低渗油田的效益开发（精选7篇）

低渗油田的效益开发 第1篇

关键词：采油方式,油田开发,提升效益

1 油田的开采方式

一般的油田开采方式主要有人工举升和自喷采油两种不同的方法, 但是由于目前我国的油田呗开采的已经很多, 而且自喷采油队客观的条件要求比较高, 譬如首先油层要好, 而且油井的压力也要高, 这样的条件下油气才能自动喷到地面表层。而目前我们所遇见的情况大都是油层的物性很差, 而且油井的压力也很低, 地层本身的能量不足以把油气举升到地面表层, 所以我们在实际操作中采用较多的还是人工举升, 运用人工补充所需的能量。下面我们就分析一下经常用到的人工举升采油的方法:

1.1 有杆泵采油

目前国内外最普遍的采油方式就是有杆泵采油, 而在我国国内运用有杆泵采油方式的油田开采占据总数的90%左右, 因为有杆泵采油的方式不仅运用的设备简单, 而且投资也不高, 适应性很强, 并且管理起来也很方便, 因此被运用的就很广泛。无论是从二三百米的浅井还是到三千米的深井, 采油的产量从一天几吨到一二百吨等都可以应用。在设备制造方面, 无论是从井下抽油杆到抽油泵, 还是地面抽油机的应用, 我国国内的产品早已经成套化, 系统化, 能充分的满足油田的开采生产需求。但是这种开采方式的不足就是针对日产二百吨以上的油井就不是很适合。

1.2 无杆泵采油

所谓的无杆泵采油方式就是包括水力活塞泵的采油和潜油电动离心泵采油这两种。一般潜油电动离心泵主要是通过地面的电源, 电缆和控制屏, 还有变压器将电能传送给位于井下的潜油机电, 让潜油机电的运转带动多级离心泵的旋转, 最终把地在的油举升到地面上来。

2 油田开发存在的问题

在油田的采油过程中主要有以下的问题:

水井释放压力的时候, 由于内外的压力处于平衡的状态, 因此胶筒会由原来的胀大的状态缩回成原来的状态, 而且由于胶筒的经常性的收缩, 膨胀, 再加上工作条件的恶劣, 所以采油的过程中就很容易出现问题。

2.2 抽油的选择方式

目前世界上的机械才有方法中深井泵和游梁抽油机占有了很大的比重。但是针对一些高产井, 中产井, 斜井, 深井以及其他形式复杂的井, 一般多采用气举的方法。但是有些处在寒冷的沼泽地带的新油田, 譬如西伯利亚地区的原油粘度比较低, 而且稀井网单的产量又高, 所以就采用有杆泵的方式, 但是在这个方法的实施过程中不仅安装的周期长, 需要耗费一定的时间, 而且维修起来也是比较麻烦, 需要的管理人员多等诸多的问题。我国目前的采油方式选择还是比较单一, 如果继续提高生产的压力差, 就需要改变机械的采油方式。

2.3 采油中的防砂问题

在采油的过程中, 防砂问题也是很重要的一个方面。目前的防砂工作还是存在有一些问题, 譬如在钻开油层的泥浆, 射孔压井液等方面都会关系到是否破坏油层结构, 如果这些问题处理不好, 便会影响以后防砂的成功率。在打开油层的泥浆时一定要保持好油层的结构, 减少出砂是非常重要的, 因此, 要求打开油层的泥浆需要具有特低的过滤性, 如果过滤性失衡, 能稳定井壁, 以防地层的坍塌。在防砂的方面, 我们一直抓的不是很紧, 所以总会出现问题。但是后期的防砂工作和复杂性是远远要大于先期的防砂工作的, 我们更不应该放松对后期防砂的研究。如果先期的防砂要是失效, 油田在见水后就会大量的出现砂, 而且后期的油层结构也已经破坏, 甚至有的油层已坍塌, 有的夹层也会坍塌, 上述的种种原因增加了防砂的艰巨性和复杂性。

3 提升油田综合开效益的采油方式

细分为主要内容的注水结构的调整, 以不同层的不同注水方式进行分析研究, 加强井与井之间的互补关系, 对注水开展周期检测工作, 以确保注水工作的精准, 真正提高分层注水的效率。

3.2 降低用气消耗

近几年来, 我们运用的传统采油方式造成了大量的用气消耗, 因此, 我们应该改进原来的生产工艺, 转变采油的模式, 努力地把集输系统的用气降到最低。我们可以采取节能技术改变和改变集输系统结合的方法, 节约大量的天然气, 降低生产成本, 从而真正的实现提升油田综合开发的效益。

3.3 做好三个及时

在采油的过程中使用的气举、电泵等采油方式, 一般都存在有高液量、注水无效循、高含水环等问题, 而系统效率低, 能耗高等是越来越不适应油田的开发需要。因此为降低油田的能耗、提高注水开发效益、改善水的驱效果, 技术人员需要从深化油藏的认识开始, 开展低效无效注水井调查和动态的具体分析, 科学并合理的制订一套水井低效无效的治理技术方案, 并且做到及时发现、及时分析、及时治理的“三个及时”。对于注水井对应油井特高含水和超注等原因使得注入水利用率较低产生的低效注水量, 可以优先采取先关停、然后控制、最后调配等简单措施进行治理。

4 结语

油田在开发的过程中涉及的范围很广, 需要解决的问题也有很多, 本文主要是从我国油田的开采现状, 以及目前的存在问题, 尤其是分层注水的问题等, 最后提出精细做好分层注水, 降低用气消耗, 做好三个及时这些解决的措施。本文的文字有限, 所以涉及的范围有限, 只是捡其中的重点进行分析。

参考文献

[1]尹志红, 李大鹏, 巩艳芬, 鹿强.人工举升方式技术适应性组合评价[J].科技创业月刊, 2011, (08) .[1]尹志红, 李大鹏, 巩艳芬, 鹿强.人工举升方式技术适应性组合评价[J].科技创业月刊, 2011, (08) .

低渗油田有害气体的生成机理研究 第2篇

H2S对金属、非金属有腐蚀作用, 一般表现为氢脆破坏。它会造成井下管柱的突然断落, 地面管汇和仪表的爆破, 井口装置的破坏, 甚至引发严重的井喷失控或着火事故。另外, H2S还会导致密封件的失效。

1.1 油田生产中H2S主要来源:

(1) 原油和天然气中溶解有H2S。

(2) 来自辅助作业或检维修过程。

(3) 水池管道中长期注入含氧水, 导致水池中的溶液酸化产生H2S。

(4) 地层中含硫矿物在高温下反应生成H2S。

(5) SRB在油层条件下将硫酸盐还原成H2S。

1.2 硫酸盐还原菌在井下环境产生H2S

H2S的成因可分为生物成因、热化学成因和火山喷发成因等。硫酸盐还原菌是一种厌氧型微生物, 它在无氧或极少氧条件下, 利用有机物作为碳源, 并利用细菌生物膜内产生的氢, 将硫酸盐还原成硫化氢。

微生物降解烃类要分两步进行。首先, 好氧微生物降解烃类, 产生有机酸。之后, 厌氧的S R B利用有机酸而不是烃类作为其碳源和能源来生长和繁殖的。然而, 近年来的实验发现, S R B能直接利用原油作为其唯一的碳源和能源。显然, 有必要通过进一步的实验来加以研究。

1.3 其它环节H2S气体的生成

(1) 酸化施工酸液中的H+和由于还原细菌作用硫酸盐类被还原的S2-相遇发生反应产生H2S。

(2) 钻井作业中热作用于油层时, 石油中的有机硫化物分解, 产生H2S。石油中的烃类和有机质通过储集层水中的硫酸盐的高温还原作用也可以产生H2S。通过裂缝等通道, 下部地层中硫酸盐层的硫化氢窜入油气中, 也可能是产生H2S的一个原因。并且某些钻井液处理剂在高温分解作用下, 也可以产生H2S。

(3) 注水操作在注入液体中的硫酸盐分解细菌带来的对地层的污染, 能在地层中产生硫化氢气体并使整个生产过程中增加H2S含量。

2 高能气体压裂中C O气体的生成机理

对于CO的来源, 国内蒲春生教授等人通过研究初步认为低渗油田储层本身与CO的来源没有关系, 通过实例分析, CO气体是爆燃压裂过程中火药在井下高温高压缺氧环境中经过一系列化学反应而产生的。

2.1 高能气体压裂弹燃气成分测试研究

采用密闭爆发器测试技术模拟HEGF在石油井下高温高压下释放高温、高压气体的作功过程, 建立红外光谱测试技术对燃气成分进行定性、定量分析, 研究高能气体压裂弹产生危害气体的机理和过程。

2.1.1 样品

选用7个厂家生产的HEGF, 样品编号为1-7, 选用不同地区的油井中的石油气。选择了厂家的产品分别与石油气体混合样品、特殊厂家的产品与原油混合进行密闭爆发器检测生成气体试验。试验前将样品刮成粉末, 以保证样品在密闭爆发器中均匀、充分燃烧。

2.1.2 气体检测试验

气体检测仪器型采用美国Nicolet公司NEXUS 870型傅里叶变换红外光谱仪, 通过对燃气成分中气体进行检测, 研究C O的来源。

2.2 HEGF中CO气体生成化学反应分析

石油气和汽化的原油在井下高能气体压裂弹产生的高温高压缺氧条件下可发生二次反应生成CO。当高能气体与近井带原油及伴生气接触时, 原油表面立即与一部分高温空气/蒸汽发生热解反应 (即不完全燃烧反应) , 生成CO和CO2, 并释放大量的热。其反应如下:

其次, 油田伴生气、原油的轻质烃类等在600到800℃及催化剂作用下与水蒸汽作用, 会发生以下反应:

以上反应的产物继续按照反应 (7) 进行水蒸汽转化。同时还发生以下平衡反应

可见, 随着原油烃碳原子数增加, 烃类水蒸汽反应中间产物增加, 反应更加复杂。这些反应随着温度的升高会达到平衡, 而且会有更多的CO和H2产生。

3 结论

(1) SRB与烃氧化菌一样具有降解石油烃的能力, 实验显示S R B能够直接利用原油产生H2S气体, 微生物硫酸盐还原作用是H2S产生的机理。

(2) 高能气体压裂配方本身是产生一氧化碳的直接因素。

(3) 高能气体压裂时高温气体在高压缺氧条件下与石油伴生气或原油发生二次化学反应生成CO等有毒气体为热解反应和催化反应共同的结果。

参考文献

[1]向廷生, 万家云, 蔡春芳.硫酸盐还原菌对原油的降解作用和硫化氢的生成[J].天然气地球科学.1997, 15 (2) :171-173.

[2]秦文龙, 蒲春生, 肖曾利, 宋向华.高能气体压裂中CO生成及井口聚散规律研究[J].油田化学.2007, 24 (2) :130-140.

低渗油田的效益开发 第3篇

关键词：潜油电泵,采油技术,低孔低渗油田,应用

1 潜油电泵采油技术的概述

潜油电泵机系统包括潜油电泵测试装置、保护器、潜油电机、多级离心泵、变压器、控制屏等, 其中还有较多的元件, 如电缆卡子、泄油阀、单流阀、大小头、扶正器、接线盒等, 在油井开采的过程中, 潜油电泵机处于工作状态, 潜油电机发挥自身作用, 将机械能传输给潜油泵, 使潜油泵叶轮不停的旋转, 从而将井中的原油输送至地面集油系统。潜油泵的工作原理是首先保证潜油泵自身的湿润, 最好充分浸没在液体中, 一旦潜油电机开始工作, 潜油电机驱使潜油泵轴、叶轮飞速旋转, 叶轮叶片带动叶轮流道中液体不停的转动, 液体在惯性的作用下, 随着叶轮叶片的转动方向, 逐渐流至叶轮外缘。此时叶轮流道中的液体还处于流动状态, 已达到叶轮吸入口处的液体, 就会被叶轮外缘的液体所吸引, 随之液体完全进至叶轮外缘。在叶轮旋转的过程中, 会对液体产生力的作用, 让大部分液体流出叶轮, 此时液体压能、液体动能同时增加, 已流出叶轮的液体将会进入导壳压出室, 这部分液体就会被放置在压出室内。如果在这时减慢液体流动速, 将液体动能转变成压能, 被放置在压出室的液体就会进入导壳吸入室, 以满足叶轮抽汲, 直至完成整个潜油电泵机系统的分级过程。液体在流经泵中叶轮、导壳时, 液体压能就会增加一次。随着压能的增多, 就会给潜油泵造成一定的压力, 完成井内液体的抽送。

潜油泵对环境的要求较高, 油井温度最好高于五十摄氏度, 低于一百八十摄氏度, 通常在井温低于九十摄氏度时, 需要在O型密封圈上使用丁睛橡胶, 叶轮装置止推垫片, 在玻璃布板加上酚醛层, 在井温高于九十摄氏度时, 需要在O型密封圈上使用氟橡胶, 温度控制在一百七摄氏度左右, 叶轮装置F4聚苯止推垫片, 温度控制在一百五摄氏度左右。由于在油井开采的过程中, 潜油泵充分浸没在液体中, 油井内存在较多的化学气体, 这些气体会对潜油泵运行产生一定的影响, 一旦含气量达到一个固定额度时, 就会发生气锁, 此时就无法保证潜油泵的安全稳定运行, 更有可能导致电机负载出现剧烈的反应, 因此在潜油泵装置油气分离器是很有必要的。潜油泵在油井采集的过程中, 要求井液含砂低于百分之零点零五, 才能进行抽汲。

2 复杂油田井况下潜油电泵机组的应用与防护

潜油电泵机系统在运行的过程中, 常见的问题有防砂油井出砂, 由于潜油泵对运作环境的要求较高, 井液含砂在低于百分之零点零五时, 潜油泵才能进行井液抽汲工作, 一旦井液含砂高于百分之零点零五, 就会造成潜油泵磨损, 致使加电机负荷加大。随着磨损严重程度的增加, 甚至会出现卡泵, 导致潜油电泵机组的无效性。潜油电泵机系统在制造时, 应加强抗砂蚀工艺的设计, 来提高潜油电泵机的耐磨性与硬度。由于潜油电泵机在工作的过程中, 是向井下抽吸液体, 因此, 在设计机组结构时也要充分考虑到液体流向上这一特性, 以加强抗砂蚀性为主, 降低机组磨损程度。考虑到潜油电泵机组长期处于油井高温高压环境下, 机组浸没在液体中, 长久发展下去, 机组内部、外部就会形成较厚的结垢, 尤其是含二氧化碳高、含蜡质胶质高的油井, 机组结垢更快、更厚。由于机组结垢, 致使电机无法散热, 更容易堵塞各管道, 例如泵、分离器等流道, 给抽吸液体带来一定的影响, 导致产液低下, 加大了泵的轴功率, 会造成电机的损坏, 更有可能烧毁电机, 因此, 要加强潜油电泵机的防垢措施。在实际的油井生产中, 最常用的防垢措施是在油井中加入防垢剂, 在机组表面采用防垢材料, 此种防垢措施有利于改善机组结垢情况, 延长机组使用时间。由于油田水质存在较多的腐蚀质, 长期浸泡在油井下的潜油电泵机组必然会受到一定的影响, 对机组进行防腐蚀措施也是很有必要的, 可在机组表面涂防腐材料。

3 潜油电泵井系统管理

潜油电泵采油是集科学性、完整性、系统性为一体的工艺技术, 潜油电泵机是油井生产的关键设备, 其设计、制造、施工、养护等与油井生产有着密切的关联, 为保障潜油电泵机使用寿命, 可从电泵生产制造质量、施工质量、日常管理等方面, 对其进行保护, 只有做好制造、施工、管理工作, 才能提升潜油电泵机使用寿命, 减少生产成本, 保证油田生产效率的提高。

潜油电泵系统工程管理是指在油井开采的过程中, 对潜油电泵采油的设计、施工、运行方式等方面进行管理, 充分调动各大环节的工作, 实现潜油电泵采油工作的有效衔接, 优化系统组织与结构, 达到对潜油电泵系统工程的管理。潜油电泵系统工程包括油井工程设计、选泵设计、施工、潜油电泵井投产、潜油电泵井管理。最后一个环节是总结与分析, 通过上述环节的相互配合, 提高电泵系统的运行效率。下面四点是潜油电泵生产分析的要素, 第一点, 合理的油井工作制与生产压差, 油井系统效率的优良, 生产过程中是否充分发挥油层作用, 油井产能与泵额定流量是否一致;第二点, 油井产能的变化, 抽油后采油指数的改变与变化原因;第三点, 井下机组工作状况, 产量是否在预期值以内;第四点, 使用潜油电泵抽油的前后变化与效果。

4 潜油电泵采油技术在低渗透油田的应用建议

4.1 地层压力保持水平

由于低渗透油田储层物性较差, 启动压力起落较大, 通过高地层压力才能释放出压差采油的最大效用, 采用潜油电泵采油技术, 可有效减少油井井底流压, 一旦地层压力小于饱和压力, 地层流体就会因为脱气而逐渐分流, 从原本的两相转变为三相, 油相渗流阻力也随之加大, 不利于采油。高气油还会对潜油电泵产生一定的影响, 甚至会危害到机组的稳定运行。只有地层压力稳定, 才是保证采油效率的关键。

4.2 潜油电泵有助于实现弱差层的利用

在潜油电泵采油的过程中, 可减少油井井底流压, 使生产压差得到提高。当潜油电泵采油在低渗透油田应用时, 将油井井底流压减少至二兆帕斯卡以下, 避免干扰各层间的薄差油层, 提高了弱油层的利用率。

4.3 采用潜油电泵改善近井地带的渗流条件

大压差生产有助于加快流体的渗流速度, 井壁周围渗流也逐渐增大, 随着地层流体速度的增加, 过快流的体渗流速度造成地层的缝隙或断裂, 地层砂岩结构必然会受到一定的影响, 胶结物则会自动剥离、脱落。在低渗透油田生产中时常会发生这样的情况, 经大量的研究理论证实, 在注水井注水时往往会受到高压、高速流的影响。油井周边地带渗滤情况得到改善, 加大了地层渗透率, 进一步为采油创造了条件, 通过潜油电泵采油技术在低渗透油田的应用, 发现潜油电泵可降低井底流压, 改善油井周边地带渗滤情况。

5 结束语

综上所述, 潜油电泵提液采油技术在低渗透油田的应用, 控制了井底流压, 使弱油层的利用率得到提升, 值得广泛应用。

参考文献

[1]王倩.潜油电泵井生产系统优化设计[D].大庆石油学院, 2010.

[2]郭俊凯.数控往复式潜油电泵采油技术应用[J].化学工程与装备, 2010 (4) .

[3]梁辉.潜油电机测试装置性能研究[D].东北石油大学, 2011.

[4]陈世成.试论油田中潜油电泵技术的应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2013.

低渗油田的效益开发 第4篇

一、低渗油田注水能力下降成因分析

(一) 技术人员没有按照特殊地质条件要求进行注水

在低渗油田注水工程中, 有些技术人员明明已经知道了这一油田属于比较典型的低压油田, 但是, 这些技术人员还是没有将低压条件进行考虑, 这样也就增加了低渗油田开采的难度, 并且使其不能够进行设备安装, 因此, 我们只有对其进行高效、持续的注水, 才能够将低渗油田进行有效的开发。还有的技术人员不能够对油田进行及时的注水, 由于低渗油田注水工程主要受到油田地质和沉积砂体的各种影响, 这样就可能会导致所注入的水很容易会沿着低渗油田的地下层河道这一方向流走, 这一现象一旦发生, 就会造成由于主项高压水量太多, 侧向会出现低压的情况, 最终会导致油田低产情况的出现, 因此, 作为技术人员, 必须要掌握好注水的时机, 这一点是极其重要的。

(二) 技术人员没有考虑油田生产形势

众所周知, 低渗油田实现自身持续稳产关键的因素就在于对其进行注水, 在我们对低渗油田进行注水和开采开发的过程中, 要求技术人员必须要将过去注水的模式进行改变, 然而, 一些技术人员并没有在低渗油田注水工程中将注水模式改变, 很多技术人员甚至根本没有认识到这一点, 这就要求低渗油田注水工程的技术人员必须要拥有灵活的思路和思维, 能够及时的根据不同油藏和不同区块进行精细注水方案的制定, 从而确保低渗油田的注水工程和开采开发工程具有有效性。

二、低渗油田注水能力下降对策

在我们对低渗油田进行注水以后, 因为低渗油田具有裂缝性, 就造成了低渗油田地底的压力很大, 所以, 我们要在对低渗油田进行开发开采过程中花费人力、物力和很长的时间来对油田的地层进行巩固, 然而, 在低渗油田注水以后, 水流一定会沿着油田的裂缝从而进入到地层中去, 这样能够使地层压力得到有效地缓解, 也会将有层间孔隙度降低, 最终使裂缝得到闭合, 降低了低渗油田的渗透率。

由于在低渗油田开采和开发的过程中, 会不断降低地层的压力, 也就使得低渗油田的地层原油开始出现脱气现象, 在油田地层压力已经下降到了饱和压力时, 原油脱气也就会逐渐的加剧, 最终一定会导致地层崩塌, 会增加地层原油密度和粘稠度, 在质量不发生变化的时候, 其体积也会急速下降, 也就使原来的原油渗流的阻力加大。因为低渗油田地层里面存在气洞, 如果出现了原油脱气, 而气体中往往会有一些油质, 这些油质在自身脱气过程中, 遇到冷空气而发生了凝固, 将气孔堵住, 也就形成了气锁, 我们也称其为贾敏效应, 这一效应的出现使得有效油流的通道减少了。当我们在低渗油田注水工程中采用了超前的注水方式, 油田中底层的压力会比原始地层的压力高, 这样能够有效地将原油物性变差这一现象进行避免, 最终保证了原油渗流通道畅通无阻, 从根本上将低渗油田油井的单井产量提高了。

结语

笔者认为, 提升低渗油田注水能力最为主要的因素在于技术人员, 这就要求技术人员必须要培养自身的创新思维, 提升自己的职业道德水平和个人素质, 对自身的工作负责, 本文中, 笔者首先从技术人员没有按照特殊地质条件要求进行注水以及技术人员没有考虑油田生产形势这两个方面对低渗油田注水能力下降成因进行了分析, 接着提出了渗透油田注水能力下降的对策, 笔者进行低渗油田注水能力下降原因分析及其对策探讨这一思考和研究的目的就在于能够为我们在低渗油田注水工程实际操作中提供一个参考, 所以, 我们要将其和低渗油田注水工程相互结合。

参考文献

[1]姜岩, 姚益轩, 廖文胜, 李晓剑, 刘超, 王立民.地浸采铀作业过程地层伤害原因分析[A].中国核科学技术进展报告———中国核学会2009年学术年会论文集 (第一卷.第2册) [C], 2009.

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[3]任晓娟, 齐银, 张宁生, 张国辉.低渗孔隙介质中低速非达西渗流特征研究进展[A].第九届全国渗流力学学术讨论会论文集 (二) [C], 2007.

[4]陶良军, 杨玲, 任晓娟.宝浪油田三工河组储层相对渗透率曲线异常原因分析[A].第九届全国渗流力学学术讨论会论文集 (二) [C], 2007.

[5]闫建萍, 刘立, 张革, 林景晔, 杨庆杰.大庆油田齐家-古龙地区扶余油层储层敏感性分析和预测[J].吉林大学学报 (地球科学版) , 2002, (03) .

特低渗油藏开发方式的优化分析 第5篇

石油是世界发展的重要能源, 更是我国发展的基础性能源。就目前而言, 石油对我国的发展、人民的生活有着重要的影响, 我国要想得到长远良好的发展, 就必须得到足够的能源支持。随着我国油藏开发工作的不断深入, 我国油田的状况变得越来越复杂, 储油量也变得越来越少, 要使我国的石油开采量满足我国的需求, 就必须对特低渗油藏进行有效的开采。特低渗油藏是指储层渗透性差、渗透率低、油藏物性差的油藏, 显然, 对于特低渗油藏的开发不能采用一般性的油藏开发方式, 并且特低渗油藏的开发工作难度比较高, 基于目前我国特低渗油藏开发工作的现状, 我国必须加强对特低渗油藏开发方式的研究力度, 探索出有效开发特低渗油藏的方法。因此, 本文将就特低渗油藏的主要特征, 对特低渗油藏开发方式的优化进行简要分析。

2 特低渗油藏的主要特征

(1) 地质特征特低渗油藏包含于低渗透油藏, 总体而言, 特低渗油藏主要有十大地质特征:第一, 整体储量大, 在我国的低渗透油藏中, 特低渗油藏占百分之五十以上的比重, 因此, 我国的特低渗油藏具有整体储量大的特征;第二, 渗透性极差, 特低渗油藏最主要的特征就是渗透性极差, 特低渗油藏的名字也是由此而来;第三, 油藏物性差, 在特低渗油藏中, 含有大量的粘土、岩屑以及碳酸盐胶结物, 孔隙度一般都在百分之二十以下;第四, 油藏类型单一, 特低渗油藏一般都存在于岩性油藏和构造岩性油藏;第五, 裂缝发育, 在特低渗油藏中经常会出现构造裂缝, 并且形状较不规则;第六, 储层非均质性严重, 特低渗油藏的孔隙度与渗透率经常发生变化;第七, 孔喉细小, 溶蚀孔发育;第八, 储层敏感性强, 特低渗油藏储油层很容易被外部干扰损坏;第九, 原油性质好, 特低渗油藏中的原油一般都具有含蜡量、凝固点高等良好性质;第十, 束缚水饱和度高。

(2) 开发特征特低渗油藏主要有五大开发特征:第一, 自然产能、一次采收率、产量低, 特低渗油藏的渗流阻力很大, 岩性密度高, 会给开发工作带来很多的问题, 从而导致产量低, 除此之外, 在开发特低渗油藏的过程中, 地层压力会越来越低, 从而导致特低渗油藏的一次采收率、自然产能低;第二, 注水压力上升快, 需要增产增注措施;第三, 稳产难度大, 由于特低渗油藏的地质特殊性, 以及特低渗油藏的亲水性, 特低渗油藏的稳产难度非常大;第四, 生产井见注水效果差, 低压、低产现象严重;第五, 裂缝性油田吸水能力强, 水驱各项异性明显。

3 特低渗油藏开发方式的优化分析步骤

(1) 理论研究对特低渗油藏开发方式的优化进行分析与探索, 首先应进行的是理论研究。对此, 应根据国内与国外的研究现状进行分析, 根据国内外学者对渗流特征以及流固耦合的研究现状可以发现特低渗油藏拥有原始含油饱和度低、束缚水饱和度高、残余油饱和度高、流动范围窄、驱油效率低等特点。

(2) 实验研究对特低渗油藏开发方式的优化进行分析与探索, 应进行实验研究。对此, 应根据实验所测出的渗透率、岩芯孔隙度、束缚水饱和度、束缚水下油最小启动压力、进行特低渗油藏注水开发实验研究与特低渗油藏氮气开发实验研究。

(3) 渗流规律研究对特低渗油藏开发方式的优化进行分析与探索, 应进行渗流规律研究。对此, 应注意对数学模型的正确建立, 根据数学模型进行理想化分析, 然后再进行特低渗油藏开发特征分析。

4 特低渗油藏的主要开发措施

特低渗油藏的主要开发措施有:第一, 采用高效复合射孔技术, 高效复合射孔技术是指将射孔、裂缝延伸、清堵造缝分别由三个独立装药来完成的技术, 高效复合射孔技术可以有效改善压裂效果;第二, 确定合理井网部署方案, 对此, 井组应注意加大井网密度, 减小井间距离, 提高特低渗油藏的采油效率;第三, 优选富集区块, 优先选择发育较好的区块进行开发;第四, 采用总体压裂优化设计和实施技术, 对水力压裂的影响进行预测, 并予以有效实施;第五, 采用深抽工艺技术, 控制特低渗油藏的产油量;第六, 注意对地层压力的控制, 特低渗油藏的地层压力极易变低, 井组应注意进行早期注水控制地层压力;第七, 注气开发, 应使用二氧化碳进行注气开发, 提高一次采收率。

5 结语

总而言之, 石油是我国发展的主要能源, 对我国国民的生活、工作都有着极为深远的影响, 就目前形势而言, 我国的石油开采量已经逐渐不能满足我国的需求, 因此, 我国应注意对特低渗油藏进行有效开发, 从理论研究、实验研究、渗流规律研究对特低渗油藏开发方式的优化进行探究。

摘要：随着我国经济的高速发展, 我国对原油的需求量变得越来越大, 为使我国的原油供应量达到我国日趋增长的需求量, 我国必须做好油藏开发工作, 实现油藏的有效开发, 我国必须探索针对特低渗油藏的开发方式, 进行对特低渗油藏的开发工作, 本文将就此对特低渗油藏开发方式的优化进行探究。

关键词：特低渗油藏,开发方式,优化

参考文献

[1]杨士君, 金平信.义34块特低渗油藏开发矛盾及潜力分析[J].管理学家, 2013, (2) :429-430.

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低渗油田的效益开发 第6篇

关键词：特低渗油田,微生物驱,菌液性能,毛管力,注入参数,现场试验

低渗透油藏基质渗透率低、孔喉尺度小，毛细管现象突出、油气流动阻力大，且黏土矿物含量高，并有天然裂缝，地层非均质严重，因此低渗透油田的有效开发是一个世界性的难题。长庆油田经多年攻关，已成功用水驱开发了低渗和特低渗油田，但水驱注入压力高、见水时间早、含水上升快、动用程度低，油田进入中高含水期后采收率仍很低[1,2]。安塞油田为三迭系延长组致密砂岩，平均空气渗透率仅1.29×10-3μm2，有效孔隙度12.4%，油井平均单井产能2 t/d，是典型的特低渗油田。目前王窑等开发区块已进入开发中后期，地质储量采出程度14.09%，可采储量采出程度68.07%，平均单井产能1.3 t/d，综合含水率59.8%[3]，注水开发采收率很低。为稳定油田产量，探索有效的提高特低渗油田采收率方法，拟开展微生物驱提高采收率先导试验。

本文对拟选用微生物菌液的洗油能力、改变岩石润湿性能力、改变原油性质能力及注入参数优化与驱油效果等进行了室内实验研究，为微生物驱油现场试验提供了理论依据和较佳注入参数，同时分析了矿场先导试验效果。!

1 样品来源与实验仪器

1.1 实验菌种及流体来源

安塞油田微生物提高采收率先导试验用菌种，分离自三叠系长6油藏产出污泥[4]，主要由产表活性剂能力较好的3株菌组成，用相同培养基在实验室条件、小规模发酵条件和工业化发酵条件下生产得3种混合菌液，分别以1、2、3号菌液表示，实验测得3种菌液浓度分别为2.95×109个/m L、8.00×108个/m L、3.70×09个/m。3种菌液浓度均较高。

实验用原油取自安塞油田，地层黏度1.91 mpa·s(44.4℃，60 r/min)，地面黏度14.15 m Pa·s(44.4℃，60 r/min)，凝固点20.77℃。实验用地层水为按安塞油田地层水矿化度配制的模拟地层水，总矿化度112 920 mg/L，水型为Ca CL2型，其离子组成见表1。

1.2 实验仪器与设备

实验主要仪器有2PB00CX型平流泵，PL203型电子天平，填砂管，PRC—905行压力变送器，101型电热鼓风干燥恒温箱。

2 菌液性能评价实验方法

2.1 菌液脱油能力实验

将基本无原油的油田产出地层砂与一定量的油田原油混合均匀并在室温下静置3 d，使原油充分吸附在砂粒上制得油砂，并计算含油饱和度。用模拟地层水配制菌种原液浓度为0%(V/V),1%(V/V),3%(V/V),5%(V/V),7%(V/V)，激活剂浓度均为3%(m/V)菌液。将实验用油砂50 g以及270 m L配制菌液加入吸水排油仪中。在地层温度44.4℃置摇床恒温培养，每12 h记录脱出原油量。

2.2 微生物对岩石润湿角测定

将光滑石英试片编号并放入原油中在地层温度下浸泡3 d，将试片表面处理为油湿。将原油处理过的试片取出，用光学投影测定方法测定接触角。将测定过原始接触角的石英试片放入菌浓度为3%(m/V)的菌液和对比水中，于地层温度44.4℃置摇床恒温培养，间隔24 h测定测定接触角[5]。

2.3 微生物作用前后原油性质改变研究

用模拟地层水配制菌种原液浓度3%(m/V)，激活剂剂浓度3%(m/V)的菌液。分别将100 m L所配置菌液与100 m L模拟地层水加入两个250 m L锥形瓶中，并向锥形瓶中各加入50 m L原油，于地层温度44.4℃置摇床恒温培养3 d。取作用前后原油进行油质、胶质和蜡含量分析，确定微生物对原油性质的改变[6]。

2.4 微生物驱油实验

微生物最终提高采收率效果必须用驱油实验加以验证，提高采收率的大小还与注入参数有关。在已确定的较佳注入微生物浓度、营养液浓度基础上，用驱油实验确定微生物注入量(注入PV数)和注入段塞组合。方法是用长35.5 mm、直径2.73 mm的岩心管和石英砂装填岩心，测渗透率和孔隙度后饱和用试验区原油和煤油配制的模拟油(44.4℃时黏度1.91 m Pa·s)，在地层温度下以目前试验区水驱速度(0.48 m/d)进行水驱，到目前试验区含水时停止水驱，分别以相同速度注入不同孔隙体积倍数的微生物菌液，然后关闭岩心管两端阀门在油藏温度下静置3天，之后打开阀门继续以相同速度后续水驱，直到岩心不出油时结束[7,8,9,10,11]。

3 实验结果与讨论

3.1 菌液洗油能力评价

菌液的洗油效率定义为一定时间内菌液所洗出的原油体积与地层砂总含油体积的比值，图1为不同浓度1号菌液浓度时微生物洗油效率与时间关系。

由图1可以看出，微生物浓度为0时，油层温度下作用5.5 d时，油砂中无原油脱出，即对比水的脱油效率为零。接种微生物后，半天不到就有原油从油砂脱出，脱出油量在2～4 d时增加很快。可见接种菌液后微生物迅速生长繁殖并产生代谢产物，使原油从油砂中脱离出来，表明所用微生物菌种有很好的洗油能力，同时也表明微生物有很好的生长繁殖能力。在接种3%～5%时，脱油效率达到较高水平，再增加接种微生物浓度到7%时，微生物最终脱油效率没有增加。可见接种3%～5%已能足够实现微生物脱油，较佳的接种菌液浓度为3%～5%。

3.2 菌液作用前后原油性质变化

以3号菌为例分析得到的微生物作用前后的原油烃组成曲线见图2。由图2可知，微生物作用后，三十以上烷烃组分含量为28.85%，减少了18.36%，而轻组分含量增加。原因是微生物能对原油进行降解，使原油长碳链组分变为短碳链组分，结果使原油黏度降低，流动性增强，尤其是含蜡较高的原油，微生物作用使蜡含量降低后，蜡不易从油中析出，有防蜡作用。

3.3 菌液对岩石及地层流体性质的改变

地层剩余油存在形式影响原油采收率，而剩余油的存在形式受油藏岩石表面性质影响，因此，岩石润湿性不同，则采收率大小不同。润湿角θ的大小可表征岩石润湿性，θ<90°时，岩石表现为水湿，θ越小表明岩石亲水性越强;θ>90°时，岩石表现为油湿，θ越大表明岩石亲油性越强;θ=90°时，岩石中性润湿[12,13,14,15]。

油藏多孔介质岩石是由无数细小的连通孔隙-毛细管组成，水驱替地层油的过程中在油水分界面间产生附加的毛管力，其大小与岩石表面的接触角密切相关，用Laplace方程表示为

式(1)中，θ为接触角，(°);σwo为油水界面张力(m N/m);r为毛细管半径(m);Pc为毛管力(Pa)。注入水驱替地层油过程中，如接触角θ<90°，毛管力Pc方向与水驱油方向相同，则毛管力为水驱油动力，θ越小，表明水驱油动力越大;θ=90°时，Pc为0，毛管力大小对水驱油过程没有影响;θ>90°时，Pc方向与水驱油方向相反，则毛管力为水驱油的阻力，θ越大，表明水驱油阻力越大。

单位面积的流体与岩石表面黏附时所作的最大功称为岩石对流体的黏附功，其大小表征液体脱离岩石表面的能力，岩石表面对水的黏附功越大，则油相脱离岩石表面的脱附功越小，注入水从岩石表面剥离原油越容易，采收率将越高，反之，采收率越低。黏附功大小受接触角大小的影响，水相的黏附功表示为[16,17]

式(2)中σow为油、水界面张力(m N/m)。因水相与油相接触角之和为180°，因此油相的黏附功表示为

因此，通过测定微生物作用后岩石表面的接触角，可确定岩石润湿性变化和微生物剥离剩余油的能力。以3号菌液为例，石英试片在对比水和菌液中接触角照片见图3。根据公式(4)计算润湿角

式(4)中θ为润湿角，(°);h为油滴高度(mm);D为油滴直径(mm)。石英试片在对比水和不同菌液中润湿角变化曲线见图4。石英试片在不同菌液中和对比水中毛管力变化见图5。

由图4可知，随微生物作用时间增长，石英试片润湿角不断降低，不同菌液其降低程度不同，但均比对比水的高，实验条件下作用6 d后，对比水对石英试片的润湿角降低31%左右，三种菌液对石英试片的润湿角降低47%～58%，表明菌液改变岩石润湿性效率高于对比水，菌液更能容易的从岩石表面洗下原油。这是由于圈闭油藏静止时，油水界面的毛细管压力是相同的，即界面曲率是常数。在菌液与油形成的两相体系中，菌体及表面活性物质在界面上发生吸附，形成具有一定黏弹性的单分子可溶膜，生物膜和岩石之间接触角与原油和岩石之间接触角不同，会导致界面曲率的重新分配，使岩石润湿性发生变化。另外，微生物附着在油滴上流动到新的位置，引起新的油滴的流动，使附着在毛细管中以及岩石角偶处残余油更易被采出。

由图5和图6可知，由于原油长期与岩石接触，油中的胶质、石蜡等有机组分吸附在岩石表面，使岩石具有亲油特性，实验开始时测得的驱油毛管力均为负值，毛管力将阻止水以及菌液进入毛细管，是驱油阻力，但水驱的毛管阻力比菌液驱的毛管阻力大。接触开始的两天，菌液驱的毛管阻力下降程度远比水驱时大，即菌液比水更容易注入地层驱油。菌液驱的毛管力从阻力变为动力比对比水要快。对比水作用下的毛管力变为正后持续增加，即在纯水作用下油水界面力在变化很小的情况下，岩石变为亲水时，水驱油毛管力变为动力并增加很快，表明长时间水驱时，水的流动速度会越来越大，造成水的指进，而菌液驱时水指进减缓。

注:fw为含水率。

对比水作用下油与岩石的黏附功有减小，表明水与岩石长期接触时黏附功也会下降，即油易于从岩石表面脱落。菌液作用下原油与岩石的黏附功比水作用下减小幅度更大，这是由于微生物大量生长繁殖，其代谢的活性剂、醇、酮、酸等溶剂迅速增加，并作用在岩石面上，这些两性物质在界面上的分布造成黏附功迅速减小，即油易于从岩石表面脱落。

3.4 微生物驱油提高采收率注入参数设计

配制菌液浓度为3%(V/V)，激活剂浓度为3%(m/V)的菌液。在目前试验区，分别以相同速度注入0.15 PV、0.30 PV、0.45 PV、0.6 PV所配制的菌液，进行驱油实验，计算采收率增值，实验结果见表2。

驱替过程中的典型采收率和含水率以及压力随注入孔隙体倍数变化曲线见图6、图7。

由图7、图8可知，水驱到目前试验区含水时，各岩心的采出程度在50%左右。此时注入微生物的量对最终采收率的增值有明显影响。对于对比实验岩心，静置3 d再水驱时不再产油，再水驱的提高采收率为0;而注入不同PV数微生物菌液的岩心管再水驱时，均有较多原油产出，注入微生物量越大，产出油量越多;注入0.3 PV和0.45 PV时提高采收率为6.28%～8.65%，注入0.6 PV时再提高的采收率不大，原因是，饱和油在平面和纵向上渗透率差异很大，进行水驱油时注入水在高渗层和同油层的高渗区域遇到的渗流阻力小，注入水在油层深部形成严重的指进，形成水流优势渗流通道后，水驱后原油采收率很难提高。微生物选择性的沉积在油藏高渗透率孔喉处并生长繁殖产生代谢产物，能够堵塞大孔道，降低其渗透率。考虑经济成本现场微生物注入量为0.3～0.45 PV比较合适。从注入压力看，注入微生物后再水驱时其注入压力比水驱结束时降低20%～70%，表明微生物驱有很好的注入能力。

4 矿场试验效果与分析

王21-3井位于安塞油田长6层系，平均日注水量22 m3，采用笼统注入方式分为五级段塞注入调剖微生物菌与驱油微生物菌剂。对应油井王22-4于7月5日见效，措施后其高峰期日增油1.04 t，日降水1.05 m3，至2013年3月累计净增油油147.69 t，累计净降水138.00 m3，其产液动态曲线见图9。

由图9可知注入微生物后，单井日产液量基本维持不变在4.3 m3/d上下波动，而含水率逐日下降，降至最低值59.6%，下降约20%，之后缓慢上升;日产油量逐日递增，至最高值1.57 t/d，增加约1.07 t/d，之后有所缓慢降低。可见现场试验的降水增油效果和室内驱油实验效果一致，同时说明微生物可用于安塞特低渗油田提高采收率。

5 结论

1)安塞王窑微生物试验区用菌液有很高的从油砂中脱油和改变岩石表面润湿性能力，脱油效率较高的菌液浓度是3%～5%，微生物6 d改变岩石润湿角比水快17%～28%;菌液与原油作用后油质含量提高3%～5%，蜡质含量降低3.1%～4.6%，胶质含量降低0.2%～7.4%，原油性质变好流动性增强。

2)微生物的较佳注入量是0.3～0.45 PV，室内实验提高采收率在8%-15%左右。

试论低渗油藏开发的现状及对策 第7篇

在国际上, 地渗透油藏并没有比较统一固定的标准, 只是一种相对的概念。在不同的国家以及不同的能源的状况, 经济, 技术等方面来决定的。相对来说变化的范围是很大的。通过了解低渗透油藏的生产的特征以及油藏的平均渗透率可将地渗透油藏分为三种不同的类型。第一种类型, 为一般的低渗透油田, 这种储层与一般的储层很接近, 地层的条件下的水的饱和度在25%~50%之间, 对于这类储层中具有工业性的自然产能。但是对于钻井和完井的作业中会比较容易的造成污染, 所以必要时对储层采取一定的保护措施。对于第二种类型来说, 属于一种特低渗透油田。这种类型的油田的储层中含水的饱和度比较大。由于在这类油田中的一部分油层具有低电阻, 因此在测井作业中增加了难度。这类储层一般状况下达不到工业的标准, 需要压裂作业。第三种类型, 属于一种致密低渗透储层, 这种储层的空隙的半径比较小, 对油气进入早成了一定的困难。这种储层和有效储层的下线比较相似, 大多没有了自然产能, 这时就需要大量的压裂作业才能够进行投产作业。

对于国外来说, 开发低渗透油藏已经有很长的时间了。在国外始终持有一个观点, 尤其对于低渗透油田中的高压的地渗透油田在刚刚开采的时候压力比较大, 天然气的能量也比较充足。应该采用自然的产能对其进行开采, 可以将无水期和低含水期时间延长。首先利用弹性的能量以及溶解气驱的能量进行开采作业, 由于在油层中的产能递减的速率比较快, 造成了采收率的大大降低, 一般状况在10%左右。进入低产期之后, 用注水的方式开采, 将注水的能量保持之后, 这时的采收率将有所提高, 在20%左右。

2 对于低渗透油藏开发的对策

经过大量的实践证明, 对于低渗透油田的开发得到广泛的应用并取得重大的经济效益的技术, 包括注水时保持油藏的能量, 通过压裂作业改造油层以及注气等。储层的地质研究以及对油层的保护措施同样也是油田的开发的主要的技术。对于开采低渗透油田的基本的对策包括:

(1) 对注水时机的研究, 在国内的低渗透油田具有的天然的能量都比较小, 弹性以及溶解气驱的采收率也比较低。因此就需要, 在开采的初期就应注水, 保持一定的地层压力的方式, 这样才能够提高开采的速率, 并提高采收率。对于弹性能比较大的以及异常高压的油田来说, 应对注水的时间尽量的推迟, 这样就可以增加污水采油的产量, 提高油田整体的开采效果。在大量的低渗透油田的开采的实践中表明, 上覆的压力变大, 就会导致渗透率和孔隙度变小, 对于这种变化也是不可逆的。所以, 对于低渗透油田应该在最初开采的时候进行注水, 使得地层压力保持在较高的状态, 使得油层的孔隙度以及渗透率变小, 进一步改善渗流条件。

(2) 对井距的研究, 在低渗透油田中, 很多注水井注不进水, 形成高压区。采油井成为了低压区, 采不出油的现象的发生。这样油田的生产就变得非常被动, 使得开采作业无法真正的进行下去。所以, 应该适当将井距缩小, 对于井网的密度合理的增大。构建一个高效合理的驱动体系。提高注水的效果, 使得油井保持稳产, 大大提高采收率。

(3) 合理注入压力的研究。对于低渗透油田来说, 大多采用高压注水的技术。在注水压力不断增大的状况下, 地层的压力也不断的增大。对开发低渗透油田造成一定的困难。怎样才能够将压力合理的注入, 这就需要对低渗透油田进行深入的研究。通过矿场实验可以看出, 一般状况下, 低渗透油田要将地层的压力恢复, 就应该将油井的产量提高并改善游艇啊的开发效果。同时, 注水的压力也可以提高, 在油层有微破裂的状况下注水, 要注意注水的压力不能够比诱发套管变形的压力大。对裂缝性的低渗透油田应该对注水的压力严格的控制, 以防超过地层裂缝张开或者延伸的压力, 造成大量的套管损坏以及油井的被水淹的危险状况。

(4) 对气驱技术的研究。二氧化碳的混相驱, 烃类气体混相驱与氮气驱。这些气驱技术大大的提高了低渗透油田的采收率, 大概提高20%左右。对于现在, 低渗透油田采收率较低的状况, 提出了相应的对策。对于注入烃类的混相驱、应在高压的状态下, 将注入的天然气和油混相, 形成混相带, 通过注入压力的增加, 混相的前缘将会向前驱扫, 进行采油工作。对于注二氧化碳, 在高压的状态下, 将二氧化碳注入油层中, 溶解在原油中, 使得原油的粘度减小, 体积变大, 增加流动性。对于注氮气, 一般适用于埋藏较深的低渗透油藏。

(5) 对于压裂开发技术的研究, 由于低渗透油藏中自然的产能比较低, 这时就需要压裂改造才能够有效的开发, 因此压裂开发技术在低渗透油田中的关键的技术。

3 结语

在国际上, 对于低渗透油藏的开发技术已经受到了重视, 并取得了很多的成果。低于低渗透油藏的开发是一项系统的工程, 涉及的方面很广, 技术性也比较强。在每个方面都需要用心去探索。

摘要：随着我国石油工业的稳定的发展, 我国的部分油田已经出现了高含水的阶段, 所以想要保持石油的稳产以及高产就必须开发一些新的油田。现在低渗透油藏在新发现的石油储量中占有很大的比例。最近几年来, 对于地渗透油藏的发现越来越多, 由此可见, 地渗透油藏在以后的石油的增产增储方面时比较重要的能源。对于低渗透油藏来说, 作为我国可持续发展的重要的能源物质。因此对于地渗透油藏的开发机研究已经成为了当今比较热门的话题。本文主要通过介绍低渗透油藏的开发的现状以及渗流的特征和在注水, 井距以及压裂的技术, 气驱的技术方面得出了对低渗透油开发的一系列的对策。针对这些探讨的实践, 对低渗透油藏在高效合理的开发作业中提供了有利的依据。

关键词：低渗透油藏,开发,现状,对策

参考文献

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