深层特低渗油藏气驱油藏工程优化措施

深层特低渗油藏气驱油藏工程优化措施

李瑞晓

胜利石油管理局有限公司  山东东营  257001

摘要:随着对油田开发程度的不断加深,新添增的石油地质储量逐渐变差,特低渗油藏逐渐成为开发的重点｡特低渗油藏具备储层岩性致密､物性差､自然产能低等特点,需要对其进行大规模的压裂改造工程｡同时,注水开发的过程中,还存在着注水压力高与注水困难的问题｡

关键词:深层特低渗油藏;气驱油藏工程; 压裂改造

0引言

油藏工程是以依据油层物理与油气层渗流为基础,来进行油田开发设计与工程分析方法的综合性技术｡其主要任务是:研究油藏与气藏在不断开发过程中所涉及到的油､气､水等物质的运动规律与替代的机理｡

1油藏简况

试验区块整体构造形态为北东走向､西南倾､箕状构造,北高南低,东西高,中部低,区内发育多条近东西向断层将其复杂化｡地层倾角较大,大于15°｡研究区内发育了三角洲前缘亚相,水下河道多期分支,呈网状,侧向迁移频繁,是一个从东南向北西扇形展开的三角洲前缘沉积体系｡水下分流河道为该区的主要沉积微相,伴生相有分流间湾､河口砂坝等,背景相有滨湖､浅湖-半深湖｡该区分流河道沉积以滨浅湖相带为背景,分流河道多次汇合､分支｡储层岩性主要以细砂岩､粉砂岩､泥质粉砂岩为主｡物性分析资料统计,孔隙度最小3.4%,最大18.6%,以10%-18%为主,平均12.7%;渗透率最小0.029mD,最大7.57mD,以0.125mD-4mD为主,平均1.62mD｡有效储层段孔隙度分布10%-20%,平均14.7%;渗透率分布0.2mD-8mD,平均1.97mD｡油藏埋深3150~3970m,油藏类型整体上为构造岩性油藏｡属正常温度压力系统,原油性质为常规稀油｡

2气驱油藏工程的设计

2.1开发层划分

通过层系划分与组合的原则:1套独立的开发层系需要具备一定程度的厚度与储存量,在经济上拥有生产的能力,满足当前采油速度与稳产年限的相关要求｡同一层系之内,因有着相同的温度､压力系统,储层物质､原油､驱动类型都很相似｡各层之间必须要具备优秀的隔层,防止对其进行注水开发时发生层间水窜的情况｡

2.2井型的设计

通过将水平井与直井进行对比,并与本地储层的发育特点进行结合来看,整体上的油层平面叠加连片,变化程度较大,纵向还具备分布薄､分散､深的特征,其层间较多数单一层薄,地域跨度大,较为适合使用直井进行开发｡

2.3排距的确定

区块在属于典型的特低渗油藏时,相应油井需要进行大规模的压裂与投产｡在部署的过程中,必须要使用到井网､注采､压裂缝系统等,在最佳位置使用,并对其构造倾向与裂缝方向､储层连接､开发方式､经济等因素进行综合兼顾,注重注采井网与距离之间的优化工作｡

2.3.1注采井网络优化

通过对国内外的注采井事件进行分析,发现在拥有较大倾角的油藏之内使用构造高部注气的方式,能够将重力稳定驱替作用完美地发挥出来｡与以往的面积注采井网相比较来看,能够在防止气体乱窜､提高气驱波和其体积方面发挥巨大的作用｡通过对相应的机理进行建模,模仿其中的数值,让注采井网的方式进行改善,逐一设计了面积反五点注气､反九点注气､线性高､低部位注气4种新型的注采井方式,对其进行实验｡

2.3.2井距排距地优化

2.3.2.1井距

首先应该考虑到储层连接的情况,再通过对区块内完钻井,多种井距连通的情况下,可以分析出在目前位置油层在平面内,同时变化程度会大一些｡统计出横切物源方向400m的井距,让其连通系数在40%左右,顺着该方向时,520m的距离连接系数是70%｡横切物源防线与井排走向相同,所以不太适用于过大的距离｡同时在相同的试验开发过程中,表示在线性注采井网之中,过于大的井距会造成动用程度不充分､生产周期较长的情况｡

2.3.2.2排距

要想确定出合理的排距,首先要考虑以下因素:一是在线性注采井网中,其井网波和间隔距离较大的时候,排距同样应随着变大;二是在对整体区块的构造特征进行考虑时,其上方应将排距的宽度适当加大,会有利于开展注气重力稳定驱替;三是在考虑储层发育的情况时,排距的设计方式应该要顺应着物源的方向,并适当的对其宽度进行加大;四是在排距逐渐变大后井网的形式便会变成矩形,进行两口井的压裂缝检测,并让其对角线的方向与裂缝方位相似,这样在一定程度上就扩大了井距离｡排距同样通过数值模拟机理模型,达到了优化的效果,在距离为210m时,分别设计出340m､380m､420m､460m等的宽度｡在排距低于420m时,采出的程度不断减小,所以确定出420m是科学合理的｡

2.3.3投产方式确定

区块内的储层中矿物含量较高,脆性指数较大,根据全岩分析的方式进行计算,在该性质达到88.8%~94.8%,平均数值为92.3%,对造缝工作非常有利｡通过对开采工作的认知,并在储层发育与井网距离合适的情况下,将大规模的缝网压裂方式应用其中,对造储层进行改善,可使单井初期的产量不断提升｡

2.3.4优化选井技术

2.3.4.1选井原则

根据当前油田的情况,再将其与近几年国内外在压裂选井层的研究数据成果进行融合,以此来确定出适合该区域｡并且压裂井层的特征参数是:跨度要在30~60m,有效的厚度是10~25m,含油饱和度为35%~60%,孔隙度14%~20%,含水占10%~50%,地层压系数是0.7~1.3,采出程度为10%~30%｡通过对其进行压裂,让产出效果不断增加｡还要确保所选井的状况良好,亚层段外没有窜槽､套变,满足一定的工艺条件｡

2.3.4.2把握最佳时机

通过压裂与油藏模拟器的使用,对增压后的增产油量和压前地层压力系数的关系进行模拟,并得出了在系数为0.7~1.3时,效果是最佳的｡在以前储层作为评估基础时,要充分考虑多种因素可能会产生的影响,并使用模糊识别原理计算出适合油藏压裂的模式,并进行定量评估,确保工作的科学与程序化｡

2.3.5耐高温压裂液体系

2.3.5.1压裂预前置液

针对不同的油气藏特点,需要研制出不相同的预前置液,以此来对地层进行保护｡低伤害压裂预前置液主要构成是:复合型黏土稳定剂､表面高活性剂､放乳破乳剂等,其平均伤害率为1.38%,空隙喉道还具备一定程度的疏通作用,提高岩芯的渗透性｡

2.3.5.2耐高温压裂液

该压裂液体系是由复合交联剂与低残渣的羟丙基胍胶进行胶连,在160℃的环境内剪切120min,黏度为97mPa·s｡在井内温度不同的情况下,加入小于0.01%的破胶剂,便能够让其黏度低于4mPa·s｡其中的残渣含量为240~280mg/L｡破胶剂水化液可与地层水随意融合,不会发生沉淀现象,还可与原油形成稳定的乳化液,在其处于90℃的高温内120min时,破乳效率能够达到95%,压裂液中放入0.3%的液体降滤失剂之后,系数为每分钟为6.02×10-4m,对岩心造成的伤害减少8.23%｡

2.3.5.3压后缝面处理技术

在压裂施工结束之后进行闭合时,还要在其中每分钟注入0.3~0.5m3的缝面处理剂,同时加快破胶过程,降低压裂液对封面与地层的伤害｡压后封面处理剂的组成是:强氧化剂､有机酸､表面高效活性剂等多种增效剂｡与常规破胶剂在80℃的环境之内对比,残渣的含量大幅下降73.1%~78.7%｡不仅如此,对支撑缝隙渗透性的效果较弱,但是导流能力提升了40%左右｡

3结束语

从文中可以得出以下结论:整体上的油层平面叠加连片,但变化并不大,纵向上具备薄､分散､深等特点,单层较薄,跨度大,较为适宜直井的开发;在地层倾斜程度较大的油藏,可使用顶部注气的方式来避免气窜的发生,将气驱波及其体积进行扩大,从而提高气驱的采收效率;面对特低渗油藏,在开工的过程中,需要在油井进行大规模的压裂投产,根据井网系统进行部署,还要进行注采与压裂系统的最佳配置｡

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