裂缝型油藏

2024-08-28

裂缝型油藏（精选八篇）

裂缝型油藏篇1

1.1 裂缝线上油井见水快、周期短

盘古梁油田共有高含水油井203口, 其中投产初期高含水井83口, 随着采出程度增加油井见水120口, 与见水前相比产能损失357吨。随着关停40口见水井, 迫使水驱方向发生改变, 侧向油井见水趋势明显, 见水方向已经由单一化向多元化发生转变, 油藏控水稳油难度增大。

1.2 水驱不均, 主、侧向地层能量保持水平差异大

通过对长6油藏能量分布图和注水见效图以及油井压力和供液能力散点图的对比, 产液量高的井, 地层能量都相对较高, 反映出地层能量保持水平对油井生产和油藏高效开发起主导作用。但在油藏平面上能量分布不均衡, 这点从长6油藏历年主、侧向压力曲线可以看出, 随着注水开发时间的延长, 主、侧向油井的压力差异性逐渐放大。同一注采单元内部, 注水沿主应力方向推进明显, 主向油井地层能量高, 而侧向油井地层能量则保持水平较低。

1.3 水驱不均, 主、侧向油井生产动态差异大

平面上注入水易沿主应力方向的高渗段单向突进, 造成了主向油井见效周期短、见水早, 甚至短时间内的暴性水淹, 同时随着注水时间的延长, 主应力方向油水井之间水线逐步贯通, 形成比较长的裂缝带, 注入水在注水井和采油井之间形成“短路”循环, 侧向油井则得不得能量补充, 油井注水受效差。

2 实行油井堵水工艺的必要性

为了验证油井深部堵水技术的重要性, 采取平板模型开展实验, 在模型中利用环氧树脂胶将石英砂粒径粘接在两个平板之间, 在模型的对角线端留有两个入口, 分别作为油井和注水井, 在模型对角线中, 分别1-5编号表示堵剂的放置位置。如图1所示。

在该图中, 从1-5位置分别代表:注水井的近井地带;注水井的过渡地带;油井和注水井的远井地带;油井的过渡地带;油井的近井地带。

在实验过程中, 将模型与可视化驱油装置连接, 按照饱和水、饱和油、水驱油的顺序进行实验。在图1的孔道位置注入堵水剂, 然后进行水驱, 利用图像分析软件, 计算相应水波和面积, 得出采收率。

经实验表明, 在实行油井堵水施工过程中, 将堵剂放在远井地带比放置在近井地带具有更好的采收率。当开采进入特高含水期之后, 一般在注水井附近就会采取分注、调剖等方式, 剩余油比较少, 而大多数剩余油都分布在中低深层, 通过提高注入水在油井区的波及体积, 可有效改善水驱效果。因此, 加强油井深部堵水, 非常重要。

3 油井堵水施工技术要点

3.1 选井原则

油井含水90%以上, 出水层位准确可靠;油水井间存在裂缝或高渗透带的油井;非主力出水层剩余可采储量大, 可供产能接替的油井;油井初期产量高, 后因注水井与油井窜通而导致暴性水淹的油井;井况复杂, 不适于机械堵水的油井。

3.2 施工步骤

采用光油管进行施工, 管鞋位于堵水层上界5-10m, 需要分层堵水的可采用填砂或卡封保护非目的层;施工前起出井内管串, 下化堵管柱, 井口更换为250高压井口, 紧固螺丝, 必要时可用地锚和钢丝绳对井口进行锚固;进行井口及管线试压, 试注至压力稳定后测吸水指数和压降曲线;采用多段塞连续注入方式。各段塞浓度、液量根据实际情况及时作适当调整。

3.3 施工保障质量保障措施

施工前: (1) 对井口及管线试压, 必要时整改或更换井口, 确保井口不刺不漏; (2) 起出生产管柱, 下入化堵管柱, 确保管柱完好; (3) 为降低主向来水压力, 要求对应注水井停住。

施工中: (1) 要连续平稳注入, 保证井组注采平衡; (2) 要作好停电、停水等突发事件应急预案, 若出现突然停泵现象, 则应立即用泵车或注水管线注水将调剖剂顶替出井筒或管线。

施工后: (1) 要及时正反交替挤入顶替液, 确保井筒无堵剂; (2) 根据调堵后油井情况, 适时对方案进行调整。

3.4 排量与使用浓度

任何种类堵剂由于技术指标、性能等不同, 在施工中采用的排量、浓度等也有所区别。在油井堵水施工过程中, 配液完毕之后应尽量减少挤注时间;在堵水施工过程中, 控制排量在4m3, 将压力控制在允许的15.0M P a范围内。如果地层的孔隙度比较大, 且渗透率高, 就需要选择适当提高堵剂浓度, 一般情况下, 现场施工的常规浓度为5-10%。

3.5 确定堵剂用量

现场施工人员必须科学计算堵剂量, 如果剂量过多, 可能进入套管或者进入地层过远;进入套管, 就会在套管中产生凝固;如果进入地层过远, 并且超过了处理半径, 会对后期的射孔产生影响。

4 油井堵水施工技术效果分析

2011年, 在采油三厂盘古梁作业区进行了油井深部堵水先导试验, 截至目前已施工6口井。日增油量5.55t, 累计增油1660t, 措施有效井目前5口, 措施有效率83.3%, 平均单井日增油1.12t。

5 结论

(1) 堵水的关键是找准出水, 只有找准出水层位, 才能对症下药地进行封堵水层, 建议下步加强找水工艺研究; (2) 不同的窜流通道类型决定了堵剂的类型、用量、堵水工艺设计等, 因此应进一步加强窜流通道识别技术研究; (3) 封堵高渗层时存在一个最佳时机的问题, 一般当含水达70%时封堵效果较好; (4) 采用不同强度、不同类型的堵剂段塞进行复合施工, 比单一堵剂体系效果好; (5) 采用深部复合堵水工艺技术, 进一步强化封堵深度, 比单一的浅堵效果好; (6) 对于油层跨度大, 层间差异大的井, 最好采用细分层系进行堵水施工; (7) 进一步加强方案优化设计和施工管理, 做到精心设计, 精细施工, 以保证施工质量和效果。

摘要：随着油田注水开发时间的增加, 部分油井含水会持续上升, 直接造成水淹油层现象。本文结合实际工程案例, 对油井深部堵水施工的必要性、施工要点及工程效果等问题进行分析与阐述。

关键词：油井堵水,施工,效果

参考文献

[1]刘建新、张营华、任韶然.新型相对渗透率改善剂控水性能试验研究[J].石油天然气学报.2008 (5)

[2]赵福麟、戴彩丽、王业飞、冯德成、陈凯.油井堵水概念的内涵及其技术关键[J].石油学报.2006 (5)

[3]杨怀国、刘法杰、王燕娜、郭春梅、陈士国.油井化学堵水工艺技术新进展[J].油气田地面工程.2009 (5)

[4]唐延彦、李兆敏、苏庆郁、张星、蔡文斌、刘伟.油井堵水后地层压力分布及敏感性分析[J].油气地质与采收率.2010 (4)

[5]杨会丽.油井堵水决策技术研究[J].中国石油大学 (华东) :油气田开发工程.2006

油藏裂缝特征及对注水开发的影响篇2

关键词：油藏；裂缝；特征；注水

1 概述

我国低渗透油资源占总资源量的22.4%，其中40%以上的燃气资源赋予在致密砂岩储层中，给资源的开采和利用造成了很大困难。这主要是因为该类储层属于不同程度的发育构造裂缝，结构分布复杂，所以至今还未得到高效的开发和利用。低渗透裂缝性储层是陆相油气田的主要特征之一，也是开发该类油气资源所必须解决的课题之一，开展对低渗透储层裂缝的特征研究，对于提高油气资源开采率具有重要的指导意义。

2 油藏裂缝特征识别

2.1 岩芯观察法识别裂缝特征油藏裂缝最直接有效的预测和观察方法是岩芯观察法，通过对岩芯宏观和微观的观察，可获取岩芯裂缝多项参数，为裂缝特征研究提供基础数据；另外，岩芯观察法还可作为其他方法的辅助手段，检验预测结果的准确性。

以A油田为例，对该油田的6口油井的岩芯取样观察，发现其中的5口油井有垂直裂缝，这充分说明该地区油层裂缝的发育较为充分，且以高角度裂缝为主，斜交缝偏少。据此，可预测储层裂缝方位主要为垂直缝和高角度裂缝。野外地质露头表明该地区裂缝发育主要有东西向和南北向两组，且东西向裂缝发育程度较高，两组裂缝间距大、延伸远、涉及范围较广，属于稳定的区域裂缝；同时局部地区有北东向和北西向共轭裂缝，但发育程度和规模较小。

2.2 示踪剂测试技术识别裂缝特征示踪剂测试技术是将示踪剂注入到注水井中，然后监测周围油井示踪剂浓度情况，再绘制出浓度——时间曲线图，对该曲线进行数值分析后获取地层有关的物理性质参数，从而为油藏地质特征的预测、堵剂用量的确定提供参考；同时还可对油层是否存在高渗透层或大孔道提供必要的辅助数据。利用示踪剂测试技术时，应根据监测井组的动静态资料设计合适的检测方案，并以此作为选择、制备示踪剂的主要依据；注入示踪剂后，在周围生产油井中进行取样、制样，通过专业的实验分析，检测样品中示踪剂的含量，为绘制示踪剂浓度变化曲线提供数据，再结合地质油田的动静态资料，最终确定示踪剂的流动方向、速度、波及情况等各类信息。若油田所在区域地质为裂缝性砂岩，可将其看作若干组导流能力相同的裂缝组成，示踪剂注入后首先沿各组裂缝突入生产井，随着裂缝组数的增加，示踪剂的产出曲线峰值也将增加，各组裂缝浓度之和可通过示踪剂产出浓度之和进行模拟计算，最后通过数学模型求得各组裂缝的体积和渗透率。

在实际生产中，常用的示踪剂为同位素示踪剂，利用该类示踪剂可获取油田井的如下信息：①井组中油井与水井之间的连同情况；②是否存在高渗透带或裂缝；③对井组各井方向高渗透水层的地质参数进行定量分析；④判断井组的流动能力。通过以上四方面信息的获取，可对地质裂缝或高渗透通道的平面或纵向分布情况进行精确判断；利用示踪剂水推速度的差异，确定地质高低；利用同一井组，不同井距油井间示踪剂的时间、峰值浓度、流动能力的不同，判断井组裂缝的分布特征。

2.3 水驱前缘测试识别裂缝特征油气藏自身活动可诱发轻微地震，如流体在孔隙、裂隙内的流动；天然气聚集或运移过程中引发应力积累和释放；火驱采集时加热诱发岩石破裂；流体排出时地层下沉等。当地震发生时，可通过震源的确定描述地下渗透状况，从而为油气资源的开发提供指导。根据摩尔——库伦准则，孔隙压力升高时也会诱发微地震，因此，向油气田井组注水，可诱发微地震，对其进行监测即可获取重要的地质参数信息，这就是水驱前缘测试技术识别地质裂缝特征的原理。

以B油田为例，该油田对8个注采井组进行了水驱前缘测试，各井组所得水驱波及面积均不相同，这为解释该地区地质特征提供了重要参考。测试结果表明，压力升高之前，裂缝方向主要为北东走向；压力升高后，北西走向出现了新的裂缝；西部地区多数井平面矛盾比较明显，而中、东部地区大部分井组则表现出纵向非均质性较强的特征；这说明地层压力对裂缝发育影响较大，应在油藏开采过程中谨慎对待。

3 裂缝对注水的影响

3.1 裂缝对油藏开发的作用裂缝的存在及其发育程度对低渗透砂岩油藏的注水开发有双重作用，一方面油藏储层裂缝的存在相当于高渗透通道，可大大增加基质渗透率，提高油井的采出率，有利于油田的开发利用；另一方面裂缝的存在还会加强储层的非均质性，一定程度上会造成油水井间的方向性水窜，进而降低注入水的波及系数。若在注水过程中没有进行严格的控制，还可能会使采油井过早见水甚至水淹，降低油田的开发效率。因此，了解裂缝对油田注水的不利影响，可为油田的安全开采和高效开采提供重要指导。

3.2 裂缝对注水的影响在对裂缝特征、井组注水开发动态分析的基础上，裂缝对油田注水的负面影响主要表现为：产量递减速度快。层内矛盾突出以及平面矛盾突出三个方面。首先，产量方面。油井在裂缝的影响下，会出现过早见水问题，水量上升快，调整难度大。在对储层裂缝特征分析中可知，高含水油井产量下降的主要原因是裂缝性见水和见效见水；超前注水时，注水压力过大导致裂缝发育；而油井投产后仍保持原有的高强度注水，导致油井见效即见水。其次，层内矛盾。油井裂缝见水后，导致见水层压力升高；低含水层难以再动用。若不对注水压力进行控制，则容易导致注水单层突进，使尚未处于开启状态的裂缝突然开启，造成油井迅速水淹。最后，油井见水后，低含水井供液能力迅速下降，增加平面矛盾。

4 结语

裂缝对低渗透油藏开发具有双重作用，一方面可改善储层的渗透性，提高油井的开采率；另一方面还可能增强油层的非均质性，造成水淹、水窜等事件，不利于油井的开发。因此，我们在开采低渗透油气田时，应利用岩芯观察法、示踪剂测试技术和水驱前缘测试技术识别油层裂缝特征，制定科学、安全的开采方案，充分发挥裂缝的积极作用，抑制其消极作用，提高低渗透油气藏的开采率。

参考文献：

[1]孟选刚.郑庄长6油藏裂缝特征及对注水开发影响研究[D].西安石油大学，2010.

[2]谢景彬，龙国清，田昌炳，侯建锋，李军诗，王友净.特低渗透砂岩油藏动态裂缝成因及对注水开发的影响——以安塞油田王窑区长6油组为例[J].油气地质与采收率，2015，03：106-110.

[3]赵良金，黄新文，王军.文东油田沙河街组三段中亚段油藏裂缝发育规律及其对注水开发的影响[J].石油与天然气地质，2009，01.

裂缝型油藏篇3

关键词：裂缝性低渗透油藏,pH响应型聚合物,流变性,封堵性,注入参数

低渗油藏已成为我国油气储量的重要接替力量, 由于其天然能量低, 弹性开采递减迅速, 注水已成为该类油藏开发的必由之路, 但是由于低渗油藏多发育微裂缝, 在注水过程中极易造成水窜[1—3]。常规聚合物调剖技术在该类油藏中适应性较差, 存在有效期短、调剖剂浪费严重、作用半径短、无法发挥深部调剖作用等的缺点。p H响应型聚合物对p H值具有较强敏感性, 其黏度在较低的p H值条件下黏度很低, 当p H值升高时, 黏度逐渐增大, 在偏中性条件下, 黏度急剧增大。裂缝性低渗透油藏p H响应型聚合物深部调剖技术利用了p H响应型聚合物的特点, 在初期注入时加入酸性物质, 使其聚合物溶液显酸性, 降低了聚合物的黏度, 增加了其注入性, 有利于聚合物进去油藏深部, 在运移过程中随着地层水的稀释及其与地层岩石的反应等, 聚合物溶液的p H值逐渐增大, 导致聚合物黏度增大, 增加了注入液的渗流阻力, 封堵裂缝及高渗通道, 使后续注入液在油藏深部成功实现液流转向进入低渗层, 扩大波及体积, 大幅度提高油藏的最终采收率[4—8]。

根据裂缝性低渗透油藏特征, 研制出一种p H值响应型聚合物, 评价了其p H响应性并对其微观结构进行了表征, 阐述了其响应机理, 评价了其流变性能、封堵性能和提高采收率能力。该类聚合物的成功研制可为裂缝性低渗透油藏的稳油控水提供一定借鉴。

1 实验部分

1.1 实验材料

p H响应型聚合物3630, 实验室自制;部分水解聚丙烯酰胺 (HPAM) , 1 900×104, 固含量为88%, 大庆炼化公司生产;2-丙炔-1-醇, 分析纯, 国药集团化学试剂有限公司;柠檬酸, 分析纯, 国药集团化学试剂有限公司;氢氧化钠, 分析纯, 国药集团化学试剂有限公司。

实验用水为长庆油田模拟注入水, 矿化度43 820 mg/L, 离子组成 (mg/L) 为:K++Na+6 974.7、Ca2+9 468.9、Mg2+30.4、Cl-2 6971.4、SO42-120.1、HCO3-189.2, 水型为Ca Cl2型, p H值为6.8;

实验用油为长庆油田某油区脱水脱气原油与柴油按体积比1∶9配制, 40℃下原油平均黏度为4.89 m Pa·s。

封堵性实验用岩心为三块长庆油田裂缝性方形岩心LF-1、LF-2和LF-3, 尺寸均为:4.5 cm×4.5 cm×30 cm, 气测渗透率分别为40.25×10-3μm2、38.19×10-3μm2和41.58×10-3μm2;提高采收率实验用双管填砂管模拟地层的高低渗透层, 填砂管TS-1和TS-2的气测渗透率分别为46.87×10-3μm2 (低渗层) 和200.82×10-3μm2 (高渗层) 。

1.2 实验仪器及方法

1.2.1 聚合物p H响应性

分别利用模拟地层水配制1 000 mg/L, 2 000mg/L, 3 000 mg/L的p H响应型聚合物3630母液和HPAM母液各100 m L, 分别向各聚合物母液中加入缓蚀剂2 m L 2-丙炔-1-醇, 搅拌均匀, 各加入一定量的柠檬酸, 利用磁力搅拌器搅拌均匀, 利用p H计测定其p H值以及该p H值下的黏度。然后加入氢氧化钠把PH值从酸性调到碱性, 用同样的方法测量聚合物溶液的黏度。

1.2.2 聚合物微观结构表征

利用Nano ScopeⅢa原子力显微镜 (美国Digital Instrument公司生产) , 对3630聚合物表面形貌进行50μm范围的扫描。

利用Hitachi (日立) S-3400N扫描电子显微镜, 用微量注射器取p H=7条件下2 000 mg/L的聚合物3630溶液, 在超低温冷冻机的液氮中预冷动10min, 再转移到真空冷冻干燥机中, 在-80℃的真空条件下冻干48 h, 然后取出样品喷金后, 观察其结构。

聚合物分子线团尺寸Dh采用美国布鲁克海文BI—200SM型广角动/静态光散射仪系统 (Brookhaven Instruments Cop, USA) 测试, 测量了p H=3和p H=7条件下2 000 mg/L的聚合物3630溶液的Dh, 采用CONTIN数学模型进行数据处理。

1.2.3 聚合物的流变性

利用模拟地层水配制2 000 mg/L的p H响应型聚合物3630母液100 m L, 向聚合物母液中加入缓蚀剂2 m L 2-丙炔-1-醇和一定量的柠檬酸和氢氧化钠把p H=3和p H=7的聚合物溶液, 恒温40℃下, 利用RS600型Hakker流变仪测定在剪切速率范围0.01~1 000 s-1下黏度随剪切速率的变化曲线。

1.2.4 聚合物的耐温及抗剪切性

将p H=7的聚合物3630溶液加入流变仪样品杯中, 利用圆桶系统开始实验并升高温度, 其升温速率为1℃/min±0.2℃/min, 在升温的过程中, 一直不停的对聚合物3630体系以170 s-1的剪切速率进行剪切, 研究其耐温能力, 通过分析剪切过程中的温度、聚合物3630体系黏度的变化, 进而探索聚合物3630体系的抗剪切等性能。

1.2.5 聚合物封堵性

p H响应3630聚合物的封堵性能可用封堵率来表征, 它能表征聚合物对多孔介质的封堵能力。选取3块不同渗透率的裂缝性岩心, 岩心参数见表1。首先将岩心抽真空, 饱和地层水, 测定孔隙体积和孔隙度, 以0.1 m L/min的速度水驱至压力稳定, 记录压力并计算水驱状态下的水测渗透率, 然后以0.05m L/min的注入速度注入用地层水配制浓度为2 000mg/L的聚合物体系0.4 PV (加入缓蚀剂后调节p H=3) , 然后以0.1 m L/min的速度水驱0.4 PV, 在40℃下静置24 h后以相同的水驱速度水驱, 直至压力稳定为止, 记录压力, 计算封堵后的水驱渗透率。最后计算封堵率。

1.2.6 聚合物驱油性能

利用驱油效率实验验证聚合物体系的提高采收率能力, 实验流程同封堵性能实验类似。首先将两填砂管抽真空, 饱和地层水, 测量孔隙度;在40℃下恒速水驱, 测定填砂管渗透率;用模拟油恒速驱替岩心中的水, 直至出口端无水流出, 计算含油饱和度;恒速水驱饱和原油的岩心, 直至出口端无油流出, 记录压力变化, 计算水驱采收率;以0.05 m L/min的注入速度注入聚合物体系0.4 PV (加入缓蚀剂后调节p H=3) , 然后以0.1 m L/min的速度水驱0.4 PV, 静置24 h后水驱, 直至出口端无油流出, 记录压力变化, 计算分流率和采收率。

2 实验结果与讨论

2.1 聚合物p H响应性

图1为不同浓度的p H响应型聚合物3630和HPAM溶液黏度随p H的变化规律, 由曲线可知3630聚合物具有明显的p H响应性, 在较低的p H下 (p H<7) , 黏度随着p H的下降急剧降低, 低黏度保证了聚合物在地层附近的可注入性, 加之聚合物溶液中的H+可溶解地层附近的堵塞物, 有利于消除近井地带的污染。进入地层的3630聚合物溶液在地层水的稀释及地层矿物及杂质溶解作用下, p H逐渐增大, 当p H增大至接近于7时, 3630聚合物溶液的黏度急剧增大, 此时的高强度完全可满足地层深部封堵, 实现后续注入液体液流转向的目的。常规的聚合物HPAM溶液黏度随p H值的增大略有增大, 但是远远低于在p H=7条件下配制的聚合物溶液的黏度, 这主要是由于加入柠檬酸后, 造成了黏度的急剧下降, 随后虽然加入氢氧化钠后恢复p H值, 但由于常规聚合物在低p H下结构已改变, 无法恢复原状, 因此, 无法实现p H响应聚合物具有的后期高黏度封堵的特性。

2.2 聚合物结构表征

图2左侧原子力显微镜AFM图为50μm范围内扫描3630聚合物样品的形貌图片, 由形貌图片可看出3630聚合物为枝状网络结构, 一个树枝主干上有许多小枝杈, 当这个主干生长到一定长度后就不再继续增长, 而另一个小枝杈则生长成为主干, 如此继续, 构成树状的分形结构。图2右侧扫描电镜SEM图为p H=7条件下2 000 mg/L的3630聚合物的微观扫描照片, 由扫描照片亦可看到3630聚合物为线状网状聚集态, 存在粗的主干和细的分支, 分子链柔性较强, 分子链间相互缠绕, 这种分子结构包裹水分子的能力较强, 增黏性较好, 这也揭示了3630聚合物p H响应机理, 在较低的p H下, 由于分子链伸展, 包裹水分子能力较弱, 当p H升高时, 分子链开始互相缠绕, 包裹了大量水分子, 黏度迅速增大。

图3为利用光散射仪测定的聚合物分子线团尺寸, 2 000 mg/L的聚合物溶液, 在p H=3条件下, 3630聚合物的流体力学半径有两个峰值, 分别是5nm和25 nm, 聚合物长链处于伸展状态, 尺寸较小, 小于地层孔隙, 这也验证了其初期的可注入性, 当p H=7时, 由于3630聚合物具有p H响应性, 分子链互相缠绕, 双峰右移, 动力学半径迅速增大, 分别是24.5 nm和56 nm。

2.3 聚合物的流变性

图4为2 000 mg/L的p H响应型聚合物3630溶液在p H=3和p H=7的条件下测得的流变曲线。不同p H条件下的聚合物溶液均表现出“剪切变稀”的假塑性流体特性, 在相同的剪切速率下, p H=7值下的3630聚合物溶液的表观黏度远高于p H=3条件下的聚合物黏度。由于聚合物在地层中运移速度较慢, 因此低剪切速率范围内的黏度更具实际参考价值, 由图可看出在低剪切速率下, p H=3和p H=7之间的黏度差值相比高剪切速率下更大。初期低黏度后期高黏度可更好的发挥聚合物深部调剖的作用。

2.4 聚合物的耐温及抗剪切性

当体系注入地层深部封堵高渗通道后, 聚合物的耐温抗剪切性决定了其有效期的长短。图5为p H=7条件下3630聚合物体系黏度随时间的变化曲线, 可看到, 随着时间延长, 3630聚合物体系的黏度逐渐降低, 最后趋于稳定;在温度达到105℃时, 在170 s-1的剪切速率下, 连续剪切40 min后, 3630聚合物体系的黏度仍然稳定在60 m Pa·s左右, 说明该体系在105℃下具有良好的耐温能力, 适用于高温低渗油藏。且抗剪切性较好, 说明流变稳定性好, 可满足现场深部调剖高效封堵的要求。

2.5 聚合物封堵性

根据p H响应3630聚合物溶液封堵前后的压力数据计算封堵后渗透率和封堵率, 具体结果见表1。由表1可知p H响应3630聚合物体系注入岩心p H增大后对裂缝性岩心的裂缝封堵效果明显, 由于裂缝与注入方向一致, 在注入过程中, p H=3的p H响应3630聚合物溶液进入裂缝, 由于初期黏度很低, 注入的聚合物溶液在岩心运移过程中一方面溶解岩心中的矿物质, 另一方面后续注入水的稀释作用, 使得体系p H逐渐升高, 由于其p H响应性, 聚合物溶液黏度迅速升高, 静置24 h后可对裂缝进行有效封堵, 封堵后渗透率下降明显, 3块岩心平均封堵率为87.97%, 最高为89.50%, 最低为86.75%。裂缝性岩心渗透率主要取决于裂缝的渗透率, 裂缝性岩心的渗透率明显下降说明裂缝被成功封堵, 可看出p H响应3630聚合物体系对裂缝性油藏具有很好的适应性。

2.6 聚合物驱油性能

非均质地层中通过封堵高渗层实现液流转向, 改变长期水驱形成定势的流线场, 使后续调驱剂和注入水转向至驱替波及程度低的油藏低渗透部位, 避免注入流体无效循环。为评价调驱剂液流转向及驱油效果, 利用双管并联模型, 采取“同注分采”实验方法, 获取各渗透层在不同驱替阶段的分流率 (吸液量) 和采收率。

图6为两个填砂管分流量随注入量的变化曲线。由图可看出注入3630聚合物体系之前, 高渗管和低渗管的分流量分别为86.8%和13.2%;当注入3630聚合物体系时, 聚合物进入高渗管, 在后续水驱的稀释下, 体系的p H值升高, 黏度开始增大, 逐渐封堵高渗管;当进行后续水驱时, 由于高渗管充满了高黏度的聚合物体系, 使注入水发生液流转向, 分流到低渗管, 所以高渗管的分流量逐渐下降, 而低渗管的分流量逐渐增加, 最终趋于稳定, 此时高渗管和低渗管的分流量分别为49.2%和51.8%。由此说明, 3630聚合物体系对高渗透层具选择性调剖作用, 可成功实现液流转向。

统计实验过程中产油量和产水量, 计算各阶段采收率随注入体积的变化, 结果如图7所示, 由图可见, 3630聚合物体系封堵后, 后续水驱使得高低渗透层的最终采收率均有所提高, 其中高渗层、低渗层的采收率分别由封堵前的24.8%和8.3%增加到封堵后的46.0%和47.8%。封堵前水驱采出油主要来自高渗层。聚合物封堵后, 随着高渗层中的阻力增大, 迫使后续注入水流向改变, 开始进入低渗层中, 扩大了波及体积, 驱替出低渗层中的原油, 提高了最终采收率, 这也验证了p H响应聚合物驱油技术在该类油藏中的适应性。

3 结论

(1) 3630聚合物为枝状网络结构, 体系具很强的p H响应性, 在较低的p H下 (p H<7) , 聚合物分子链成伸展状态, 动力学半径较小, 黏度随着p H的下降急剧降低, 当p H增大至接近于7时, 3630聚合物溶液的分子链互相缠绕, 动力学半径急剧增大, 使得黏度迅速增大, 可封堵高渗层或裂缝, 实现后续注入液体液流转向。

(2) 不同p H条件下的3630聚合物体系均表现出“剪切变稀”的假塑性流体特性。p H=7条件下, 温度为105℃时, 在170 s-1的剪切速率下, 连续剪切40 min后, 3630聚合物体系的黏度仍然稳定在60 m Pa·s, 体系具有良好的耐温能力抗剪切能力, 其流变稳定性好, 可满足现场深部调剖高效封堵的要求。

(3) 3630聚合物体系在裂缝性低渗透油田中具有较强适应性, 在实验室条件下, 对裂缝性岩心的平均封堵率为87.97%, 具有很强的选择性调剖性能, 使高渗管和低渗管的分流量由封堵前86.8%和13.2%调整为封堵后的49.2%和51.8%;该体系通过封堵高渗层, 实现液流转向, 可大幅度提高低渗层的采收率, 其中低渗层的采收率由封堵前的8.3%增加到封堵后的47.8%;该技术可对同类油藏增油控水具有一定借鉴作用。

参考文献

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裂缝型油藏篇4

大庆油田台肇区块位于黑龙江省肇源县永乐镇东部, 已开发葡萄花油层含油面积为31.8 km2, 主要受北部三角洲沉积体系控制, 三角洲前缘相席状砂、水下分流河道砂体以及滨湖浅水相的沿岸砂坝为其主要储集层, 油层平均有效孔隙度20.1 %, 平均空气渗透率为36.81×10-3μm2, 属中孔低渗透油层。区块采用300 m×300 m反九点布井, 井排方向NE90°。已投产油水井418口, 其中油井316口, 水井102口, 已累积产油75.53×104 t, 累计注水236.07×104 m3, 累计产水24.65×104 m3, 采出程度为6.57 %。从葡萄花油层构造上看, 区块内断层裂缝发育, 由于地层存在天然裂缝, 导致注入水驱效果不理想, 给油田后期压裂改造也带来极大困难。为此, 研究了一套针对低渗透裂缝性油藏压裂改造的工艺技术。

1台肇地区储层裂缝发育研究

1.1储层裂缝发育情况

台肇地区葡萄花油层裂缝比较发育, 以高角度构造裂缝为主, 成组出现, 具有方向性明显、分布规则的特征。根据地磁和微层面岩定向, 该区葡萄花油层主要发育近东西向、近南北向、北东向和北西向四组裂缝。从油层分组裂缝参数综合评价可知, 该区上述4组裂缝的发育程度依次由强变弱, 相应的平均裂缝宽度分别为100 μm, 70 μm, 65 μm和50 μm, 平均渗透率分别为0.499 μm2, 0.171 μm2, 0.137 μm2和0.062 μm2。裂缝主要在层内发育, 其深度一般小于1 m, 在平面上的延伸长度一般小于10.0 m。

1.2储层裂缝的动态研究

2003年以来相继在该地区开展了井间示踪测试和脉冲试井测试工作。4个井组的井间示踪测试结果表明东西向裂缝较发育具有普遍性。脉冲试井测试结果表明东西向激动井对压力反映较为敏感。为了摸清注水、采出及断层分布对裂缝发育的影响, 2005年6月以来在永182-58, 永148-52等14口井上进行了水力激动法裂缝监测。从测试解释结果可以看出:裂缝发育与地磁和微层面岩定向法确定的方位基本一致, 发育“米”字形4组裂缝, 但由于受注水、采出的影响, 裂缝发育程度与地磁和微层面岩定向法解释的结果稍有变化, 东西向和北东向缝相对长些, 南北向和北西向缝短一些。

1.3不同方位裂缝的开启压力

裂缝总是垂直于最小主应力方向张开。台肇地区发育的4组裂缝在现今地应力场的主应力方位与大小的控制作用下, 裂缝的开启有顺序。计算该区东西向、南北向、北东向和北西向裂缝的平均启动压力分别为30.1 MPa, 34.6 MPa, 42.9 MPa和42.7 MPa。如果按静水柱压力换算成井口压力, 相对于上述4组裂缝开启的井口压力分别为15.1 MPa, 19.6 MPa, 27.7 MPa, 27.9 MPa, 反映该区东西向裂缝启动压力最小, 其次是南北向裂缝, 而北东向裂缝和北西向裂缝的启动压力较大而且相当, 表明该区裂缝的启动序列为东西向、南北向、北东向和北西向裂缝[1]。研究表明, 成组的裂缝开启压力是不同的, 为该地区裂缝转向压裂工艺的实施提供了可靠保证。

2封堵裂缝转向压裂技术

2.1裂缝封堵剂的选择

裂缝封堵剂要求具有较强的封堵能力和较好的抗压强度, 通过室内优选, 采用超细水泥为高强度封口剂, 与多种堵剂复配, 形成颗粒型、高强度型的复合封堵剂。超细水泥具有颗粒小、水化性能好、流变性强、易进入地层等优点, 它水化凝固后结构均匀致密, 具有较高的抗压强度和较好的抗渗透能力[2]。

基本配方是水灰比为0.5—1.0的超细水泥浆+ 0.2 %缓凝剂+ 0.05 %减阻剂+0.4 %悬浮剂+适量的降失水剂、分散剂、增强剂等。超细水泥封堵剂表观粘度为36.9 mPa·s, 成胶时间10.4 h, 成胶性能好, 25 h后封堵剂表观粘度趋于稳定, 达到4.80×106 mPa·s。在室内对人造岩心封堵状况进行实验, 超细水泥堵剂性能指标见表1。由表1可知, 超细水泥封堵剂具有很好的封堵率, 封堵性能良好, 满足现场压裂施工要求。

2.2封堵、压裂工艺

压裂前进行裂缝封堵, 在封堵工艺上采用3段塞注入工艺:膨润土+聚丙烯酰胺凝胶+超细水泥浆。该技术应用的堵水剂为凝胶与颗粒复合类型药剂, 颗粒性堵剂 (膨润土) 进入地层后, 颗粒深入地层内大裂缝, 通过架桥形成堵塞, 在油层高渗透层渗滤面形成滤饼, 起到预封堵作用;接着注入较高强度的聚合物凝胶进入地层深部, 将颗粒堵剂推向地层深部, 同时聚丙烯酰胺凝胶进入裂缝, 利用高分子聚合物的吸附作用、流体粘度效应以及在孔道中的动力捕集和物理堵塞作用, 填充裂缝空间, 吸附在地层高渗透层和裂缝岩石表面, 降低渗透性, 迫使注入水遇阻而改变渗流方向, 扩大水驱波及体积, 降低油井含水率;随后挤入的水泥浆封口剂, 由于剂量较大, 强度高, 能够防止聚丙烯酰胺凝胶反吐。在压裂施工中, 提高泵注压力至其它方向裂缝的开启压力, 迫使新裂缝形成, 实现裂缝转向[3]。

3现场应用效果

台56-124井砂岩厚度6.8 m, 有效厚度5.0 m, 投产初期日产油2 t, 2003年10月开始见水, 2004年7月完全水淹。试验前日产液4 t, 含水100%。累计产油4 180 t, 累计产水1 366 t, 该区块单井平均控制储量2.6×104 t, 潜力很大。

现场采用光油管笼统注入方式, 先后注入膨润土、聚丙烯酰胺、水泥浆285 m3, 施工注入压力16—18 MPa。候凝后进行压裂, 破裂压力为32 MPa, 比该地区平均破裂压力高3.5 MPa, 加砂4 min时, 压力出现一个30 MPa的峰值, 显示有新缝开启。

封堵裂缝前测得该井主要发育2条裂缝, 分别为南东65°, 缝长大约250 m;近似南北缝, 缝长220 m。堵后压裂裂缝再次监测结果显示, 南北缝堵的较好, 造缝很短, 大约在80 m;南东向裂缝延展很短;另外北东63°又新开一条裂缝, 缝长约220 m。表明先封堵地层原有裂缝再转向压裂造新缝的施工工艺取得成功[4]。

措施后, 台56-124井日产液7 t, 含水1.5 %, 与试验前对比, 日增液3 t, 日增油7 t, 有效封堵了见水裂缝, 实现转向压裂造新缝, 见到理想的增油效果。

4结论

(1) 在外围低渗透裂缝性油藏应用堵压结合技术, 封堵裂缝后转向压裂是实现裂缝性油藏压裂改造的有效技术途径。

(2) 超细水泥+聚丙烯酰胺凝胶对天然裂缝具有较好的封堵能力, 为实现封堵后转向压裂提供技术保障。

(3) 地层原有裂缝也有较短的压开缝长, 表明超细水泥封堵剂还需进一步优化, 提高封堵强度, 确保转向压裂工艺的成功。

参考文献

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裂缝型油藏篇5

关键词：裂缝性油藏,稠油,流体流动,裂缝开度界限

A油藏为大型整装花岗岩潜山裂缝稠油油藏,主要具备3 个特点: ①储层受风化改造作用,普遍发育裂缝; ②地层原油黏度104 ~ 205 m Pa·s,属常规稠油; ③基质低渗,平均渗透率1. 26 m D。综合研究表明,A油藏经济有效开发难度大,需进行精细研究。

A油藏储层发育双重孔隙,其中,裂缝系统中储量“易动用”; 基质为致密花岗岩,同时发育微裂缝,基质系统中流体依赖微裂缝导流,且仅有部分储量“可动用”。当储层裂缝开度大于一定界限时,该裂缝归于裂缝系统,反之,则归于基质系统; 基质系统中微裂缝开度大于一定界限时,该裂缝中储量“可动用”,反之,则储量不可动用。由于A油藏储层非均质性强,需要考虑井位部署与裂缝开度的匹配关系。但此前未见相关报道[1—8]。

1 渗流理论研究与实验方法设计

1. 1 渗流理论中的“可动”和“易动”

花岗岩潜山基质低渗,储层非达西渗流曲线如图1 所示,其中,真启动压力梯度为a,对应基质中原油的“可动”压力梯度下限; 拟启动压力梯度为b,为线性渗流段延长线与横坐标的交点,对应基质中原油的“易动”压力梯度下限。

花岗岩岩性致密,渗透率很低,几乎不能渗流。花岗岩潜山油藏,由于受风化改造作用影响,基质岩石中发育大量微裂缝,如图2、图3 所示。花岗岩潜山基质系统,主要依靠其中的微裂缝导流。假设图3 中岩心两端启动压力梯度从0 开始逐渐变大,当达到真启动压力梯度a时,岩心中开度最大的一条微裂缝L达到流体“可动”条件; 当达到拟启动压力梯度b时,微裂缝L中达到流体“易动”条件。

1. 2 裂缝开度计算公式及验证

根据等效渗流阻力原理[9],假设微裂缝L过截面圆心,则微裂缝L平均在基质岩心中的渗透率见式( 1) ,微裂缝L的孔隙度见式( 2) ,简单推导可得微裂缝L开度见式( 3) 。

式中,A为岩心截面积,cm2; l为截面直径,cm; b为微裂缝L开度,μm; Kf为微裂缝L平均在岩心中的渗透率,m D; фf为微裂缝L的孔隙度,小数。

为验证公式( 1) 准确性,设计实验如图4 所示。制作单裂缝岩心,采用指定粒径玻璃微珠支撑造缝,假设玻璃微珠粒径即为裂缝实际开度。采用微压驱替系统驱替,根据流量计算单裂缝岩心渗透率Kf,带入式( 3) 得到计算开度。实际开度与计算开度对比关系如图5 所示。

1. 3 实验方案设计

1. 3. 1 “可动”开度下限实验设计

钻取不同风化程度的若干块A油藏花岗岩基质岩心,进行真启动压力梯度实验。风化程度强的基质岩心,发育较多微裂缝,基质岩石渗透率大; 反之,发育较少微裂缝,基质岩石渗透率小。

根据式( 3) ,由岩心渗透率计算开度最大的一条微裂缝L的开度,统计裂缝开度与“可动”压力梯度的关系。根据实验数据点,拟合规律,求取“可动”开度下限。

1. 3. 2 “易动”开度下限实验设计

采用1. 3. 1 节若干岩心,进行拟启动压力梯度实验。统计裂缝开度与“易动”压力梯度的关系。根据实验数据点,拟合规律,求取“易动”开度下限。

1. 3. 3 “最佳”开度界限实验设计

制作裂缝性岩心若干块,设计裂缝为显裂缝,显裂缝开度大于1. 3. 1 节中岩心的微裂缝开度。采用裂缝性岩心,进行水驱油实验,统计观察驱油效率与裂缝开度的关系,求取“最佳”开度界限。

2 实验结果及分析

2. 1 “可动”开度下限实验结果及分析

低渗透基质岩心饱和稠油,测得“可动”开度下限实验结果如图6 所示,根据不同真启动压力梯度下测得的“可动”开度实验数据,拟合得到相关性较好的关系曲线。将关系曲线外推,可得“可动”开度绝对下限约为3 μm。

实际油藏设计注采井距400 m,注采压差10MPa。由于实际油藏为裂缝性油藏,注采井间储层普遍发育显裂缝( 大裂缝) ,这些裂缝区别于基质系统内的微裂缝。流体在显裂缝中流动消耗压差很小,注采压差主要作用在显裂缝未能贯穿的只含有微裂缝的基质上。假设注采井间未被显裂缝贯穿的基质长度可能为5 ~ 40 m,则基质储层中实际的平均真启动压力梯度为0. 25 ~ 2. 0 MPa /m,由图6 可知,对应“可动”开度技术下限为5 ~ 15 μm,平均约为10 μm。

2. 2 “易动”开度下限实验结果及分析

“易动”开度下限实验结果如图7 所示。采用2. 1 节分析方法,可得“易动”开度绝对下限约为5 μm。

如图7 所示,“易动”开度技术界限约为13 ~ 70μm( 关系曲线采用幂函数拟合,即2. 1 节经验做法) 。但由于实际基质岩心中微裂缝开度较大时,极易导致基质岩心破碎,因此很难得到实验数据,支持13 ~ 70 μm“易动”开度技术界限的可靠性。如图7 所示,曲线在13 ~ 70 μm这一段发生上翘,且关系曲线的拟合精度不如图7。

从另一角度入手,该实验实际取心时,尽可能覆盖不同物性( 对应不同微裂缝开度) ,但极难取到基质岩心大于15 m D( 对应裂缝开度15 μm) 的基质岩心。因此,本文尝试将15 μm作为“易动”开度技术下限。

2. 3 “最佳”开度界限实验结果及分析

“最佳”开度界限实验结果如图8 所示。裂缝性岩心饱和黏度3. 5 m Pa·s的稀油时,水驱油效率随裂缝开度增加而增加。开度60 μm时,驱油效率接近100% 。裂缝性岩心饱和黏度100 ~ 200 m Pa·s的稠油时,驱油效率随裂缝开度增加,呈现先增加后下降趋势,驱油效率远小于100% ,为30% ~50% 。

分析原因,由于稠油附着在岩石表面,存在一定厚度的“油膜”,当裂缝开度较小时,裂缝壁面“油膜”占较大比例,导致驱油效率较低; 当开度增加时,“油膜”比例减小,导致驱油效率增加; 当开度较大时,易发生水驱稠油窜进现象,导致驱油效率降低。因此,对于裂缝性稠油油藏,存在水驱“最佳”开度界限。目标油藏“最佳”开度界限约为40 ~50 μm。

3 应用实例

3. 1 “可动”开度下限应用

“可动”开度绝对下限,可用于计算油藏有效储量。“可动”开度技术下限,可用于获知当前技术开发水平,指导油藏开发技术决策。

A裂缝稠油油藏,拟采用“可动”开度绝对下限3 μm,作为储层微裂缝开度下限,用于识别有效储层。A油藏当前注采压差10 MPa,注采井距400 m,“可动”开度技术下限约10 μm,计划后期采取水平井侧钻、新井加密等措施,逐渐缩小“可动”开度技术下限,逐渐逼近3 μm。

3. 2 “易动”开度下限应用

“易动”开度下限,可用于划分实际油藏的基质储量与裂缝储量,其中裂缝储量易动用,基质储量难动用。

A裂缝稠油油藏,拟采用“易动”开度技术下限15 μm,作为裂缝系统和基质系统划分界限,与原划分界限50 μm相比,可增加裂缝储量XXXX万方。

3. 3 “最佳”开度界限应用

“最佳”开度界限,可用于指导井位部署。

A裂缝稠油油藏,分为大裂缝区及小裂缝区,大裂缝区发育开度大于200 μm的大裂缝,但裂缝密度较小; 小裂缝区发育开度50 μm左右的小裂缝,但裂缝密度较大。针对A油藏,建议采油井布在开度40 ~ 50 μm的小裂缝区,以获得较高的初期产能及驱油效率,建议注水井布在开度200 μm的大裂缝区。

4 结论

( 1) 针对裂缝稠油油藏,采用渗流理论与实验相结合的方法,初步尝试摸索开展了“可动”开度下限、“易动”开度下限和“最佳”开度界限相关研究。

( 2) 初步得到原油“可动”开度绝对下限3 μm,原油“可动”开度技术下限10 μm,原油“易动”开度绝对下限5 μm,原油“易动”开度技术下限15 μm,水驱油“最佳”开度界限40 ~ 50 μm。

( 3) 原油“可动”开度下限,可用于指导计算有效储量,以及油藏开发技术决策; 原油“易动”开度下限,可用于划分基质储量与裂缝储量; 水驱油“最佳”开度界限,可用于指导油水井井位部署。

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低渗裂缝性油藏注水开发研究篇6

卫北三叠系位于东濮凹陷中央隆起带卫城构造的西北部明5断层上升盘, 是一个地垒型断块构造。断块呈北东向展布。断块内构造线走向大致北东, 基本上与断层走向一致, 地层倾向南东, 地层产状比较平缓, 倾角10°左右。断块含油面积5.0km2, 控制地质储量255×104t, 控制可采储量65.14×104t。含油层位主要为二马营1-3和尚沟1, 含油井段2770~2830m。该块地面原油密度0.8863g/cm3, 粘度44.57m Pa·s, 原始地层压力系数在0.95~1.16左右, 原始地层压力25~29MPa, 原始饱和压力18MPa, 地层温度在100℃左右, 属正常地温范围。属于常压低渗裂缝性油藏

1 精细构造解释研究

1.1开展地层精细对比研究, 建立了该区地层对比标准剖面

1.2开展构造精细解释研究, 解释地震剖面31余条

1.3 IESX地震解释系统的应用

1.3.1层位标定

1.3.2精细构造解释

2 储层天然裂缝、人工裂缝分布规律研究

卫北三叠的天然裂缝具有明显的规律性。根据岩心、薄片资料、测井资料分析;纵向上, 三叠系的二马营2、二马营、和尚沟1等层位裂缝相对发育, 经校正后裂缝密度3~5条/米, 明显高于其他层位。从登封野外裂缝观测表明, 裂缝面与岩层一般近垂直分布, 并受岩层的单层厚度控制, 单层厚度1~3米, 其裂缝一般很发育, 其裂缝一般在5条/米以上;小于1米或大于3米, 裂缝一般小于3条/米。裂缝发育程度明显受岩性控制, 以粉砂岩、细砂岩裂缝密度最大, 而砾岩粗砂岩中裂缝密度较小。

人工裂缝走向主要受地应力影响, 基本垂直邻近大断层。主要北西向为主。

3 裂缝性油藏注采井网与水驱油效率关系研究

在裂缝性砂岩注水时, 水线的运动形态主要受裂缝分布控制:

3.1注水井分布在裂缝系统上, 油井分布在裂缝两侧时, 注入水首先沿裂缝拉成水线, 然后向两侧推进, 水淹面积大, 水驱油效率高。注入水向裂缝两侧推进时, 仍有以注水井为中心向外扩散趋势。远离注水井点地方水线落后, 形成串珠状, 裂缝开启度越小, 基质渗透率越高, 这种现象越严重。

3.2油水井同时分布在裂缝系统上, 裂缝上采油井含水50%时转注, 采油井周围水线落后, 致使两侧生产井无水采收率和最终采收率降低。

3.3采油井分布在裂缝上, 注水井分布在裂缝两侧, 注入水先按点状注水方式推进, 由于裂缝沟通, 沿裂缝形成等压带, 水线前缘到达裂缝时, 生产井立即见水。在裂缝附近形成死油区。水淹面积小, 无水采收率和最终采收率低。

实验结论是:沿裂缝注水具有水线形成快, 注水扫油效率高的优点。裂缝水线形成越早, 注水井点越多, 水线推进越均匀, 开发效果也就越好。注水过程只要认准裂缝方向, 就坚定不移地及时转注。

4 亲水、酸敏、速敏实验

4.1 润湿性

卫城沙四段四口取心井润湿性试验结果, 储层岩石物性是属于亲水至弱亲水, 说明水易于进入储层孔隙, 利于注水, 可提高水驱油的效率, 提高注水采收率。

4.2 储层的敏感性试验

沙四段储层中含有大量的敏感性物质—灰质、白云质岩块, 泥质、盆屑和长石等。卫217井油层污染试验中, 应用岩心作了酸敏、水敏和速敏试验, 都证实了储层的敏感性物质可使渗透能力降低三分之一到三分之二。

4.2.1 速敏试验:

当流体在储层中的流动速度增大到某一速度时, 渗透能力大幅度下降, 实验室测得饱和盐水的临界速度为0.056cm/sec。

4.2.2 水敏试验:

淡水影响渗透能力最大, 可降低26~60%, 盐水影响较小为20~40%, 饱和盐水影响最小为5~16%。当流体流向改变 (倒向) 时, 渗透能力又恢复提高, 接近饱和盐水时的渗透能力, 证明孔隙中微粒迁移堵塞孔道。

酸敏试验:酸使储层渗透能力明显下降, 酸化不能改善储层的渗透能力, 反而地堵塞油层的作用。

这三种试验都证明, 沙四段孔隙喉道半径太小, 易堵塞。

四个样品的水敏曲线反映, 从饱和盐水———1:1盐水———淡水, 渗流能力逐渐降低, 而且十分明显, 但是倒转试验又恢复到饱和盐水或1:1盐水时的渗透能力, 由此可见水敏影响中微粒迁移是主要的, 注水开发中应考虑到这一点。

5 卫北三叠系注采井网设计

根据对卫北三叠构造储层分布特点, 天然、人工裂缝分布特点、裂缝性砂岩注水模拟实验结果及卫北三叠储层亲水性、敏感性研究结果。我们初步确定了油水井分布原则为水井主要部暑在裂缝系统上, 油井分布在裂缝两侧的总体部署思路, 在无法实现上述部署思路的小断块, 尽量将水井部署在远离裂缝的一侧。

6 结论

裂缝型油藏篇7

目前,水力压裂技术是改善油层性质、提高油田采收率的重要措施,而压裂液的工艺参数及流变特性对水力压裂的施工效果具有重要的影响,在其它条件不变时,压裂液的粘度越高,裂缝越宽,当裂缝体积不变时,裂缝长度就越小,因此如果压裂液的种类和排量选取不当,将会引起压裂失败[1]。

水力压裂过程属于压裂液与岩层间内应力场与渗流场的耦合作用过程。目前,国内外学者通过数值模拟的方法对不同性质的裂缝岩体的渗流与应力耦合过程进行了广泛研究[2,3,4,5,6]。本文建立了岩石渗流-应力耦合的水压致裂模型,模拟分析了岩石水压致裂过程中压裂液的不同粘度和排量对裂缝形态的影响,为水力裂技术的成功实施奠定了理论基础。

2 岩石应力场和渗流场耦合方程的有限元形式

岩体的应力平衡方程和流体渗流平衡方程的有限元格式分别为:

式中[K]e为单元刚度矩阵。

由于目前广泛使用的压裂液都遵循假塑性幂律流体的流变特性,其本构方程如文献[7]所示。

3 岩石水压致裂过程的力学模型

选取半径为100m,井筒半径为0.1m的圆柱形岩石几何模型为研究对象,其上作用有上覆岩石的压力Pz,岩石自重G,压裂液压力Ps,岩体间的渗透压力P,及底面和外表面施加的位移约束等,力学模型如图1。

地层岩石采用实体单元C3D8PR,套管单元采用膜单元M3D4R,预设裂缝表面采用损伤单元,对岩石力学模型进行单元离散生成有限元模型,如图2。

由于水力压裂过程是一种应力场与渗流场的耦合作用过程,在数值分析中,需要考虑材料非线性和几何非线性、瞬态力学效应,为了求解问题的收敛性,在每一时间步内采用载荷增量法和Newton法联合求解技术对岩体应力平衡方程和渗流连续性方程进行求解,从而得到不同时刻形成的水压裂缝形态。

4 岩石水压致裂过程的有限元计算结果分析

根据对大庆某油井的测试结果,选取地层的弹性模量E=2.996×104MPa,泊松比μ=0.25,初始地应力为σv=30MPa,σH=22MPa,σh=19MPa,井筒内压pw=40MPa,孔隙压力ps=18MPa,孔隙度准=0.195,岩石的抗张强度为6.0MPa,油层厚度为20m,用于破裂岩层形成裂缝的前置液的注入排量为2.4m3/min。

对于上述模型,计算分析了100s时刻下压裂液粘度和排量对裂缝形态的影响。

4.1 压裂液粘度对裂缝扩展的影响

其它参数相同,取压裂液的粘度分别为1mPa·s、10mPa·s、40mPa·s、100mPa·s,计算得到水压裂缝的长度和宽度与压裂液粘度的关系曲线如图3和图4所示。

由图可知,随着压裂液粘度的增加裂缝长度逐渐减小,而裂缝宽度逐渐增大。这是由于随着压裂液粘度增加,压裂液在裂缝内的流动性变差,压降增加,裂缝的延伸力降低,使得裂缝在长度方向上的延伸受到限制,而增加的压降使得裂缝在高度和宽度上得到了有效延伸。

4.2 压裂液注入排量对裂缝扩展的影响

其它参数相同,取压裂液的注入排量分别为2.4、2.6、2.8、3m3/min,则压裂后形成的裂缝长度和裂缝宽度与排量的关系曲线如图5和图6所示。

由图可知,随着排量的增加,裂缝长度逐渐增加而宽度先增大后减小。这是由于当排量增大时,裂缝内的压力升高,但其增加量不足以使裂缝快速延长,而导致裂缝法向方向的孔隙压力增大,引起宽度增加;当排量增加到一定程度时,裂缝尖端的压力超过岩层的强度极限,裂缝快速延长,体积增大,裂缝法向方向的孔隙压力增加量减小,从而减弱了其在宽度方向上的扩展。

5 结论

(1)根据低渗透储层水力压裂过程的三维有限元模型,计算分析了压裂液的粘度和排量对油层裂缝扩展形态的影响,为水力压裂设计提供了较为准确的预测方法,提高了水力压裂技术实施的成功率。

(2)压裂液的粘度越大、液体的流动性越差,滤失越大,越易形成短而宽的裂缝。

(3)压裂液的注入排量增加,裂缝的长度增大,裂缝的宽度先增大后减小。

参考文献

[1]《油层压裂工人读本》编写组.油层压裂工人读本[M].北京:石油化工出版社,1984.

[2]陈平,张有天.裂隙岩体渗流与应力耦合分析[J].岩石力学与工程学报,1994,13(4):299-308.

[3]仵彦卿,柴军瑞.裂隙网络岩体三维渗流场与应力场耦合分析[J].西安理工大学学报,2000,16(1):1-5.

[4]冉启全,顾小芸.弹塑性变形油藏中多相渗流的数值模拟[J].计算力学学报,1999,6(1):24-31.

[5]董平川,徐小荷.储层流固耦合的数学模型及其有限元方程[J].石油学报,1999,19(1):64-70.

[6]薛世峰,宋惠珍.非混溶饱和两相渗流与孔隙介质耦合的理论研究-方程解耦与有限元公式[J].地震地质,1999,21(3):253-260.

低渗裂缝油藏调驱技术的研究与应用篇8

关键词：低渗裂缝油藏,凝胶携带体膨颗粒调驱技术,性能实验,工艺优化设计

引言

弱凝胶深部调驱技术是近年发展起来的用于注水井深部处理以改善井组水驱效果的一项提高采收率新技术, 在各种类型油藏的注水开发中得到了广泛应用。在低渗裂缝油藏中, 由于裂缝存在, 单纯使用弱凝胶调驱有时得不到预期效果, 因此, 可尝试采用弱凝胶携带体膨颗粒调驱技术。为了将该技术引入低渗裂缝油藏的开发中, 选取科尔沁油田包14块为研究对象进行试验。包14块是典型的低渗裂缝油藏, 该块含油面积8.07km2, 石油地质储量717.47×104t, 标定采收率20%, 主力含油层位为中生界侏罗系九佛堂组, 油藏埋深850~1420m, 平均孔隙度17%, 平均渗透率33.9×10-3μm2。该区块天然裂缝发育, 油井大多为压裂投产, 主向油井见效快、水淹严重, 侧向油井见效程度低。本次调驱选取包14块剩余油富集、井网完善的九上段Ⅰ油组进行先导试验, 试验区具有诸多调驱优势: (1) 储层及油层发育, 平均单井有效厚度达22m。 (2) 储层连通状况良好, 连通系数约为85%。 (3) 注采井网完善, 平均井距为220m, 注水见效情况好, 见效比例达85%。 (4) 水驱储量控制程度高达96%, 但水驱储量动用程度偏低, 仅为46%。

一、技术原理及体系选择

1. 技术原理

注水井调驱封堵裂缝机理是基于地层对堵剂的选择性进入理论, 当堵剂泵入注水井时, 优先进入地层裂缝发育段, 并在预定时间内形成凝胶, 对进入堵剂的层位产生封堵作用[2]。本次调驱应用了弱凝胶携带体膨颗粒调驱体系, 弱凝胶有一定的强度, 可对高渗通道产生一定封堵作用, 同时, 由于交联强度不高, 在后续注入水的推动下在高渗通道中还能缓慢向地层深部移动[3], 选取的与油层孔隙尺寸相匹配的体膨颗粒在弱凝胶的携带下也可进入地层裂缝深部。因此, 该体系具有堵水和驱油双重作用。

二、注入工艺设计

1. 注入段塞设计

为了充分发挥药剂的封堵作用, 采用三段塞注入方式。第一段塞为保护段塞, 注入较高浓度HPAM和交联剂溶液 (HPAM浓度为2500ppm, 交联剂浓度为2000ppm) , 目的是减少地层吸附量, 保护主段塞。对于低渗透裂缝油藏, 可以利用表面堵塞限制弱凝胶对油藏岩石基质的伤害, 不仅会提高调驱效果, 而且可以减少弱凝胶用量[4]。第二段塞为加强段塞, 注入时采用较低浓度HPAM和交联剂溶液 (HPAM浓度为2000ppm, 交联剂浓度为2000ppm) 携带体膨颗粒。该段塞的作用是封堵油藏裂缝和水窜通道。第三段塞为主体段塞, 注入浓度同第二段塞的HPAM和交联剂溶液, 但不携带体膨颗粒。该段塞的作用, 一是将加强段塞推至地层深部, 防止后续注水绕流, 二是运用弱凝胶的驱油性能将原水驱通道的剩余油驱替出来。

2. 处理半径设计

由于油藏存在天然裂缝, 兼之油井压裂投产, 因此应保证堵水的处理半径足够大, 对地层深部的水窜裂缝进行封堵, 防止水窜绕流, 延长堵水有效期[5]。处理半径参照如下公式[6]:

式中:R——处理半径;re——注水井的影响半径;

rw——井筒半径;RRF——残余阻力系数;

fg——处理层段处理前后注入能力之比, 设计为4。

代入相关参数, 计算得处理半径约为21.6m, 为了实现地层远距离深部封堵, 本次调驱设计处理半径为25m。

3. 注入排量设计

根据经验, 在注入压力允许的条件下, 弱凝胶调驱注入排量一般为正常注水排量的1.3~3倍。包14块调驱区域水井平均日注水30m3, 本次调遵循大剂量、低排量的原则, 设计排量为1.46~1.88m3/h, 折合日注入量35~45 m3。

三、现场实施及效果评价

2011年10月至2012年11月, 在包14块包12-02和包14-04两口水井实施了弱凝胶携带体膨颗粒调驱技术。单井设计处理量15000m3 (处理半径约25m) , 第一段塞2000 m3, 第二段塞4000 m3, 第三段塞9000 m3。实施后取得了明显的措施效果。

四、认识及结论

1. 应用弱凝胶携带体膨颗粒技术解决了低渗裂缝区块包14块注水见效不平衡的问题, 取得了显著的增油降含水效果。