低渗透油藏注水开发技术对策研究(编辑修改稿)

低渗透油藏注水开发技术对策研究(编辑修改稿)内容摘要：

明的 重稠油、 低渗透、特低渗透石油资源量约 10８ ｔ ，占可探明石油资源量 %。 截至 2020年，我国 陆上 低渗透油田探明储量为 63亿 吨 ，约占探明总储量的 28%。 从 近 5年 新增 探明储量 统计报告可知， 低渗透油 田 储量的比重已 上升 至 50%60%。 尽管低渗透油田在我国的 各油区分布情况不同并且差别较大，但每个油区均有分布， 探明 地质 储量大于 2亿 吨 的油区 分别是 大庆、吉林、辽河、大港、新疆、长庆、吐哈、胜利、中原等。 截止 2020年底，全国累计探明低渗透石油 地质 储量 141亿 吨 ，占全国石油总储量的 %左右。 低渗透 非线性渗流研究现状 国内外从事低渗透特殊渗流规律研究的方向主要集中在启动压力 测试及其影响因素的研究领域。 具体内容 是启动压力梯度的测试方法 及 应用 、 影响启动压力的因素，考虑启动压力对油田开发指标的影响、 非线性程度判据，裂缝性岩心中非线性渗流、 低渗透油田试井等。 后来，国外由于市场经济原因，对低渗透油田的开发这方面不够重视，因此，在欧美等市场经济发达的国家除了少数的研究院所进行了少量的渗流规律和油藏工 程计算方法的研究外，基本上没有进行这方面的研究工作。 在 20 世纪 50 年代， 前苏联学者布兹列夫斯基 [31]对低渗透油田的渗流问题进行了研究，取得了一些初步的研究成果， 但由于这方 面 的研究难度大，取得 的主要 认 识还不是很深刻，一直局限在启动压力的研究。 Von Engelhardt， Tuun， Hansbo， Miller和 Low， Mitchell和 Younger等人都曾发 现低渗透介质中的非达西现象。 这些现象包括随着压力梯度的变化渗透率发生明显的变化（即流速与压力梯度不呈线性比例关系）以及 “启动压力梯度 ”（低于启动压力梯度渗流不会发生）。 由于缺少一致的实验资料，研究都是建立在一定的假设基础上的。 一般的西南石油大学硕士研究生学位论文 3 非达西渗流多达十几种。 国内 西安石油 大学 的阎庆来教授首先对此问题进行研究的，之后中国石油大学、 中国科学院渗流流 体力学研究所 、 西南石油大学 都 相继开展了类似的研究，取得了一定的成果。 随着 计算机的大量应用 和 实验水平的发展 ，求解非线性问题已经成为研究的热点。 在实验研究方 面 主要 针对 在启动压力的 力学描述 与 物理实质 这两个方面，并在渗流 理论研究 方面已经取得了一些认识，但 大多数研究 都局限于渗流 公式 中附加一 个 启动压力，没有从影响低渗透非达西机理的角度来考虑 [5,6]。 黄延章等 [7]人研究了低渗透油层中油水渗流 规律 及 特征 ,得 出 启动压力梯度 与原油极限剪切应力成正比 ,与渗透率成反比的结论。 由于 原油的极限剪切应力和井距越大，单井产量减小幅 度越大而 启动压力梯度 存在 ， 若 渗透率越小，单井产量 波动 幅度 也 越大。 谷建伟等 [8]在考 虑启动压力、 重力 、 毛管力 等 众多 因素情况下 并 推导 出 低渗透油田 油水两相渗流时 无因次采油指数、无因次采液指数和 含水率 的变化形式 ， 还对 3 种因素 影响生产参数的 情况作了具体分析 ， 提 出 由于 毛管力和启动压力的存在 增加了无因次采液指数和含水率。 王健等 [9]人 得出 了低渗透砂岩油藏的 渗流特征不符合 达西渗流曲线。 为了保证 所测岩样的 非达西渗流曲线的完整性 则 采用 “毛细 管 平衡法 ”与传统的 “压差流量法 ”相结合。 利用实验 所 获取的数据点来 探讨 启动 压力梯度与空气渗 透率 ， 流体黏度、驱替压力梯度的关系 等 ， 同时 回归得到了经验公式。 时宇等 [11]人 通过恒速压汞实验确定了大庆低渗透油田喉道分布密度函数，然后基于边界层理论 及 毛管模型 ，建立了非线性渗流模型。 并 准确界定了 低渗透储层中产生非线性渗流的压力梯度区域，并 定量分析 影响非线性渗流的因素。 结果表明，在非线性渗流过程中储层渗透率与启动压力梯度是产生非线性渗流的主要因素。 其中，渗透率 对非线性渗流的 影响程度较大，但影响的范围较窄而启动压力梯度的影响程度相对较小， 相对于渗透率其 影响范围较大。 杨正明等 [12]人通过 实验 及 矿场 试验 表明 Darcy 公式不符合 低渗油藏流体渗流 而且低渗油藏流体渗流 存在明显的非线性。 从非线性渗流的形成机理出发，利用恒速压汞技术确 定 低渗储层喉道分布密度函数，在此基础上，根据毛管模型与边界层理论，建立了低渗储层非线性相渗模型，并结合大庆油田某区块进行了分析研究。 结果表明，在非线性渗流压力梯度范围内，地层中压力梯度的增加，储层绝对渗透率逐渐增加、水相渗透率逐渐降低，油相渗透率逐渐升高，油井含水率上升速度降低。 低渗透 注水 开发 研究现状 低渗透油田开发不仅受 启动压力梯度的影响 ，而且也受裂缝的影响。 低渗透油田由于 裂缝的存在 ， 对注水井网的部署就极为敏感， 低渗透油注水开发成败的关键因素是 确定合理的井网部署 [13]。 低渗透油藏注水开发技术对策研究 —— 以白马中南部工区为例 4 Goued和 Salem认为提高油水井对砂体的钻遇率是提高水驱采收率的一项新措施，所以一般采用面积注水井网 [3840]。 在美国，人们多采用 “反九点法注水 —五点法 —加密井网 —三次采油 ”的思路开发低渗透油田，并取得了较好的效果 [39]。 李松泉等 [14]根据 低渗透油田 特点， 合理注采井网 应该 是不等井距的沿裂缝线状注水井网 ， 该 井网 类型所具有的优势 ： （ 1） 可以获得较大的波及体积、油井见效明显、防止油井发生 暴 性水淹 ； （ 2） 由于注水井距加大使井网 密度变小即 总井数减少，经济效益明显提高。 侯建峰 [15]利用数值模拟手段 对具有代表性的长庆安塞油田坪桥区特低渗透油藏 的合理开发井网系统进行了详细沦证。 在 特低渗透油藏开发初期 ，部署 正方形反九点井网其生产井 压裂缝 长度 将 受到限制、边井见效差 ，单井产能低 而 且 角井又容易水淹； 与正方形反九点井网相比较， 菱形反九点井网 尽管 改善了平面上各油井的均匀受效程度， 开发效果较好， 但仍未 完全 解决对压裂规模的限制以及单并产能低 等关键性 问题。 屈雪峰等 [16]通过数值模拟、 油藏工程计算、 现场试验和 室内化验分析 的方法，对西峰油田白马区长 8 地质特征制定合 理 的开发对策。 在白马 中 工区，采用 合理的井网系统和注水时机 从而 获得了较好的开发效果。 因此，采用菱形反九点井网实施超前注水开发 可以改善长 8 油藏的开发效果。 另外，合理井网密度 也 是低渗透油田开发的一个主要问题。 科学合理的井网密度 即可以 达到储量损失小、最终采收率高、采油速度较高和开发效果较好，又能取得较好的经济效益。 国内外 都着重于统计研究 水驱采收率与井网密度的关系， 目前， 北京石油研究院统计的经验公式（简称国内经验公式），谢尔卡乔夫公式，前苏联石油研究院统计的经验公式（简称 前苏联经验公式）等已 在油田开发中 得到了广泛的应用，尤其 谢氏公式 ，大部分油田将其 与 投 入 产出原理 结合， 进行经济分析计算 [13]。 在超前注水研究方面， 王瑞飞 [53]根据同步注水、超前注水 7 个方案进行数值模拟研究，拟合出超前注水时间与超前注水中压力保持水平的关系式，并推导出超前注水开发低渗透油田中合理超前注水时间和极限注水时间的计算公式。 王鹏 [52]研究获得超前注水量越大，地层压力越大，开发效果也越好。 金拴联 [46]在注水参数优化方面提出了强化注水、不稳定注水的特点和方法以及超前注水及油井投产的时机选择。 余贝贝 [49]基于长庆特低渗透油田的开发实践，采用渗流力学和油藏工程等手段，在超前注水开发模式下对特低渗透油藏注水井等注入量二源速度场与压力梯度场等进行研究，得到了不同渗透率及注水井井底流压下合理井距理论图版。 赵春鹏 [54]针对长庆庄 19 井区低渗油藏的物性特征，通过实验得到以压力传播到岩心长度 32%时的速度为合理的注水速度。 西南石油大学硕士研究生学位论文 5 本文研究的主要内容和技术路线 本文的技术路线 本文首先从低渗透油藏地质特征，开采方式，井网部署及渗流规律来阐述低渗透油藏特性，总结目前常用的剩余油研究方法并重点介绍运用数值 模拟技术 研究 剩余油分布。 然后 对白马中南部工区的区域地质背景进行了简要介绍，分析了油藏早期生产特征；并对油田沉积特征、油藏流体 性质 、储层各种物性等进行分析。 在此基础上，开展油藏工程研究，对目前工区产能，渗流特征进行简要的介绍，重点研究白马中南部工区的注水开发效果，井网适应性及油藏压力。 通过数值模拟技术掌握 白马中 南部工区目前剩余油分布情况，结合剩余油研究成果， 设计三类调整措施，并展开油藏合理开发 对策 论证，从而 得出 最优方案。 技术路线如图 11。 图 11 技术路线图 本文研究的主要内容及成果 （ 1）全面调研和总结低渗透油藏的基本特征及渗流机理， 并归纳目前常用的剩余油研究方法并重点介绍运用数值模拟技术 研究 剩余油分布。 （ 2） 分析了 白马中 南部 工区地质特征 以及流体特征 ，并为制定合理开发技术对策低渗透油藏特性及渗流特征 剩余油分布预测研究 白马中工南部工区概况及开发现状 剩余油分布 白马中南部工区开发 对策 论证 对比优选调整方案 地质模型建立与历史拟合 国内外调研 白马中南部工区油藏工程研究 低渗透油藏注水开发技术对策研究 —— 以白马中南部工区为例 6 的依据和出发点打下坚实的基础。 （ 3） 对白马中南部工区产能特征进行了分析，并研究了白马中南部工区地层压力现状，地层压力保持水平及受控因素，地层压力保持水平界限和合理的井底流压。 （ 4）对白马中南部工区生产井的见水特征及注采井网 的合理性评价展开分析，并采用水驱动用程度、含水变化规律、存水率、耗水率和水驱开发指数等指标对开发效果进行了研究，评价 工区 水驱开发效果。 （ 5）利用 Eclipse 软件，建立白马中南部工区地质模型 ，并 对 439 口单井进行历史拟合。 （ 6） 采用数值模拟方法，对白马中 南部工区 剩余油分布展开研究，结合剩余油研究成果，设计三类调整措施，从而优选出白马中南部工区油藏的开发 对策。 西南石油大学硕士研究生学位论文 7 第 2章 低渗透油藏 特性及渗流特征 低渗透油藏划分方法、标准和依据 低渗透油 藏 是一个相对的概念，而且 对低渗透油田 （ 或油藏 ） 的界定， 国内外 尚没有统一的标准。 前苏联 专家 根据 地层产能、导水性、孔隙空间结构和经济标准，将低渗透油藏的上限定为 50103μm2， 但是 各油田低渗透储层的形成和埋藏的地质条件 各有不同 ，其渗透率上限也就互不相同，应视具体情况而定。 实验证明， 不考虑油层的厚度与原油的粘度，仅用渗透率作为低渗透储层的定量标准是不够的。 美国 把渗透率大于 10103μm2 的低渗透油藏划为好储层，故低渗透储层的上限就等于10103μm2。 加拿大对低渗透油藏的分类与油田的实际情况比较适应。 他们主要根据某一压汞饱和度所对应的 喉道大小，配合渗透率、孔隙度和其比值等参数对油层进行分类。 目前，我国根据低渗透油田的渗流特征和开采特征，将储层渗透率不大于50103μm2 的油田算作低渗透油田。 我国依据中华人民共和国石油天然气行业标准的规定，低渗透储层通常指渗透率小于 10103μm2， 见表 21 可知 II 级为低渗透储集岩， III级为特低渗透储集岩。 表 21 低渗透储层划分标准 储层级别 克氏渗透率（ 103μm2） 孔隙度（酒精法）（ %） 中值喉道半径 （ μm） 排驱压力（ MPa） 孔隙结构类型 孔隙类型 裂缝状况 备注 碳 酸盐岩 碎屑岩 碳酸盐岩 碎屑岩 低渗 10～ 12～ 6 12～ 6 2～ ～ 1 中孔小喉、小孔小喉 溶孔 粒间孔、溶孔 有 裂缝 Ⅱ 类 特低渗 ～ 6～ 6～3 ～ 1～ 5 微孔 小喉 粒间孔晶间孔 粒间孔 裂缝少 Ⅲ 类 致密岩 3 =5 微孔 微喉 晶间 孔 杂基 孔 裂缝不发育 非储集层 低渗透油藏注水开发技术对策研究 —— 以白马中南部工区为例 8 低渗透油藏地质特征 我国低渗透油藏类型 比较 单一， 大多数 属于常规油藏类型， 60%以上储量存在于 构造油藏及岩性油藏这 两种油藏类型。 大多数低渗透油藏储层物性 较 差， 渗透率低 ， 孔隙度 低。 低渗透砂岩储层具有 岩屑含量高、粘土或碳酸盐胶结物较多的普遍 特点。 根据国内 统计 结果 表明 低渗透 油层平均 孔隙度为 %， 最小孔隙度为 %， 最大孔隙 %。 以 油层孔隙度分布而言， %的油层 平均孔隙度小于 10%， %的油层 平均孔隙度在 10%～ 15%之间； %油层 平均孔隙度在 15%～ 20%之间； %。