低渗透油田开采理论与技术PPT-东北石油大学

特殊油田开发张继成东北石油大学二零一六年十二月,第三章低渗透油田开采理论与技术,第一节低渗透油藏地质与渗流特征,空气渗透率小于5010-3m2的储层称为低渗透储层。,1、依据渗透率大小分类,一、低渗透砂岩油藏类型划分,类低渗透储层：渗透率：1010-3m25010-3m2原始含水饱和度：25%50%测井解释：效果较好产能：有工业自然产能,类低渗透储层：特低渗透储层渗透率：110-3m21010-3m2原始含水饱和度：30%70%测井解释：难度较大产能：自然产能低，需压裂增产,类低渗透储层：超低渗透储层渗透率：0.110-3m2110-3m2原始含水饱和度：50%测井解释：难度大，易误判为水层产能：无自然产能，需大型压裂增产,原生低渗透储层（沉积型低渗透储层）次生低渗透储层（成岩型低渗透储层）裂缝性低渗透储层（构造型低渗透储层）,2、依据地质成因分类,主控地质因素沉积作用成因特点沉积物粒度细；泥质含量高；分选差。油藏特征原生孔隙为主；次生孔隙所占比例很少；埋藏较浅；岩石脆性较低；裂缝相对不发育。,（1）原生低渗透储层,大庆油田杏一区东部低渗透砂岩储层,老君庙M层低渗透砂岩储层,主控地质因素成岩作用成因特点由于机械压实、自生矿物充填、胶结及石英次生加大等使常规储层孔隙度和渗透率降低，原生孔隙残留很少；矿物溶蚀产生次生孔隙，使其孔隙度和渗透率增大。油藏特征原生孔隙很少；次生孔隙发育；一般埋藏较深；岩石脆性较高；裂缝较发育。,（2）次生低渗透储层,次生低渗透储层几乎发育于我国所有含油气盆地之中，构成了低渗透砂岩储层主体。,安塞油田延长统长b油层,主控地质因素深成岩作用；构造运动成因特点次生低渗透储层受构造应力作用产生构造缝；深成岩作用下，受非构造应力作用产生成岩缝和沉积缝。油藏特征次生孔隙为主；一般埋藏较深；岩石脆性较高；裂缝发育。,（3）裂缝性低渗透储层,吉林扶余油田扶余油层吉林乾安油田吉林新民油田克拉玛依油田乌尔禾油层克拉玛依火烧山油田大庆朝阳沟油田吐哈丘陵油田,裂缝分类,构造缝：由地层构造应力作用形成，裂缝大部分具有明显方向。非构造缝：包括成岩缝和沉积缝，由非构造应力作用形成，裂缝没有明确方向，而且分布较均匀。,裂缝增强储层渗流能力加大储层非均质程度,裂缝在储层中所起作用：提供了基本的孔隙度提供了基本的渗透率提高了储层的渗透率仅起到增加储层非均质性的作用,JamesT.Mccoy（压汞饱和度25%）,3、其它分类方法,压汞曲线,驱替曲线（压汞曲线）吸入曲线（退汞曲线）,二、低渗透砂岩油藏地质特征（1）岩石学特征：成熟度低（2）孔喉细小，孔喉比大（3）天然裂缝发育（4）岩性圈闭和岩性-构造圈闭为主（5）油藏原始含油饱和度低（6）粘土矿物及泥质含量高（7）储层电阻率低（8）储层润湿性多表现为亲水性（9）应力敏感性强,（1）岩石学特征：成熟度低成分成熟度：砂岩中碎屑组分在风化、搬运、沉积作用的改造下接近最稳定的终极产物的程度。结构成熟度：碎屑物质在结构上接近于最终产物的程度。,中国部分砂岩低渗透储层参数表,低渗高渗储层粒度分选性,中高渗透层分选为差-较差，分选范围窄，低渗层分选为较差-极差，分选范围宽；偏度均属极正偏，中高渗层范围窄，低渗层范围宽；中高渗透层峰态窄，峰集中，低渗层峰态宽；中高渗层优势颗粒分选好而集中，低渗层分选差而分散。,分选系数：代表碎屑物质在沉积过程中的分选的好坏，即表示颗粒大小集中的程度。,特拉斯克方程,S=11.5，分选好S=2.54.5，分选中等S4.5，分选差,标准偏差,4.0，分选极差,对称，Skp=0粗偏度，Skp0细偏度，Skp0,偏度（歪度）：指粒度组成分布偏于粗颗粒或细颗粒。,粒度组成分布曲线,峰态：量度粒度组成分布曲线陡峭程度，即量度分布曲线的两个尾部颗粒直径的展幅与中央展幅的比值。,某特低渗储层中孔径分布表,（2）孔隙结构特征,孔径细小细小孔隙所占比例越大，渗透率越低,低渗透砂岩储层毛细管压力曲线,毛细管压力大最大进汞量低，部分储层不到50,渗透率与喉道半径的关系,喉道半径制约储层渗透率；平均喉道半径越小，储层渗透率越低。,中国部分砂岩低渗透储层参数表,（3）天然裂缝发育,几乎所有已成岩砂岩储层都发育天然裂缝，但在低渗透储层中，裂缝对油藏生产动态的影响较为明显。原始地层状态下裂缝一般处于闭合状态，对渗流影响不大。但通过人工压裂，可使裂缝由闭合缝变为开启缝，大大增加储层的导流能力，提高油井产能。油田投入注水开发后，当注水压力高于地层破裂压力时，也可使天然裂缝由闭合状态变成开启状态，使注入水沿裂缝发生窜流，形成局部水淹。,朝阳沟油田注水指示曲线,原生低渗透：上倾尖灭油藏或透镜体油藏次生低渗透：成岩作用产生次生孔隙改善储集性能成岩作用亦可充填储层原生孔隙，形成非储层储层和非储层有机组合，形成成岩圈闭油藏，如安塞油田。,（4）岩性圈闭和岩性一构造圈闭为主,（5）油藏原始含油饱和度低,储层孔喉大小(或孔隙度、渗透率)油水密度差油柱高度,中国部分砂岩低渗透储层参数表,（6）粘土矿物及泥质含量高,三种类型：水敏性粘土：蒙脱石、伊利石及伊/蒙混层酸敏性粘土：绿泥石、沸石及其它含铁矿物速敏性粘土：高岭石,中国部分砂岩低渗透储层参数表,（7）储层电阻率低,储层电阻率低于围岩电阻或接近于标准水层电阻率，测井解释常误认为水层。原因：储层微孔隙发育，束缚水饱和度高，虽然不能流动，但可形成良好的导电网络，其电阻率接近纯水层；以蒙脱石、伊利石及伊/蒙混层为主的粘土矿物，具有较强的阳离子交换能力，产生的附加导电性大大降低了油层的电阻率。,井段长度：13m电阻率：低于上、下泥岩层电阻率岩性：粉砂岩孔隙度：1116%渗透率：0.0050.02m2束缚水饱和度：4060%，测井解释为水层。射开后：日产油19t，不含水。,濮城油田111井沙三上510油层,（8）润湿性多表现为亲水性,37个油层组570块样品润湿性统计情况,岩心渗透率与有效应力关系曲线,（9）应力敏感性强,岩心初始渗透率与应力敏感系数的关系,三、影响低渗透砂岩储层渗透率的地质因素,（1）颗粒大小及分选程度,分选系数一定时，粒度越小，渗透率越低。粒级近似情况下，分选越差，渗透率越低。,渗透率与颗粒大小及分选性的关系,粒度小渗透率低的原因：与大颗粒相比，小颗粒沉积形成的孔隙相对较小。小孔隙易受成岩作用的影响。地下流体流动速度、流量受限制。,砂岩渗透率与喉道直径之间的关系,（2）孔喉大小及排列组合对渗透率的影响,长庆西峰低渗透油藏孔隙结构特征,（3）成岩作用对渗透率的影响,破坏渗透率与颗粒大小、分选程度的相关关系引起孔隙几何形状变化石英次生加大及其它成岩作用产生胶结物,成岩过程中自生粘土对渗透率的影响粘土类型伊利石、蒙脱石、伊蒙混合型粘土影响较大；高岭石影响相对较小。粘土含量粘土分布形态,自生粘土三种分布形态,斑式膜状桥式,松辽盆地砂岩孔渗关系图,四、低渗透砂岩油藏渗流特征,（一）低渗透储层单相流体渗流特征（二）低渗透储层两相流体渗流特征,（一）低渗透储层单相流体渗流特征,孔喉细小，孔喉比大固液作用,非达西渗流,低渗岩芯渗流曲线,三个连续过渡而特性各异的渗流曲线段：上凹型非线性渗流段：直线渗流段，拟线性渗流段：下凹型非线性渗流段,两个临界点,c1：下临界点,c2：上临界点,低渗岩芯渗流曲线,拟线性流动,延长线不经过原点,低渗岩芯渗流曲线,三个启动压力梯度A点：真实启动压力梯度，即最大半径毛管启动压力梯度。B点：拟启动压力梯度，即平均半径毛管启动压力梯度。定义：直线渗流段延长线与压力梯度轴的交点。C点：最小半径毛管启动压力梯度。,低渗岩芯渗流曲线,启动压力梯度测量方法（1）压差-流量法：传统实验研究方法。通过测定渗流速度和驱替压力梯度的关系来描述非达西渗流曲线。（2）毛细管平衡法：胜利地质院新方法。毛细管两端液面平衡后的高度差反映的就是最小启动压力。,二者有机结合，用“毛细管平衡法”测定最小启动压力梯度，弥补“压差-流量法”的不足。,毛细管平衡法原理示意图,榆树林扶杨岩心启动压力梯度与渗透率关系曲线,与达西渗流曲线具有本质的区别，为非达西渗流。,低渗岩芯渗流曲线,（二）低渗透储层两相流体渗流特征,1、相对渗透率曲线,两口井基础信息表,油水两相相对渗透率曲线,Swc一般在40%-50%，随K减小而增加Swi一般在50%-60%Sor一般在25%-30%等渗点饱和度一般大于50两相共渗区范围很窄，只有25%-30%随Sw增加，Kro急剧下降，Krw升不起来，一般0.1-0.2,大庆外围低渗透岩心驱油效率与渗透率关系曲线,*低渗透岩心驱油效率低于中高渗透率岩心*随渗透率的提高，岩心驱油效率增加,2、驱油效率,3、油水两相启动压力梯度机理,固液作用力：由流体与孔隙介质表面的作用产生液液作用力：由两种流体间的相互作用产生,4、压力波动现象,压力波动现象示意图,机理：单相渗流实验中不存在压力波动现象。压力波动是由于油水两相共存造成的。油水使用共同的孔隙和喉道，由于贾敏效应等作用，非连续的油滴由孔隙通过喉道时受阻，驱替压力增大，而当油滴通过后压力会降低。,压力波动幅度随岩心空气渗透率的变化,岩心渗透率越低，小喉道占的比例越大，贾敏效应越强烈，压力波动的幅度就越大。,压力波动幅度随岩心长度的变化,岩心长度越短，各喉道阻力中和的可能性就越小，压力波动的幅度就越大。,第二节低渗透油田注水开发技术,一、常规注水开发,开采特征,1、天然能量小、自然产能和一次采收率低油井自然产能低，压裂改造后才具有工业开采价值。油田天然能量小，产量和压力下降很快，一次采收率低,一些典型低渗透油田自然产能和压后产能对比,榆树林油田东区产量递减曲线,低渗透油田压力、产量变化数据,统计结果,除去少数几个异常超高压油藏外，我国大多数低渗透油田一次采收率都比较低弹性开采阶段采收率只有0.2%-3.2%，平均1.27%溶解气驱阶段平均采收率14.07%两阶段合计，一次采收率共计15.34%由此看出低渗透油田要改善开发效果、提高最终采收率，一般需要采取保持压力的开发方式,2、注水井吸水能力低，启动压力和注水压力上升快,渤南油田注水数据表,从1980年到1990年，注水量变化不大，注入井口压力上升8.7MPa。,新立油田历年注水状况数据表,启动压力增加3.1MPa,吸水量递减原因有两方面：地层中粘土矿物膨胀等因素影响，油层遭到损害、堵塞，吸水指数下降；低渗透率油层渗流阻力大，传导能力差，再加上注水井到采油井的距离往往偏大，注水能量很难传导、扩散出去，致使注水井压力上升快，在注水井附近憋成高压区，降低了有效注水压差，也会造成注水量的低减。,3、油井见注水效果差，低压低产现象严重,4、见水后产液指数急剧下降，稳产难度很大,油井见水后，采液（油）指数大幅度下降产量急剧递减，稳产难度大低含水期含水上升较慢，是重要的采油阶段,高渗透油层无因次产液（油）指数变化图,低渗透油田无量纲采液、采油指数变化图,渤南与孤岛油田开采曲线,不同原油粘度下含水变化曲线,低渗透油田地层原油粘度一般都比较低，因而油井见水后含水率初期上升比较慢，后期上升快。,5、裂缝性储层各向异性突出，不同方向水驱状况差异明显,（1）注水井吸水特征注水井启动压力和注入压力低，吸水能力强注水井指示曲线存在拐点，超过拐点压力，吸水量急剧增大在微裂缝较发育时，注水井不经压裂直接投注，吸水能力较好，而且吸水剖面较均匀,火烧山油田注入能力数据表,空气渗透率为15毫达西，试井解释有效渗透率为25-163毫达西，裂缝非常发育。,鄯善油田注水指示曲线,王13-18井吸水剖面图王8-9井吸水剖面图,（2）油井生产特征沿裂缝方向，油井水窜严重裂缝两侧，油井见效较好,榆树林油田西三区井位图,裂缝东西向反九点注水加11井注水后，加10、12、13、14三个月内全部水淹；加12井16小时即水淹；油田310口东西向井，200口水淹。,石油沟油田147井组井位图,1965年147、161注水，根据水窜方向，陆续转注其它井，拉成95-693，128135两条裂缝水线，结果两侧油井见效良好。油井全面见效，产量翻番，油层压力稳定回升，含水稳定，修井工作量大幅度减小。,水驱开发井网合理布局多数低渗透油田都存在裂缝裂缝是油气渗流主要通道,反九点井网,横向线性井网,纵向线性井网,五点法井网,九点法井网,正方形井网注采系统调整示意图,正方形井网注采系统调整示意图,当注采井间的主流线与裂缝方向接近或一致时，油井水淹速度加快。,井排平行于裂缝方向,将井排方向与裂缝方向错开22.5角度,每口注水井沿裂缝方向，与错开两个井位的生产井可能形成水线。,将井排方向与裂缝方向错开45角度,注水井投注后，沿裂缝方向的角井首先见水。到开发中后期，待角井水淹后，可转为注水井。,井排与裂缝方向配置对开发效果的影响,注水开发指导原则,1、采用小井距、高注采井数比，对低渗透油藏进行强化开采提高水驱控制程度办法：适当缩小井距若缩小井距受到经济条件的限制，则应适当增大注采井数比，或以反九点井网为基础，采用不规则点状注水。,2、早注水保持油层压力油层天然能量大小是选择注水时机的重要依据。所谓“早注水”，就是在油井投产的同时就开始注水，甚至在油井投产之前就开始注水。早注水原因：压力下降后渗透率降低，不宜晚注水；地层压力一旦下降后再恢复速度很慢，不宜晚注水；产液能力有限，保持较高地层压力来保证具有足够生产压差。,朝阳沟油田不同注水时机采油强度对比图,3、初期采用高注采比注水初期采用高注采比注水，使油层压力和产量得到恢复。实施高注采比注水，减缓了地层压力下降速度，地层压力回升较快，保持较高的地层压力水平，在较快的时间内建立压力驱替系统，能够促进油井及早见效。实践证明这是必要的，也是可行的。,高注采比现象在低渗透油藏开发中比较普遍，其原因是：低渗透油藏开采特点是初期产量高、递减快，注水开发后压力传导慢，注水见效快。因此，低渗透油藏投入注水开发后，为了提高油层压力，使油井尽快注水见效，以减缓油井产量递减，保持油井旺盛的产液、产油能力。,4、保证高水质注水注水是使油井长期高产稳产的重要技术措施，也是提高原油采收率的二次采油方法。高水质注水，是保持油层具有稳定的吸水能力，是开发好低渗透油田的根本保证。如注入水质量不高，极易造成油层堵塞或污染，降低油层的吸水能力和开发效果。,5、沿裂缝注水，向两侧驱油沿裂缝注水采油势必造成注入水沿裂缝窜流，导致油井水淹，影响油田开发效果。沿裂缝注水、向两侧驱油是高效开发裂缝性油藏的根本方法，可以大大提高注入水的波及系数，改善注水开发效果。,二、超前注水,注水时机：超前注水：同步注水：滞后注水：,1、注水时机的选择（1）应充分估计油藏的天然能量，并尽可能发挥油藏天然能量的驱油潜力。（2）不同类型油藏，天然能量大小不同，结合各油田实际，选择有利时机及时注水。,超前注水：注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力，并建立起有效驱替系统的一种注采方式。,2、超前注水的定义,可以建立有效的压力驱替系统降低了因地层压力下降造成的渗透率伤害有利于提高采油强度使油藏具有较高的驱替压力，有利于提高最终采收率,3、技术特点,榆树林油田不同注水时机地层压力变化,朝阳沟油田不同注水时机采油强度变化,长庆某低渗透油藏不同注水时机开发效果,4、适应条件,具有压力敏感性的低压油藏油层连片性好，主应力或裂缝方向清楚，一次井网具有较好的适应性水源充足，满足油藏最大注水量的需要,三、周期注水亦称间歇注水、脉冲注水。周期性地改变注入量和采出量，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断重新分布，从而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，促进毛管渗吸作用，增大注水波及体积系数及洗油效率，提高采收率。,(KPa),1、机理,周期注水改善开发效果机理示意图,2、影响因素,储层结构及非均质性岩石表面润湿性地层流体的弹性作用地层原油粘度周期注水的时机周期注水的压力波动幅度周期作用的时间和频率,民3区块周期注水效果图,3、新民油田周期注水实践,20口水井周期注水，控制油井66口，27口见效，增油1500吨。,第三节低渗透油田提捞采油技术,特低渗透油田捞油界限榆树林油田提捞周期优化注水时机对捞油产量的影响不同井距下提捞采油方式,1、油井提捞采油经济极限产量定义：在一定的回收期内，投入产出相等时的单井初始稳定产量即为油井提捞采油经济极限产量。,一、捞油措施的界限问题,提捞井经济极限产量,qmin油井捞油经济极限产量；t/dS1提捞设备投资，元S2单井固定资产投资，元pO原油价格，元/tVp原油生产经营费，元/tpt各种税金，元/ta捞油产量损失率d年递减率T1年生产天数T0稳产年数T递减开始至贷款偿还期年数,2、油井捞油含水经济界限定义：当提捞吨油操作费与其收入相等时，对应的含水即为该井含水经济界限。,油井捞油或抽油转捞油井含水经济界限计算公式为：,式中:与捞油设备载荷、井身结构和原油性质相关的参数。,3、实例应用以榆树林特低渗透油田的提捞采油实验区为例，该试验区采用反九点法面积注采井网开发。将水井投资折算到油井后平均单井钻井、完井和地面建设工程总投资为135万元，一套提捞配套设备总投资为129万元。依据捞油实践，捞油生产经营成本费为150元/t，捞油产量损失率为30%，年生产365d，贷款偿还期为8a，贷款利率为2%，稳产3a，递减开始至平衡点时间为5a，年递减率为8%，增值税为17%，资源税为24元/t，城建税为7%，教育附加税为3%，原油售价为1400元/t。,计算提捞采油经济极限产量和含水经济界限：试验区捞油单井经济极限产量为0.86t/d，含水为91%。,油价对捞油极限产量和极限含水的影响,操作成本对捞油极限产量和极限含水的影响,油价越高，则其捞油经济极限产量越低，极限含水越高。捞油操作成本越高，则其捞油经济极限产量越高，极限含水越低。,二、提捞采油周期优化方法,对提捞采油井而言，当油井捞油后关井液面恢复到一定程度，方可进行再次捞油。关井时间过长，将影响油井产量，反之，时间过短，将增加捞油成本。,1、动液面拟合模型井内液面高度：,式中，HZ油层中部深度a,b,C系数,2、供液能力和捞油产量拟合模型假设：（1）每次捞油都将井内油层中部10m以上的所有液体全部捞净（2）井内压力与动液面深度成线性关系（3）捞油周期为T,供液能力为：,捞油产量：,3、提捞采油井合理提捞周期的确定方法对某一地区而言，井身结构、井深和原油性质是一定的，而且每种提捞设备的承载能力是固定不变的，因此提捞设备每捞一次油的时间和每天捞油的次数是不变的。,提捞采油井在评价期内的收益为：,式中：t评价时间；T提捞周期；qO油井捞油产量；C1一次提捞操作费；pO原油价格，元/t；pt各种税金，元/t。通过计算，可得到R与T的关系曲线，R最大点对应的T值即为合理的提捞周期。,4、实例计算（1）以榆树林油田367-j278井实测液面恢复为例，实测数据如表所示。,将表中数据代入公式：,利用回归分析方程的方法可求得C=38.4，线性相关系数r最大，且r=0.9993，这时a=1412.7，b=16912。得到动液面与时间的关系。,计算结果图,Lf(t+38.4)=1412.7(t+38.4)+16912R2=0.9993,（2）计算液面高度、供液能力和捞油产量。可以看出，计算的数值与实测的数据相差不大。,（3）利用捞油产量的计算公式，计算R与T的关系曲线，设税金为增值税17%，资源税24元/t，城建费为7%，教育附加费3%，油价1400元/t，捞油一次操作费150元，评价期5d。,提捞产量与提捞周期不存在最佳点，而在R和T的关系曲线上存在最佳效益点，即当周期在2d时，收效最好。,计算结果图,1、地层压力对渗透率影响的实验研究（1）选取了大庆榆树林特低渗油藏的一块岩样进行渗透率随有效上覆压力变化规律的实验，其渗透率为0.4910-3m2，孔隙度为14.94%。,三、注水时机对捞油产量的影响,加压过程中，随着上覆有效压力的增加，岩样渗透率下降；降压过程中，随着上覆有效压力的下降，渗透率有所恢复，但不能恢复到原始渗透率值。因此，对应特低渗油藏来说，应早注水为好。,2、注水