低渗透油田开发.docx

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低渗透油田开发

低渗透油藏超前注水开发

摘要

随着勘探技术与油层改造工艺技术的不断提高以及我国能源发展战略的部署，低渗、特低渗油田储量的开发己成为我国陆上石油工业稳定发展的重要潜力,是未来石油工业可持续发展的技术方向，而低渗透油田或特（超）低渗透油田的储量比较丰富，将是今后相当一个时期内增储上产的主要资源基础，因此，对低渗透储层的勘探开发不可忽视，而研究低渗透油田的渗流机理和开采方案，开发技术有重大的意义，针对特低渗透油层流体渗流是具有启动压力梯度的非达西渗流以及油层具有弹一塑性形变等特点,在长期的合理开发方式探索过程中，油田提出了一种改善油藏开发效果的有效注水开发模式，即超前注水。

关键字：

低渗透油藏；启动压力梯度；非线性渗流；注水参数；

第一章前言

1.1低渗透油藏超前注水研究的目的意义

据不完全统计,截止到2000年底,我国陆上低渗透油藏的探明地质储量约为52.14108t占全部探明地质储量的26.1%。

我国已经动用的低渗透油田地质储量为26.66108t,占全部已动用储量的25.5%。

可见低渗透油田或特低渗透油田的储量比较丰富,将是今后相当一个时期内增储上产的主要资源基础，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,而研究低渗透油田的渗流机理和开采方案,开发技术有重大的意义。

超前注水，它是根据非达西流提出的改善这类储层开发效果的一项技术,对今后未动用的低渗油藏储量的有效开发和油田持续发展具有重要的战略意义，超前注水开发方式可以合理的补充地层能量,提高地层的压力,使油井能够长期保持较高的地层能量和旺盛的生产能力,产量递减从而明显减小，同时该开发方式可以降低甚至避免因地层压力下降造成的地层伤害,同时抑制油井的初始含水率,从而提高投产初期油田的产量,使得油田能够保持较长的稳产期,减缓递减,提高最终采收率。

而且通过超前注水还可防止原油物性变差,从而导致渗流条件的变差,有效地保证原油渗流通道的畅通,提高注入水波及体积。

1.2低（特低）渗油藏超前注水开发技术发展现状

改善油藏开发效果是世界石油关注的大问题,它关系着原油产量和油田开采的经济效益。

在世界石油开发历史中,由于水具有价廉、供应量充足、驱油效率高等特点,世界上绝大多数油田都把注水开发方式作为驱替地层原油、维持地层压力、有效改善油藏开发效果的首选措施,目前世界油气田每天的注水量达数千万立方米,前苏联有260个油田采用注水开采,英国、加拿大90%的石油是通过注水采出的。

在目前以及今后相当长的一个时期内,注水开发仍将是油田开发的主要方式。

通过调研,了解到目前国内外对低渗透油藏超前注水开发效果以及开发指标的研究很少,国内主要有长庆、大庆、吉林、新疆等低渗透油田己经开展了超前注水的试验,取得了很好的开发效果,初步形成了超前注水开发低渗透油藏的新方法和新手段。

1.3超前注水机理分析

1.3.1降低因地层压力下降造成的地层伤害

研究认为，裂缝性低渗透油藏，地层压力大幅度下降后，油层孔隙度将会减小，裂缝闭合，渗透率降低。

试验表明，低渗透油藏地层压力下降，渗透率下降，再恢复地层压力，渗透率只能恢复到原来的60％~80％。

超前注水能提高并保持地层压力，可避免渗透率变差。

低渗透油藏开发时，地层压力降低到饱和压力以下时，地层原油开始脱气，地层原油脱气产生了两种影响：

一是地层原油的粘度、密度都将增大，体积系数减小，增大了原油的渗流阻力；二是因低渗透油层中部分孔喉半径很小，部分脱出气体难以通过很小的孔道而滞留于地层中，形成“气锁”或称“贾敏效应”，减少了有效的油流通道。

当油气采用超前注水方式时，地层压力高于原始地层压力，可避免原油物性变差，保证原油渗流通道畅通，有利于提高油井单井产量。

1.3.2降低油井初始含水率

试验研究结果，油水两相在低渗透地层中作拟稳定渗流时，他们各自的流动符合有启动压力梯度的线性渗流规律。

油层含水率与启动压力梯度的关系为

式中

—含水率，f；

、

—油、水相对渗透率，10-3μm2；K—绝对渗透率10-3μm2；

—孔隙度，

—原油极限剪切应力；

—启动压力梯度，MPa/m。

当启动压力梯度为零时，则变为一般的达西定律条件含水率计算公式。

在低渗透率条件下，因存在启动压力梯度，地层的渗流特征为非达西渗流，影响含水率的因素除了油水粘度比外，渗透率和原油极限剪切应力的影响不可忽视。

在其他相同条件下，启动压力梯度越大，含水率越小；原油极限剪切应力越小，含水率越低；渗透率越低，含水率越高；超前注水提高了地层压力，减小了地层压力下降对地层孔隙度、渗透率的伤害，因此降低了含水。

1.3.3有利于提高最终采收率

当低渗透油藏投产时，主要是较高的渗透率层段供液，由于低渗透油层的渗流阻力较大、供液能力差、能量消耗快，使较高渗透率层段的压力降落较大。

注水井投注后，注入水将优先沿渗流阻力小的较高渗透率层段快速突进，加之高渗透率层段压力降落较多，加剧了注入水“舌进”现象的发生，使注入水的波及系数减小，驱油效率降低。

采用超前注水方式时，地层压力相对均匀，注入水向外推进均匀。

较高渗透率层段的地层压力升高后，注入水推进阻力增大，因高低渗透率层段之间的压力差迫使注入水改向，进入较低渗透率层段，从而提高了注入水的破击面积和体积，提高了油田注水开发效果。

此外，低渗透油田水驱油试验表明，随着驱替压力梯度的增大，水驱油效率逐渐增大，提高和保持了较高的地层压力，即提高了驱替压力，增大了生产压差，克服了毛管力及其他阻力的作用，可以使更细小孔道的原油被驱出，提高采收率。

第二章低渗透油藏渗流特征

低渗透油藏物性差,存在启动压力。

由于界面流的作用,原油流入井的压力损失大,在生产井近井地带压力下降最快,压力损失最大。

分析认为低渗透油藏一方面由于地层压力下降,产生压敏效应,渗流阻力增大,造成低产;另外近井地带油层压力降低到泡点压力以下,原油脱气,单相渗流变为气液两相渗流,游离气在孔隙吼道处存在贾敏效应,更增大了渗流阻力。

原油脱气后黏度变大,降低了原油的流度,从而使原油生产变得愈加困难。

2.1低速非达西渗流的临界条件分析

达西定律是有一定的适用条件的,当渗流速度达到一定的程度后,除产生粘滞阻力外,还会产生惯性阻力。

随着雷诺数降低,此时流量与压差不再成线性关系,达西定律被破坏,渗流流态由线性渗流向非线性渗流过渡,因此可用雷诺数作为低速非达西渗流的一个综合判断标准。

从线性渗流向非线性渗流过渡的临界雷诺数约为10-6,即出现非达西渗流的临界条件下其形式如下：

（1）

根据此临界雷诺数,从上式可以计算出开始出现非达西流的条件,它反映了储层、流体物性条件（储层孔隙度、渗透率、流体密度、粘度）以及开发条件（渗流速度或压力梯度）的综合影响。

2.2低渗透油藏渗流的影响因素

渗流是流体在多孔介质中的流动,渗流的特征取决于渗流三大要素的变化,即流体（主要是流体的组成和物理化学性质）、多孔介质（主要是多孔介质的孔隙结构和物理化学性质）、流动状况（主要是流动的环境、条件和流体一固体之间的相互作用）,这三大因素决定着渗流规律。

（1）多孔介质对渗流规律的影响

低渗透、特低渗透油层的孔隙系统，孔隙很小，喉道很细，孔喉比也增大。

孔隙结构上的这种特征对流动的多相流体的分布及渗流规律产生极强的影响，由于多孔介质的性质（如渗透率）是连续变化的,所以,它对渗流规律的影响也是渐变的。

图1不同渗透率区段渗流规律示意图

在中高渗透区段，渗透率只影响曲线斜率的大小，并不影响达西渗滤规律的性质。

而在低渗透区段，渗滤规律变成了非线性规律，只是在不同渗透率区间影响的程度不同，在渗透率较高一些的区间，一般出现非线性规律和平均启动压力梯度，而在渗透率较低的区间，除了非线性规律和平均启动压力梯度以外，还会出现真实启动压力梯度（最大毛管的启动压力梯度）。

只有当压力梯度达到突破压力时，才会有少量流体流动。

由此可见，多孔介质的性质对渗流规律有实质性的影响。

（2）流体在多孔介质中的物理化学

外来流体进入油层产生了不良效应,其实质是外来流体与油藏流体,或二者与岩石之间所产生的多种物理过程和化学反应的结果,导致孔隙度减小,渗透率降低。

外来的液体或固体侵入油层,与油层中的粘土或其它敏感性矿物（组分）发生物理、化学作用,使油层的岩石结构、表面性质、矿物成分及性质、液体相态发生变化,改变了储层的孔隙度、渗透率、油水饱和度及润湿性等物理参数,从而降低了流体的渗流能力。

（3）低渗透油层中渗流时启动压力梯度的影响

对于中高渗透性稀油油藏,由于油层中孔道半径比较大,原油边界层的影响微弱,因此,启动压力梯度可以忽略不计。

但是,低渗透油层由于孔道半径很小,小于1微米的孔道的比例很大,原油边界层的影响显著,在流动过程中出现启动压力梯度。

并且,大量研究资料表明,启动压力梯度与渗透率成反比,渗透率越低,启动压力梯度越大。

因此,我们在研究低渗透条件下的渗流规律时,应该从现实渗流过程的物理模拟出发,寻找能正确描述这种渗流过程的数学表达式。

2.3压敏效应

低渗透油藏油井产能受岩石渗透率的直接影响。

岩石渗透率体现了岩石的综合导流能力,它的高低决定了流体的渗流状况。

在油田开发过程中,油藏岩石内压力不断变化,地层压力逐渐下降,从而造成上覆岩石压力与岩石内孔隙压力差增加。

因此,地层岩石受到压缩,岩石中的微小孔道闭合,从而引起渗透率的降低。

而渗透率的变化必然会影响地下渗流能力的变化,进而影响油井的产能。

这种随压力的变化渗透率发生变化的现象称为渗透率的压力敏感性;因渗透率的压力敏感而影响到油田的开发称为压敏效应。

低渗透油藏大多属应力敏感性油藏,随着注入水的进入或地层流体的采出,地层岩石的有效覆压将会发生变化,岩石发生形变,从而引起地层孔隙度和渗透率发生变化。

这种变化是不可逆的过程最终将影响油气藏的产能和开发效果。

对长庆低渗油藏某区块100多块岩心的室内实验研究发现,岩心无因次渗透率与无因次有效覆压间存在幂指关系。

定义新的应力敏感系数S为

（2）

式中K为渗透率，

2；Ko渗透率初始值，

2；σ为有效应力，Pa；σ0为有效应力初始值，应力敏感系数与实验中岩心所受的最大围压无关,在直角坐标系中与初始渗透率为幂函数关系。

图2岩心初始渗透率与应力敏感系数的关系

从图2中可以看出,当岩心渗透率小于1.0×10-3μm以后,应力敏感系数急剧增加。

对于特低渗油藏,应力敏感的影响显著增强,只要存在压力降,就会有渗透率的损失。

因此,做好低渗油藏开发的关键是保持合理的地层压力,优化超前注水参数。

2.4启动压力梯度

超前注水是在采油井投产前经过一定时间的注水,使地层压力上升至高于原始地层压力,并建立起有效驱替系统,油层内驱替压力梯度大于启动压力梯度后,油井投产并保持这种状态下开采的一种注水技术。

国内外的许多实验表明,当储层渗透率低到一定程度后,其渗流特征不符合达西定律,即驱动压力梯度较小时,储层液体不能流动,只有驱动压力梯度达到一定值后,液体才开始流动,这时的驱动压力梯度叫启动压力梯度,所以低渗透油藏渗流特征为非达西流。

低渗透油藏存在启动压力梯度，调研了解到分别用模拟油、地层水、注入水和蒸馏水测量了长庆油田某油层119块特低渗岩心的启动压力梯度,岩心空气渗透率为0.022

8.057

μm。

实验结果（图3）表明:

随着岩心渗透率的减小,启动压力梯度急剧增加。

图3不同流体启动压力梯度与渗透率关系曲线

2.5超前注水对启动压力梯度的影响

由于低渗透油田渗透率低,而且天然能力不足,如果仅仅靠天然能量开发,油井投产后,地层压力下降很快,产量递减大,由于低渗透油田压力降低对储层孔隙结构造成永久性的损害,而且是不可逆的。

因此,低渗透油田为了提高开发效果,必须采取保持压力的开采方式实行超前注水,对于低渗透油田的开采是一个行之有效的方法，而启动压力梯度描述的是岩石与液体之间的一种动态特征,储层毛细管半径越小,渗透率越小,启动压力越大。

由于启动压力梯度受到储层渗透率,孔隙度,流体的粘度,孔喉比等因素的影响，对具体的油藏,超前注水对启动压力梯度的影响表现以下两个方面:

（1）实行超前注水,储层压力升高后,基质岩块的渗透率和裂缝系统渗透率都有所提高,但是由于基质岩块的原始渗透率很低,因此超前注水对其渗透率改善程度很小,基质岩块启动压力梯度降低程度很小，而超前注水对裂缝系统的影响较大,超前注水使地层的压力超过裂缝的开启压力后,裂缝开启,吸水能力增加,渗透率改善程度较大,裂缝的启动压力梯度大幅度下降。

（2）由于相同的地层不同流体的启动压力梯度不同,润湿相的启动压力梯度低于非润湿相启动压力梯度。

因此超前注水使注水井周围含水饱和度大幅度增大,使启动压力梯度降低。

低渗透油田存在启动压力梯度,因此随着超前注水的实施,储层物性越来越好,储层的渗透率得到改善,启动压力梯度减小,所以超前注水开发模式可以缩短油藏的开发周期,改善油田开发效益。

第三章低渗透油藏超前注水技术

超前注水有利于建立有效的驱替压力系统，提高单井产量和最终采收率。

合理的注水参数将直接决定着低渗透油藏的开发效果。

3.1压力保持水平

对于特定储层,根据不稳定渗流数学模型式,改变地层压力和对应的稳定时间,可得到超前注水结束后注水井和采油井之间的地层压力和压力梯度分布。

地层压力恢复程度不同,压力梯度分布不同。

当最小驱替压力梯度大于启动压力梯度时,该压力为该储层条件的合理压力,回归得到压力保持水平的计算公式为

（3）

式中

为地层压力保持水平，％。

K0渗透率初始值。

对于注采井距一定的油藏，在超前注水期，当地层压力上升到一定水平，且注采井间任一点的驱替压力梯度大于该储层的启动压力梯度时，对应的地层压力认为是合理压力目标值。

数值模拟研究结果（当渗透率为2.010-3μm2）表明，随着超前注水时间延长，累计注入体积增大。

单井产量不是呈直线上升，当地层压力保持水平为原始地层压力的118％左右，单井产量增幅达到最大。

因此，地层压力保持水平为118％左右时，采油井投产可以获得较高的单井产量。

图4压力保持水平与单井产量增幅关系曲线

3.2注水压力的确定

对于低渗透砂岩油藏,有两种情况要具体对待。

一是不存在天然裂缝而吸水能力特别差的低渗透储层,为满足注水需要,可适当提高注水压力,接近或略高于油层破裂压力,使近井地带产生一些微裂缝条件下注水。

二是裂缝比较发育的低渗透砂岩油藏,注水压力不仅要低于油层破裂压力,而且要控制在裂缝开启或延伸压力之下。

注水压力主要受地层破裂压力的控制。

根据开发经验,一般注水井最大流压不超过地层破压的90%,以免地层破裂造成注入水沿裂缝窜流。

考虑到油管摩擦压力及水嘴压力损失,注水井井口压力计算式为

（4）

式中

为注水井最高注入压力，Pa；

为注水井井底压力，Pa；

为油管摩擦压力损失，Pa；

为水嘴压力损失，Pa；H为注水井深度，m。

3.3累计注水量确定

不同物性条件下地层压力恢复目标不同,而相同的物性条件下地层压力不同,提高相同压力保持水平时压力差不同。

因此,需要注入的孔隙体积倍数受物性和地层压力的双重控制。

地层压力保持水平是由注水量来维持的,确定了所需的地层压力保持水平,利用物质平衡方程的方法就可以计算超前注水的累积注入量。

无气顶的有天然水源的未饱和油藏,在pi>pb时,有天然水驱和人工注水开发阶段的物质平衡方程为

（5）

式中N为原油的原始地质储量（地面标准条件）；

为地面的累积产油量（m³）；

为p压力下的地层原油体积系数；

为地面的累积产水量（m³）；

为p压力下地层水的体积系数；

为原始地层原油体积系数。

其中

（6）

式中

为综合压缩系数（MPa-1）；

为地层原油的有效压缩系数（MPa-1）；

为地层水的压缩系数（MPa-1）；

为地层岩石的有效压缩系数（MPa-1）；

为束缚水饱和度（％）。

超前注水开发时注水阶段的物质平衡方程为

（7）

累积超前注水量为

（8）

3.4注水强度的确定

考虑到启动压力梯度的影响,注水井注水强度计算式为

（9）

式中

为注水量，m³/d；

为平均地层压力，Pa；

为水的体积系数；

为注入水粘度，Pa·s；A为泄油面积，㎡。

将（4）式代入式（9）可以确定注水井的最大注水强度。

但从微观角度讲，对于亲水油层，注水速度低有利于充分发挥油水前缘后的水由高渗层向低渗透层的渗吸作用，从而提高了体积波及系数。

根据长庆油田近几年超前注水的矿场分析研究,当注水井注水强度大于3.0m³/（d·m）时，油井投产后见水较快,而且含水率上升较快。

因此,超前注水期注水强度应控制在约3.0m³/（d·m）。

3.5注水时机的确定

在确定了超前注水期累积注水量和合理注水强度后，就很容易确定注水时机。

物性越差，原始地层压力越高，所需超前注水时间越长（图5）。

但适当提高注水强度，可以缩短超前注水时间。

图5不同渗透率下注水时机与原始地层压力的关系

第四章结论

超前注水不但可以扩大波及体积，提高水驱效率，提高油层动用程度，而且注水压力上升缓慢，不影响水井的吸水能力。

超前注水可使地层压力保持在较高的水平，建立较高的压力梯度，使油层中的压力梯度大于启动压力梯度，即建立了有效的压力驱替系统。

但由于受地应力的影响，非人工裂缝方向地层压力恢复速度较慢。

超前注水在建立有效压力驱替系统时，能够在一定程度上防止由于压力敏感性而造成渗透率损失，从而使油井具有较高的初期产液量，以及较低的递减速度和较低的含水率，因此超前注水是提高低渗透油田水驱开发效果的有效途径。

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