低渗透砂岩油气藏-盘古文库

低渗透砂岩油气藏

来源：火烈鸟

作者：开心麻花

2025-10-10

低渗透砂岩油气藏（精选8篇）

低渗透砂岩油气藏第1篇

石油、天然气的成藏聚集过程就是储层中孔隙空间流体的替换过程, 孔隙中的水被天然气和石油所替代, 油气进入储层后的运移被称为二次运移。在低渗透致密砂岩储层油气运移动力条件的研究已非常多, 有些学者认为:油气运移的主要动力条件是高压, 而浮力的作用则非常小;也有学者认为油气的运移是长期作用的结果, 不同的阶段油气运移条件不同, 早期储层的物性较好时主要运移动力是浮力。后期储层变得致密时油气运移主要动力是毛细管力。

本文以鄂尔多斯盆地的某油田和塔里木盆地的某油田为例, 这两个油田的储层都属于低渗透致密砂岩储层, 本文对着两个油田储层的成藏期油气运移的动力条件进行研究, 分析动力运移的主要动力条件。

二、低渗透致密砂岩储层成藏期油气运移动力

1. 成藏期的异常压力

在鄂尔多斯盆地某油田的研究上, 前人认为该油田的主要充注期为早白垩世末期, 且研究对象在该时期达到最大埋深, 因而对其最大埋深期进行过剩压力分析, 可以更好了解该油田在成藏期的油气运移动力条件。采用等效深度发计算出过剩压力, 由于岩石的压实作用具有不可逆性, 所以绘制出来的压实曲线其实也就反映了最大埋深的压实状态, 由此计算出的过剩压力也就是最大埋深期的压力。结果:过剩压力出现的起始层是长4+5顶部、长6顶部或长7顶部, 过剩压力出现后, 随着埋深的加大, 过剩压力也逐渐增大, 其中, 长4+5顶部、长6顶部的过剩压力不大在1-4MPa之间, 甚至有的过剩压力为0MPa。而长7顶部的过剩压力比较大, 在4-17MPa之间, 出现超压体。

塔里木盆地某油田的成藏期分为中新世早期的早油聚集和上新世的晚气聚集两个阶段。喜马拉雅晚期后, 强烈的构造积压给流体施加一个加大的压力, 改变了其原有的动力分布格局, 促使油气发生运移, 所以, 得出构造挤压前后的过剩压力分布就能了解油气运移的动力条件了。结果:该油田在上新世开始后实现了快速沉积, 到沉积末期, 其过剩压力已非常大, 有的部位已超过70MPa。

2. 多阶段多动力条件联合作用

在鄂尔多斯盆地的成藏期油气运移中, 若长4+5和长6低渗透致密储层中油气二次运移的主要动力条件是过剩压力, 那么这个过剩压力的差值必须足够大, 大到能克服已存在的毛细管力, 这样才能保证储层油气分布的均匀性, 确保储层含油饱和度。根据前人研究的成果和经验, 我们将长4+5和长6低渗透储层分别分成Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ三类, 这三类分别表示:特低渗透储层、超低渗透储层和致密吃曾, 其中, 前两类中含油, 最后一类不含油。检验发现, 该有痰的油气饱和度70%, 故而以70%为最大油气饱和度进行计算, 计算结果显示, Ⅲ类储层中的过剩压力差值必须≥10MPa方能克服毛细管力的作用。而对该区白垩世末期的流体压力计算发现, 长4+5和长6两个储层的过剩压力差值不大, 根本不可能克服10MPa及以上的毛细管力, 故而过剩压力不是该区油气二次运移的主要动力条件。同时, 从前人的计算结果来看, 该区各个储层之间的过剩压力差值<5MPa, 故而异常压力也不是油气二次运移的主要动力条件。前人认为该区的油气充注期从晚侏罗世开始, 在早白垩世末期达到最强, 总共经过晚侏罗世、早白垩世早中期、早白垩世晚期三个阶段。借助这一成果, 晚侏罗世开始的第一次油气充注时, 压实作用基本停止, 然后再对第一次油气充注时的孔隙度、渗透率、面孔率等进行统计和估算, 计算出第一次油气充注时的古孔隙度, 得出长4+5和长6储层的古孔隙度分别为12.82%-19.60%、13.01%-19.41%, 平均古孔隙度为15.8%和17.2%。再对应这两储层的渗透率, 发现该区储层在晚侏罗世时的物性较好, 早期的油气充注借助浮力作用实现油气的侧向运移, 随着充注期的推移, 储层物性稍差一点, 但还相对较好, 故而主要的运移动力仍是浮力。到后期盆地的持续沉降, 压实作用和胶结作用的持续进行, 储层物性变差, 变成致密层, 此时的毛细管力不再是油气运移的阻力, 而成为动力。

在塔里木盆地油田油气运移上, 该区在喜马拉雅晚期强烈的构造挤压作用下, 过剩压力大、过剩压力差值大, 远大于浮力, 且能克服毛细管力的影响, 故而该区储层油气二次运移的主要动力为过剩压力。

结束语

低渗透致密砂岩储层的毛细管力大, 油气很难在自重影响下实现自动运移, 必须在一定外力驱动下方能实现油气的二次运移, 从而达到移动的油气饱和度。过剩压力、浮力、毛细管力都是重要的动力条件, 在不同的阶段以某一动力条件为主, 在综合动力条件的影响下实现油气运移。

摘要：本文在总结前人研究成果和经验的基础上, 通过对两个低渗透致密砂岩储层成藏期油气运移的过剩压力、充注期等进行储层成藏期油气二次运移动力的研究, 得出储层在不同阶段油气运移的主要动力条件。

关键词：油气运移,动力,过剩压力,储层

参考文献

[1]吴凯, 罗丽荣, 孔庆芬, 等.鄂尔多斯盆地中生界延长组特低渗-致密砂岩储层成藏动力学特征[J].石油化工应用, 2013, 32 (8) :37-44.

中国低渗透油气的现状与未来第2篇

中国的地质演化,决定了中国陆上发育着古生代海相和中生代、新生代陆相合油气盆地系统.目前,中国低渗透油气资源的主要聚集盆地为:鄂尔多斯、塔里木、四川海、陆相叠合的沉积盆地;松辽陆相沉积盆地和中、小湖相沉积盆地.中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中,普遍具有储层物性较差的特点,相应发育了大量的`丰富的低渗透油气资源.

作者：胡文瑞作者单位：中国石油企业协会刊名：中国石油企业英文刊名：CHINA PETROLEUM ENTERPRISE 年，卷(期)： ”"(6) 分类号：关键词：

低渗透砂岩油气藏第3篇

1 渗流运动方程

库车裂缝性砂岩气藏产能受裂缝发育程度影响较大,裂缝性气藏压裂后的渗流属于复合流动[11,12]。在天然裂缝中的渗流服从达西定律,在压裂裂缝中的流动速度大,属于高速非线性渗流,可以用Forchheimer方程进行表征,基质与裂缝间的流动属于低速非达西,需要考虑启动压力梯度,为研究方便,引入启动压力梯度Gl,采用式( 1) 来描述裂缝性砂岩气藏渗流运动方程

式( 1) 中,Φ为势函数,ξ为高速非线性系数。α、β为高、低速非达西修正系数,无因次。

当α = 0,β = 1时,流体为达西流动,当α = 0,β = 0时,流体为高速非达西流动,当α = 1,β = 1时,流体为低速非达西流动。

2 多重介质渗流数学模型的建立

2. 1 基本假设

假设: 1储层内只有气、水二相流体流动,气、水两相不互溶; 2三重介质,含压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙,基质孔隙为主要储集空间,裂缝为流动通道; 3岩石微可压缩,且各向异性; 4流体可压缩,考虑重力、黏滞力、毛管力等因素的影响; 5裂缝导流能力不随时间变化; 6压裂裂缝为垂直裂缝。

2. 2 数学模型

2. 2. 1 压裂裂缝渗流方程

气组分方程为

水气组分方程为

2. 2. 2 天然裂缝渗流方程

气组分方程为

水气组分方程为

2. 2. 3 基质系统渗流方程

气组分方程为

水组分方程为:

式中g、w分别代表气、水相; f代表压裂裂缝系统; p代表裂缝系统; m代表基质系统。

式( 2) ~ 式( 5) 中,Ql为源或汇( l = g,w) ,Qlfm、Qlf为压裂裂缝上的源或汇,分别表示从基岩和天然裂缝流入压裂裂缝中的量。Qw、Qg分别为水和气的产率,产出为正,注入为负。

式中Ig、Iw分别为基岩与裂缝的交换项; Krl为气、水两相相对渗透率( 无因次) ; Km为基质渗透率,10- 3μm2; Bl为流体体积系数,无因此; vl为气、水相的渗流速度( m/s) ; D为深度( m) ; φ为孔隙度( 无因此) ; Bl为流体体积系数,无因此; θ为非达西因子,无因此; Δx、Δy、Δz为网格块沿x、y、z方向的单位长度( m) ; Φ为流体的流动势( MPa) ; ρ为密度( g /cm3) ; μ为黏度( m Pa·s) 。

3 辅助方程

辅助方程包括饱和度方程、相对渗透率和毛管压力方程。采用全隐式差分方法离散可得到数值计算模型[13,14],在此基础上,研制了裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器。

( 1) 饱和度及相对渗透率方程。

式( 8) 中ω代表p、f、m。

( 2) 封闭外边界条件。

式( 10) 中Γ为代表边界条件; C1为常量。

( 3) 定井底压力内边界条件

式( 11) 中ω珚为裂缝宽度,m; h为产层厚度,m。

4 渗透率模型

4. 1 天然裂缝渗透率

根据库车地区天然裂缝发育程度的“参数-产能”综合量化分类( 如表1) ,把裂缝发育程度分为三类: 裂缝发育、裂缝较发育和裂缝次发育。压裂后产气量随天然裂缝渗透率的增加几乎呈线性增加,天然裂缝的发育程度是影响裂缝性气藏压后产能重要的因素。因此,对于天然裂缝次发育的气藏,实施压裂难以获得理想的增产效果。

4. 2 天然裂缝非均质性

当天然裂缝渗透率最小的方向为最大主应力方向时,称为天然裂缝非均质有利; 当天然裂缝渗透率最小的方向为最小主应力方向时,称为天然裂缝非均质不利[15]。计算表明,如果天然裂缝发育或者较发育且非均质性有利,压裂井的产气量高,压后效果好。但如果压后产量较低,这并不能说明压裂效果不好,可能是天然裂缝非均质不利及其它工程因素方面的原因。

4. 3 渗透率模型的建立

对于压裂裂缝对产能的影响,在文献[15]中予以了说明,合理设计压裂裂缝参数是非常必要的。本文综合考虑压裂裂缝和天然裂缝,建立了渗透率模型。裂缝参数主要包括裂缝密度、面缝率、裂缝倾角、裂缝延伸长度,统计分析库车地区压裂后压裂裂缝和天然裂缝参数与测试渗透率关系,结果显示裂缝密度与渗透率相关性好,如图1所示,裂缝密度指岩体中发育的裂缝密集程度。

建立渗透率模型

式( 12) 中k为测试渗透率,10- 3μm2,n为裂缝密度,条/m。

以库车KS203井为例,其裂缝密度为0. 87条/m,利用公式 ( 12 ) 计算KS203渗透率为6. 5×10- 3μm2,建立KS203井的渗透率地质精细模型,图2为其渗透率剖面图。利用渗透率模型计算了KS203井的渗透率网格分布,根据裂缝性砂岩气藏生产动态模拟器计算了KS203井161 d的井底压力,如图3所示。对比实际生产压力与计算井底压力,发现压力之间差值较大,说明该渗透率模型计算得到的渗透率与实际渗透率存在一定差值。

4. 4 渗透率模型的修正

基于裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器和渗透率模型,通过拟合试采压力修正渗透率,该渗透率为测试段平均渗透率,以每米为单位,计算每层平均渗透率

式( 13) 中ki为第i层的渗透率,10- 3μm2; k修正为修正后测试段平均渗透率,10- 3μm2; ni为第i层裂缝条密度 ,条/m; n为整个测试段裂缝条密度,条/m。

通过调整每一层渗透率的值,拟合井底压力,直至拟合精度达到95% 以上为止,如图4。修正之后的渗透率值为8. 38×10- 3μm2,与实际测试渗透率误差为3. 7% ,拟合效果较好。

根据裂缝分布情况,劈分修正后的渗透率,重新建立KS203井的渗透率地质模型,如图5所示。

5 结论与建议

( 1) 建立了含压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙的裂缝性砂岩气藏压裂井气、水两相渗流模型,研制了生产动态模拟器,模型中考虑了压裂裂缝中存在高速非达西及基质中存在启动压力梯度的情况,为裂缝性砂岩气藏开发提供理论依据。

( 2) 裂缝发育程度和非均质性是影响裂缝性气藏压裂后产能的重要因素,天然裂缝连通性较差、裂缝次发育的气藏压裂后难以获得工业气流。

( 3) 统计分析了裂缝参数与测试渗透率的关系,建立了库车地区渗透率地质模型,随着油田的继续开发,该模型需进一步完善。

( 4) 利用裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力修正渗透率,试采压力拟合精度较高,修正之后的渗透率值误差较小,为油田开发提供了一种新的思路。

摘要：裂缝性气藏中孔隙介质包括压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙。考虑裂缝与基质间的物质交换,建立了考虑压裂裂缝的多重孔隙介质渗流数学模型,研制了裂缝性气藏压裂后生产动态模拟器。根据库车天然裂缝发育程度综合量化分类,天然裂缝发育程度是影响压裂后产能的重要因素之一;裂缝系统连通差、发育差的气藏,压裂后也难以获得理想的增产效果。统计分析了裂缝参数与渗透率的关系,裂缝密度与测试渗透率相关性好,给出了裂缝密度与渗透率的关系,建立了渗透率地质模型。结合裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力校正渗透率,打破了关井测试计算地层渗透率的传统做法。通过实例计算表明,所建立的多重介质渗流数学模型和渗透率地质模型是合理的,试采压力拟合精度高,校正渗透率准确且误差较小,为油田开发提供了一种新思路。

低渗透砂岩油气藏第4篇

关键词：椭圆流模型,启动压力梯度,介质变形系数,水平井,非线性

在低渗透多孔介质中,流体渗流不再满足达西定律,存在启动压力梯度;低渗透油藏生产过程中,地层压力下降导致岩石骨架产生变形,地层渗透率、孔隙度会发生不同程度减小。因此,对低渗透介质变形油藏油井产能评价,必须考虑启动压力梯度及介质变形系数影响。目前,对于低渗透变形介质油藏产能的研究多局限于直井方面[1,2,3,4],对于变形介质油藏水平井的研究也仅局限于对已有方法的修正以及通过渗流场近似原则获得的近似解[5]。文献[6]基于水平井渗流的椭圆流模型综合考虑变形介质油藏的渗流特征,推导了变形介质油藏水平井的稳定流产能公式,但文献未考虑低渗透油藏启动压力梯度对水平井产能的影响。在文献[6]基础上建立了低渗透变形介质油藏水平井的稳定渗流产能公式,并对水平井产能进行了参数敏感性分析。

1 低渗透变形介质油藏渗流特征

低渗透油藏流体渗流存在启动压力梯度,常用的考虑启动压力梯度的渗流速度方程为

$v = \frac{k}{μ} (\frac{\partial p}{\partial r} - λ) (1)$

式中v为渗流速度,m/d;r为径向距离,m;p为地层压力,MPa;λ为启动压力梯度,MPa/m;k为岩石渗透率,μm2;μ为地层流体黏度,mPas。

实验研究表明,岩石的孔隙度和渗透率随压力变化呈指数形式变化,岩石的孔隙度相对于岩石渗透率的变化较小,可以忽略,而岩石渗透率随压力变化的表达式为

$k = k_{0} e^{α (p - p_{0})} (2)$

将式(2)代入式(1),可以得到考虑介质变形的低渗透油藏渗流速度方程

$v = \frac{k_{0} e^{α (p - p_{0})}}{μ} (\frac{\partial p}{\partial r} - λ) (3)$

式(3)中p0为初始地层压力,MPa;k0为岩石初始渗透率,μm2;α为介质变形系数,MPa-1。

2 水平井产能模型

图1和图2所示,以水平井水平段中点处为原点,水平井延伸方向为x方向,建立三维直角坐标系。沿坐标x方向水平井(简化为线源)的长度为2L,当水平井生产时,在地层中形成了等压椭球面,直角坐标和椭圆坐标的关系为[7,8]

椭球体积为

$V = \frac{4}{3} π a b^{2} = \frac{4}{3} π L^{3} (\cosh ξ) (\sinh ξ)^{2} (5)$

椭球表面平均过断面截面积

$A = 2 a (4 \int_{0}^{\frac{π}{2}} r d η) = 8 L^{2} \sinh ξ \cosh ξ (6)$

考虑稳定渗流,渗流速度方程

$v = \frac{q}{A} = \frac{k_{0} e^{α (p - p_{0})}}{μ} (\frac{d p}{d r} - λ) (7)$

将式(6)代入式(7),可得

$\frac{q}{8 L^{2} \sinh ξ \cosh ξ} = \frac{k_{0} e^{α (p - p_{0})}}{μ} (\frac{d p}{d r} - λ) (8)$

令U=eα(p-p0),则可以得到如下常微分方程

$\frac{d U}{d r} - α λ U = \frac{α q μ}{8 k_{0} L^{2} \sinh ξ \cosh ξ} (9)$

求解式(9),可以得到

$\begin{array}{l} U_{i} e^{\frac{2 α λ L}{π} \sinh (ξ)} - U e^{\frac{2 α λ L}{π} \sinh (ξ_{i})} = \\ e^{\frac{2 α λ L}{π} (\sinh (ξ) + \sinh (ξ_{i}))} \frac{α q μ}{4 π k_{0} L} \int_{ξ}^{ξ_{i}} \frac{1}{e^{\frac{2 α λ L}{π} \sinh (x)} \sinh (x)} d x (10) \end{array}$

则当p=pw时,即Uw=eα(pw-p0)时,即可获得产量方程为

$q = \frac{4 π k_{0} L (U_{i} e^{\frac{2 α λ L}{π} \sinh (ξ_{w})} - U_{w} e^{\frac{2 α λ L}{π} \sinh (ξ_{i})})}{α μ e^{\frac{2 α λ L}{π} (\sinh (ξ_{w}) + \sinh (ξ_{i}))} \int_{ξ_{w}}^{ξ_{i}} \frac{1}{e^{\frac{2 α λ L}{π} \sinh (x)} \sinh (x)} d x}$ (11)

式(11)中 q为水平井产量,m3/d;Uw为无因次水平井井底流压;Ui为边界处无因次地层压力。

3 水平井产能敏感性分析

为讨论低渗透变形介质油藏水平井产能的影响因素,地层物性参数同表1给出(模型数据取自长庆油田某低渗透区块)。

3.1 介质变形系数及启动压力梯度影响

利用式(11)可以得到不同介质变形系数和不同启动压力梯度下的产量,如图3和图4所示。

从图3和图4可以看出,介质变形系数越大,启动压力梯度越大,水平井产量越小。主要原因在于,介质变形系数越大,启动压力梯度越大,生产阻力越大,造成水平井产量越小。

3.2 生产压差影响

对于不同介质变形系数,不同生产压差条件下水平井产量变化趋势明显,计算结果如图5所示。

从图5可以看出,当考虑介质变形时,产能不再随着压差的增加而线性增加,而呈现一种非线性的变化。介质变形系数越大,该种现象越明显。说明变形介质油藏实际生产中,必须考虑介质变形对产能的影响。

4 结论

(1) 基于椭圆流模型推导了低渗透变形介质油藏水平井稳定产能公式,并对产能进行了参数敏感性分析。

(2) 介质变形系数、启动压力梯度对低渗透变形介质油藏水平井产能有重大影响,介质变形系数越大,启动压力梯度越大,水平井产能越小。

(3) 由于介质变形影响,水平井产能不再随生产压差的增大而线性上升,介质变形系数越大,非线性强度越大。

参考文献

[1]宋付权.变形介质低渗透油藏的产能分析.特种油气藏,2002;9(4):33—35

[2]同登科,姜东梅,王瑞和.变形双重介质广义流动分析.应用力学学报,2002;19(2):56—60

[3]宋付权,刘慈群.变形介质油藏产量压力分析方法.石油勘探与开发,2000;27(1):57—59

[4]尹洪军,何应付.变形介质油藏渗流规律和压力特征分析.水动力学研究与进展(A辑),2002;17(05):21—29

[5]陈明强,张明禄,蒲春生,等.变形介质低渗透油藏水平井产能特征.石油学报,2007;28(1):107—110

[6]刘英宪,刘宗宾,周海燕,等.基于椭圆流模型的变形介质油藏水平井产能研究.复杂油气藏,2012;5(1):55—57

[7]宋付权,刘慈群.水平井椭球渗流模型分析与应用.油气井测试,1996;5(2):25—29

低渗透砂岩油气藏第5篇

1 复合射孔技术

复合射孔技术主要是将射孔和高能气体压裂这两种功能结合, 进而完成一次下井工作。其中, 对炸药爆炸的速度以及火药实际燃烧速度之间的时间差异进行合理运用, 能够将孔眼先射穿, 而后通过高能气体的压裂方式来实现地层射孔孔道的解堵工作、造缝工作以及清洗工作。然而, 在射孔的过程中, 不仅能够避免射孔对于地层产生的污染, 同时还能够实现地层压裂的改造, 这为低孔隙度低渗透率油藏射孔工作提供了有力保障。通常情况下, 对于低孔隙度低渗透性等非均质地层可以使用高孔密射孔的复合射孔技术, 而如果是均质地层则应当使用深穿透复合射孔技术。

在均质地层当中使用深穿透射孔的方法, 最主要的原因就是在未射穿污染带的状态下, 油气井自身产能会在孔眼穿透深入不断加深的同时而增加。在均质地层中, 对产能产生极大影响的因素就是孔眼的深度, 所以, 一定要实现污染带的射穿才能够使地层应有产量功效得以发挥出来。

在复合射孔中, 内置形式、外置形式与混合形式是主要的类型。其中, 对于内置式复合射孔这一类型, 就是在射孔枪的内部以及弹架相邻的射孔弹之间安装复合火药。该器材最明显的优点就是能够使得复合火药在射孔弹的作用下爆炸引发, 而不会对射流完整性造成不利影响。另外, 火药燃烧所生成高能气体, 可以增强射孔孔道的清洗效果与压裂效果, 而且在操作方面十分简单。另外, 对于外置式的复合射孔类型, 其中主要包括了两种不同的组合。其一, 在射孔器的外部套上推进剂火药, 进而在射孔的时候能够通过射流引发药剂, 进而产生压裂效应;其二, 在射孔枪下部挂接负荷火药药柱, 同时, 通过导爆索将药柱传爆引燃并压裂, 最终形成压裂效应。而对于混合式复合射孔, 就是有效结合内置与外置形式负荷火药药柱进行使用。

2 定方位射孔技术

如果低孔隙度低渗透率油藏存在十分明显的裂缝, 且方向明确, 对于这种地层必须要将射孔眼对准裂缝, 或者是保证射孔眼与若干平行裂缝垂直方向才能够实现地层裂缝与井眼连通的目的, 这就是所谓的有效孔眼。但是, 如果裂缝未与孔眼连通, 那么对于产量来说并不会产生作用, 通常被称为无效孔眼。为此, 若无法对有效孔眼进行合理地利用, 那么就很难对某一区块的产液量进行评估, 必然会影响采收率的提高。但是, 通过运用定方位射孔技术, 能够确保孔眼对准裂缝, 或者是与裂缝垂直, 使得有效孔眼的数量能够不断增加, 进而扩大渗流的面积, 有效地降低产液的阻力, 最终实现产液量的提升。

目前阶段, 在水平井与大斜度井中, 定向射孔技术的发展相对成熟, 通过对重心原理的应用, 通过重力来实现定位目的。其中, 直井定向射孔技术很容易受到诸多因素的影响, 所以, 在我国的应用并不广泛, 也未受到一定的重视。而具体的过程就是利用油管传输射孔枪的方法, 在射孔枪到达目的层周围的时候, 可以利用电缆校深的方式来对射孔枪进行定位。随后, 需要将陀螺测井仪通过油管内部下入, 进而对射孔器的所射的孔眼方位角进行准确地测量。一旦射孔方位角与设计的要求不吻合, 就必须要使用转油管扭动射孔枪和陀螺仪进行连续性地监测, 只有保证孔眼的相位角与定向射孔要求相适应, 才能够将目的层准确地射开。

3 三联作射孔技术

三联作射孔技术是基于原油管输送射孔和地层中途测试联作, 针对低孔隙度低渗透率油气层存在的较长测试周期、数据的不准确等问题而研发的全新技术。该射孔技术在低孔隙度低渗透率地层试油中比较适用, 能够有效地规避二次污染的发生。而且地层参数的测试结果也会更为准确, 明显缩短了施工的工期, 使得油气藏评价的准确性不断提高。

在完成射孔以后, 如果地层的压力够高, 就能够保证井自喷。在这种情况下, 测试层段流体就会经由筛管而流进测试管柱当中, 通过压力记录仪来对流动压力和时间关系的曲线进行记录, 随后将测试阀关闭, 对恢复压力时间的关系曲线进行记录。

4 结语

综上所述, 对于低孔隙度低渗透率油气藏, 灵活地运用新型的射孔技术, 不仅能够实现射孔工艺的全面优化, 同时还能够更好地应对流动限制, 使得摩擦压力减小, 对裂缝导流能力具有明显的改善作用, 所以, 一定程度上提高了对低孔隙度低渗透率裂缝地层的开发效果, 实现了采收率的有效提升。

参考文献

[1]李延涛, 张俐, 张雪松, 陈俊革.低渗透油气藏优化射孔方案研究[J].内蒙古石油化工, 2007, (07) .

[2]任怀丰, 屈振国, 张维平, 唐国权.深穿透复合射孔技术在低渗透油田的应用与认识[J].测井技术, 2006, (02) .

低渗透砂岩油气藏第6篇

1 缝网压裂技术概述

在水力压裂的过程中, 如果裂缝延伸净压力大于裂缝两端两个水平应力的差值, 以及大于两侧岩土的抗张强度之和时, 就会由一条主缝转变为多个分叉缝, 形成缝网。其中主裂缝为缝网的主干, 分叉裂缝分布于主裂缝周围, 可能在延伸一定长度后回归到主裂缝, 这种主干交错所形成的系统被称之为缝网, 实现缝网效果的技术被称之为缝网压裂技术。

缝网压裂技术一般适用于对基质孔隙性储层的改造, 适用于对天然缝发育不完全或者低渗透油气藏储层的改造等。低渗透油气藏垂直于人工裂缝方向的渗透性很差, 仅扩大了井控面积, 不足以提供有效的垂直渗流能力, 因此压裂产量低或者出现递减的现象。缝网压裂技术可以在垂直于主裂缝的方向压裂出支干裂缝, 改善油气储层的渗流能力, 实现储层改造和增产。缝网压裂技术的关键在于, 裂缝延伸静压力的需要大于两个水平方向主应力的差值以及大于两侧岩土的抗张强度之和, 才能实现支干缝网的出现, 是当前缝网压裂技术研究和发展的重点和难点。

2 缝网压裂技术的作用机制分析

利用库克定律计算, 如果θ, θ1和θ2为负值, 那么应分别用θ+180°, θ1+180°和θ2+180°来代替, 计算结果表明:垂直于裂缝方向的诱导水平力最大, 水平与裂缝方向的诱导水平力最小;诱导力的大小与裂缝面之间的距离成反比关系, 随之增大而减小。

水力裂缝产生诱导应力场, 与原有的应力相结合, 且在裂缝垂直方向的结合较水平方向更为明显, 因此可能导致原来最小的水平主应力大于原来最大的水平主应力, 从而改变储层的应力情况, 促使裂缝距离变大。诱导应力随着裂缝距离的增加而显著下降, 最终回归到地应力场的初始状态。缝网技术的关键计算值包括水平主应力差值和裂缝内压力梯度值的计算。

水平应力差值计算公式:

σH=3σh-pi-pf+σf

Δσh=2σh-pi-pf+σf

式中:pi为地层压力, MPa。

裂缝内流动压力梯度计算公式:

d p/d x=- (64 qμ/πHw³﹚

式中:

q压裂注入排量, m3/s;

w裂缝造缝宽度, mm;

μ缝内压裂液的黏度, mPas。

一般情况下, 近井筒处的净压力较远井筒处高, 出现多裂缝的概率也相对较高。理想的缝网压裂技术需要实现近井筒和远井筒全部的多裂缝, 实现预期增产的效果。因此, 必须对裂缝的延伸净压力沿着主裂缝水平方向的应力变化进行分析, 保证主裂缝远端的净压力与近井筒端的压力差别不大, 才能在近井筒端出现多裂缝时, 在远端同样形成多裂缝状态, 实现最大限度的缝网压裂效果, 实现预期的增产目的。由上述裂缝内流动压力梯度计算公式可知, 压裂液的粘度越低, 其在缝内进行的变化越小。在实际的施工过程中, 通过增大破胶剂的浓度或者更换低浓度的压裂液, 可以实现近井筒端和远井筒端出现裂缝的概率相一致, 促进高质量缝网的形成。

3 缝网压裂的关键技术分析

3.1 主裂缝净压力的控制

主裂缝净压力的优化和控制是实现预期缝网效果的关键所在, 净压力的大小主要与主裂缝延伸的控制方法、地层破裂的控制方法、施工排量及砂液比、压裂液的粘稠度等因素有关。通过对主裂缝不同阶段影响因素的分析, 制定不同的控制方法, 有助于实现缝网效果。

3.2 端部脱砂压裂技术

在实际的施工过程中, 储层的条件并不一定能够满足上述施工技术的需要, 导致最终仅实现部分储层的缝网压裂。施工过程中压裂液的粘度固定, 仅能依靠施工排量的控制来实现净压力控制, 最终导致对净压力的控制较难, 变化幅度不大。因此, 可以通过端部脱砂技术, 增加主裂缝的净压力, 实现缝网施工的要求。

3.3 其他的压裂技术

其他常见的压裂技术主要包括水平井多端压裂技术, 涉及的关键技术包括限流、封隔器、水力喷射和液体胶塞等;层内液体爆炸技术, 通过特种火药实现多裂缝的压裂, 可以实现主裂缝为主的多裂缝系统, 当前应用较少, 主要应用难点在于其安全问题。

4 结束语

本文结合实际的工作经验, 对缝网压裂的概念、适用的储层条件和作用机制等进行了简单的介绍, 对当前常见的净压力控制技术、端部脱砂压裂技术、水平井多段压裂技术和层内液体爆炸压裂技术等进行了分析, 为低渗透油气藏实现预期的缝网压裂增产奠定了理论基础。

摘要：在对低渗油气藏进行改造时, 由于储层基质向裂缝的供气能力较差, 单一的压裂主缝无论导流能力和缝隙多长, 都难以实现预期的增产效果。缝网压裂技术具有低渗透、低孔隙度和不含天然裂缝储层的优点, 可以利用储层两个方向水平主应力的差值与裂缝的延伸静压力之间的关系实现储层基质向人工裂缝供油气能力的提高, 实现近井以及远井地带的缝网效果, 实现预期的增产改造效果。本文结合实际的工作经验, 对低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术的设计思路、应用条件和方式进行了分析, 对其中的关键技术进行了简单的介绍, 以供相关的工作人员参考。

关键词：低渗透油气藏,改造,缝网压裂技术

参考文献

[1]李传亮.射孔完井条件下的岩石破裂压力计算公式[J].石油钻采工艺, 2011, 24 (2) :372-378[1]李传亮.射孔完井条件下的岩石破裂压力计算公式[J].石油钻采工艺, 2011, 24 (2) :372-378

[2]李传亮, 孔祥言.油井压裂过程中岩石破裂压力计算公式的理论研究[J].石油钻采工艺, 2010, 22 (2) :542-544[2]李传亮, 孔祥言.油井压裂过程中岩石破裂压力计算公式的理论研究[J].石油钻采工艺, 2010, 22 (2) :542-544

[3]曹言光, 刘长松, 林平, 等.应用断裂力学理论建立油气井压裂时岩石破裂压力计算模型[J].西安石油学院学报:自然科学版, 2010, 18 (4) :36-37[3]曹言光, 刘长松, 林平, 等.应用断裂力学理论建立油气井压裂时岩石破裂压力计算模型[J].西安石油学院学报:自然科学版, 2010, 18 (4) :36-37

低渗透砂岩油气藏第7篇

低渗油气田压裂的优化设计开展需要油气田压裂井进行预测和评估工作。常用于压裂井生产性能评价的方法有数学模拟法和电模拟法。数学模拟法的内容一般先对油气田的裂缝状态做较为合理的假定工作, 随后在这个基础上把裂缝生长的长度和出压以后的油气产量做既定的工作。电模拟法的主要内容是, 先将油气田产量的增产倍数曲线测定出, 呈现出的曲线图像的相应走势所表明的显现便是为低渗透层压裂的优化工作做参考。

2 优化案例研究

水力裂缝改良方式和压后产能评定方法被称作是数值模拟法, 有一研究报告也对数值模拟法做了相应的研究, 在对某一低渗透油气田开展水力裂缝的导流性能进行相应的改良工作时, 应用于优化工作输入的相应参数有如下的具体数值:输入1 g/cm3的水密度, 0.844g/cm3的油密度, 1.510-3g cm3的气体密度, 0.5 m Pas的水粘度, 410-5M P a-1的水压缩数值, 6.84 MPa的泡点压力数值, 710-5M P a-1的岩石压缩数值, 生成11.6%~12.7%的孔隙度, 0.510-3μm2的油气渗透率, 300300 m的反九点井网, 最后生成120m的裂缝长度值, 裂缝的导流能力被优化到10~45μm2c m.再从优化的结果显示图上得出, 如果裂缝的导流能力在25μm2c m以下, 油气田作用于压后的石油产量会随着导流能力的增加而有所增长, 如果裂缝的导流能力增长到25μm2c m以上后, 产量增长的模式就会趋于平缓, 由此可见最为适宜的导流能力应当设定为25μm2c m, 因此25%~30%的平砂液是最为合适的施工数值。

经过多年的压裂实践经验中总结出:用于低渗透油气田的施工技术在高砂液比应在35%以上, 裂缝内部的压力增长可以采用蜡球进行裂缝的暂时堵塞来实现。而用这种数值模拟法所算出的结果在和室内模拟方法的对比上存在很大的差异性。室内模拟法算出的数据表明, 用于研究的油气田在提高产量的优化上不需要将裂缝的导流能力进行提升。但在实际的生产作业中, 如果提高砂液的比例就能提高裂缝相应的导流能力。

3 原因分析

导致现场生产状况和室内设计优化预测的结果产生偏差的原因, 可能是因为用于研究的油气田在裂缝堵塞的方法是先开展正常的施工作业, 缓慢的将砂液比做相应的提升直至升到优化设计既定的数值后, 再停止升高工作, 把用于堵塞裂缝的材料应用上, 随后施工的压力值便会随之增高。

在对两口较为典型油气井做堵塞的施工, 并对成像曲线做分析后发现:施工工作开展到后期时, 产量和砂液间比就没有任何变化, 用于施工的压力也没有任何变化, 由此得出净压力也保持在一个不变的数值上, 但油气田的天然裂缝会呈现开裂的现象[2]。有研究表明, 如果缝内的净压力比天然微裂缝的压力临界点要大时, 天然微裂缝就能够被开启。一般情况下, 地应力的测量方式有以下的一些内容:对压裂进行检测后再标明地应力的大小;将油气井的相应资料检测出, 再进行地应力的计算统计工作;采用经验公式的手段对地应力进行计算;采用岩石学的手段对地应力进行计算。

此次研究所采用的是经验公式的手段对地应力进行计算, 得出参数有:22.6 MPa是所计算出的最小地应力值, 最大地应力值为25.3MPa, 垂直方向的应力值为33.2MPa。

从此次研究的相关数据资料进行推断工作后, 施工呈现出的天然裂缝开启状况是由高砂液比和蜡球堵塞裂缝共同作用的结果。文中主要是通过使用数值的模拟手段来研究加强微裂缝的沟通工作从而对压后产量产生影响[3]。

对施工中裂缝内净压力和砂液比的研究用裂缝模拟软件来实现, 从此次实验的数值图表中得出, 如果施工中的砂液比超过30%时, 净压力就会高出4.7MPa。如果在选用蜡球做裂缝的堵塞工作后, 净压力也会随着增高。由此可见净压力的增高可以由这两种方法去实现, 从而实现对天然裂缝的开启作用。

天然裂缝张开对压后产量的具体影响可以用数值模拟手段来进行研究。先将微裂缝张开的大小进行设定, 此次研究的数值分别是0 m2和50 m2 (1m150 m) 、2250m2 (15150 m) 、4500m2 (30m150m) , 裂缝的孔隙度是0.12%, 渗透率是800μm2。实验中发现微裂缝呈现张开的状况后, 压后产量上升的速度就会越来越显著, 且面积越大产量增加的程度就越显著。由此可见压后产量的增产可以通过对砂液比的提高和开展相应的裂缝堵塞施工来对净压力进行提升后, 促使天然微裂缝得以更好的张开, 从而达到增加产量的目标也是在低渗油气田上较为良好的优化技术使用手段。

4 讨论

直至目前在国内油气田的勘探中已经发现有23%的地区都是低渗类型的油气田。而在低渗油气田的生产作业开发上将水力压裂技术应用到其中是最为合适的开发手段。针对这种油气田开发方式, 笔者于此制定出一条较为合适的裂缝优化方法:先对开发区域的地应力进行检测并计算出后, 再按照相应的方程式将开启微裂缝所用到的净压力计算出;随后再按照所求得的净压力数值大小, 对砂液比值做明确工作, 随后对净压力的提高是否还需要对裂缝开展堵塞来实现做判断;最后按照求得的砂液比将裂缝的导流能力进行确定工作, 裂缝优化工作的开展就基于这个基础进行, 其次是油气田产量的预测工作[4]。

应用文中提出的方式开展裂缝的优化工作时还需要注意到两个比较重要的细节:其一, 按照地应力的最小最大水平值对天然裂缝开启的临界压力点做相应的计算工作, 因此务必要把最小最大的地应力水平值准确求取出, 数值求取的方法需要应用室内试验和现场小型的实际检测来共同开展。其二, 将平均砂液比对裂缝导流能力大小的做统计, 随后根据数据显示的相关信息来对裂缝的导流能力进行优化辅助工作。

5 结论和建议

从此次研究中发现对高砂液比的施工可以促进高净压力增高, 进而实现天然微裂缝的开启工作, 低渗透油气田的生产产量也能因此得到相应的提高。在制定出相应的低渗油气田优化策略时, 必须先开展相应区域的地应力进行检测, 并作出数据的分析, 从而根据数据显示的具体情况确定出促使微裂缝开启的临界净压力大小, 随后按照施工砂液比和实际净压力之间的相互作用关系来决定平均砂液比的数值, 从而得出裂缝所具有的导流能力大小, 最后再开展裂缝长度的优化工作。

在应用文中所提出的方式进行优化时一定要应用室内和现场实际试验相互结合的手段来获取地应力的最大最小水平值;只有获得较为精准的支撑导流能力信息后才能开展时间较长的导流测验。在验证所得信息确实能够很好的压后产量增长后, 才能开展真正的施工生产作业, 而在之后进行的生产中, 对天然裂缝进行支撑开启的数值应该延用在之前现场实验所得具体数据。

参考文献

[1]丁云宏, 胥云, 翁定为, 蒋廷学.低渗透油气田压裂优化设计新方法[J].天然气工业, 2009, 13 (9) :227-229

[2]何青琴, 杨永全, 何世明, 刘永存, 等.低渗透油气田重复压裂诱导应力场模拟研究[J].天然气技术, 2010, 34 (2) :58-61

[3]文田.我国低渗透油气田水平井分段压裂技术取得突破[J].石油钻采工艺, 2011, 12 (11) :118-120

低渗透砂岩油气藏第8篇

低渗透气藏一般都具有低孔低渗、裂缝发育、高毛管压力、地层压力异常、岩石致密、高损害潜力等工程地质特征。低渗透气藏的储层特征决定了实施增产改造是其经济开发的必然选择, “后天易损害”特性又对各项工程作业的储集层保护能力提出了严格要求。

1 国内低渗透气藏增产技术现状

1.1 主体工艺技术

1) N2增能压裂技术。对于低压低渗气藏, 应用低残渣易返排的N2增能压裂技术, 提高压裂效果。优质低损害N2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强, 流变性能、携砂能力好, 低滤失、破胶快、低损害等特点。该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储集层的物性条件, 增加排液时的地层能量, 提高了压后压裂液返排率, 取得了显著的单井增产效果。该技术在大牛地气田上古生界气藏改造上得到了广泛应用, 从应用情况分析, 压裂液的返排比常规压裂返排快, 各井均提高了自喷量, 缩短了排液周期, 达到了少进液、快返排、低损害的设计要求, 大大提高了压裂改造效果, 压后平均单层气产量提高2倍以上。2) CO2泡沫压裂技术。许多低压低渗水敏、强水锁储层改造不适合采用纯水基压裂液压裂, 采用CO2泡沫压裂技术。CO2泡沫压裂技术具有返排率高、地层伤害程度小的特点。随着低渗透低压气藏的逐步投入开发, 地层压力会越来越低, CO2泡沫压裂会得到越来越广泛的应用。近几年, 国内长庆、大庆、辽河、吉林等油田也开展了泡沫压裂。在吉林油田合5井25号层, 压后日产气14.27×104m 3, 产量提高了7倍;长庆油田上古生界气藏埋藏CO2泡沫压裂19口井, 压裂后全部试气, 其中14口井达到工业气流。3) 致密气藏大型压裂技术。大型压裂明确定义为:大型水力压裂施工至少用227.5-2275m3的压裂液, 400~600t (4540~454000Kg) 的支撑剂, 造缝面积≥1.858×104m2, 支撑缝长300-1100m。其技术要点主要有:a.通过小型测试压裂获得准确的滤失系数;b.压裂液具有很强的耐温耐剪切性能;c.缝高控制技术;d.大排量技术;e.压裂液破胶返排技术。4) 水平井分段压裂技术。国内水平井分段压裂的工艺技术方法, 主要以下几种工艺技术:液体胶塞隔离分段压裂技术 (化学隔离技术) 、水平井双卡上提压裂多段技术、封隔器+机械桥塞分段压裂技术、环空封隔器分段压裂、限流分层压裂技术、多级管内封隔器分段压裂技术、连续油管带底封水力喷砂射孔环空加砂分段压裂技术以及射孔+易钻桥塞联作分段压裂技术。在吉林油田, 由于井比较浅, 大部分水平井采用环空分段压裂技术, 已在扶平1井、扶平2井等23口井上实施分段环空压裂施工41段, 施工均达到设计要求, 施工成功率100%。长庆油田自1993年在安塞油田第一口水平井—塞平1井成功实施分段压裂以来, 按分段工艺统计分析了86口水平井压裂, 其中填砂打胶塞分段压裂7口井17层段, 水力喷射分段8口井, 封隔器或封隔器桥塞组合压裂71口井。封隔器分段压裂的施工井数较多, 改造后的产量为邻井直井日产量的3倍左右。5) 碳酸盐岩加砂压裂技术。碳酸盐岩加砂压裂是世界级难题。目前国内基本上形成了一套比较完善的碳酸盐岩加砂压裂技术, 主要体现在;a.在建立了存在缝洞条件下裂缝扩展和延伸的数学模型。定量评价了天然裂缝、孔洞体对水力裂缝扩展的影响。b.在高闭合应力条件 (100MPa) 下, 开展了考虑压裂液伤害、支撑剂嵌入等影响导流能力实验, 定量研究了支撑剂组合的导流能力。c.考虑到天然裂缝开启压力的影响, 建立了天然裂缝效应的滤失计算模型, 研究并试验了降滤防堵措施, 取得了良好的工艺效果。

2 低渗透气藏改造技术发展趋势

2.1 新型改造材料技术。

低固相残渣或无固相残渣、低滤失、易返排、低成本、易操作是总体要求。在压裂液研究上, 需做以下工作:进一步降低清洁压裂液的成本和提高耐温性能;各种压裂液体系的化学成因及微观伤害机理研究;压裂液携砂和支撑剂沉降的微观机理分析;改变相渗的压裂液体系研究;清水压裂液体系研究。支撑剂上需加强回流控制方面的研究;如可降解树脂技术;长期裂缝导流能力的影响因素的量化研究;超低密度、低密度支撑剂研发。在酸化酸压方面, 继续加强地面交联酸研究, 要开展VAD清洁自转向酸研究。

2.2 工艺技术研究

低渗气藏高效优化增产改造技术方面:气藏储层特性, 井网匹配与改造工艺技术匹配的研究 (气藏压裂工程研究) ;低渗气藏分层改造技术、二次改造、重复改造技术;深层高地应力低渗气藏改造技术;低渗碳酸盐岩储层 (三类储层) 深层改造工程技术 (地面交联酸与灰岩加砂压裂技术) ;气藏改造优化设计、实施与评价技术。

低渗油气水平井及复杂结构井压裂酸化改造技术研究, 包括:直井开发、水平井开发产能比较研究;低渗透油藏水平井改造前后产能预测技术研究;水平井、及复杂结构井改造射孔方案研究;水平井分段改造方法与工艺技术优化研究;水平井分段改造的现场实施工艺技术;水平井、及复杂结构井增产改造的低伤害工作液体系;水平井、及复杂结构井压后效果与施工评价技术研究。

压裂酸化改造新技术应用研究, 包括薄互层 (多层) 连续油管压裂酸化改造技术研究;适用于深层异常高压的加重泡沫酸酸化压裂技术研究;裂缝型低渗气藏活性水 (胶化水) 超低密度支撑剂压裂技术。

3 对低渗气藏改造的建议

1) 复杂储层改造技术与储层的适应性:针对深层火山岩、砂砾岩、凝灰岩、碎屑岩等复杂岩性低渗气藏特点, 研复杂储层改造技术与储层的适应性。在储层评价、材料优化、裂缝起裂及延伸机理、射孔方案优化、工艺参数设计、裂缝诊断及压后效果评估方面, 需研究不同的针对性措施及适应性。

2) 新型压裂材料研究与应用需加强压裂液和支撑剂体系的研究。