碳酸盐岩油藏酸压模型研究及应用

碳酸盐岩油藏酸压模型研究及应用
碳酸盐岩油藏酸压模型研究及应用

碳酸盐岩油藏开发技术-2

碳酸盐岩油藏自然衰竭式方式开采世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。碳酸盐储层通常为低孔隙度,而且可能含有裂缝。碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层,具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时,储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况;而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。如果是孔隙型碳酸盐岩,裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及,从而使其过早突破进入生产井,结果是采收率下降。众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标,试图刻画其非均匀性,将不同类型的裂缝性储层分门别类,并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。 自然衰竭式方式开采:衰竭式开采主要是利用油藏的边水、底水,以及油气藏自身、储层岩石和束缚水的弹性能采出原油。衰竭式开采有以下三个优点,①充分利用天然能量②可以节省投资③地层适应性强。由于衰竭式开采是以压力的大幅度下降为代价进行开采的,因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。 自然衰竭式方式开采依靠地层能量衰竭开发油田的方式往往发生在无气顶时水压驱动的油田开发初期,在该阶段没有压力补给系统,或者少数区块用来增压的注入井布局不适用,亦或是不合理。除此之外,当采液速度比较大,甚至含有边水、底水或者是气顶的储层能量发生衰竭,而水或者气体又不足以弥补由于采出原油而造成的地层亏空体积时,该开采方式也会产生作用。自然衰竭式开采分为两个阶段:①弹性封闭开采阶段,该阶段发生在地层压力由原始压力下降至泡点压力的时期;②溶解气驱开采阶段,该阶段发生在地层压力低于泡点压力的时期 衰竭式开采可以充分利用天然能量,节省投资,而且地层适应性强。因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。下面主要对采油速度、油水粘度比、水平和垂向渗透率、水油密度差、地层水粘度、夹层等参数进行敏感性分析。对于衰竭式开采,不像补充能量开采,在一次采油后可通过二次采油甚至三次采油来提高最终采收率。如果低于合理速度开采,虽然能够有效保持地层压力,但从经济角度来说是不利的,而且地层天然能量就没有很好的利用。如果高于合理速度开采,虽然短期内有较好的经济效益,但从长期来看是不利的。一是因为底水锥进,油水界面上升不均匀,从而使边底水的波及系数降低;二是岩块被水包围时,油相渗透率会下降,位于岩块中部较小孔隙中的油很难排出来,甚至产生水锁,降低了驱油效率,导致最终采收率降低。尤其在开发早期,如果采油速度没有控制好,引起水淹,造成油水关系复杂,为中后期的生产和治理增加了难度。

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究 李金宜1,姜汉桥1,李俊键1,陈民锋1,涂兴万2,任文博2 (1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京 102249;2.中国石化西北石油局采油二厂,乌鲁木齐 830011) 摘 要:塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N 2开采裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10%左右。 关键词:缝洞型碳酸盐岩油藏;阁楼油;注氮气;可行性;技术界限 与其它地区的碳酸盐岩储层不同,溶洞是塔河 地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型,裂缝是次要的储集空间,基质部分基本不具有储油能力,属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,储集体空间形态差异大,油水关系极其复杂。多轮次注水替油后,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,形成阁楼油。针对特殊地质情况,分析了注氮气开采阁楼油的机理并通过等效数值模拟方法对注气效果进行影响因素分析,对塔河该类油藏注氮气开采阁楼油的技术政策界限进行了优化研究。 1 注氮气开采阁楼油机理研究 1.1 注N2吞吐开采“阁楼油”主要作用 通过大量的理论研究,结合矿场试验,认为:一般N 2与原油最小混相压力远高于其地层压力,根据室内试验及模拟计算得出的最低混相压力为50~100MPa[1],在油藏条件下注N2驱是以非混相状态下进行的。 非混相条件下注气作用机理主要有: 靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”,如图1所示; 注气后,油气间的界面张力远小于油水间的界面张力(约4倍)[2],而油气密度差又大于油水密度差,从而减小了毛管力作用。 1.1.1 油气重力分异作用[3] 油气重力分异作用包含两个因素:一是因为气油密度差一般比油水密度差较大,利用油气密度差所形成的重力分异作用将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富集油带,均匀向构造下部移动,最后进入生产井采出;二是因为油水界面张力一般比油气界面张力 较大,N 2更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱替采油,而且在仅有重力时N 2 可以进入的最小含油裂缝宽度下限比水可进入的最小含油裂缝下限要小很多,因此气驱波及的裂缝体积远大于水驱,同时也可以进一步降低水驱后细小缝洞中的残余油。1.1.2 原油溶气膨胀排油 在地层温度和压力下,注入的N 2与原油接触后一般会部分溶于原油中,使原油体积膨胀,在原油膨胀力作用下,部分剩余油就会从其滞留空间“溢出”并流入裂缝通道成为可流动油。这一驱替作用一般会使岩块中驱替效率提高数个百分点。 1.1.3 改变流体流动方向 水驱过后,裂缝中还会存在少量残余油。当由底部水驱改为顶部注气后,改变了地层内的流体流动方向,从而改变了储渗空间的压力分布,可能会驱替出部分剩余油或“死油”,降低裂缝系统中的剩余油量。 1.1.4 提高水驱波及体积 N2注入到地层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相相对渗透率降低,可在 一定程度上提高水驱波及体积。 图1 注氮气驱替阁楼油示意图 在国内大多数注N 2 驱油的试验中都取得了比 水驱高的采收率,注N 2 驱对于开采“阁楼油”更是有着广阔的前景。 收稿日期:2008-04-14 作者简介:李金宜,男,2007级硕士。现从事油气藏工程及数值模拟等方面研究工作。

碳酸盐岩油藏剩余油分布模型

收稿日期:1998206227 基金项目:中国石油天然气集团公司科技攻关项目二级课题(960503203) 作者简介:王根久(1968— ),男(汉族),江苏江堰人,工程师,主要从事油藏描述研究。 文章编号:100025870(1999)0420026203 碳酸盐岩油藏剩余油分布模型 王根久 张继春 寇 实 (华北石油管理局研究院,河北任丘062552)  张 前 (华北石油管理局物探公司) 摘要:雁翎油田雾迷山组油藏为双重渗流介质的碳酸盐岩油藏,裂缝、溶洞发育,储层非均质性严重。在综合研究钻井、测井和开发动态资料的基础上,运用油藏描述一体化系统建立了油藏三维静态模型,并应用全隐式三维三相黑油裂缝模型进行了模拟运算。将模拟结果返回到静态模型中进行循环建模,从而建立了不同时期的剩余油定量分布的三维模型。 关键词:雁翎油田;碳酸盐岩油气藏;渗流介质;储集层特征;剩余油分布;数学模型中图分类号:TE 122.3+5 文献标识码:A 1 油田基本特征 雁翎油田雾迷山组是经过中上元古界地壳抬升、褶皱、断裂运动、风化剥蚀后残留的古地貌,又经过后期的地壳下降,接受沉积而被埋藏的潜山油藏。潜山顶面几何形态为一个被断层切割的穹状隆起,高点在Y340井西100m 附近,埋藏深度约2940m ,以深度为3300m 闭合等深线圈定隆起的闭合高 度为360m ,闭合面积为4.3km 2。油藏储层为中元古界蓟县系雾迷山组的一套以隐藻白云岩为主的岩性,岩石主要的矿物成分为较纯的白云石,含少量的粘土和硅质矿物。 根据储渗空间的成因和形态,可将雾迷山组储层划分为三种类型。①溶洞型。溶洞直径大于50cm 的为大洞,1~50cm 的为中洞,小于1cm 的为 小洞。②裂缝型。裂缝宽度大于100μm 的为大裂缝,裂缝宽度为10~100μm 的为中缝,5~10μm 的为小裂缝,小于1μm 的为微裂缝及层内节理。③孔隙型。有原始沉积成因的藻架孔和溶蚀作用成因的基质溶孔、粒间孔、晶间孔等。 2 油藏地质模型 2 .1 构造模型 在建立构造模型时,由于潜山油藏成因的特殊性和海相沉积的地质特点,以风化侵蚀面和沉积层 面作为建模的层序边界,并采用等厚对比的方法,依 据钻井和地震资料,运用Earthvision 和SGM 油藏描述软件进行油藏构造描述。描述内容包括油藏顶面形态、内幕构造层产状、结构及断裂体系组合、断块划分等。潜山油藏内有组合断层10条,其中,西部1号断层较大,控制了油田边界及油气分布,其余9条断层均属油田内部小规模断裂,见图1。 图1 某油田构造模型 2.2 储层地质模型 由于碳酸盐岩储层复杂,不能用单一的方法和 参数将其非均质特征表达清楚,需通过多参数判别法提取主因子,并反复进行循环建模。经过反复运算,最终确定了以孔隙度、渗透率、裂缝密度和储层类型4个参数来表征储层特征。 1999年 第23卷 石油大学学报(自然科学版) Vol.23 No.4 第4期 Journal of the University of Petroleum ,China Aug.1999

碳酸盐岩储层评价技术综述

碳酸盐岩储层评价技术综述 储层评价是以测井资料为基础,结合地质、地震资料、岩心分析资料以及开发过程中的动静态资料等,从测井角度综合评价含油气储层,查明复杂岩性储层的参数计算方法、流体性质判别以及解决面临的某类特殊地质问题等。 中国石油拥有一批科研院所和测井公司,对碳酸盐岩复杂岩性测井评价方法有深入研究。其中在国内油田比较有特色的单位有四川地质勘探开发研究院、新疆塔里木塔河油田等,在国外区块对碳酸盐岩有深入研究的有长城钻探、石油勘探开发研究院等。过去几十年已经储备了一批碳酸盐岩测井评价专家,形成了多项特色评价技术。 (一)储层参数评价技术 复杂岩性碳酸盐岩储层通常具有较大的非均质性,它使得基于均质性地层模型的阿尔奇公式难以准确地描述储层岩性、物性、电性和含油性之间的复杂关系。为了获得这类储层的孔、渗、饱及其它关键参数,借助微观岩心分析、数字岩心技术和特殊测井方法,有针对性地改进了均质性储层参数评价方法,形成了新的针对非均质性储层的参数评价技术。 1.储层四性关系综合评价技术 u技术原理: 碳酸盐储层岩性复杂、储集空间类型多样、大小相差大、非均质性强,孔隙结构复杂,常规的孔隙不能完全反映储集性能,岩石物理研究采用薄片分析、X-衍射、毛管压力实验等多种手段解析岩石组分、内部结构、孔隙类型、裂缝发育情况、孔喉大小、孔喉配置关系等岩石内部的微观结构,充分了解岩石的岩性、物性特征,用岩心刻度测井,分析储层电性特征,结合录井、试油资料,确定储层的含油性,只有立足于充分的岩石物理研究才能更好地确定储层的“四性”关系。

u技术特点: 以岩石物理研究为坚实基础,确定岩性、物性特征,以测井资料为主,结合录井、试油资料进行储层综合评价。 u适用范围: 复杂岩性碳酸盐岩储层。 u实例: 下图为某油田碳酸盐岩储层研究实例,通过岩石物理研究确定储层岩性、物性、划分储层类型,通过岩心刻度测井,分析测井响应特征,结合录井和试油资料分析储层的流体性质。

碳酸盐岩油藏注水开采

早期注水试验必要性分析 注水开发试验之所以在没有完全查明油藏类型的情况下提上议事日程,是因为考虑到: 1.开发过程具有不可逆性,早试验可以早研究、早指导开发实践; 2.天然裂缝开度随地层压力释放而闭合的现象同样具有不可逆特性; 3.渗透率滞后效应虽然可逆,但渗透率无法也恢复不到原始水平; 4.油田开发到中、高含水期时再注水,注入水利用系数会降低,形成低效循环. 注水试验目的 通过注水试验可望解决以下3 个问题: 1.对比研究注水试验区与具有可比性的非注水区的开发动态,可了解此类碳酸盐岩油藏是否适宜注水开发; 2.提前了解注水开发全过程,了解该类油藏怎样进行注水采油,如何保持油田合理压力水平,总结认识该类油田注水开发的水驱油机理和开采规律; 3.利用取得的各种试验资料,进行油田地质、油藏工程、采油工程和提高原油采收率等方面的综合研究,把握油藏注水开发规律.

注水试验层位的选择 注水层位的选取必须满足复杂油田注水开发试验要求,所选层位适应性强.对于块状碳酸盐岩油藏,一般宜采用边缘底部注水方式.对于层状碳酸盐岩油藏,注水方式最好采用边部注水. 鉴于A 区碳酸岩油藏的复杂性(油藏类型还未完全搞清楚),所以目前只能做如下选择:①平面上,注水层位尽可能选择在试验区的边底部(或腰部);②剖面上,试注层位尽可能选择在缝洞储集体的底部. 特殊性及风险分析 国内外碳酸盐岩油藏注水开发实践证明,由于其储层结构和岩石性质与砂岩油田有着显著的差异,使碳酸盐岩油藏 注水工艺与砂岩油田相比,具有以下显著的特殊性: 1.储层具有明显的双重介质特征,渗透率级差大; 2.注水方式以底部、边部为主; 3.注水井井距大、注水压力低、吸水指数高; 4.注入水受重力影响明显. 关于注水方式 试验注水方式有以下3 种特征: 1.按注水井所处剖面位置是底部注水;

碳酸盐岩储层

世界碳酸盐岩储层 碳酸盐岩中储集有丰富的石油、天然气和地下水。 碳酸盐岩是世界上重要的石油天然气产层,约占全球储量的一半,产量已达到总产量60%以上。在世界范围内,大约有1/3油气资源储存于碳酸盐岩储层中,特别是中东、北美、俄罗斯的许多大型或特大型油气田均与碳酸盐岩密切相关。 碳酸盐岩和碳酸盐沉积物从前寒武纪到现在均有产出,分布极广,约占沉积岩总量的 1/5至1/4。碳酸盐岩本身也是有用矿产,如石灰岩、白云岩,以及菱铁矿、菱锰矿、菱镁矿等,广泛用于冶金、建筑、装饰、化工等工业。 我国碳酸盐岩油气资源 我国海相碳酸盐岩储集层层系分布范围广泛,从震旦系至三叠系均有分布,约占大陆沉积岩总面积的40%。据初步统计,我国有28个盆地发育分布海相碳酸盐岩地层,资源丰富,勘探潜力很大。我国碳酸盐岩油气资源量约为385亿吨油当量。 我国碳酸盐岩缝洞型油藏一般经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造、多期成藏等过程,形成了与古风化壳有关的碳酸盐岩缝洞型油藏。 近几年的实践表明,我国碳酸盐岩勘探正处于大油气田发现高峰期,是近期油气勘探开发和增储上产的重要领域之一。与常规的砂岩油气藏相比,碳酸盐岩油气藏勘探开发程度较低。对于以“潜山”起家的华北油田而言,碳酸盐岩油藏探明储量比例只有41.6%。因储层具有典型的双重介质特点,渗流规律特殊,加之非均质性严重、开发技术不完善,开采效果迥异。 碳酸盐岩勘探技术发展 近年来,中国石油开始全面开展碳酸盐岩物探技术研究,形成了成熟的碳酸盐岩配套技术,储层钻遇率大幅度提高,在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等地区发现了一批大型油气田,碳酸盐岩勘探成为油气储量产量增长的重要领域。 新中国成立到20世纪70年代,碳酸盐岩勘探以地表地质调查和重磁物探为主,发现了如四川威远、华北任丘等油气藏。20世纪80年代至90年代,地震勘探技术在落实构造、发现碳酸盐岩油气藏的勘探中发挥了重要作用,发现了塔里木盆地轮古、英买力潜山及塔中等含油气构造。进入21世纪,随着高精度三维地震技术的发展,深化了对碳酸盐岩非均质储层油气藏的认识,全面推动碳酸盐岩油气藏勘探开发进程。在塔里木、四川等盆地实施高精度三维地震勘探超过1.5万平方公里,探井成功率提高了25%。

油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展

油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展

油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展 摘要:油藏工程技术是实现油气田开发方案的重要手段,是决定油田产量高低、采油速度快慢、最终采收率大小、经济效益的优劣等重要问题的关键技术。分析了我国采油工程技术发展的5个阶段和各自的工艺技术状况,介绍了与我国油藏相适应的5套油藏工程技术方法,指出了采油工程技术今后发展的必然趋势。 关键词:油藏工程技术应用发展 油藏工程技术发展阶段 一、探索、试验阶段(50年代到60年代初) 1949年9月25日玉门油田获得解放,当时共有生产井48口,年产原油6. 9×104t,再加上延长15口井和独山子11口油井,全国年产原油总计7. 7×104t。1950年进入第一个五年计划时期,玉门油田被列为全国156项重点建设工程项目。一开始油井都靠天然能量开采,压力下降,油井停喷, 1953年在前苏联专家帮助下编制了老君庙第一个顶部注气、边部注水的开发方案。为砂岩油藏配套开采上述技术打下了一定的基础,成为全国采油工程技术发展的良好开端。 二、分层开采工艺配套技术发展阶段(60年代到70年代) 陆相砂岩油藏含油层系多、彼此差异大、互相干扰严重,针对这些特点,玉门局和克拉玛依油田对分层注水、分层多管开采进行了探索。60年代大庆油田根据砂岩油藏多层同时开采的特点,研究开发了一整套以分层注水为中心的采油工艺技术。 1、分层注水

大庆采用早期内部切割注水保持地层压力开采,采用笼统注水时因注入水沿高渗透层带突进,含水上升快,开采效果差,为此开展了同井分层注水技术。 2、分层采油 发挥低渗透层的潜力进行自喷井分采,可分单管封隔器、双管分采和油套管分采三种形式。 3、分层测试 研究发展了对自喷采油井产出剖面和注水井注入剖面进行分层测试、对有杆泵抽油井进行环空测试、油水界面测试及有杆泵井下诊断、无杆泵流压测试等技术。 4、分层改造 压裂酸化工艺是油田增产的重要措施。 二、发展多种油藏类型采油工艺技术(70年代到80年代) 1、复杂断块油藏采油工艺技术 根据复杂断块油藏大小不一、形态各异、断层上下盘互相分隔构成独立的开发单元等特点,采用滚动勘探开发方法,注水及油层改造因地制宜,达到少井多产,稀井高产,形成了复杂断块配套的工艺技术。 2、碳酸盐岩潜山油藏开采技术 潜山油藏以任丘油田为代表,与砂岩油藏完全不同,油气储存在孔隙、裂缝和溶洞中,下部由地层水衬托,成为底水块状油藏。以任丘奥陶系、震旦系油藏为主,初产高、递减快,油田开采中形成了碳酸盐

提高碳酸盐岩油藏采收率技术

提高碳酸盐岩油藏采收率技术张冬玉(胜利油田地质科学研究院) 11影响碳酸盐岩油藏采收率的因素 碳酸盐岩油藏的采收率较低且变化大,一般为20%~45%。影响碳酸盐岩油藏采收率的地质因素主要有:储集层类型、基质渗透率、原油粘度、储层的润湿性及非均质性等。 碳酸盐岩油藏不同孔隙结构的分布特点,导致在各类孔隙网络中的渗流条件差异很大。根据流体在不同类型储集空间的流动特点,碳酸盐岩储集层可划分为裂缝孔隙型、溶蚀晶洞孔隙型、粒间或晶间孔隙型和混合孔隙型等4种类型。其中,溶蚀晶洞型储集层和混合孔隙系统储集层的采收率最高,平均在40%以上;裂缝孔隙系统储集层的采收率较低,平均为24%。 在上述影响因素中,基质渗透率和原油粘度是影响油藏动态和采收率的最重要的因素。 21碳酸盐岩油藏提高采收率的主要技术 (1)碳酸盐岩油藏油层改造。酸化是碳酸盐岩油气藏的主要增产措施,当基质孔隙度和渗透率得到改善时,基质中的油向产油裂缝及溶蚀管道中的供给速度增加,使采收率提高。 国内、外在酸化理论研究、酸化设计、酸液和添加剂、施工工艺等方面都已形成了较完整的体系。为了提高酸化处理的效果,多种深度酸化用的酸液也已被广泛应用,其中效果较好的酸液有油酸乳化液、胶凝酸、废硫酸、泡沫酸,还有多组分酸、氨基磺酸和特高浓度盐酸(30%~35%)等。 (2)恢复和保持油藏压力。碳酸盐岩油藏高产稳产的一个重要条件是油井必须以自喷方式生产。为了保持油井自喷生产,应该把地层压力水平恢复和保持在原始压力的95%以上。常用的保持地层压力方法有注水和注气两种。 对具有良好基质渗透率或有利渗吸特性的裂缝性油藏,已证实注水是保持油藏压力和优化最终石油采收率的有效方法。对于基质渗透率差,或不具备有利渗吸特性的裂缝性油藏,普遍使用注气改善油藏动态。研究表明,如果在生产初期就开始注气,把气—油接触压力保持在原始值,则可大幅度提高原油采收率。 (3)钻加密井。碳酸盐岩油藏钻加密井既能提高采油速度,又能大大提高采收率,这在美国西 色条状絮凝体堵塞物及破坏粘度大、弹性强的白色条状絮凝体堵塞物,使其长度由80c m变成5~10c m左右,以便随母液带出管内。 用热洗车进行清洗,将水加热到50℃左右冲洗,进一步将部分母液管线内的白色条状絮凝体堵塞物带出管线,直到出口见水为止。带有温度的水对聚合物起到降解作用,可将挂壁的堵塞物清洗掉。 再次用压风机吹扫,将经过热水从管壁冲洗掉的堵塞物扫出,当注入站出口见风时,开始蹩压,反复扫4~6次后,停止扫线,这时管线内仍有未扫净的剩余残留物。 配制站启泵供母液,用母液顶出管线内的残留物,当注入站出口见到母液时,停止外排,这时倒入正常生产流程。清洗管线工作至此全部完成。 (3)现场试验效果分析。清洗前后取样分析,可以直观地看到清洗后管线内的条状絮凝体堵塞物及黑、灰、棕色杂质去除了,溶液呈均匀透明状态。对比试验前后管线终点压力变化、沿程摩阻变化情况,处理后管线终点压力平均上升了0121MPa,最高上升了0126MPa;沿程摩阻平均下降0124MPa,效果对比十分明显。 41预防母液输送管线内粘附物产生的主要措施 (1)保证管线的施工质量,管道内应无毛刺、防腐层应完好。 (2)新管线投入使用前一定要认真清理干净。 (3)加强聚合物质量检验,严防使用不合格产品。 (4)加强配制过程的质量监督。 (5)严格母液过滤,保证进入管道的母液质量合格。 (6)停用的管线应及时扫线,清理内部杂质。 实践证明,采用扫、洗、扫、顶等物理方法解决母液管线堵塞的问题是可行的,该方法清洗母液管线彻底,不破坏母液管线的内防腐层,而且费用低(1380元/km),操作简单,便于推广使用。 (栏目主持 杨 军) 61 油气田地面工程第25卷第1期(200611)

碳酸盐岩储层水平井酸压技术_黄婷

碳酸盐岩储层水平井酸压技术 黄 婷*,裴柏林,唐莎莎,宋宏志,冯 博 (中国石油大学<北京>石油工程学院,北京102249) 摘 要:随着油气田开发技术的不断提高,碳酸盐岩储层水平井酸压技术不断地得到重视和推广。由于碳酸盐岩储层的渗透率相对较低,同时储层非均质性较大,因此开发难度大,采出程度相对较低,技术要求比较高。水平井具有泄油面积大、单井产量高、穿透大、储量动用程度高等优势,同时结合酸压技术,通过选择合适的储层进行增产措施,能取得较好的增产效果,提高经济效益。系统叙述了水平井酸压过程中,酸液体系,以及相应的酸压工艺。 关键词:碳酸盐岩储层;水平井;酸液体系;酸压工艺 中图分类号:TE2 文献标识码:B 文章编号:1004-5716(2012)02-0074-05 在油田开发过程中,水平井具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、避开障碍物和环境恶劣地带的优势,在石油工业的科研和实践中成为人们关注的焦点。并在近几年水平井钻井数几乎成指数增长,全世界的水平井井数为5万口左右,主要分布在美国、加拿大、俄罗斯等国家。在国内水平井钻井技术也日益得到提高,在多个油田得以快速发展,在碳酸盐岩储层也进行了深入的研究。 水平井虽然可以增加井筒与油层的接触面积、提高油气的产量和最终的采收率,但对于碳酸盐储层存在渗透率低、渗流阻力大、连通性差、温度高等情况,导致水平井的单井产量较低,无法满足经济开发的需要,因此要对水平井进行酸压增产措施,提高水平井产能。酸压增产过程中,通过对碳酸盐岩储层水平井增产影响参数的研究,选择最优化的增产措施,从而达到增产目的。1 碳酸盐岩储层的酸压效果影响因素 碳酸盐岩储层酸压增产措施,其控制酸压成功的主要因素有两个,其一是最终酸压的有效作用距离,其二是酸压后酸蚀裂缝的导流能力。图1简单地描绘了控制酸压效果的主要因素。 2 酸液体系的研究 针对不同油藏特性和地质条件的碳酸盐岩储层,酸压时采用的酸液体系是有所不同的。目前,国内外专家对于酸液体系进行了大量的研究,并研制出针对不同地质条件酸压的酸液体系。研究表明,对于酸盐反应模式受H+传质扩散限制的储层, 酸液的滤失是影响酸蚀裂 图1 控制酸化效果因素图 缝长度和闭合裂缝导流能力的主要因素,控制酸液滤失是实现深度酸压的技术关键,而酸液体系又是决定溶蚀空洞和裂缝最终形态的主要因素。 为了实现酸液的深穿透,选择的酸液体系应具有以下特点[1]: ①酸液粘度高,反应速度低,深穿透能力强,可较为有效地延缓酸岩反应速度,进行地层深部酸压处理。 ②酸液的表界面张力低,有利于残酸液的返排。 ③腐蚀速率低,可有效地防止盐酸对油、套管及金属设备的腐蚀。 ④配伍性好,可有效地预防二次沉淀和酸渣对储层的污染。 4 7 西部探矿工程 2012年第2期 *收稿日期:2011-04-24 修回日期:2011-05-05 第一作者简介:黄婷(1986-),女(汉族),陕西西安人,中国石油大学(北京)在读硕士研究生,研究方向:油气田开发及煤层气开采研究。

碳酸盐岩油藏各技术

碳酸盐岩油藏中各技术 世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。碳酸盐储层通常为低孔隙度,而且可能含有裂缝。碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层,具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时,储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况;而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。如果是孔隙型碳酸盐岩,裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及,从而使其过早突破进入生产井,结果是采收率下降。众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标,试图刻画其非均匀性,将不同类型的裂缝性储层分门别类,并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。 1、水平井注水技术:水平井注水技术作为一项新兴的技术,是由Taber在1992年为提高传统注水方式效率而提出的。Taber指出,在低井口压力下,水平井的注入速度比直井快,因而原油开采速度快:且相对于直井的驱替方式,水平井注水的线驱方式能更有效地提高驱替效率.因此,水平井注水能达到更好的效益。 水平井注水技术作为一种高效的油气田开采技术。水平井注水技术对低渗透油田的开发效果有可极大的改善作用。虽然水平井注水较直井注水具有上述的优势。但它并不是万能的。水平井注水能增大注入量,降低油井气油比。降低注入压力.增大了产油量,与配套水平产油井生产效果良好。精确地质导向技术确保水平钻井的成功,最大限度地确保钻井的成功率。 利用水平井进行注水开采,可极大提高二次采收率,获得较高的经济效益。同时,水平井注水开发技术是一项系统工程,涉及地质、油藏、钻井、采油工艺等各个领域,需要多学科协同管理,应加强研究适合水平井注水相关后续配套措施,以便达到更好的开发效果。 水平井水驱采油具有的优势是:①和直井相比水平井注水时的压力降不会集中在某一点而是分散在比较长的泄油井段上压力降较小油水界面变形也小井到达油水界面的距离大所以可以推迟井的突破或使含水量增加缓慢②水平井与井之间的泄油均匀性可使前缘均匀推进因此当有多相同时流动时流度比条件越不利水平井的优势就越明显③在低渗透油藏或低渗透层钻水平井可以提高注水能力及产油能力减少油藏注入水的补充时间注水见效早④在开发中后期老区油田时钻加密井是改善直井水驱后波及效率的一项有效措施但是水平井可以通过侧钻、分支钻井等取得比钻加密井更好的效果⑤在薄层油藏中水平井注入速度接近

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