低渗透油藏水驱开发效果评价.docx
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低渗透油藏水驱开发效果评价
低渗透油藏水驱开发效果
评价方法研究
摘要
我国低渗透油藏的天然弹性能量普遍较小,所以基本上都先后采取了注水保持压力的开发方式。
因此,对注水开发低渗透油田的水驱开发效果进行科学的评价,对于进一步搞好油藏注水开发,为实施调整挖潜措施提供可靠依据以及提高油藏最终采收率都具有十分重要的意义。
本文在借鉴以往对中高渗透油藏注水开发效果评价的一些方法和原理的基础上,结合油藏工程、模糊数学原理等方法,首先给出了确定低渗透油藏启动压力梯度的简便方法,针对大庆外围油田推导出启动压力梯度的公式,最后针对低渗透油藏的水驱开发效果从含水率、存水率、可采储量等进行了科学的评价。
各个方面都建立了相应的评价标准及计算方法。
经过本文对低渗透油藏龙虎泡高台子油田水驱开发效果评价的实例分析,得到了和生产实际相符合的评价结果,证明本文提出的评价标准与计算方法切实可行。
关键词:
低渗透;启动压力梯度;水驱开发效果;评价方法
Abstract
Theoriginalelasticenergyinlowpermeabilityreservoirisgenerallysmall,soalltheoilfieldsearlyorlateadoptwaterfloodingtokeepthepressureofthelowpermeabilityreservoir.Therefore,evaluatingthewaterfloodingeffectoflowpermeabilityreservoirscientificallyisofgreatimportancetodeepenthewaterfloodingandofferreliablereferenceofcarryingoutthemeasuresofexploringthepotentialreservesaswellasincreasetheoilrecovery.Drawinglessonsfromtheevaluationmethodsandprinciplesofwaterfloodinginexploringthemiddle-highpermeabilityreservoirs,takingthefactthatallthelowpermeabilityreservoirsareofthresholdpressuregradient(TPG)intoaccount,withthemethodsofoilreservoirengineering,fuzzymathematicsandprincipleofhierarchyanalysis,wefirstlyproducethesimplemethodtodeterminetheTPGoflowpermeabilityreservoir.Withthismethod,wedeterminedtheformulaofTPGofDaqingperipherydevelopedoilfields.Finally,weevaluatedthewaterfloodingeffectoflowpermeabilityreservoirscientificallyintheseways:
watercut,drainindex,recoverablereservesetc.Ineachway,wecreatedcorrespondingevaluationcriteriaandcalculatingmethods.ByanalyzingthewaterfloodingeffectofLonghupaogaotaizioilfield,wegotresultsthatmatchproduce,whichprovesthattheevaluationcriteriaandthecalculatingmethodsproducedbythispaperarereliableandapplicable.
Keywords:
lowpermeability;thresholdpressuregradient;effectofflooding;evaluationmethod
目录
第1章前言1
1.1研究的目的及意义1
1.2研究现状及局限性1
1.3低渗透油藏水驱开发效果评价研究的趋势3
1.4本文的主要研究工作3
第2章低渗透油藏水驱开发效果影响因素4
2.1油藏储层因素的影响4
2.2原油地下粘度的影响5
2.3开发技术指标的影响5
第3章低渗透油藏启动压力研究7
3.1启动压力梯度定义7
3.2启动压力梯度的确定方法7
3.3启动压力公式的建立及验证9
第4章低渗透油藏水驱开发效果评价13
4.1低渗透油藏水驱开发效果评价指标分析13
4.2低渗透油藏水驱开发效果评价指标的估算方法14
第5章水驱开发效果综合评价方法28
5.1模糊综合评判的基本数学原理28
5.2评判矩阵和权重集的确定29
5.3模糊综合评判的步骤30
第6章低渗透油藏水驱开发效果评价实例分析32
6.1外围已开发区块油藏地质特点32
6.2外围开发区块开发状况33
6.3低渗透油藏水驱开发效果评价结果34
结论38
参考文献39
致谢40
第1章前言
1.1研究的目的及意义
随着我国经济的快速发展,我国对石油的需求量也越来越大,但我国自己生产的石油并不能满足国民经济发展的需要,中国石油在未来的经济发展中将出现一个无法自给的石油缺口。
而在我国近期探明的原油地质储量中,低渗透储量所占的比例明显增大。
据统计,我国低渗透油藏的探明地质储量约为4×109吨,占全部探明地质储量的1/4。
而根据勘探趋势,低渗透储层的比例将越来越大,低渗透储层的产量也将越来越大。
因此,对低渗透储层的勘探开发不可忽视,如何开发好低渗透油藏,成为一个重要的问题。
而我国低渗透油田的天然弹性能量普遍较小,必须采取补充能量的开发方式,才能取得较好的开发效果和较高的采收率,所以基本上都先后采取了注水保持压力的开发方式。
进行注水开发的目的就是为了保持油藏压力,从而提高原油的采收率,尽可能获得更多的原油。
但由于各油田地质条件的差别,即使同一油藏其地层情况也十分复杂,如何注水才能达到最佳开发效果始终是人们关注的问题。
因此,对注水开发低渗透油田的水驱开发效果进行科学的评价,不断加深对油藏的认识,提高油田勘探开发水平,对于进一步搞好油藏注水开发,为低渗透油田进一步实施挖潜措施提供决策依据和技术支持,以及提高油藏最终采收率都具有十分重要的意义。
1.2研究现状及局限性
美国首先在20世纪40—50年代提出注水开发的合理性。
1955年,Guthrie和Greenberger对73个完全水驱或部分水驱砂岩油田的基础数据,利用多元回归分析法得到预测注水开发油田的水驱可采储量的经验公式[1]。
1956—1967年美国石油学会API的采收率委员会建立了北美和中东地区的72个水驱砂岩油田的水驱可采储量的经验公式。
1958年Wright[2]根据油田的实际开发数据,首先建立了水油比与累积产油量的半对数统计直线关系。
1959年Matthews[3]又建立了水油比与累积产油量的半对数直线关系。
后来,这两种水驱特征曲线被作为预测注水开发油田的水驱可采储量的基本方法。
前苏联在20世纪40~50年代开始考虑注水开发油田的合理性,以后对注水开发指标作了深入研究,并与美国油田开发的主要指标进行了对比,提出了适合本国油田注水开发的指标。
不但如此还对开发效果的影响因素,根据多因素线性相关分析理论,得出了不少经验性的结论。
1959年前苏联的Максимов建立了累积产水量与累积产油量的半对数统计直线关系,并已在前苏联得到广泛的应用飞前苏联全苏石油天然气科学研究所根据乌拉尔一付尔加地区约50个油田的实际开发数据利用多元回归分析法获得预测注水开发油田的水驱可采储量的经验公式和1972年Кожакин的经验公式以及1976年Гомэиков的经验公式。
1973年,沙卓诺夫首先提出乙型水驱曲线。
1981年沙卓诺夫推导出丙型水驱曲线和丁型水驱曲线。
1994年俄罗斯油田科技工作者提出根据油水粘度比确定水驱特征曲线的标准。
在低渗透油藏水驱油机理研究方面,国内外进行了大量的实验研究,主要集中在借助微观实验提供的直观观测手段和宏观实验中先进的核磁共振技术设备,对油水渗流机理和动态特征进行了研究,为低渗透油田水驱开发指标的计算提供了理论基础。
在低渗透油藏水驱开发指标计算研究方面,发表的成果并不多,主要集中在国内,并主要针对低渗透油藏具有启动压力梯度这一特点。
邓英尔[4]等,建立了具有启动压力梯度的油水两相渗流数学模型,推导了相应的分流量方程、等饱和度面推进速度方程、水驱油前缘饱和度和位置计算公式,导出了井排见水前后开发指标计算公式。
杨正明等针对低渗透油藏的特性和低渗透的渗流理论,推导出低渗透油藏产量递减方程、低渗透水驱油藏含水率与启动压力梯度的方程以及低渗透油藏水驱特征曲线的方程,同时指出在进行低渗透油藏的产量递减分析、含水率和水驱特征曲线时,必须考虑启动压力的影响。
宋付权等通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的定压水驱进行数值模拟,分析了多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距等因素对低渗透油藏水驱采收率的影响。
分析表明,对于低渗透油藏而言,其水驱采收率直接受到启动压力梯度的影响,它影响见水时间、产油量和产液量、阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率。
李云鹃等通过在渗流方程中引入启动压力梯度并利用稳态逐次替代法,推导出低渗透砂岩油藏压力波影响半径与传播时间的关系,用于预测低渗透砂岩油藏注水见效时间与井距的关系。
姜瑞忠等利用谢尔卡乔夫公式、前苏联经验公式以及国内经验公式,对低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系进行了探讨。
结果表明,对于常规方式注水开发井网,在利用经验公式计算不同井网密度下水驱采收率时,前苏联经验公式计算结果明显偏大,而谢尔卡乔夫公式偏小,国内经验公式相对可靠,对于压裂注采井网,特别是对实施大规模压裂的低渗透油藏注采井网,利用已有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价时有一定偏差。
张慧生等采用数值模拟方法研究了在水湿低渗透油藏中,毛管力对水油两相渗流的影响,分析了启动压力梯度和毛管力对水驱油效果的影响。
结果表明,在低渗透油藏中,水湿油藏的毛管力和启动压力梯度使油藏开发难度增大,使油藏的无水采收率和开发期减小。
1.3低渗透油藏水驱开发效果评价研究的趋势
从以上分析可以看出,目前,对于低渗透油藏水驱开发效果的评价研究,各文献都只是针对问题的局部进行研究,虽然已给出许多具体的评价指标,但往往都是孤立的,没有从系统的角度去考虑问题。
而且各水驱开发效果评价指标关系复杂,一些指标之间具有相关性,而另一些指标又相互独立。
各个评价指标都有其局限性;有些指标仅仅适用于油田某一开发阶段。
所以,对低渗透油藏水驱开发效果评价的研究将会是更加系统、全面和科学的研究。
1.4本文的主要研究工作
本文在已有研究成果的基础上,主要做了以下几个方面的研究:
1.分析了低渗透油藏水驱开发效果的影响因素。
2.给出了确定低渗透油藏启动压力梯度的简便方法,针对大庆外围油田推导出启动压力梯度的公式。
3.确定了低渗透油藏模糊综合评判单因素评价方法,完善了低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价的数学依据。
4.建立了一套反映低渗透油藏水驱开发效果的评价指标、评价标准以及评价方法,对低渗透砂岩油藏水驱开发效果进行分析评价。
5.对龙虎泡高台子油田水驱开发效果进行了分析评价,得到了与生产实际相符的评价结果。
第2章低渗透油藏水驱开发效果影响因素
低渗透油藏由于其特殊的地质特点,造成开发过程中呈现如下特征:
(1)油藏天然能量不足,产量和一次采收率低;
(2)注水井吸水能力低,启动压力和注水压力上升快;(3)油井注水见水后,产液(油)指数急剧下降,稳产难度大。
2.1油藏储层因素的影响
一个油藏的储层条件在很大程度上决定了该油藏采用注水开发方式下最终水驱开发效果,或者在很大程度上决定了该油藏最终水驱采收率的大小。
油藏自身的储层条件是一个综合概念,它是由许多油藏地质特征参数组成的一个集合体。
就注水开发油藏而言,影响水驱开发效果的地质因素很多,在深入分析的基础上,认为影响注水开发油藏水驱效果的储层因素主要有:
(1)反映岩石颗粒结构特征的粒度分选系数,它直接影响岩石孔隙度和渗透率的大小,同时也间接反映了孔隙空间的均匀程度,在水驱开发过程中,使注入水能够均匀推进。
因此它直接影响油田水驱难易程度和均匀程度。
(2)反映岩石孔隙结构特征主要有最大连通孔喉半径、孔喉均值、主要流动孔喉半径平均值、喉道均质系数、有效孔隙度和退汞效率。
前五个参数从不同侧面反映了喉道的大小,喉道均匀程度的高低和岩石储集流体能力的高低。
退汞效率越大,表明残留在喉道系统中的水银量越小,这样的岩石孔隙结构有利于驱替流体在岩石中有效、均匀地推进;相反退汞效率越小,说明流体流动的孔喉系统的喉道不发育,由于喉道狭窄而且分布不均匀,容易造成注入水推进困难和不均匀,进而影响了水驱开发效果和最终采收率。
(3)反映储集层渗流物性的参数主要有渗透率、变异系数和非均质系数。
渗透率反映了流体通过岩石孔隙的能力;变异系数是反映储层非均质性大小的一个重要指标;非均质系数主要反映层间非均质性的强弱。
(4)反映储集层敏感性的参数主要有水敏指数、速敏指数和粘土矿物含量。
水敏指数是指储集层岩石与不配伍的外来流体作用,引起粘土膨胀、微粒分散运移,从而导致渗透率下降的现象,影响了注入水的推进;速敏指数是因流体流动速度发生变化时引起地层中微粒运移,堵塞孔道,导致渗透率下降。
因此油田注水开发过程中对确定合理的注水量和采液量具有重要的意义。
从国外低渗透油藏现场试验看,油层泥质含量不超过3%时,注水一段时间后注水井吸水能力下降1-2倍,但是经过对注水井井底反复冲洗,吸水能力可以完全恢复。
泥质含量4-6%时,水相渗透率降低3-5倍,在冲洗井底后,吸水能力不能完全恢复。
泥质含量7-10%时,水相渗透率降低6-30倍,泥质含量20-30%时,油层实际上已不吸水。
国内外一般认为中低渗透油藏泥质含量在10%以上就不适合注水开发了。
超过10%,对注水开发有较大的影响。
(5)反映储集层分布的参数主要为有效厚度钻遇率和连通系数。
前者反映了油层分布情况,越大表明油层在平面上分布的非均质性小,钻井的有效率比较高。
而连通系数为连通砂体层数除以砂体总层数,该值直接影响了水驱储量控制程度和水驱储量动用程度的大小。
2.2原油地下粘度的影响
根据国外注水开发油田经验,一般地下原油粘度大于5
时,对注水效果的提高就会有一定的影响;大于70
时注水开发就有较大的困难。
在相同的润湿性、相近的渗透率、相同的界面张力条件下,随着原油粘度的增大,相同孔隙注入倍数所对应的驱油效率也随之降低。
随着油水粘度比的增加,驱油效率呈下降的趋势,残余油饱和度呈现出上升趋势。
驱油效率的下降和残余油饱和度的上升在油水粘度比为370以前,比较突然;在油水粘度比370-1500之间,呈平缓下降和上升趋势;油水粘度比大于1500时驱油效率和残余油饱和度变化很小,基本上呈直线变化趋势,水驱基本上失去意义。
2.3开发技术指标的影响
一个油藏在某一开发时期的实际水驱开发效果不仅取决于油藏自身的基础地质条件,而且还取决于开发人员的技术水平和实际应用条件。
影响水驱开发效果的开发技术指标因素很多,在不同的开发技术指标因素控制下,包括开发层系划分、井网密度、注采井网布置、注采强度、开采方式、开发速度等方面差异条件下,所产生的水驱开发效果差异较大。
针对一个具体油藏,如果能够合理地划分储集层的开发层系,可以减小层间矛盾,使各层的注入水均匀地推进,进而可以提高注水开发油田的水驱开发效果;相反,如果没有合理地划分储集层的开发层系,就会增大层间矛盾,使各层的注入水不能均匀地推进,进而就会降低注水开发油田的水驱开发效果。
井网密度的合理性不但会影响注水开发油田的水驱开发效果,而且还会影响注水开发油田的经济效益。
合理地布置注水开发油藏(或区块)的注采井网可以提高平面波及系数,充分地利用注入水驱替原油,进而可以提高注水开发油田的水驱开发效果;相反,没有合理地布置注水开发油藏(或区块)的注采井网可能会大大地减小平面波及系数,就不可能充分地利用注入水驱替原油,进而就会降低注水开发油田的水驱开发效果。
开始注水时间的合理性不但会影响注水开发油田的水驱开发效果,而且还会影响注水开发油田的天然能量的充分利用程度及经济效益。
注水方式的选择直接影响着注水开发油田的水驱控制程度,进而影响着注水开发油田的水驱开发效果。
注采强度的合理性决定着油藏压力的维持水平、注入水在平面和纵向上的均匀推进程度以及油藏综合含水率上升速度等,进而影响着注水开发油田的水驱开发效果。
选择合理的开发速度不但会提高注水开发油田的水驱开发效果,而且还会提高注水开发油田的经济效益。
另外,油层在开发过程中所受到人为因素的污染在很大程度上影响油田水驱开发水平的提高。
由于受到污水处理的局限,目前部分油田注入水水质严重超标,悬浮物与含油等重要指标均超出5-30倍,含氧、机杂粒度等指标也严重超标。
使注水井吸水能力不断下降,甚至注不进水,注水管线也受到严重腐蚀,使用寿命大幅度缩短。
第3章低渗透油藏启动压力研究
大庆外围油田低渗透砂岩油藏、特低渗透砂岩油藏以及致密砂岩油藏占有很大比例。
由于低渗透油藏存在启动压力,因此这章主要研究启动压力梯度的公式、启动压力梯度与渗透率、孔隙度、粘度的关系。
3.1启动压力梯度定义
理论研究表明,流体在多孔介质中渗流时往往因伴随一些物理化学作用而对渗流规律产生很大影响。
油水在油藏中渗流时除粘滞阻力外,还有另一附加阻力,即油与岩石的吸附阻力或水化膜的吸引阻力,只有当驱动压力克服这种阻力后,流体才能流动,这就是启动压力现象[5]。
实验表明(图3-1),在低渗条件下,当压力梯度大时,油水渗流速度呈直线段,表现为达西流。
压力梯度小时,油水渗流速度不呈直线段,表现为非达西流,用延长的直线段代替渗流曲线,
值就是启动压力梯度。
随着渗透率的增大,启动压力梯度迅速减小。
图3-1非达西渗流示意图
3.2启动压力梯度的确定方法
目前求取启动压力梯度的方法归纳起来,主要有理论计算方法,现场试井分析方法和室内岩心实验方法[5-8]。
理论计算方法论证清晰、思路简练、比较简捷,但计算公式中的参数也要通过实验获得,流体的极限剪切应力不好确定,在实用性方面存在明显的不足。
试井解释方法是现场动态的测试,它动态地反映了油藏的变化规律,确定的启动压力梯度有积极的现实意义,但现场施工时间较长且费用较高,在低渗地层中展开稳定试井往往是很困难的,因而该方法实用性较差。
室内实验方法比较直观,也是可以直接进行渗流规律研究的,是目前比较公认的求取启动压力梯度的方法。
但该方法存在两方面的问题,一是实验条件与油藏实际驱替条件存在明显差异,二是由于岩心应力释放、难以保证岩心处于地下时的自然状态。
这样虽然渗流机理是正确的,但可能造成一定的误差。
而生产动态资料是油田开发过程中取得的第一性资料,直观反映了储层和流体的特征,利用现场丰富的生产动态资料,在考虑启动压力梯度的渗流理论基础上求解启动压力梯度则是一种较好的方法[14]。
大量室内实验结果表明:
油藏的启动压力与岩石的渗透率有关,渗透率越大,启动压力越小,二者呈类似双曲线的关系;油的粘度越大,油的启动压力越大;另外,油的启动压力大于水的启动压力。
考虑启动压力时,低渗透油藏的渗流的运动方程为:
(3-1)
式中:
—渗流速度,
;
—渗透率,
;
—粘度,
;
—压力梯度,
;
—启动压力梯度,常数。
对于平面径向流,计算其产量为:
(3-2)
式中:
—流量,
;
—油层有效厚度,
;
—边缘压力,
;
—井底压力,
;
—供油半径,
;
—油井半径,
;
应用现场井网数据,对于一定的井网,如果注产井间能够有效地驱动,可以近似的认为,井网间的井距
等于平面径向流的供给边缘的距离
。
于是得到:
(3-3)
(3-4)
—采油指数,
;
以
为横坐标,
为纵坐标,则有:
(3-5)
通过生产数据线形回归得到
和
,可以算出启动压力梯度为:
(3-6)
根据上述公式,计算朝阳沟油田部分区块的启动压力梯度,其相关系数在0.803~0.947之间,求得各区块启动压力梯度在0.016~0.0815
之间(表3-1)。
表3-1朝阳沟油田部分区块回归启动压力梯度结果表
区块
A
B
启动压力梯度
(MPa/m)
相关系数
朝45
0.471
2.728
0.016
0.947
朝5
1.040
6.852
0.018
0.865
朝5北
0.601
8.115
0.037
0.803
朝64
0.152
1.359
0.025
0.960
朝601
0.263
3.304
0.035
0.894
朝2轴
0.432
7.147
0.046
0.901
朝202轴
0.266
3.129
0.033
0.902
3.3启动压力公式的建立及验证
3.3.1启动压力公式的推导
众所周知,牛顿流体在毛管中的流动遵循达西线性渗流定律,而原油属于塑性流体,即非牛顿流体。
根据流变学可知,塑性流体在毛管中流动时,其剪切应力
与极限剪切应力
、塑性粘度
、速度梯度
之间关系可用宾汉(Binghan)公式表示:
(3-7)
为研究的方便可将天然岩心简化为数根毛管组成的理想化岩心模型(见图3-2)。
图3-2毛管束型模型示意图
岩石的孔隙度
、渗透率
与毛管
半径的关系为:
(3-8)
塑性流体在毛管中平均流速
与毛管长度
的关系为:
(3-9)
将(3-8)式代入(3-9)式得:
(3-10)
则启动压力梯度的公式为:
(3-11)
3.3.2启动压力公式的验证
从启动压力梯度的计算公式可以看出,启动压力梯度的大小受储层孔隙度、渗透率及流体极限剪切应力大小的影响。
大庆研究院的研究表明:
的大小取决于岩石的孔隙结构,
相同,毛管压力曲线基本相同。
因此,对于同一种类型的岩石,启动压力梯度与
成正比。
另外,研究表明,原油粘度越大,原油边界层的厚度越大,即原油粘度与原油边界层的厚度成正比,可以推断,粘度增加,极限剪切应力增加,粘度与极限剪切应力成正比。
因此,假定流体性质对启动压力梯度的影响可归为粘度的影响,即启动压力与流体的粘度成正比。
因此,从实用角度,启动压力梯度公式(3-11)可以改写为:
(3-12)
其中:
为待定系数。
表3-2朝阳沟油田部分区块地质参数表
区块
孔隙度
渗透率
流体粘度
启动
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