性关系,在250×10-3 μm2·m/(mPa·s)时出现拐点,大于该点后日产量增幅减缓。
随着地层渗透率的增加,增产倍数急速下降,当地层渗透率大于20×10-3 μm2时,增产倍数基本保持不变。因此对于地层渗透率比较低的油田,水力压裂措施可以取得相对更高的增产倍数。
3.2 压裂裂缝高度扩展影响因素分析
人工裂缝缝高的扩展与岩石力学性质及压裂施工参数有关,尤其在产层附近有水层或者气顶的情况下,需要对隔层能否形成有效遮挡进行判断。以目标油田测井数据为基础,用Stimplan压裂设计软件分别计算隔层产层地应力差、杨氏模量、压裂液黏度和施工排量对裂缝缝高扩展的影响,结果如图3所示。
地应力差和施工排量是影响缝高的主要因素,而产层杨氏模量和压裂液黏度对缝高的影响相对较小。
地层应力差越大,裂缝高度越小,所研究区块地应力差在5～6 MPa之间,在施工规模一定的情况下,裂缝高度较容易控制;施工排量的影响主要体现在缝内压力上,注入排量大,由于时间短滤失少,裂缝内的压力大,导致裂缝高度较大;杨氏模量反映了地层的软硬程度,杨氏模量越大地层硬度越大,裂缝延伸越难,缝内憋起的压力也越高,缝高就越大;压裂液黏度越大,裂缝内压降越大,要实现一定缝长,井底需要较高压力,因而裂缝高度较大。
地应力差和杨氏模量是岩石的固有性质不能改变,因此在压裂施工时,可以降低施工排量和采用低黏度压裂液以控制裂缝在缝高方向上的延伸。
图4为不同产层厚度条件下,裂缝在隔层中延伸的高度。以此为依据,可以根据目标区块的产层厚度,判断裂缝是否有穿透隔层的风险。
3.3 油井压裂模拟结果分析
目标油田的三个油组基本油藏地质参数见表1。根据图1～图4组成的目标区块水力压裂适应性评价图版,可得出如下结论:防止裂缝压穿油层组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ的最小隔层厚度分别为6、7.5和9 m,从流动系数来看都具备较好的生产潜力,压裂后日产量分别为85、30、70 m3/d。由表1知,油层组Ⅰ具有23.2 m的安全上部隔层,油层组Ⅱ具有10.1 m的安全下部隔层,均可以有效限制裂缝在隔层段的延伸;而油层组Ⅰ和Ⅱ之间的隔层厚度较小只有4 m,因此可以采取两层合压的水力压裂增产措施。油层组Ⅲ因为下部0.9 m紧邻水层,远远小于安全隔层厚度9 m,裂缝穿过水层的可能性很大,不适合采取水力压裂增产措施。
4 结论
(1) 针对南海某低渗透油田新区块,以油藏地质数据为基础建立了适用于该区块的压裂改造图版,可以快速评价该区油井的压裂改造技术适应性。该研究方法对于缺乏生产数据的新区块的增产措施评价具有参考意义。
(2) 目标油田的油层组Ⅰ和Ⅱ适宜两层合压,油层组Ⅲ因为下部0.9 m紧邻水层,不适合采取水力压裂增产措施。
(3) 若已知该区块需要满足的经济产量,可以根据压裂改造图版进行选井选层。
参考文献
[1]解凤强.基于模糊数学方法的压裂井优选.科学技术与工程,2010;10(7):1768—1771
[2]吴建发,郭建春,赵金洲.模糊分析方法优选压裂井层.天然气工业,2005;25(2):84—86
[3]杨兴,朱大奇,桑庆兵.专家系统研究现状与展望.计算机应用研究,2007;24(5):4—8
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油藏适应性论文 篇3
压裂水平井适应性论证的根本原则是要论证其开发的可行性,即论证压裂水平井开发相对其他井型开发有无经济技术优越性。常用的适应性论证方法有三种:(1)类比法与同类型油气藏成功运用压裂水平井开发效果进行对比[1];(2)开发先导试验;(3)油藏数值模拟方法:采用先进的三维地质建模软件,在油藏地质特征研究、储层反演和横向预测的基础上,将油藏描述的成果具体体现在三维地质模型当中,并在模型中进行压裂水平井设计,然后利用油藏数值模拟软件对开发效果进行预测分析对比,结合经济评价最终确定是否采用压裂水平井开发[2,3]。现以华庆油田白豹地区为例,采用地质建模及油藏数模模拟方法,研究压裂水平井的适应性及压裂水平井产能影响因素,并优化了井身结构参数。
1 水平井开发储层条件分析
1.1 目的层储层参数分析
根据国内外低渗透油藏成功应用压裂水平井的经验,目前常规的低渗透率油藏水平井适用地质参数范围如下:(1)油藏埋深在1 000 m到4 000 m之间;(2)受目前水平井钻井工艺技术限制,水平井目的层有效厚度大于4 m;(3)储层非均质系数的平方β2<16,保证垂向渗透率不能太小;(4)有效厚度与非均质系数的乘积hβ<16;(5)研究区具有一定的剩余可采储量(大于5×104 t可作为参考值,保证一定的经济效益);(6)研究区处于有利的沉积相带;(7)储层有比较发育的天然裂缝,水平段可联通裂缝,从而提高产能[4,5,6]。表1给出了白257井区的储层参数及相应的开发条件分析。
通过研究工区储层参数与国内外压裂水平井开发经验得到的适用参数范围,白257井区基本满足压裂水平井开发的储层地质条件。
1.2 水平井开发层位优选
比较长63油层各小层参数,长631小层有效厚度大,油层连续性相对较好,地质储量占长63油藏总储量一半以上。故以631小层为目的层,采用油田实际地质数据进行地质建模,并确定水平井开采层位为长631小层。
2 参数敏感性分析及井身结构优化
影响压裂水平井产能的因素主要有地层因素和井身结构两个方面[6,7,8]。其中影响压裂水平井产能的地质因素主要有:渗透率、目的层厚度、渗透率各向异性Kh/Kv;井身结构因素包括:水平段长度、裂缝间距、裂缝半长、裂缝导流能力[9,10,11,12,13]。现采用华庆白豹地区实际地层参数进行地质建模,并在此基础上分析储层参数对压裂水平井产能的影响,以及优化适用于华庆白豹地区的压裂水平井井身结构参数。
2.1 储层参数的影响
2.1.1 渗透率的影响
储层渗透率直接影响压裂水平井的压后动态。图1为不同储层渗透率下的累积产油量随时间的变化曲线。压裂水平井打在四个不同渗透率区域,四个区域的平均渗透率为0.1 md、0.2 md、0.3 md和0.4 md。由模拟结果可以看出,渗透率差值平均为0.1 md,但是产量差值平均为2×104 t,压裂水平井产量随储层渗透率的增加几乎呈线性增加。压裂水平井产能受渗透率的影响显著,说明储层渗透率是压裂水平井产能的重要影响因素。虽然压裂水平井能够降低井周附近渗流阻力,提高产量,但是对于渗透率较低且连通性不好的油藏,采用压裂水平井开发效果较差。因此,为了确保压裂水平井开发效果,开展选层技术研究,了解目的层增产潜能,选取物性相对较好的区域进行布井仍然十分必要。
2.1.2 地层厚度的影响
保持水平段长度不变,选取不同地层厚度的区域进行布井。根据目前钻井工艺,目的层厚度应大于4 m,且白257井区储层厚度为31.5 m。在地质模型中选取平均厚度为6 m、10 m、14 m和18 m的区域进行布井。不同地层厚度对压裂水平井产量的影响如图2所示,地层厚度平均差值为4 m,产量平均相差2×104 t,地层厚度对压裂水平井产能影响明显。随着地层厚度的增加压裂水平井可控储量也随之增加,所以在布井的时候应该选择地层相对较厚的部位进行打井。
2.1.3 渗透率各向异性Kh/Kv的影响
Kh/Kv的定义为,水平渗透率与纵向渗透率之比。油田开发实践和理论研究均表明,水平井的产能受地层水平渗透率与垂直渗透率比值(Kh/Kv)的影响非常严重,即使在进行水力压裂改造之后,该影响仍然不可忽略。通过分析结果可知(图2),当Kh/Kv大于5后,压裂水平井产能急剧下降;而Kh/Kv越接近1,压裂水平井累积产量越高。Kh/Kv与压裂水平井产能关系密切。因此,在利用压裂水平井进行开发之前,应先评估储层的各向异性,选取渗透率差异较小的部位进行布井。
2.2 井身结构参数优化
压裂水平井的产量不仅受布井区域的储层物性影响,而且受各施工参数,如水平井段长度、裂缝间距、裂缝长度、裂缝导流能力等参数的影响 [14,15]。
2.2.1 水平段长度
随着技术的发展,水平段长度越来越长,但由于受储层物性及经济条件的影响,使得水平井段存在最优值。从不同水平段长度与压裂水平井产量关系图(图4)可知,水平段长度在400 m—800 m时,产量呈递增趋势,且百米产量增量(水平段每增加100 m时的产量增量)保持稳定;当水平段在800 m—1 200 m时,百米产量呈现下降趋势,但产量仍有显著上升;水平段大于1 200 m后,百米产量增量锐减,产量增幅显著降低。对于白豹地区的实际地质情况来说,水平井最优长度范围为800 m—1 200 m。
2.2.2 裂缝间距
裂缝间距与裂缝条数关系如下:
式中x为裂缝间距,n为裂缝条数,L为水平段长度。一般认为,在一定的水平段下,裂缝条数越多,压裂水平井产量越大。实则不然,裂缝条数增大到一定程度之后,由于裂缝间距减小,缝间干扰加强,水平井产量增幅下降,对于一定的水平段长度,裂缝条数存在一个相对最优值。目前华庆油田压裂水平井水平段长度设计在1 000 m左右,所以以1 000 m的水平段进行裂缝条数的优化。表4给出不同裂缝条数下的产量及产量增幅数据。如图5所示,裂缝条数在8到11之间时,随裂缝条数增多单井产量显著增加;裂缝条数在11到14之间时,增加一条缝,单井产量增加约0.5 t;而当裂缝条数大于14之后,增加一条裂缝,单井产量只增加约0.2 t。考虑到压前投入及压后效果,1 000 m水平井裂缝条数为14条最为合理,对应的裂缝间距约为77 m。
2.2.3 裂缝半长
在井身结构中影响压裂水平井长度的一个重要因素是裂缝长度。模拟结果表明,压裂水平井累积产量并不是随着裂缝长度的增加而线性增大。对于具体的油藏、储层渗透率而言,水平井段长度、裂缝条数、裂缝导流能力一定的条件下,裂缝长度理应存在一个最优值。如图6所示,裂缝半长从30 m增加到120 m时,压裂水平井累积产量基本呈线性增加。当裂缝半长超过120 m时,产量增加幅度递减迅速,半长180 m的累积产量与150 m相差不明显,可以预测对于华庆白豹地区来说,裂缝半长的最优值应为150 m。
2.2.4 裂缝导流能力
裂缝导流能力对压裂水平井的累积产量影响较为明显。由于高裂缝导流能力会增加压裂成本,且压裂水平井累积产量并非随导流能力增加呈线性增加,所以对于特定的油藏,当储层渗透率及井身其他结构参数确定时,有必要对裂缝的导流能力进行研究和优化。从图7可以看出,裂缝导流能力小于10 μm2·cm时,随裂缝导流能力的增加,累积产量的增加幅度较大。裂缝导流能力大于10 μm2·cm后,累积产量增加幅度明显降低,且在生产初期的5到10年内,累积产量相差并不明显。考虑油田经济效益及投资回收期,裂缝导流能力15 μm2·cm—20 μm2·cm应为最优值。
3 结论
(1)压裂水平井能够降低井周附近渗流阻力,提高产量,有效改善超低渗透油藏的开发效果,但对于某一具体油藏,其仍有一定的使用范围,应用中仍需结合实际的地质情况进行合理的布井安排。
(2)通过对华庆白豹地区的储层参数分析,该区长63储层满足压裂水平井开发的适应性评价指标。
(3)结合华庆白豹地区实际地质情况及经济利益考虑,压裂水平井水平段长度优选值为800—1 200 m,裂缝间距为77 m,裂缝半长为150 m左右,裂缝导流能力为15 μm2·cm到20 μm2·cm之间。
油藏适应性论文 篇4
低渗透油气藏往往需要水力压裂后开发。在过去以产量为中心的开采过程中,关注的多是单井压裂设计及其对单井增产效果的影响。现在在以效益为中心,要求在完成产量的同时,必须考虑水力压裂对整个区块开发效果的影响。油藏整体压裂数值模拟为低渗透油藏压裂开发提供决策依据,国内外专家做了大量研究[1—9],并取得较好的应用效果[10—12]。本文根据油田单井的具体地质条件,应用中国石油大学(北京)压裂组自主开发研制的油藏整体压裂软件进行数值模拟,预测压后产能与井排距、裂缝长度、导流能力的变化关系,以优化产能为目标,对该区的压裂施工方案进行优选。
1 目前开发存在的问题
本文要研究的某油田井深2 000 m以内,90%以上的井已经进行过压裂改造,以往的压裂改造基本是根据单井生产情况确定的,出现了有的区域措施集中,有的区域措施不充分,这样既不能有效改造整体区块,又造成大量的浪费。因此结合目前该区块的开发实际,决定在该区块进行整体压裂研究。
该油田目前开发的一层系主要包括Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组。储层物性差、储层渗流能力差,单井产量低,采油速度低,达不到开发方案和经济开采的要求,动用程度很低。
一层系井目前共有11口(其中3口注水井),平均单井日产油2.4 t,含水21.2%,日平均注水量在120 m3左右。虽然在以前的注水井上有射孔层,但是一层系注水井数少,并且在前期的采油井中大部分井射开了一层系的层,地层能量严重不足,大部分井产量不是很好。
2 基本参数
油田的实际地层参数和生产井参数如下:地层渗透率为0.1μm2,地层孔隙度为0.16,地层原油密度0.85 g/cm3,地下原油黏度2.66 m Pa·s,地下水黏度为1.0 m Pa·s,原始油气比4.52 m3/t,原始油层压力7.15 MPa,原油体积系数1.013 7,地层油压缩系数9.07×10-4MPa-1,地层水压缩系数4.45×10-4MPa-1,岩石压缩系数5.65×10-4MPa-1,生产井流压为6.0 MPa,注水井流压为18.0 MPa,油水相对渗透率随含水饱和度的变化见表1。
3 井网类型及裂缝参数优化
根据油层特点,对正方形反九点井网、菱形反九点井网和300 m×250 m的矩形井网在该油田第一层系的适应性进行研究,选出适合本层系的井网类型。正方形反九点井网和菱形反九点井网的井距和排距都为250 m,矩形井网的井距为300 m、排距为250 m,选择的导流能力分别为20μm2·cm、30μm2·cm和40μm2·cm,油井缝长比分别为0.1、0.2和0.3的条件下,对不同井网的日产油、累积产油、含水率和采收率进行了研究。
3.1 井网类型优化
根据油田开发特点,选择的正方形反九点井网和菱形反九点井网的井距和排距都为250 m,矩形井网的井距为300 m、排距为250 m,以注水井缝长比为0.1,油井缝长比为0.2,导流能力为40μm2·cm的条件下,进行井网类型的优化。
从图1中可以看出,投产初期,菱形反九点井网的日产油最高,随着开采的进行,其日产油下降速度较快;110 d后菱形反九点井网的日产油量低于矩形井网和正方形反九点井网的日产油,而矩形井网的稳产期最长。
生产210 d左右,对于角井,菱形反九点井网的累积产油稍高于正方形反九点井网,而此时间之后,矩形井网和正方形反九点井网的累积产油高于菱形反九点井网,生产370 d时,这两种井网的累积产油量比菱形反九点井网高800 m3以上;对于边井,矩形井网累积产油远大于其他两种井网。因此,相比之下,矩形井网较好。
3.2 矩形井网优化研究
对于任一给定的渗透率非均质低渗油藏,都有一最优矩形井网的长宽比存在,其具体数值可根据一系列不同五点矩形井网长宽比下的油藏开发指标的数模结果分析确定。
压裂是否有效,主要取决于支撑裂缝的导流能力,而缝长比也是评价压裂效果的一个重要指标。
为了研究矩形井网水力压裂参数对开发效果的影响,在不同井排距,导流能力分别为20μm2·cm、30μm2·cm和40μm2·cm,油井缝长比分别为0.1、0.2、0.3和0.4的条件下,对日产油为生产指标进行了研究。在研究油井水力压裂过程中,始终考虑水井的压裂。
3.2.1 不同井排距的优化
对于300 m井距的井网,取注水井和油井的缝长比均为0.1,导流能力为40μm2·cm,进行排距的优化。而对于400 m井距的井网,取注水井和油井的缝长比均为0.2,导流能力为40μm2·cm,进行排距的优化。
(1)井距为300 m和400 m时排距的优化
在注水井和油井缝长比均为0.1,导流能力40μm2·cm的情况下对300 m×150 m、300 m×200 m、300 m×250 m三种井网进行了模拟研究。图2是导流能力为40μm2·cm时不同排距条件下的日产油曲线。
从图2中可以看出,在井距一定的情况下,随着排距的增加,日产油下降速度变慢,而300 m×250m的井网日产油量在这三种井网中始终最大,因此对于井距为300 m的井网,排距为250 m较好。
在注水井缝长比为0.2的情况下对400 m×150 m、400 m×200 m、400 m×250 m和400 m×300 m四种井网类型进行了模拟研究。图3是导流能力为40μm2·cm时,不同排距条件下的日产油变化曲线。从图2中可以看出,井距一定,随着排距的增加,日产油增大。因此从整体考虑,对于井距为400 m的井网,排距取300 m左右较好。
以井距为300 m,排距为250 m的井网为例,生产了370 d时,分别用导流能力为20、30、40μm2·cm时的累积产油减去导流能力为10μm2·cm时的累积产油,得到累积产油增量随缝长比变化关系曲线。从图中可以看出导流能力越大,累积产油的增量的变化幅度也越大;随着缝长比的增加,累积产油增幅并不明显,如图4所示。而对于排距为200 m和150 m时也存在以上规律。
当以井距为400 m,排距为300 m的井网为例,同样以累积产油增量为优化指标。从图5可以看出,随着导流能力的增加,累积产油增量增加,但增加的幅度变小;随着缝长比的增加,累积产油增幅并不明显。当排距为250 m、200 m和150 m时也一样。
3.2.2 井网缝长比优化
从图2、图3可以看出,当导流能力增加,日产油量和累积产油量也增加,随着缝长比的增加,累积产油量增加的幅度变小。
对导流能力为40μm2·cm的条件下,对300 m×250 m井网的缝长比进行了优化研究。表1是缝长比为0.1、0.2、和0.3条件下的生产了第30天日产油量。
从表2中可以看出,压裂后随着缝长比的增加,日产油增加的幅度不大。缝长比由0.1增加到0.2时,生产初期日产油增加明显,随着开采的进行,几乎没有变化。而缝长比由0.2增加到0.3后,日产油变化不明显。
4 结论
(1)研究表明,矩形井网比其他两种井网更适合于本油田。
(2)井距一定时,排距、缝长比和导流能力都存在一个最佳值,并非越大越好;
(3)导流能力为40μm2·cm较合适;
(4)井距为300 m时,排距250 m较好,缝长比0.1—0.2较好;
(5)井距为400 m时,排距300 m较好,缝长比为0.2较好;
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油藏适应性论文 篇5
深部调剖技术, 即是采用大剂量的调剖剂深入到油藏内部对高渗透带进行封堵, 以迫使水流转向, 使注入水能进入到油藏的中、低渗透区, 以改善水驱效果, 提高油田的采收率。近年来, 随着油田开采技术的发展, 我国已相继开发成功了多种类型 (主要有粘土和弱冻胶两类) 适用于深部调剖的调剖剂配方, 并研制了相应的注入设备与注入流程。
1. 粘土颗粒深部调剖技术
该技术主要是利用粘土在水中易膨胀、分散, 且具有很强稠化能力的特点。通过将粘土和水配制成悬浮浆液注入到油藏地层中, 粘土颗粒即会进入到不同孔径的地层孔隙中, 进而堵塞出水孔道, 实现深部调剖的目的。
2. 弱冻胶深部调剖技术
弱冻胶深部调剖剂主要是由聚合物添加少量缓交联型交联剂所制成的。将该聚合物溶液注入到油藏地层以后, 会优先进入到高渗透区域, 并在地层温度作用下发生轻度交联, 生成粘度较大的交联聚合物, 从而使得油田高渗透区域流动性明显下降, 使注入水得以分流或者转向, 实现深度调剖的目的。
在本文中, 主要分析和探讨了弱冻胶深部调剖技术在特低渗油藏水平井中的应用。
二、深部调剖技术适应性评价和应用分析
1. 油田概况
靖安油田五里湾一区为特低渗油藏, 其具体流体性质如下:
(1) 地层水性质:油田地层水属于Ca Cl2型, PH值为5.93, 总矿化度为82.2mg/L。地层水的矿化度较高, 层位中的阳离子Ca2+和Mg2+高。
(2) 原油性质:油田地层中原油密度为0.760g/cm3, 粘度为1.95m Pa·s, 油层温度54.73℃, 饱和压力为7.64MPa。
2. 弱冻胶深部调剖剂配方的优选
(1) 聚合物。弱冻胶使用最为广泛的聚合物是生物聚合物黄胞胶与水解丙烯酰胺这两种。由于生物聚合物黄胞胶价格较昂贵, 除在部分高矿化度和高剪切的油藏使用以外, 多数油藏采用人工合成的水解丙烯酰胺。结合该油田的实际情况, 本文在最优弱冻胶体系配方的中选用了部分水解丙烯酰胺进行了试验研究。试验得出, 在该油藏中, 综合考虑到部分水解丙烯酰胺吸附、滞留效应、成胶速度以及实际经验效应, 聚合物的浓度在1200~1800mg/L的范围内为宜, 最佳浓度为1500mg/L。
(2) 交联剂。常用交联剂有Al (Ⅲ) 交联体系、Cr (Ⅲ) 交联剂以及酚醛交联剂。其中, Cr (Ⅲ) 交联剂是一种适应性极强的交联体系, 可以耐受较宽范围的温度与p H值条件, 且成胶时间可控, 反应活性更强, 成胶后的稳定性也更好, 强度更大。综合以上因素和该油田自身地质条件, 选择了Cr (Ⅲ) 交联剂。并通过试验确定了该交联剂浓度范围在30~50mg/L为宜, 最佳浓度为40mg/L。
(3) 稳定剂。稳定剂的主要作用是防止弱冻胶和聚合物在受热条件下出现降解。在结合国内外相关试验结果的基础上, 选用了有机复配稳定剂MM—2, 来延缓弱冻胶的成胶时间, 提高弱冻胶的凝结强度。经试验发现, 稳定剂的最佳浓度为200mg/L。
3. 适应性评价
(1) 离子的适应性评价
通常而言, 铁离子、硫离子、钙离子对调剖剂性能的影响最大。因此需针对以上离子进行相关适应性试验。试验中, 分别称取一点量的铁离子、硫离子和钙离子的溶液。然后分别向优选得出的弱冻胶体系配方中加入以上离子溶液, 放入一点温度的烘烤箱中, 观测其成胶情况。
试验结果表明, 铁离子和钙离子对调剖剂的成胶强度和凝胶时间影响都很小, 可以忽略;而随着硫离子浓度的增加, 调剖剂的成胶强度会有所变化, 但考虑到该油田内硫离子浓度较低, 因此也可不考虑硫离子对调剖剂性能的影响。
(2) 温度适应性评价
温度也是影响调剖剂稳定性与强度的重要因素之一。在本文试验中, 分别考察了在35℃、40℃、45℃、50℃、55℃、60℃、65℃这几种温度条件下, 对调剖剂成胶性能的影响。试验结果表明, 随着温度的升高, 该弱冻胶调剖剂的成胶强度增加, 成胶时间减少, 但在该温度区域内变化都较少。考虑到该油田多为40~65℃温度的地层, 因此调剖剂的温度适应性也极佳。
(3) PH适应性评价
为分析在不同PH值条件下, 该弱冻胶调剖剂成胶性能的变化, 进行了相关PH值试验。试验结果表明, 当PH值过大且PH>10时, 该调剖剂不成胶;当PH<10, 随着PH值的降低, 调剖剂的成胶速度会明显加快, 但PH值过小时, 成胶强度会降低并趋于不稳定。经过试验表明, 在PH值在4~7这一个范围以内, 该调剖剂的成胶性能最优异, 而这也符合该油田的实际情况, PH适应性良好。
4. 具体应用效果分析
(1) 吸水指数
采用深部调剖技术后, 柳76-34水平井的吸水剖面得到了明显改善, 所存在的裂缝、孔道及高渗透层段均得到了有效封堵。
(2) 压降曲线
在相同的观测时间内, 柳76-34水平井调剖前压力降幅高达0.8MPa, 而经过调剖以后压力降幅仅为0.2MPa。这也表明了该水平井经过深部调剖以后, 井下地层压力扩散速度明显降低, 从而使得井下吸水能力明显下降, 吸水剖面也得到了较大改善。
总结
本文以某特低渗油藏水平井为例, 就深部调剖技术在该水平井的适应性评价及应用效果进行了分析与探讨。实践证明, 该油田3口水平井经过深部调剖以后, 油井日产油由原有的20.8t上升到了28.5t, 日产油上升了37.0%, 而井内含水由原有的63.7%降低到了50%, 下降了近14个百分比, 取得了良好的应用效果, 大幅度提高了原油的采出效率。
参考文献
[1]王健, 张烈辉.复杂油藏控水增油技术与应用[M].北京:石油工业出版社, 2009.