超低渗透油藏

超低渗透油藏（精选七篇）

超低渗透油藏 篇1

长庆油田某区块位于陕北斜坡带的中西部, 该斜坡形成于早白垩世, 呈向西倾斜的单斜构造。就平面上看, 油藏成藏主要受砂体展布控制;而在油藏内部, 油气富集主要受沉积微相一主水道砂体轴线和物性差异控制。一井组注采井的A井 (图1) 初期产液量、含水率基本稳定, 10个月后含水率快速上升, 产油产液量逐渐下降, 降到一定程度, 产油产液逐渐稳定。分析造成这种规律的原因可能是:在井组渗流条件整体较差的情况下, 注水井与A井之间可能有裂缝发育, 这在一定程度上改善了这个方向上的渗流条件;当A井生产一段间后, 形成了水线, 使生产井一定程度见水明显。

1 超低渗储层水驱油实验

通过超低渗非饱和渗流运动规律分析, 发现超低渗两相渗流毛管压力作用非常明显, 可以导致明显的启动压力梯度和非线性, 并且在驱替过程中存在毛管压力动态特征或非平衡效应 (dynamic capillary pressure or non-equilibrium effect) 。因此研究超低渗水驱油渗流阻力变化特征可以揭示超低渗油藏见水的微观机理。

实验室采用的驱替模式分别为恒流速和恒压差, 研究水驱油过程中不同渗透率岩心渗流阻力变化特征, 实验流程如图2所示。为了准确测量岩心上下游的压差, 实验室采用了三个不同量程的压差传感器;其量程分别为0~0.055 MPa, 0~0.862MPa和0~2.241 MPa, 测量精度为±0.5%。上游压力、围压以及回压系统都采用ISCO100&DX泵制动控制, 收集器为1 m L量程的小试管。为了模拟实际地层应力状态, 实验室采用了三轴岩心夹持器, 有效的模拟了岩心在地层的受力状态。

实验过程如下:

(1) 饱和盐水测试岩石绝对渗透率的过程:首先, 为消除抽空饱和不完全产生的气/油界面对油水两相渗流的影响在6.897 MPa回压条件下, 设置注入系统为恒压注入模式, 保持岩心上下游压差恒定, 向充分饱和非润湿相 (煤油) 的岩心注入润湿相 (标准盐水) , 测试岩心出口端流量与不同压差的变化关系曲线。其次, 为较好模拟地下实际渗流速度 (<10μL/min, 全直径渗流端面面积) , 实验设置压力梯度较小。为尽量模拟油水界面的界面曲率变化对渗流的影响, 整个润湿相驱替非润湿相实验将在岩心入口端完成;润湿相流体进入岩心部分的流体体积为2~3 m L, 占岩心孔隙体积的1%~2%, 即可以忽略岩心上游润湿相流体的渗流阻力;

(2) 设置泵在恒流速模式下, 采用0.05 m L/min流量油驱水, 建立岩心束缚水饱和度, 岩心出口端含油率100%后, 测试岩心束缚水饱和度条件下油相渗透率;

(3) 设置泵在恒流速模式下, 采用0.05 m L/min流量水驱油至残余油状态 (图3) ;或采用恒压差 (0.207 MPa, 0.414 MPa) 将水注入岩心 (图4) , 同时记录水驱过程中的产液量和压力随时间的变化关系。实验岩心参数和水驱曲线见表1。

恒流速和恒压差水驱实验表明:

(1) 恒流速水驱过程中, 岩心上游端压力增加明显, 残余油条件下两端压差为束缚水条件下的6~9倍, 充分说明超低渗水驱过程中由于油水两相界面的存在导致的水驱油渗流阻力增加。并且, 当岩心出口端见水后, 几乎不再产油, 含水率迅速达到100%。

(2) 恒压差水驱过程中, 出口端产液量随着注入时间的增加, 油水两相区域扩大, 岩心出口端单位时间产液量逐渐降低, 即说明油水两相渗流阻力逐渐增加, 这与恒流速水驱油的特征相同。当岩心出口端见水后, 产油量不再变化, 累计产水量基本线性增加, 含水达到100%。

恒压差和恒流速水驱过程的渗流阻力是由两方面原因造成, 一是由于超低渗岩心孔喉开度小, 微观非均质性强, 导致水驱油过程中一些相对较小的孔隙被油水界面锁住, 形成局部水锁, 断绝了这部分流体与可动流体在水动力上的联系[1], 因此实际参加渗流的孔隙喉道数目相对减小, 导致在同一驱替流速下, 渗流阻力增加[2,3]。二是因为岩心末端效应较强 (实验条件下尺度系数为0.010~0.049远远小于1) , 岩心出口端受毛管压力影响极其明显, 当岩心出口端见水后, 毛管弯液面反转, 阻止油相流出。

L为岩心长度;D为岩心直径;Kw为水相渗透率;Swi为原始含水饱和度;Ko (Swi) 为饱和水情况下的油相饱和度;Sor为残余油饱和度;Kw (Sor) 为残余油情况下的水相渗透率;EOR为采收率。

2 水驱油渗流阻力分析

超低渗水驱油渗流阻力增加明显, 残余油条件下渗流阻力远大于束缚水和单相饱和水条件下渗流阻力, 因此可以说明油水两相油水界面是导致超低渗注水压力高, 注水困难的主要原因。从水驱渗流曲线可以看出 (图3、图4) :不管是恒压差还是恒流速, 当水驱前沿突破岩心出口端时, 出口端基本不再产油。因此为了分析油水两相渗流阻力与前缘推进距离的关系, 假设油水前缘在岩心中为合塞驱替, 采用物质平衡法可以确定某时刻水驱前缘在岩心中的具体位置, 实验结果与理论计算相结合得到油水两相渗流阻力与前缘位置的关系, 如图5所示。

从油水两相渗流阻力与前缘推进距离曲线中可以看出, 针对同一岩心, 即渗透率相同, 油水两相渗流阻力随着油水前缘推进距离增加而增加, 并且可以看出水驱油过程中的压力主要是消耗在油水两相区, 这也是超低渗储层注水开发时, 油井见效不明显的主要原因之一。同时, 随着渗透率的降低, 两相区渗流阻力急速增大, 即渗透率越低, 油水两相渗流所消耗的压力越大, 提高给纯油相渗流的动力越小, 即超低渗水驱渗流注水开发与低渗或中高渗相比困难得多的原因。

Melrose和Brandner在1974年研究了孔隙卡断模型, 并研究了滞后接触对模型的影响。卡断模型是假定单根变截面路径润湿相驱替非润湿相流体卡断的情况, 并且认为孔隙壁面被润湿相铺展, 因此孔隙壁面不同位置处毛管压力将有所变化, 在喉道处的毛管压力较大, 在孔隙处的毛管压力较小。在实际的多孔介质两相渗流中, 非润湿相的滞留会包括卡断模型和孔隙对模型, 1983年Chatzis通过室内胶结岩心实验研究表明:80%的非润湿相是以卡断模型的形式残留在孔道中, 20%的非润湿相是残留在孔隙对和与卡断混合模型中。

门限毛管压力大小取决于孔隙连通的喉道数目, Hughes和Blunt提出孔隙毛管压力如下[4]

喉道中形成活塞式驱替的毛管压力表达式

Nguyen提出喉道门限毛管压力与孔隙门限毛管压力比值[5]

并且认为:孔喉比越大, CIn越小, 越容易发生卡断现象, 前缘卡断越严重;

针对这一理论, 对实验所用超低渗岩心进行了恒速压汞实验, 分析了实验岩心孔喉比分布 (图5) 。

恒速压汞实验结果可看出:超低渗储层孔喉比大, 一般为125~200, 然而中高渗储层孔喉比一般为10~50。超低渗储层孔喉比远大于中高渗, 这也是超低渗透储层前缘容易发生卡断现象的重要原因之一[4,6]。

3 动态毛管压力实验

毛管压力在超低渗非饱和渗流起着重要作用。但在常规实验室测量过程中往往测定的都是静态毛管力, 这对于实际地层渗流的非混相流体来说不够真实。为了研究清楚超低渗非饱和渗流规律, 在室内模拟地下驱替流速条件下, 采用动态驱替的方式, 测定了油水两相渗流中的动态毛管压力, 该方法能定量分析润湿相驱替非润湿相的毛管压力, 从而揭示出水驱油渗流阻力增加和岩心出口端见水后含水迅速上升的主要原因。

本次采用美国岩心公司AFS300TM全自动岩心驱替系统和鄂尔多斯盆地三叠系长6地层露头全直径岩心, 以恒压差驱替模式, 通过适当的假设条件, 测定非润湿相驱替润湿相的毛管压力。动态毛管力实验流程及步骤如下:

(1) 在设置回压条件下, 测定岩心水相渗透率;

当非润湿相流体还未流入到岩心入口端面时, 在整过岩心孔隙中流动的是润湿相流体, 此时岩心两端的压差为ΔPt, 记录岩心出口端累计流量随时间的变化情况。 (入口端管线的死体积部分非常重要, 它提供了在实验压力条件下非润湿相可以顺利进入到岩心上游端的通道。)

润湿相煤油驱替非润湿相水, 如图8所示, 当单相煤油在低渗岩心中渗流时, 累计流量随时间的增加线性增加, 说明此时的流速恒定。但是, 当润湿相流体进入岩心入口端端面时, 此时的累计流量随时间的变化与单相饱和渗流相比, 变化趋势减弱, 即非润湿相的流量仍然降低。尽管是润湿相驱替非润湿相, 但此时的油水界面产生的综合作用为阻力。这与传统认为的润湿相驱替非润湿相流体毛管力为动力不完全相符。其实在多孔介质中, 非饱和渗流中的动态接触角与毛细管动态效应有很大关系, 在驱替过程中, 随着流速的增加, 动态接触角降低;在吸入过程中, 随着流速的增加, 动态接触角增加[7]。通过实验研究表明:非饱和渗流过程中的毛管力是动力还是阻力不仅与润湿性有关, 而且跟驱替速率、毛细管半径都有很大关系[8—10]。

从实验结果可以看出, 水驱油时, 本质上水作为润湿相, 油为非润湿相, 毛管压力为水驱替油的动力, 但是在岩心入口端端面处, 当润湿相水与非润湿相油形成油水界面时, 油水两相界面的阻力却远大于水驱油的毛管压力。水驱油时, 静态毛管压力表现为动力, 并且静态毛管压力随渗透率降低而增加, 当渗透率为0.54 m D时, 静态毛管压力为0.039MPa, 而动态渗流阻力为0.277 MPa, 然而当渗透率为0.012 m D时, 静态毛管压力为0.350 MPa, 动态渗流阻力为0.501 MPa。因此, 虽然是静态毛管压力为动力, 但是由于油水界面的影响, 会导致局部孔隙吼道被油水界面切断, 从而不参与渗流。同时虽然油水界面在岩心入口端很小一段距离, 然而油水两相渗流的存在同样导致渗流阻力剧增。这也是超低渗水驱油渗流阻力增加明显的重要原因之一。

4 机理分析

回到开篇之初提出的问题, 超低渗透油藏A井生产初期产液量、含水率稳定, 见水后含水率快速上升, 产油产液量逐渐下降, 降到一定程度, 产油产液逐渐稳定。根据实验结果分析, 可以判断造成这种规律的原因主要是超低渗透储层孔喉比大, 前缘容易发生卡断, 同时当润湿相水与非润湿相油形成油水界面时, 油水两相界面的阻力却远大于水驱油的毛管压力, 会导致局部孔隙吼道被油水界面切断, 因此造成注水效果差, 产油量较低;另外岩心出口端受毛管压力影响较为明显, 当岩心出口端见水后, 毛管弯液面反转, 阻止油相流出, 因此含水率迅速上升。在明确超低渗透油藏见水机理后对于后期采取相应降低含水率, 改善注水效果, 提高采收率具有重要的指导意义。

参考文献

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[2] 尹芝林, 孙文静, 姚军.动态渗透率三维油水两相低渗透油藏数值模拟.石油学报, 2011;32 (01) :117—121Yin Zhilin, Sun Wenjing, Yaojun.Numerical simulation of the 3D oil-water phase dynamic permeability for low-permeability reservoirs.Acta Petrolei Sinica, 2011;32 (01) :117—121

[3] 梅甫良, 林广平.低渗透油藏油水两相渗流的增维精细积分法.石油学报, 2010;31 (06) :993—997Mei Puliang, Lin Guangping.Increment-dimensional precise integration method of two-phase oil-water flows in a low permeability reservoir.Acta Petrolei Sinica, 2010;31 (06) :993—997

[4] Hughes R G, Blunt M J.Network modeling of multiphase flow in fractures.Advances in Water Resources, 2001;24 (3—4) :409 —421

[5] Nguyen V, Sheppard A, Knackstedt M, et al.The effect of displacement rate on imbibition relative permeability and residual saturation.Journal of Petroleum Science and Engineering, 2006;52 (1—4) :54 —70

[6] Blunt M.Flow in porous media—pore-network models and multiphase flow.Current Opinion in Colloid&Interface Science, 2001;6 (3) :197 —207

[7] Manthey S, Hassanizadeh S, Helmig R, et al.Dimensional analysis of two-phase flow including a rate-dependent capillary pressure-saturation relationship.Advances in Water Resources, 2008;31 (9) :1137—1150

[8] Joekar-Niasar V, Hassanizadeh S, Leijnse A.Insights into the relationships among capillary pressure, saturation, interfacial area and relative permeability using pore-network modeling.Transport in Porous Media, 2008;74 (2) :201—219

[9] Moon D, Migler K B.Measurement of dynamic capillary pressure and viscosity via the multi-sample micro-slit rheometer.Chemical Engineering Science, 2009;64 (22) :4537—4542

超低渗透油藏 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)

超低渗透油藏 篇3

超低渗油藏直井开发挖潜难度大, 单井产量低, 稳产状况差;开采速度和采收率都较低, 经济效益差。而水平井采油具有生产压差小、泄油面积大等特点, 能够大幅增加单产。本文针对影响水平井初期产能的因素, 总结水平井初期产能的经验参数, 达到提高产量的目的。

2 合水地区超低渗透油藏特征

按照储层渗透率, 通常把渗透率在0.1~1m D之间的油藏, 称为超低渗透油藏。合水油田超低渗透油藏以三叠系长X为主, 岩性为浅灰色、灰色粉-细粒长石砂岩为主;孔隙以长石溶孔为主, 面孔率低, 小孔细喉型;孔隙度分布在8.5~11%, 渗透率分布在0.1~0.3m D, 储层变异系数0.56, 突进系数1.89, 非均质性较强, 非达西渗流明显, 天然裂缝发育等特征[1]。

3 水平井参数优化

为了更好的挖掘水平井潜力, 改善开发效果, 分别采用数值模拟技术和矿场统计学对各个参数进行优化。

3.1 水平段长度的优化

3.1.1 水平段长度影响初期产能的机理

取不同长度的主井筒, 数值模拟与初期产能的关系。结果表明, 主井筒长度与初期产能正相关。上述现象机理:在生产初期, 水平井产能主要来自近井地带, 井筒周围的油首先流入井筒。主井筒越长, 与油藏接触面积越大, 初期产能越高。随着生产的进行, 近井地带的油被采出, 压力向远处波及, 井筒远处的油开始向近井地带流入。此时, 地层压力下降, 初期产能随之下降。

3.1.2 水平段长度与油层钻遇率、初期产能的关系

通过矿场统计法, 发现随着水平段长度的增加, 超过800m以后油层钻遇率逐步降低;初期产能在超过800m以后增加的幅度降低, 所以800m水平段较为合理 (图1) 。

3.1.3 水平段长度与含水率的关系

不同水平段长度条件下, 井筒含水率存在差异, 数值模拟显示主井筒越长见水越早, 含水上升速度越快, 十年后含水率越高。而井筒越短则见水相对较晚, 含水上升速度较慢, 含水率也处于较低水平。因此, 井筒较长有助于提高开采效率, 但在控制含水方面存在不足。水平段越长, 初期产能和累计产量越高, 含水率也增加。综合得出主井筒800m时较适宜[2]。

3.2 布缝密度及压裂规模与水平井初期产能的关系

同类油藏开发经验表明, 注水井井排方向平行于裂缝方向, 使注入水垂直裂缝走向向采油井方向驱油, 才能最大限度的提高波及体积, 取得较好的开发效果[3]。合水长X油藏天然裂缝发育的优势方向与最大主应力的方向一致, 因此, 水平井水平段方位与裂缝的优势方向夹角90°时, 井筒直接沟通天然裂缝, 开发效果最好。

3.2.1 人工压裂缝密度优化

较大的裂缝密度可以提高超低渗透油藏的单井产量和采收率, 通过矿场统计, 确定人工裂缝的密度为2段/100m时产量增幅最大 (图2) , 段间距在50m左右油层改造较充分。

3.2.2 压裂规模与水平井初期产能的关系

储层改造时, 要将人工压裂裂缝与天然裂缝沟通产生多分支立体复杂的裂缝网络。合水油田水平井改造方式主要以水力喷砂分级多簇+混合水体积压裂的工艺, 其改造规模的大小直接影响水平井单井产能以及稳产时间。通过矿场统计, 入地液量与稳产情况存在着正相关关系 (图2) , 增加存地液量对于水平井初期稳产具有积极的作用。

4 结语

针对超低渗透油气藏的特点, 运用水平井开发可以提高单井产量以及提高采收率的目的, 结合生产实践, 通过对水平井参数不断进行优化, 从而更进一步提高单井产量, 合理开发超低渗透油气藏。进一步推广应用水平井及体积压裂改造工艺, 是现阶段该类油藏高效开发的要求。

摘要：合水地区超低渗透油藏储层物性差, 丰度低, 地层能量不足, 单井产量小, 稳产难度大。但其油气储集空间发育天然微裂缝, 利于水平井开发, 可以提高单井产量及采收率。所以, 水平井参数优化就显得至关重要, 水平井方位应垂直于天然裂缝方向。应用数值模拟及矿场统计法, 优化该类油藏水平井参数。

关键词：水平井,参数,超低渗透油藏,微裂缝

参考文献

[1]杨华;付金华.超低渗透勘探理论与技术, 石油工业出版社, 2007.

[2]胡东晖, 鄢捷年.水平井产能的影响因素[J].石油勘探与开发, 1994.

超低渗透油藏 篇4

目前, 超低渗透油藏在我国已经探明的石油资源当中, 占据着比较大的分量, 且在渗透油藏资源被大量开采之后, 为了保障我国经济市场能够正常的运转, 石油开采企业逐渐将开采的对象转移到了这类超低渗透油藏上面。虽然, 超低渗透油藏的储量目前来说比较大, 但是, 由于其具备比较多的特性, 所以, 它的开采过程也具备较高的困难度。因此, 现针对这类低渗油藏的特性, 对其做出简单的分析, 并归纳为以下几点 :

(1) 含有较多的胶状物质。主要包括硅质、方解石、伊利石、浊沸石以及铁白云石等, 占据油藏总含量的13.88%。其中, 酸敏性的矿物质居多, 利于进行注水开发。

(2) 粒径非常小。主要由细砂岩组成, 粒径小, 大多在0.16毫米左右。

(3) 孔喉较为细小。大多在43.08微米左右, 且喉道半径均不超过1微米。

(4) 储层不具备较高的物理性质。其渗透效率通常不会超过0.5m D, 具有较高的压敏效应, 且随着储层渗透率的不断降低, 其压力的敏感因子以及梯度均与其呈线性负相关的关系。

(5) 油井初期的递减程度比较大。由于受到多方面因素的影响, 例如 :夹隔层的实际发育情况等, 油井的吸水性偏低、压力较高, 使得地层压力的升高速度增快, 导致井压与泵压的值相等, 进而引发了吸水终止现象。另外, 油层渗流阻力的偏大, 也会在一定程度上提高能量的损耗效率, 导致油井注水效果变差, 产量偏低。

2 探析初期降低递减与应对策略

2.1 超前注水技术

针对具有两种特性的超低渗透油藏, 我们可选取超前注水技术, 对其进行合理的开发, 即 :1具有较差物理性质的 ;2压力因子偏低的。

根据大量实践数据, 我们可以得知 :注水时间可以成为油藏日均产油量的主要影响因素, 也就是说 :注水的时间越靠前, 油藏单井的日均产油量会得到进一步的提升, 且其递减的趋势也是较为平缓的。但是, 假若延后注水的时间, 那么其递减的趋势将会大幅度提高。因此, 在考虑到油藏各方面特性的同时, 根据其渗流阻力的大小以及微裂缝的实际发育情况, 采取超前注水技术对其进行合理的开发, 不仅能够提高油藏开发初期的产量, 还能够大大提高采收效率。与此同时, 也可以防止因裂缝的出现而引发的油井水淹问题。

2.2 合理注水技术

当在对油藏进行开发的时候, 为了对初期递减的程度进行严格的控制, 应当提高对能量进行不断补充的力度, 并全面落实平面精细调整以及控制工作, 以提高采收率, 即 :对地层压力所具有的自恢复能力进行严格的控制, 使注/ 采尽可能的达到平衡状态 ( 可依照注/ 采的实际情况, 建立起一个“驱替系统”, 并让油藏一直处于“温和注水”的状态之中, 以促使注/采平衡的实现) 。

2.3 流压控制

通常情况之下, 压力的敏感因子以及梯度都和油藏的渗透率有着直接性的关系。当地层压力不变时, 假若流压下降, 那么生产时的压力差就会逐渐提高, 但是单井的产量却会随之不断增加 ;可流压一旦下降, 油藏的渗透率就会随之逐渐降低, 此时, 压力的敏感因子以及梯度都会变大 ;倘若流压小于达到饱和状态之时的压力值, 那么原油的粘性将会大幅度提高, 且其渗流的能力也会逐渐降低, 进而导致产量的不断下降。所以, 流压的合理设计, 也可以在一定程度上提高油藏的产量。

3 结语

综上所述, 为了尽可能的提高我国对超低渗透油藏的开发效率, 我们就应当根据超低渗透油藏的特性, 采取可行性较高的应对策略, 对其注水的时间、递减趋势、能量补充以及流压等做出适当的调整, 就能够在最大限度之内, 提高超低渗透油藏的渗透率, 为企业增产。如此一来, 也就可以有效缓解我国石油资源贫瘠的程度, 并为我国石油生产企业对超低渗透油藏的开发, 奠定最为坚实的基础。

参考文献

[1]杨学峰, 张斌, 朱胜利, 等.超低渗透油藏开发初期降低递减对策分析[J].石油化工应用, 2010, 29 (9) :52-55.

[2]杨学峰, 张斌, 朱胜利, 等.超低渗透油藏开发初期降低递减对策分析[C].//第六届宁夏青年科学家论坛论文集.2010:407-411.

[3]程飞, 孙攀, 邵隆坎, 等.鄂尔多斯盆地超低渗透油藏注采参数优化研究[J].中国化工贸易, 2014, (36) :115-115.

超低渗油藏弹性开发政策界限研究 篇5

永进油田位于位于准噶尔盆地中央坳陷昌吉凹陷西段, 地层从石炭系-第四系均有发育, 主要目的层系为侏罗系西山窑组和白垩系清水河组, 该区储层物性差。该油藏的典型特征表现为:

(1) 该地区砂岩成分、结构成熟度相对较低。泥质及灰质胶结。根据岩心物性分析结果, 砂岩平均孔隙度7.6%, 平均渗透率0.27×10-3µm2, 属低孔-超低渗储层。

(2) 该区油藏类型复杂, 存在岩性、地层超覆等多种油气藏类型。

(3) 油层中深 (5880.75m) 的温度为135.7℃, 地温梯度2.31℃/100m, 属正常温度系统。地层静压为97.45MPa, 压力系数高达1.69, 属高压异常系统。

针对以上特点, 该油藏的开发重点考虑长水平井弹性开发, 采用现代油藏工程和油藏数值模拟相结合的方法, 研究了水平井开发的技术政策界限, 对于实现油藏的合理、科学、高效的开发具有非常重要的意义。

2 开发政策界限研究

Y1井区是典型的超深、超低渗、异常高压油藏, 试油试采也表明油藏压力下降快、直井产能低, 直井经济有效动用困难。利用水平井开发是提高油藏产能的一种手段, 采用数值模拟方法从四个方面优化水平井参数:

2.1 井型优化 (直井与水平井)

设计水平井段为1500米, A靶点与直井相同, 最小井底流压控制在18MPa, 预测20年生产指标。按照极限泄油半径的计算公式, 当井底流压为20MPa时, 极限泄油半径为380m, 水平井的累产油量为4.12万吨, 最大泄油半径内的采收程度为9.05%, 直井的累产油量为0.71万吨, 最大泄油半径内的采收程度为6.5%, 水平井的开发效果明显好于直井, 因此, 推荐Y1井区采用水平井开发。

2.2 水平井方位优化

根据地层倾角资料, Y1井区最大水平地应力方位为北-南向, 与区域地应力方向一致, 断层方向近东西向, 初步判断天然裂缝近东西向。优化四个方向:东北—西南、西南-东北、西北-东南、东南-西北四个方向。

通过对比分析四个方案的预测指标, 发现:Y3井指向Y1井的方案累采油量最高, 同时由饱和度模型与孔隙度模型中可以看出, 该方案水平井穿过的储层的物性最佳, 同时储层的控制程度也最高。

2.3 水平井段长度优化

2.3.1 水平井段长度设计

结合油藏工程分析, 分别设计了井段长度为800m、1000m、1200m、1400m、1500m、1600m、1800m、2000m、2200m、2400m共10种不同的方案。

2.3.2 水平井有效控制区域模型的选取

由前面知:当井底流压位为18Mpa时, 极限泄油半径为380m, 那么水平井的有效控制面积为距离水平井380m的近井区域。

2.3.3 水平井控制条件设定

最小井底流压为18Mpa, 该值选取的依据如下:地层深度为5880m, 两级泵最大下深可达4500m, 沉没深度400m, 那么泵与井底的液柱高度为5880-4500+400=1780m, 液柱压力近似等于18.0MPa, 因此, 最小井底流压取18.0MPa。参考胜利东部的极限关井条件, 极限关井日产油量取为:0.5t/d。

2.3.4 计算指标对比

通过预测, 得到不同长度井段的预测指标 (表1) , 通过分析发现:随着水平井段长度的增加, 累积产油量增加, 采收程度也增加。表明:考虑Y1井区的实际情况, 推荐水平井段1500m。在钻井工艺允许的情况下, 尽量选择长井段。

(4) 距顶位置优化

在选择水平井段长度为1500m的条件下, 分别设计水平井位于顶部、中部和底部。

通过预测, 结果表明:距顶位置对开发效果影响不明显, 采收率变化不大, 水平井位于顶部比底部仅少采油176t, 但由于重力泄油的影响, 射孔位置在中、底部好于顶部, 推荐水平井段射孔中部。

3 结论

通过开展特低渗透油藏开发技术政策界限研究, 优化了井型、方位、水平井段长度、距顶位置等参数, 确定在油藏中部、东北-西南方向、1500米长度的水平井, 预测采收程度可以达到9.72%。

参考文献

[1]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社, 1997:243-247

超低渗透油藏 篇6

关键词：PnD,分段多簇,体积压裂,水平井,大型压裂

XX井是长庆油田采油六厂部署在武卯子的一口试验水平井, 以长7为目的层, 完钻井深3455.0m, 水平段:603.1m。主要为灰黑色致密砂岩, 针对长7储层物性差、裂缝发育等特征, 通过大排量压裂, 开启天然裂缝, 形成相互对称的复杂网络裂缝;试验pnd分段多簇压裂技术, 通过多级点火实现分簇射孔、投可溶性球实现封隔、光套管压裂实现大排量注入, 提高压裂施工效率和复杂裂缝。施工排量8-10方/min, 注入总液量7880方, 加入支撑剂471.9方。这是此项技术首次在国内开展试验, 试验成功为国内致密油气有效开发提供了新的技术方向, 所取得的经验和教训可供今后国内水平井分段大型体积压裂实施参考借鉴。

一、Pn D射孔投球分段多簇压裂技术

水力泵送速钻桥塞分段压裂的改进版本——Pn D射孔投球压裂技术是当今国外致密油气水平井体积压裂技术发展的一个新方向, 近年来在国外致密油气藏开发中得到广泛应用。XX井压裂采用了斯伦贝谢公司的技术, 这也是此项技术首次在国内开展试验。

工艺过程

1.固井时下入爆裂阀 (第一段) 和5级Pn D阀 (其它5段) 。

2.第一段套管内加压, 打开爆裂阀形成通道, 然后光套管压裂改造。

3.带压水力泵送多级射孔枪至第二段, 多级点火射孔, 激活Pn D阀, 使c环形成o环, 起出电缆、投球封隔第一段, 光套管压裂作业 (压后不放喷) 。

4.用同样的方式, 根据分压段数要求, 依次下人射孔枪、射孔、投球压裂。

5.各段压裂完成后, 进行排液、求产。

技术特点

1.特别适合大排量、大液量特点的体积压裂, 通过簇式射孔实现定点、多点起裂, 裂缝位置精准, 易形成更多的缝网改造体积。

2.射孔+投球+压裂联作, 带压作业, 施工快捷, 井筒隔离可靠性高。

3.压后井筒完善程度高。金属球由复合材料制成, 密度较小, 压后可自动消融, 为后续作业和生产留下全通径井筒, 压裂后不需要钻磨即可保持全通径投产, 具有压裂作业效率高、成本低的特点。

施工难点

1.该技术关键是电缆下入射孔联作, 如果前面C环不能顺利打开或是射孔不能完成, 势必会造成不能实施压裂改造。

2.无论是在泵送射孔枪还是泵送金属球, 都需要套管具有较高的完整性。因此压裂施工中必须控制好压力, 使其在能顺利压开地层的情况下不使套管变形。

3.大规模施工, 大液量、大砂量, 大排量施工给地面压裂设备、高压管线、井口等提出了更高的长时间耐压及稳定性的要求。

二、压裂方案要点论证

裂缝参数优化

XX井区长7水平井部署采用直井注水-水平井采油、水平段垂直于裂缝方向的七点井网形式, 井距500m, 排距200m。

1.以数值模拟手段、同时以油藏改造体积为依据优化裂缝参数;

2.根据前期矿场试验及井下微地震测试结果, 优化段间距为30-50m;

3.从形成复杂裂缝出发, 单段设计4-5簇;

4.纺锤形中间裂缝半缝长240m;

5.纺锤形两端裂缝由于距离注水井连线近, 优化裂缝半长为180m。

分段和射孔位置优化

根据水平段的物性及分布、与注水井的距离、油藏模拟结果、地应力分布状态等, 进行了分段方案和射孔位置选择, 选择原则为:

1.各段的射孔簇应处于其最小主应力位置, 便于裂缝的开启和延伸;

2.各段的射孔簇应处于物性相对较好的位置;

3.避开固井质量差的层段和套管节箍 (在测固井质量和校深后调整) ;

4.考虑注水井的布井位置, 使得注水效果最优, 并且避免出现水淹;

5.考虑经济效益, 裂缝段数和工艺参数优化以NPV最大化为目标;

6.射孔相位90度, 射孔密度16孔/米, 首段采取爆裂阀使井筒与地层沟通。

初步将整个水平段分为6段, 每段4-5个射孔簇。

裂缝优化模拟结果

压裂软件模拟结果如下:

三、压裂液

工艺需要的压裂液需要具备以下性能:

较好的粘度以保持液体携砂性能稳定;与储层岩石和流体配伍;较低摩阻;控制液体滤失;抗剪切;易于准备和泵注具备快速破胶和返排能力。

根据以上要求, 选用“滑溜水+基液+交联液”的混合设计方式, 整体减小液体粘度, 降低压裂液伤害。施工中采用小台阶下的逐级提升砂浓度模式, 实现近线性加砂, 确保泵注过程中支撑剂在裂缝中的浓度能够平稳增加, 降低施工风险。

四、支撑剂优选

安72长7油藏埋深2190m, 储层闭合应力30.6MPa, 针对长7裂缝发育储层, 为形成缝网系统, 主要采用较小粒径的支撑剂支撑天然裂缝及小支缝, 采用较大粒径的支撑剂支撑主裂缝。经室内试验评价, 优选40-70目与20-40目低密度陶粒组合应用。为确保后续各段桥射作业顺利, 各段尾追16/30目固结砂, 防止支撑剂回流。

五、压裂施工准备

整个施工由多家专业施工队伍协同进行, 压裂七队负责压裂作业, 斯伦贝谢公司提供射孔器材、防喷盒、电缆封井器、吊车, 负责射孔+投球压裂联作并提供压裂液化学添加剂。压裂与监测试验由油气院与项目组共同组织协调;根据裂缝实时监测结果由油气院对单段改造参数进行调整。

1.管柱

根据邻井资料统计, 水平井水力喷砂压裂时油管破压平均为45.0MPa, N80钢级27/8"油管限压65 MPa满足压力要求;采取光套管压裂, 套管要求限压45MPa, P110钢级51/2"套管和N80钢级27/8"油管可满足压力要求。

2.井口

井口需承压65MPa, 同时必须满足117mm金属球可通过。

3.压裂设备

动用了10台2000型压裂车等各类主辅设备15台套。

六、异常情况的处理

1.工具下入过程中遇卡

补救措施:下入过程中Pn D工具可以进行旋转, 推压, 提拉等常规解卡作业。工具本体强度和套管相当或更高, 并且没有暴露在套管外的控制管线等, 因此不会限制相关作业。

2.PND阀未被激活

补救措施:如果第一次射孔激活未成功, 则进行第二次射孔。如果仍未成功, 则需要下入桥塞座封。作业流程同水力桥塞作业。

3.射孔枪入井过程中遇卡

补救措施:停泵和停电缆绞车, 拉到最大安全拉力, 用1/6允许的最大泵速洗井。不要让井内压力下降到上一级停泵后压力, 与返排操作员保持联系, 以便能快速关闭返排阀门, 避免仪器串反向移动超过电缆。

4.射孔后遇卡

补救措施:拉到电缆的最大安全拉力等待几分钟, 如果返排允许, 返排很短时间, 逐渐增加返排泵速, 与返排操作员保持沟通, 以便解卡后及时停泵。一旦射孔枪开始移动, 开动绞车上提电缆。如果尝试失败, 通过绞车电缆张力变化点验证卡点深度, 停住绞车, 逐渐增加泵速到1/6, 2/6和3/6全速。松动绞车释放5ft电缆, 然后收紧并拉到最大安全张力, 缓慢操作以免损伤电缆, 建议重复操作少于5次。如果不能解卡。客户做最终决定是否拉断工具弱点将射孔枪留在井内。

5.射孔枪点火失败

补救措施:如果射孔枪点火失败, 提出井口, 检查并更换点火设备和射孔枪弹。重新泵入射孔枪进行射孔作业。如果球座已经形成并且只有1枪未点火, 可以和客户讨论是否需要重新泵入射孔枪补孔。

6.砂堵或压力异常升高

补救措施:如果在压裂施工过程中出现压力异常升高, 则立即停砂并观察压力反应, 顶替至少1个井筒容积后考虑继续加砂。如果在施工中出现提前砂堵, 则可以先采取快速排液清砂措施, 若无法排液则下入油管清砂。所以要求井架车在井口待命。

7.储层无法压开

补救措施:若施工出现某层无法压开情况, 可先采用震荡法 (加压然后快速卸压) ;不成功则可以根据现场情况, 采用以下两种方案进行解决:1.如果地层可以吸收一定液体, 则尝试建立低排量注入酸液, 直至酸液进入地层浸泡射孔段10分钟, 再试;具体步骤如下:缓慢起泵, 观察井口压力, 以最低泵速 (例如:0.5m3/min) 进行泵注注入酸液, 直至将井筒内液体挤入地层, 在挤入期间, 根据压力情况可以适当提高排量以压开地层。如果观察到地层已经破裂, 则可以将排量提高至设计排量进行下一级压裂。如果一直没有观察到地层破裂, 可以持续以低排量注入, 直至酸液进入射孔段, 浸泡射孔段10分钟, 重新起泵再试。2.如果地层无法吸液, 则可以下入带封隔器的油管将井筒中的液体替换出来, 泵入酸液, 使得酸液浸泡射孔段30分钟, 尝试压裂。若还不成功可讨论放弃本层压裂。

七、施工简况

第一段:套管内加压打开爆裂阀形成通道, 用胍胶液光套管压裂。

第二段:带压下入长0.6m射孔枪6个, 枪型SQY89枪, 弹型DP35RD×29-1A, 孔密10孔/0.6m。带压泵送射孔枪, 排量0.5—3.0方/min, 压力6.1—15.3MPa, 历时293min, 用液360.0方, 射孔3枪, C环未打开。继续带压泵送射孔枪, 排量0.5—3.0方/min, 压力5.3-15.6MPa, 历时63min, 用液58.0方, 射孔1枪, 射孔长7:3339.84m, 推动C环形成O环, 从井口投入Φ117mm可溶性金属球1个, 封堵下层, 用胍胶液光套管压裂。

第三段:连续4天射孔激发C环未成, 采用闸门控制放喷正常, 后用活性水正挤水压井。采用闸门控制放喷180min, 返出液体65.0方。C环仍未闭合, 后改为水力喷射环空加砂。

第4-6段射孔激发C环均一次性闭合, 压裂正常。该井压后自喷原油百吨以上。

八、存在的问题

1.采用三入口压裂井口, 施工中排量较高, 各个高压管线存在震动、不稳定现象, 连接方式有待改进。

2.无特制的投球器, 从井口投球影响了施工时间。

3.压裂第一段时由于大罐极为分散, 考虑到管线较长, 混砂车打足8方排量不易, 采用2套压裂机组双混砂车加砂, 出现了加砂未能同步的问题。

4.施工中出现了C环连续射孔未激活、C射孔枪未发射等问题, 耗费了大量液体、精力及时间, 影响了施工周期。

九、认识与建议

1.现有的体积压裂施工组织模式值得商榷。大型压裂施工涉及到多个专业服务队伍的多个专业技术作业, 密切配合、通力协作是施工获得成功的前提和保证。

2.体积压裂配套高低压管汇与连续输砂装置的研究。体积压裂一般具有大排量、大液量、大砂量、低砂比的特点, 使用多种液体和多种粒径的支撑剂。施工设备、设施及地面流程配套要适应体积压裂的这种特点, 该井施工由于井场局限, 大罐摆放不到位等因素的影响, 多次出现加砂不能连续进行的情况, 建议开展连续输砂装置的研究。

3.如何在井场狭小与施工规模大之间找一平衡点。由于现有政策的影响, 井场面积会越来越小, 如何有效利用设备, 安全平稳施工给我们提出了严峻考验。应用连续混配工艺, 简化了压裂地面流程, 缩短施工准备时间, 减少了场地占用, 防止了压裂液浪费, 实现了环境保护。

4.压裂井口应使用专用的多入口压裂头, 下方安装和井筒内通径相同的液压阀、四通、投球器和总闸门。总闸门处于常开状态, 这种连接方式使得射孔、投球电缆作业十分方便, 便于施工连续。

5.XX井的压裂实践, 对国内致密油气有效开发勘探开发进行了有益的探索, 所取得的经验和教训可供今后国内水平井分段大型压裂施工参考借鉴。

参考文献

[1]詹鸿运.刘志斌.程智远.田文江.张鹏.韩永亮水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用[期刊论文]-石油钻采工艺2011, 33 (1) .

超低渗透油藏 篇7

关键词：长庆油田,姬塬,超低渗透,储层特征,孔隙类型,产能

1 储层特征

1.1 储层沉积特征

对岩芯观察及各种相标志研究,确立姬塬地区长4+5油层组为淡水湖泊建设型三角洲沉积体系,砂体呈指状进积特征,研究区内主要发育三角洲前缘亚相和前三角洲亚相沉积。三角洲前缘亚相又可划分为水下分流河道、河口坝、水下天然堤、远砂坝、席状砂五个沉积微相,其中水下分流河道和河口坝是三角洲前缘亚相沉积主体,砂岩含量可达70%,为油气富集的主要微相带。

1.2 储层岩石学特征

根据镜下岩石薄片观察与统计,姬塬地区长4+5油层组颗粒矿物组分由长石、石英和岩屑组成,其中长石颗粒含量在18%～64%,平均为44%;石英颗粒含量在22%～57%,平均为38%;岩屑粒含量在6%～41%,平均为18%。粒度分析表明,长4+5砂岩分选性较好,粒度在(0.08～0.2) mm,以细粒砂为主,频率统计细砂颗粒含量可达90%。储层岩性主要为长石细砂岩和岩屑质长石细砂岩。

1.3 储层成岩作用特征

储层成岩作用对储层的孔隙演化和储层渗流特征具有重要影响,对该区储层的孔隙演化起主要作用的有机械压实作用、胶结作用和溶解作用。

1.3.1 机械压实作用

机械压实作用是使孔隙度减小的储层成岩作用,在镜下表现为塑性颗粒的弯曲或颗粒形态变化,有的塑性碎屑形成假杂基状。定量统计表明,机械压实作用使储层孔隙度平均减小19.7%,依据压实强度分级标准[4],姬塬地区储层属中等压实强度。

1.3.2 胶结作用

胶结作用是使孔隙度减小的储层成岩作用,研究区胶结作用类型包括:自生碳酸盐胶结、自生石英胶结、自生长石胶结、自生黏土矿物胶结。

1.3.3 溶蚀作用

研究区溶蚀作用以长石和岩屑的溶蚀为主,薄片观察表明,砂岩溶蚀作用贯穿于整个成岩演化过程中,准同生期表现为碎屑颗粒边缘的弱溶蚀作用,呈港湾状;浅埋藏期是由于地层中孔隙流体对碎屑颗粒的溶蚀,形成扩大的粒间孔;深埋藏期是溶蚀作用发生的最主要时期,主要表现为有机酸溶液对硅酸盐碎屑颗粒的溶蚀作用,特别是对长石和岩屑颗粒的溶蚀作用,溶蚀作用对本区储层建设具有积极作用,统计表明本区溶蚀作用使储层孔隙度增加0.5%～1.5%。

1.3.4 储层成岩阶段

根据中国石油天然气行业标准《碎屑岩成岩阶段划分规范》,结合姬塬地区长4+5油层组砂岩压实程度、自生矿物成岩演化序列、黏土矿物演化特征,认为研究区储层成岩阶段处于中成岩A期。

1.4 孔隙与孔喉结构

1.4.1 孔隙类型

姬塬地区长4+5油层组储层孔隙类型主要有残余粒间孔、溶孔和微孔缝。

(1)粒间孔

粒间孔是初始粒间孔经机械压实和化学胶结作用后残留的粒间孔隙。镜下观察表明粒间孔的发育与砂岩厚度密切相关。在砂体单层厚度较大,刚性颗粒较集中部位粒间孔大量发育。图像分析统计表明,研究区残余粒间孔含量在0～6%,平均为1.6%。

(2)溶蚀孔

溶蚀孔是由于溶蚀作用使胶结物或颗粒发生溶蚀而产生的孔隙类型,表现为粒间溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔三种类型,以长石溶孔最发育,占溶蚀孔隙总量的40%～50%,其次为岩屑溶孔。长石溶孔常呈蜂窝状粒内溶孔,长石颗粒全部溶解时,形成铸膜孔。

(3)微孔缝

微孔主要是高岭石、绿泥石和伊利石等粘土矿物晶体之间的细小孔隙,在扫描电镜下可以观察到微孔大小一般为(1～10)μm。微裂隙主要是颗粒裂隙,含量较低。

1.4.2 孔隙大小

图像分析结果显示,研究区砂岩储层孔隙大小多为(40～100) μm,个别孔隙可达(130～250) μm。一般孔隙直径(15.6～252.9) μm,平均71.1 μm;面孔率0.5%～6.5%,平均3.1%;孔隙比表面积0.2～0.8,平均0.4;孔隙形状因子0.4～0.9,平均0.6;孔喉比0.0～3.8,平均1.4;孔隙配位数0.0～1.0,平均0.3;孔隙均质系数0.3～0.6,平均0.5。根据李道品等的划分方案[5],姬塬地区储层孔隙直径主要分布在(10～90) μm,分布峰值为30 μm和50 μm,属大孔或中孔型,其次为小孔。

1.4.3 孔隙组合

研究区储层孔隙组合类型有粒间孔+微孔组合、粒间孔+溶孔+微孔组合、溶孔+微孔组合和微孔组合四种,其中前三种是有利的孔隙组合类型。这些有利的孔隙组合主要分布在水下分流河道或河口坝微相砂岩中,并受控于有利的成岩相带中。

1.4.4 孔喉结构

根据姬塬地区长4+5储层砂岩压汞资料确定孔喉半径及毛管压力曲线特征将研究区孔隙结构划分为三大类(见表1)。

1.5 储层物性

岩心测试分析结果表明:姬塬地区长4+5储层孔隙度为2.1%～14.4%,平均为8.4%;渗透率为0.008×10-3 μm2～0.849×10-3 μm2;平均为0.26×10-3 μm2。孔隙度多集中在5%～10%;渗透率一般在0.2×10-3 μm2以下。表明本区是低孔超低渗透型储层。

1.6 储层分类与评价

常规储层评价标准不适合于长4+5油层组超低渗透型储层,因此针对该区储层沉积微相、砂体、成岩、物性、孔喉参数等特征,建立了适合研究区储层特征的评价标准,将本区储层划分为三类,并编制了储层综合评价平面图。

从长4+5组储层分布总体来看,I类储层分布面积较小,占全区的25.3%,储层性能最好,测井解释孔隙度平均为9.71%,测井解释渗透率平均为0.72 md,平均砂岩厚度为18 m,一般位于水下河道核心部位。

II类储层分布面积最大,占全区的40.6%,储层性能较好,平均测井解释孔隙度为9.67%,平均测井解释渗透率为0.59 md,平均砂岩厚度为13.1 m,一般位于水下河道边缘部位或河口坝部位,厚度比I类储层薄。

III类储层是较差储层或非储层,面积较大,占全区的34%,测井解释孔隙度平均为4.49%,测井解释渗透率平均为0.37 md,平均砂岩厚度为6.36 m,一般位于水下河道间湾或薄层河口坝。

2 储层对油层及单井产能的控制

将姬塬地区长4+5组不同储层平面分布与油层分布及试油井单井产能资料结合起来研究,发现储层对油层发育及单井产能有很大的影响和控制作用[6], I类储层尽管分布面积小但油层厚度最大,试油井出油井数多,试油单井产能高;II类储层区油层较发育,试油单井产能也较高,但出油井百分比低, III类储层分布区无油层分布,无试油井(见表2)。

3 结论

通过对长4+5组储层特征及对产能控制作用的综合研究,认为长4+5组储层岩性主要为长石细砂岩和岩屑质长石细砂岩;储层物性较差、为典型的低孔超低渗透储层;储层成岩阶段处于中成岩A期;储层孔隙类型主要有残余粒间孔、溶孔和微孔缝;三角洲前缘水下分流河道砂和河口坝为有利油气富集微相带,建立了适合该区的储层评价标准,该区储层可划分为三类,I、II类储层是该区有利储层,并控制该区油层分布和单井产能。

参考文献

[1]罗顺社,银晓.鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8沉积相的研究.石油天然气学报,2008;30(8):5—9

[2]王战永,陈义才,何逢阳,等.鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长6段储层特征研究.中国西部科技,2010;29(10):19—21

[3]窦伟坦,田景春,王峰,等.鄂尔多斯盆地长6油层组储集砂岩成岩作用及其对储层性质的影响.成都理工大学学报(自然科学版),2009;36(2):153—159

[4]温德顺,陈章顺,卜广平,等.姬塬油田胡150胡153区长4+5储层特征及主控因素.西安石油大学学报(自然科学版),2010;25(3):30—33

[5]申芳,任亮,李罡等.鄂尔多斯盆地姬塬地区长21储层特征及其影响因素.辽宁化工,2010;39(10):1090—1092