深层特低渗油藏气驱油藏工程优化措施

深层特低渗油藏气驱油藏工程优化措施

Summary:随着对油田开发程度的不断加深,新添增的石油地质储量逐渐变差,特低渗油藏逐渐成为开发的重点｡特低渗油藏具备储层岩性致密､物性差､自然产能低等特点,需要对其进行大规模的压裂改造工程｡同时,注水开发的过程中,还存在着注水压力高与注水困难的问题｡Keys:深层特低渗油藏;气驱油藏工程;压裂改造0引言油藏工程是以依据油层物理与油气层渗流为基础,来进行油田开发设计与工程分析方法的综合性技术｡其主要任务是:研究油藏与气藏在不断开发过程中所涉及到的油､气､水等物质的运动规律与替代的机理｡1油藏简况试验区块整体构造形态为北东走向､西南倾､箕状构造,北高南低,东西高,中部低,区内发育多条近东西向断层将其复杂化｡地层倾角较大,大于15°｡研究区内发育了三角洲前缘亚相,水下河道多期分支,呈网状,侧向迁移频繁,是一个从东南向北西扇形展开的三角洲前缘沉积体系｡水下分流河道为该区的主要沉积微相,伴生相有分流间湾､河口砂坝等,背景相有滨湖､浅湖-半深湖｡该区分流河道沉积以滨浅湖相带为背景,分流河道多次汇合､分支｡储层岩性主要以细砂岩､粉砂岩､泥质粉砂岩为主｡物性分析资料统计,孔隙度最小3.4%,最大18.6%,以10%-18%为主,平均12.7%;渗透率最小0.029mD,最大7.57mD,以0.125mD-4mD为主,平均1.62mD｡有效储层段孔隙度分布10%-20%,平均14.7%;渗透率分布0.2mD-8mD,平均1.97mD｡油藏埋深3150~3970m,油藏类型整体上为构造岩性油藏｡属正常温度压力系统,原油性质为常规稀油｡2气驱油藏工程的设计2.1开发层划分通过层系划分与组合的原则:1套独立的开发层系需要具备一定程度的厚度与储存量,在经济上拥有生产的能力,满足当前采油速度与稳产年限的相关要求｡同一层系之内,因有着相同的温度､压力系统,储层物质､原油､驱动类型都很相似｡各层之间必须要具备优秀的隔层,防止对其进行注水开发时发生层间水窜的情况｡2.2井型的设计通过将水平井与直井进行对比,并与本地储层的发育特点进行结合来看,整体上的油层平面叠加连片,变化程度较大,纵向还具备分布薄､分散､深的特征,其层间较多数单一层薄,地域跨度大,较为适合使用直井进行开发｡2.3排距的确定区块在属于典型的特低渗油藏时,相应油井需要进行大规模的压裂与投产｡在部署的过程中,必须要使用到井网､注采､压裂缝系统等,在最佳位置使用,并对其构造倾向与裂缝方向､储层连接､开发方式､经济等因素进行综合兼顾,注重注采井网与距离之间的优化工作｡2.3.1注采井网络优化通过对国内外的注采井事件进行分析,发现在拥有较大倾角的油藏之内使用构造高部注气的方式,能够将重力稳定驱替作用完美地发挥出来｡与以往的面积注采井网相比较来看,能够在防止气体乱窜､提高气驱波和其体积方面发挥巨大的作用｡通过对相应的机理进行建模,模仿其中的数值,让注采井网的方式进行改善,逐一设计了面积反五点注气､反九点注气､线性高､低部位注气4种新型的注采井方式,对其进行实验｡2.3.2井距排距地优化2.3.2.1井距首先应该考虑到储层连接的情况,再通过对区块内完钻井,多种井距连通的情况下,可以分析出在目前位置油层在平面内,同时变化程度会大一些｡统计出横切物源方向400m的井距,让其连通系数在40%左右,顺着该方向时,520m的距离连接系数是70%｡横切物源防线与井排走向相同,所以不太适用于过大的距离｡同时在相同的试验开发过程中,表示在线性注采井网之中,过于大的井距会造成动用程度不充分､生产周期较长的情况｡2.3.2.2排距要想确定出合理的排距,首先要考虑以下因素:一是在线性注采井网中,其井网波和间隔距离较大的时候,排距同样应随着变大;二是在对整体区块的构造特征进行考虑时,其上方应将排距的宽度适当加大,会有利于开展注气重力稳定驱替;三是在考虑储层发育的情况时,排距的设计方式应该要顺应着物源的方向,并适当的对其宽度进行加大;四是在排距逐渐变大后井网的形式便会变成矩形,进行两口井的压裂缝检测,并让其对角线的方向与裂缝方位相似,这样在一定程度上就扩大了井距离｡排距同样通过数值模拟机理模型,达到了优化的效果,在距离为210m时,分别设计出340m､380m､420m､460m等的宽度｡在排距低于420m时,采出的程度不断减小,所以确定出420m是科学合理的｡2.3.3投产方式确定区块内的储层中矿物含量较高,脆性指数较大,根据全岩分析的方式进行计算,在该性质达到88.8%~94.8%,平均数值为92.3%,对造缝工作非常有利｡通过对开采工作的认知,并在储层发育与井网距离合适的情况下,将大规模的缝网压裂方式应用其中,对造储层进行改善,可使单井初期的产量不断提升｡2.3.4优化选井技术2.3.4.1选井原则根据当前油田的情况,再将其与近几年国内外在压裂选井层的研究数据成果进行融合,以此来确定出适合该区域｡并且压裂井层的特征参数是:跨度要在30~60m,有效的厚度是10~25m,含油饱和度为35%~60%,孔隙度14%~20%,含水占10%~50%,地层压系数是0.7~1.3,采出程度为10%~30%｡通过对其进行压裂,让产出效果不断增加｡还要确保所选井的状况良好,亚层段外没有窜槽､套变,满足一定的工艺条件｡2.3.4.2把握最佳时机通过压裂与油藏模拟器的使用,对增压后的增产油量和压前地层压力系数的关系进行模拟,并得出了在系数为0.7~1.3时,效果是最佳的｡在以前储层作为评估基础时,要充分考虑多种因素可能会产生的影响,并使用模糊识别原理计算出适合油藏压裂的模式,并进行定量评估,确保工作的科学与程序化｡2.3.5耐高温压裂液体系2.3.5.1压裂预前置液针对不同的油气藏特点,需要研制出不相同的预前置液,以此来对地层进行保护｡低伤害压裂预前置液主要构成是:复合型黏土稳定剂､表面高活性剂､放乳破乳剂等,其平均伤害率为1.38%,空隙喉道还具备一定程度的疏通作用,提高岩芯的渗透性｡2.3.5.2耐高温压裂液该压裂液体系是由复合交联剂与低残渣的羟丙基胍胶进行胶连,在160℃的环境内剪切120min,黏度为97mPa·s｡在井内温度不同的情况下,加入小于0.01%的破胶剂,便能够让其黏度低于4mPa·s｡其中的残渣含量为240~280mg/L｡破胶剂水化液可与地层水随意融合,不会发生沉淀现象,还可与原油形成稳定的乳化液,在其处于90℃的高温内120min时,破乳效率能够达到95%,压裂液中放入0.3%的液体降滤失剂之后,系数为每分钟为6.02×10-4m,对岩心造成的伤害减少8.23%｡2.3.5.3压后缝面处理技术在压裂施工结束之后进行闭合时,还要在其中每分钟注入0.3~0.5m3的缝面处理剂,同时加快破胶过程,降低压裂液对封面与地层的伤害｡压后封面处理剂的组成是:强氧化剂､有机酸､表面高效活性剂等多种增效剂｡与常规破胶剂在80℃的环境之内对比,残渣的含量大幅下降73.1%~78.7%｡不仅如此,对支撑缝隙渗透性的效果较弱,但是导流能力提升了40%左右｡3结束语从文中可以得出以下结论:整体上的油层平面叠加连片,但变化并不大,纵向上具备薄､分散､深等特点,单层较薄,跨度大,较为适宜直井的开发;在地层倾斜程度较大的油藏,可使用顶部注气的方式来避免气窜的发生,将气驱波及其体积进行扩大,从而提高气驱的采收效率;面对特低渗油藏,在开工的过程中,需要在油井进行大规模的压裂投产,根据井网系统进行部署,还要进行注采与压裂系统的最佳配置｡Reference:[1]刘同敬,赵习森,任允鹏,等.特低渗油藏CO2混相驱注采压