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低渗透油藏超前注水单井产能影响因素图文
大庆石油学院学报
第32卷第6期2008年12月JOURNALOFDAQINGPETROLEUMINSTITUTE
Vol.32No.6Dec.2008
收稿日期:
2008-04-25;审稿人:
陈涛平;编辑:
关开澄 基金项目:
国家自然科学基金重点项目(50634020 作者简介:
罗晓义(1962-,男,博士生,高级工程师,主要从事油气藏开发、提高采收率方面的研究.
低渗透油藏超前注水单井产能影响因素
罗晓义1,杨 钊2,宋考平2,崔香花2,刘凤贤2
(1.中国地质大学能源学院,北京 100083; 2.大庆石油学院提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆 163318
摘 要:
应用数值模拟方法研究了注水时间、渗透率、井距、地层压力因数对低渗透油藏超前注水效果的影响.结果表明:
超前注水可提高驱动压差,减小压敏效应对低渗透油藏开发的不利影响;超前注水时渗透率低的油井产能下降幅度小,具有较好增油效果;超前注水需选择合理注采井距,井距过大、过小均不能取得最佳驱油效果;正常压力及异常低压油藏适合超前注水,异常高压低渗透油藏建议采用滞后注水开采.
关 键 词:
超前注水;注水时间;地层压力因数;低渗透;压敏;单井产能
中图分类号:
TE348 文献标识码:
A 文章编号:
1000-1891(200806-0043-03
0 引言
我国低渗透油气田主要依靠注水开发,其特点是油层吸水能力差,油藏压力衰减快,产量递减率高.形成这种现象的主要原因有2个:
一是储层致密,渗透率低,渗流阻力大;二是低渗透油藏还普遍存在压敏
现象,压力衰减时渗透率也跟着降低.我国文东油田、榆树林油田、安塞油田等都存在明显的压敏特征[1].安塞油田是国内比较典型的低渗透油藏,地层压力下降时,渗透率也跟着下降;通过注水恢复地层压力,渗透率只能恢复到原来的60%~87%[2].压敏现象与渗透率大小有关,渗透率越低,压敏现象越明显;当渗透率小于1×10-3μm2时,应力敏感性急剧增加[3].超前注水是指在油田未投产前注水,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].通过超前注水可使地层压力高于原始地层压力,渗透率也有一定幅度的提高,改善了储层渗透性,减弱了压敏效应对开发效果的不利影响[4].笔者在前人研究的基础上,用数值模拟方法研究了不同因素对低渗透油藏开发效果的影响,定量给出超前注水产能指标,对超前注水对低渗透油藏开发具有一定指导作用.
1 模型
图1 油水相对渗透率曲线
采用黑油模型计算,平面上采用25m×25m网格,纵向上有效厚度为1m.针对注采平衡问题,采用正方形五点法井网,注采井数比为1.岩石压缩系数为12×10-5MPa-1,原油密度为0.86g・cm-3,地层原油黏度为5mPa・s,原油体积因数为1.02,孔隙度取0.1,原始地层压力为12MPa,束缚水饱和度为0.4,油水相对渗透率曲线见图1.
2 注水时间
不同注水时间单井产能变化曲线和不同注水时机井间
压力分布曲线分别见图2和图3.由图2可知,从单井产能指标上来看,油井初期产能随超前注水时间的增大而提高,超前6个月的产能最大.单井产能的提高主要受2个因素影响:
一是地层压力提高,储层的有效围压减小,渗透率有一定幅度的提高,渗流阻力降低;二是由图3可知,超前注水提高了地层压力,即放大了生产压差,提高了驱动压力梯度.两方面的综合作用是超前注水取得良好效果的保证.超前注水时渗透率的增大幅度有限,起主要作用的还是压力梯度的增大.低渗透油藏孔隙半径小,毛管压力对渗流的影响显著,微小孔隙中的原油流动时要克服启动压力梯度,这使相当一部分原油难以动用.提高压力梯度相当于提高了可动油的比例,因此保持一定的压力梯度是超前注水的关键.
图2
不同注水时间单井产能变化曲线图3 不同注水时机时井间压力分布曲线
3 渗透率
通常把渗透率界于0.1×10-3μm2到50×10-3μm2之间的油藏定义为低渗透油藏[5],选择5个渗透率级别进行计算,不同渗透率级别单井产能变化见表1.由表1可知,当渗透率小于1×10-3μm2时,单井产能较低,随着渗透率增加采油强度和单井产能增加;渗透率高于1×10-3μm2时,10a后其产能仅为初始产能的20%左右,而渗透率为1×10-3μm2,开采10a的产能约为初期的65%,说明渗透率越低,超前注水效果越好,特低、超低渗透率油层适合超前注水.
表1 不同渗透率级别单井产能变化
渗透率/10-3μm2初期单井产能/
(m3・d-1
初期采油强度/
(m3・d-1・m-1
第10a单井产能/
(m3・d-1
第10a采油强度/
(m3・d-1・m-1
0.50.720.240.490.16
1.01.160.380.760.25
5.03.981.320.570.19
10.04.791.590.420.14
30.013.614.540.520.60
4 井距
不同井距单井产能变化见表2.由表2可知,井距为250m时,投产初期产能最大,井距大于250m时,产能随着井距增加变小,这主要是因为井距过大时难以形成有效的驱动压力梯度,生产压差小,产能相应的要低;井距小于250m时,在人工裂缝穿透比为0.5的情况下,注水前缘突进速度快,降低了水驱波及
表2 不同井距单井产能变化
井距/m初期单井产能/
(m3・d-1
初期采油强度/
(m3・d-1・m-1
第10a单井产能/
(m3・d-1
第10a采油强度/
(m3・d-1・m-1
2001.150.380.220.07
2501.680.560.550.18
3001.500.500.660.22
3501.160.380.760.25
4000.800.260.800.27
大 庆 石 油 学 院 学 报 第32卷 2008年
面积,其产能也相应降低.
5 地层压力因数
地层压力因数是指地层压力与对应深度静水压力的比值,反映了油层原始压力的大小.不同地层压力因数单井产能变化见表3,由表3可知,投产初期,油井产能随地层压力因数的增大而提高,超前注水效果比同步注水效果要好,地层压力因数为0.6时增油为50.53%,随地层压力因数的增大增油比例降低.投产3a后,地层压力因数为1.2的地层增油比例为10.24%,比正常地层压力因数低5.2%,这说明低地层压力因数油藏更适合超前注水.
表3 不同地层压力因数单井产能变化
地层压力因数投产初期产能/(m3・d-1
超前6个月注采同步
增油
比例/%
投产3a产能/(m3・d-1
超前6个月注采同步
增油
比例/%
0.60.540.2750.530.780.6319.21
0.80.800.4937.950.820.6817.21
1.01.120.7235.610.910.7715.44
1.21.691.1134.381.100.9910.24
1.4
2.081.5724.541.131.029.46
6 结论
(1低渗透储层渗透率随油层压力的变化是一个不可逆过程,采用超前注水保持地层压力,可以降低压敏现象对油田开发的不利影响.
(2渗透率是影响超前注水效果的关键因素.渗透率越低的储层压敏效应越显著,特低、超低渗透率油层超前注水时,油井产能下降幅度小,具有较好增油效果.
(3井距是影响超前注水效果的重要因素.在人工裂缝和驱动压力梯度的双重作用下,超前注水存在合理注采井距的选择问题,井距过大、过小均不能取得最佳驱油效果.
(4地层压力因数越小,超前注水效果越显著.正常压力及异常低压油藏超前注水可取得较好增油效果,异常高压低渗透油藏建议采用滞后注水开采.
参考文献:
[1] 曾大乾,李淑贞.中国低渗透砂岩储层类型及地质特征[J].石油学报,1994,15(1:
38-45.
[2] 王瑞飞,宋子齐.利用超前注水技术开发低渗透油田[J].断块油气田,2003,10(3:
43-45.
[3] 李中锋.安塞油田王窑地区储层压力敏感性研究[J].河南石油,2005,19(2:
42-43.
[4] 王道富,李忠兴,赵继勇.低渗透油藏超前注水理论及其应用[J].石油学报,2007,28(6:
79-81.
[5] 李道品.低渗透油田开发[M].北京:
石油工业出版社,1999:
2-3.
第6期 罗晓义等:
低渗透油藏超前注水单井产能影响因素
Abstracts JournalofDaqingPetroleumInstitute Vol.32 No.6 Dec.2008
(1.SchoolofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Dongying,Shandong257061,China;2.InstituteofPorousFlowandF1uidMechanics,CAS,Langfang,Hebei065007,China;3.GeologicalScientificResearchInstituteofShengliOilfieldCo.Ltd.,Dongying,Shandong257015,China
Abstract:
Thedependenceoflowpermeablereservoirpermeabilityoneffectivepressureispresent,andthesensitivenesscoefficientisintro2ducedtoevaluatethepermeabilitydecreaseaseffectivepressureincreases.Theresultsshowthat,withtheeffectivepressureincrease,thepermeabilitydecreasesquicklyattheearlystage,predicatingthehighsensitiveness,butthepermeabilitybehavesmoreslowlyduringlaterprocess.Aftertheeffectivepressureisreleased,thepermeabilityisstilllow,showingtheporesgeometryofthecoredistortedforever.Re2lationshipbetweenpermeabilityandeffectivepressureisscaledandtheeffectofeffectivepressureontwo2phaseporousflowduringreservoirdevelopmentisanalyzed.
Keywords:
effectivepressure;sensitivenesscoefficient;watersaturation;twophaseporousflow;lowpermeabilityreservoir
Differentpermeabilitygradedouble2tubemodelonfoamfloodingeffect/2008,32(6:
39-42
WANGQi2wei1,2,GUOPing2,LIXue2song2,LIMei2,LIShu2ping3
(1.SchoolofChemistryandChemicalEngineeringofChinaUniversityofPetroleum,Dongying,Shandong257062,China;2.Geosci2encesInstituteofShengliOilfield,Dongying,Shandong257015,China;3.ShengliPlantofShengliOilfield,Sinopec.Dongying,Shandong257051,China
Abstract:
Throughphysicalsimulationtestwehavecarriedoutthestudyoftheabilityofdifferencepermeabilitygradewithfoamfloodingen2hanceoilrecovery.Theexperimentationprovesthatfoamhastheabilityofblockupandinjectionprofileadjusting,buttheabilitygetlimit,ontheconditionoflittlepermeabilitygradeunder11.4∶1,thefoampossesswellabilityofprofileadjusting.Itcangreatlyenhancehetero2geneousreservoiroilrecovery.Whenthevaluewasbiggerthan11.4∶1,theabilityofenhancingoilrecoverygraduallyreduces.Whenthepermeabilitygradereachesto17∶1,theabilitytoenhanceoilrecoveryispoor,injectingenhancefoamcanenhancehighpermeableforma2tionoilrecovery,butthelowpermeableformationoilrecoveryisverylittle.
Keywords:
foamflooding;recovery;permeabilitygrade;profileadjusting;abilitytoblockup;pressuredifference
Affectingfactorsofsinglewellproductionwithleadinginjectioninthelowpermeabilityreservoir/2008,32(6:
43-45
LUOXiao2yi1,YANGZhao2,SONGKao2ping2,CUIXiang2hua2,LIUFeng2xian2
(1.EnergyInstitute,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;2.LaboratoryofEnhancedOilandGasRecoveryofEd2ucationMinistry,DaqingPetroleumInstitute,Daqing,Heilongjiang163318,China
Abstract:
Inthispaper,theresearchwasmadeabouttheeffectofinjectiontime,permeability,injectorproducerdistanceandpressurecoeffi2cientontheleadinginjectioninthelowpermeabilityreservoir.Theresultshowedthatleadinginjectioncouldenhancethedrivingpressuredifferentialanddecreasetheadverseeffectofpressuresensitivityonthedevelopmentofthelowpermeabilityreservoir.Leadinginjectionshowedagoodeffectonenhancingoilproduction.Properinjectorproducerintervalsareinportant.Optimumdisplacementresultcouldnotbeachievedwhenthedistancewastoobigortoosmall.Goodresultofleadinginjectioncouldbeachievedinthenormalandsubnormalpressurereservoir,whileinthesurerpressureandlowpermeabilityreservoir,delayedinjectionshouldbeadopted.
Keywords:
leadinginjection;water2floodingtime;reservoirpressurefactor;lowpermeability;pressuresensitivity;singlewellproductionNumericalsimulationforthepower2lawinannulusbasedonPHOENICSandPIV/2008,32(6:
46-49
HANHong2sheng,YAOHong2ying,XINGJun,FUJin2hui,MENGLing2li
(KeyLaboratoryofEnhancedOilandGasRecoveryofMinistryofEducation,DaqingPetroleumInstitute,Daqing,Heilongjiang163318,China
Abstract:
SupporthasbeenprovidedforthatannulusfluidinstanceswerenumericalsimulatedwithPHOENICS,PHOENICSisusedtosetupanumericalmodelofpower2lawfluidinaconcentricannulusflow,bycomparingthenumericalsimulationresultsfortheaxisvelocityofthepower2lawfluidinaconcentricannulusflowwithtwodimensionalPIVexperimentalresults.Itsimulationresultsprovesthatwhentheinnerpipesintheconcentricannuluspipesstandstill,theturbulentflownucleusareaapproachesinnerpipes;andwheninnerpipescircum2volve,theturbulentflownucleusareaapproachesouterpipes.Theshearingvelocityneartheinnerpipesisthebiggest,andtheshearingve2locityincreaseswiththevelocityoftheinnerpipesincreasing.ItvalidatesthefeasibilityoftheapplicationofPHOENICSandPIVinNon2Newtonianfluidsinconcentricannulus,andthemaximumrelativeaveragetoleranceis5.925%,besides,thenumericalsimulationmakeswellwiththeexperimentaldata.
Keywords:
PIVtechnology;PHOENICS;powerlawfluid;annulusflow;velocitydistribution;numericalsimulation
WellborestabilityanalysisbasedonTHM/2008,32(6:
50-55
MAHai2Jia1,2,ZAHNGHai2jun1,ZHANGYe3
(1.KeylaboratoryofEnhancedOilRecoveryofMinistryofEducation,DaqingPetroleumInstitute,Daqing,Heilongjiang163318,China;2.ProductionEngineeringResearchInstituteofDaqingOilfieldCorp.Ltd.,Daqing,Heilongjiang163712,China;3.OilRe2coveryPlantofDaqingOilfieldCorp.Ltd.,Daqing,Heilongjiang163314,China
Abstract:
UsingmorematureTHMequations,accordingtotheobjectofstudyonwellborestability,simplifyingtheequationsandcombi2ningwiththeboundaryconditionsadjusttothestudiesonit,usingthefiniteelementmethodtosolvingtheequations,exploringthewellborestabilityproblembasedonTHM,withaviewtoprovidethenecessarytheoryforresolvingthewellborestabilityproblemoftheoilandgaswells.Theresultsshowthatconsideringcouplingconditions
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