低渗透砂岩油藏渗流特征及注水技术界限研究
低渗油藏渗流机理研究
低渗油藏渗流机理研究王林明（胜利油田孤东采油厂新滩试采矿，山东东营257000）摘要：根据低渗透油田和中高渗透油田的不同，本文对低渗透油田的启动压力和渗流规律进行了研究，提出了一种建立低渗透油田两相启动压力曲线的方法，并对两相启动压力，水驱油特征的影响，油水两相渗流规律进行了分析与研究；并进行了非稳态流动实验，计算了相对渗透率曲线，分析了其特征，讨论了非达西渗流对相对渗透率特征的影响。
结果表明：油水、油气各相的启动压力梯度与驱替相的饱和度间均呈指数变化规律，气驱、水驱后期指数变化规律遭到破坏；在低渗油层中，油井见水后，产油量会迅速下降，水驱低渗油藏采收率较低；考虑非达西流后，计算的油相相对渗透率增大，水相相对渗透率减小，等渗点右移；在相同的含水饱和度下，非达西流使产水率增大，并得到了非达西渗流油水两相渗流数学模型，相对渗透率的计算公式，并进行了非稳态试验，对低渗油田的开发有指导意义。
关键词：启动压力；压力梯度；渗透率；驱替中图分类号：TE348文献标识码：A 文章编号：1008-8083（2009）03-0049-03一、引言同中高渗透率油层相比，低渗透油层具有以下几个特点：低渗透油层一般连续性差、采收率与井网密度关系特别密切；低渗透油层存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大；低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成急剧影响；低渗透油田一般裂缝都较发育，注入水沿裂缝窜进十分严重。
为了更好地开发利用低渗透率油藏，本文将从启动压力与渗流规律着手，对影响低渗透砂岩油藏开发的一些重要问题进行分析研究。
二、低渗透砂岩油藏启动压力研究1．低渗砂岩油藏启动压力梯度研究（1）测定方法及原理室内实验测定低渗透砂岩单相渗流启动压力梯度大都是测定不同驱替压差流体通过低渗透砂岩岩心的渗流速度，求得流量与压力梯度的关系，描述流体在岩心中的渗流过程再用数学的方法获得压力梯度，又称作“压差－流量法”。
低渗透油藏概述
低渗透油藏概述[加入收藏][字号:大中小] [时间:2012-03-23 来源：中国能源网关注度:3083] 摘要: 要认识低渗透油藏，我们可以从以下几个方面去进行认识：低渗透油藏的形成条件、低渗透油田的概念和低渗透油藏的主要特征、低渗透油层界限、低渗透油田分类。
为什么laowen会首先选择介绍低渗透油藏？因为在laowen看来，国内，特别是我们四川...要认识低渗透油藏，我们可以从以下几个方面去进行认识：低渗透油藏的形成条件、低渗透油田的概念和低渗透油藏的主要特征、低渗透油层界限、低渗透油田分类。
为什么laowen 会首先选择介绍低渗透油藏？因为在laowen看来，国内，特别是我们四川这个卡卡低渗透的油藏很是普遍，想什么胜利油田啊，塔河油田啊，都存在大面积的低渗透油藏，所以呢，laowen一直觉得有需求才有价值！所以我们一定要好好的研究一下低渗透油藏。
一、低渗透油藏的形成条件我国低渗透油层，形成于山麓冲积扇－水下扇三角洲沉积体系和浊积扇沉积体系，有砾岩油层、跞状砂岩(或含跞砂岩)油层、砂岩(粗中细砂岩)和粉砂岩油层四种岩石类型。
主要包括由近源沉积的油层分选差、矿物成熟度低、成岩压实作用、近源深水重力流和远源沉积物形成的油层。
二、低渗透油田的概念和低渗透油藏的主要特征所谓低渗透油田是一个相对的概念，世界上并无统一固定的标准和界限，因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，变化范围较大。
根据我国生产实践和理论研究，对于低渗透油层的范围和界限已经有了比较一致的认识。
低渗透油藏的主要特征，不言而喻，就是其渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、渗流的阻力很大、液固界面及液液界面的相互作用力显著。
它导致渗流规律产生某种程度的变化而偏离达西定律。
这些内在的因素反映在油田生产上往往表现为单井日产量小，甚至不压裂就无生产能力，稳产状况差，产量下降快，注水井吸水能力差；注水压力高，而采油井难以见到注水效果；油田见水后，随着含水上升，采液指数和采油指数急剧下降，对油田稳产造成很大困难。
特低渗厚层底水油藏精细注水研究
特低渗厚层底水油藏精细注水研究松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏位于江陵凹陷区域性大断层万城断层的升盘，其油藏类型独特：为中深层、特低渗透、厚层砂岩底水油藏，红花套组储厚度大，平均120m，储层内部泥质夹层发育，夹层较薄，一般0.2-0.8m，平面上不连续，纵向上分布不稳定，主要呈环带状分布在含油构造的东北冀。
采用一套井网开发，表现出自然递减大、能量严重不足的问题，在精细地质研究的基础上，提出了细分小层研究，将一套厚层细分为三个小层，在此基础上加强了水驱研究。
首先针对其为底水油藏，通过研究合理的避水高度，充分利用边底水能量，同时通过数值模拟研究，找出单井注水开发存在的主要问题，并通过改变注水方式、合理的注采比、水井酸化增注等调整方式实现区块注水“量”的精细。
在此基础上，通过水型配伍性研究，引入自来水做补充水源，并增加了超滤膜装置，实现分质分压注水。
标签：红花套组;特底渗底水油藏;精细注水;超滤膜松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏位于江陵凹陷区域性大断层万城断层的上升盘，含油面积1.69Km2，地质储量320.59×104t，标定采收率26.0%。
其油藏类型独特：为中深层、特低渗透、厚层砂岩底水油藏，从油藏储层物性和流体性质看属于常温常压系统下低密度低粘油藏。
红花套组储层空间展布北厚南薄、西厚东薄，储层厚度大，平均120m，纵向上整体较均质，但上部物性相对较差，平面上中东部储层物性最好，西部、北部储层物性相对较差，储层内部泥质夹层发育，夹层较薄，一般0.2-0.8m，平面上不连续，纵向上分布不稳定，主要呈环带状分布在含油构造的东北冀。
复Ⅰ断块红花套组油藏自2008年投入开发，采用一套开发层系，表现出表现出自然递减大、含水上升快等问题，本文从隔夹层作用、水驱影响因素、合理的生产压差等最因素的研究入手，通过对松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏内在规律的深入认识，探索特低渗透油藏高效开发模式。
1.松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏注水松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏开发表现出自然递减大，含水上升快，分析认为主要问题有以下三点：①是平面上儲量控制状况合理。
低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征
低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征3曾联波(石油大学油气成藏机理教育部重点实验室北京 102249)摘 要 综合分析了不同地区低渗透砂岩油气储层裂缝的发育规律、渗流特征及其控制因素,发现低渗透砂岩储层裂缝以高角度构造裂缝为主,裂缝的间距一般呈对数正态函数分布,并与岩层厚度呈正线性相关关系。
裂缝的发育受岩性、岩层厚度、沉积微相、构造和应力等因素控制。
裂缝渗透性受现应力场的影响,通常与现应力场最大主应力方向近平行裂缝的渗透性最好,但其它方向裂缝的渗流作用不容忽视。
裂缝提高了低渗透砂岩储层的可动油饱和度,同时又影响井网部署和注水开发效果。
关键词 裂缝 发育规律 渗流特征 低渗透砂岩储层中图分类号:TE122 文献标识码:A 文章编号:0563-5020(2004)01-0011-07低渗透砂岩储层一般是指空气渗透率<50×10-3μm 2的含油气砂岩储层(李道品,1997)。
由于其岩石致密,脆性大,在成岩过程和后期构造变动中,在非构造作用力和构造作用力影响下可产生各种微断裂和裂隙(本文统称为裂缝),成为裂缝性低渗透砂岩储层。
在低渗透砂岩储层中,裂缝所起的储集作用较小,裂缝的孔隙度通常<0.5%。
裂缝主要是提高储层的渗透率或造成储层渗透率强烈的非均质性,裂缝的渗透率通常比基质渗透率高1～2个数量级。
因此,研究低渗透砂岩储层裂缝及其渗流特征,对提高这类油气田的开发水平,改善开发效果,提高采收率具有十分重要的意义。
1 裂缝发育规律(1)裂缝间距及其与层厚关系通过不同构造类型露头区和岩心研究,低渗透砂岩储层裂缝的间距常服从对数正态函数分布。
从准噶尔盆地火烧山油田及其附近相似露头区上二叠统平地泉组垂直同一组系裂缝走向的间距测量表明,无论是在全区范围内对所有裂缝进行测量统计,还是在与岩心直径相同的10cm 直径圆的小范围内对裂缝进行测量统计,裂缝间距都服从对数正态函数分布规律,只是10cm 直径圆内的裂缝平均间距小一个数量级(图1)。
《低渗透非线性渗流规律研究》
《低渗透非线性渗流规律研究》篇一一、引言在石油工程和地质学领域，低渗透非线性渗流规律的研究显得尤为重要。
低渗透性指的是地下岩石的孔隙度小、渗透率低，导致流体在岩石中的流动表现出非线性的特性。
这种非线性渗流规律的研究对于提高石油开采效率、优化采油策略以及保护地下资源具有重要意义。
本文旨在探讨低渗透非线性渗流规律的相关研究，为相关领域的研究者和工程师提供参考。
二、低渗透非线性渗流的基本概念低渗透非线性渗流是指在低渗透性岩石中，流体（如油、气、水等）的流动速度与压力梯度之间不呈线性关系的现象。
这种非线性特性主要由岩石的物理性质、流体性质以及流速等因素共同决定。
低渗透性岩石的孔隙度小、渗透率低，导致流体在岩石中的流动受到多种因素的影响，从而呈现出复杂的非线性渗流规律。
三、研究方法针对低渗透非线性渗流规律的研究，可以采用实验和理论分析相结合的方法。
首先，通过实验室模拟实验，可以模拟地下岩石中流体的流动过程，观察其非线性渗流规律。
此外，还可以利用数学模型和计算机模拟技术，对低渗透非线性渗流进行理论分析，以揭示其内在规律。
四、实验研究实验研究是低渗透非线性渗流规律研究的重要手段。
通过实验室模拟实验，可以观察到流体在低渗透性岩石中的流动过程，以及其非线性渗流规律。
实验中，可以通过改变岩石的物理性质、流体性质以及流速等因素，观察其对非线性渗流规律的影响。
此外，还可以利用先进的实验设备和技术，对实验数据进行精确测量和分析，以获得更准确的结论。
五、理论分析理论分析是低渗透非线性渗流规律研究的另一种重要手段。
通过建立数学模型和计算机模拟技术，可以对低渗透非线性渗流进行理论分析。
在理论分析中，需要考虑到岩石的物理性质、流体性质以及流速等因素的影响，建立合适的数学模型和方程，以描述流体在低渗透性岩石中的非线性渗流规律。
此外，还需要利用计算机模拟技术，对数学模型进行验证和优化，以获得更准确的结论。
六、研究结果与讨论通过对低渗透非线性渗流规律的研究，可以得出以下结论：1. 低渗透性岩石的孔隙度小、渗透率低，导致流体在岩石中的流动表现出非线性的特性。
超前注水的相关技术研究
超前注水的相关技术研究【摘要】对于低渗透油田的开发，超前注水技术可以作为一种很较为有效的方法，该技术的应用是能合理的补充地层能量和提高地层压力，有利于维持油田生产力，能有效缓解产量递减程度。
本文主要介绍了低渗透油藏的相关渗流特征，分析了超前注水的机理，讨论相关技术措施。
【关键词】低渗透超前注水油藏在新区投产之前，关闭油井，提前一段时间在水井进行注水来提升地层压力，保证注水量和地层压力达到相关设计要求后再开始投产，这种技术就是超前注水，对于油藏压力的控制可以在生产过程中调整注采比来实现。
对于低渗透油田的开发，超前注水技术可以作为一种很较为有效的方法，该技术的应用是能合理的补充地层能量和提高地层压力，有利于维持油田生产力，能有效缓解产量递减程度。
由于地层压力下降会对储层造成一定程度的伤害，改技术的应用可以有效避免这一现象，保持原有渗流通道畅通，对注入水波和体积也有所提高。
纵观国内油田的现状，许多都进行了低渗透油藏超前注水技术的相关应用，也确定了一定的效果而得到认可，但是对于渗流特征和开发激励进行系统研究。
在不断开发低渗、超低渗油田的过程中，超前注水比滞后注水有着更多的优越性，也被更多采用，本文主要是对超前注水进行相关分析和总结。
1 低渗透油藏的渗流特征分析低渗透油田的启动压力梯度和渗流可发现，其呈非线性特性，在相关的研究资料中显示，当储层的低渗透率达到一定程度，其渗流特性就不能在适用达西定律，根据达西定律，在驱动压力梯度减少时不会出现流体流动，只有在驱动压力梯度达到某一个特定值后才可能发生流动，这个特定的驱动压力梯度就是启动压力梯度。
在注水井组中采用同时超前注水时，单口井可以视为有圆形封闭边界，达到拟稳态时注入流体体积和地层压力之间的关系式如下：（式3）其中：V—渗流速度，cm/s；gardp—压力梯度，MPa/cm。
如果gardp＜λ，液体不能流动，只有gardp＞λ才能流动。
在以上公式中可以看到，在梯度压力加大的情况下，λ的影响会逐渐减弱。
低渗油藏注水保护技术研究
低渗油藏注水保护技术研究X冯明华,郝恒泽(中石化胜利油田分公司东辛采油厂,山东东营 257094) 摘 要:低渗透油藏具有孔隙喉道小、泥质含量高、渗透率低等特点。
在注水过程中,注入水与储层里的粘土作用,造成渗流阻力大,注水压力上升。
注水压力高导致低渗油藏长期欠注,油藏采出程度低,是低渗透油藏开发遇到的普遍难题。
本文根据低渗油藏注水损害机理,筛选和研制了适合低渗透油藏的保护剂,该保护剂具有防膨、驱油、润湿反转效果,在莱113-1井应用效果明显,实现了低渗油藏降压增注的目的。
关键词:低渗油藏;注水;保护剂;降压;增注 中图分类号:T E357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)07—0083—02 低渗透油藏一般粘土含量高、孔喉半径小、渗透率低,注水过程中应当注意对储层的保护,防止粘土膨胀、微粒运移等对地层造成的伤害。
低渗透油藏注水保护技术得到国内外普遍重视,1991年,Himes 等研制生产出了低聚合物的新型粘土稳定剂用于处理低渗透地层[1]。
Shar ma B .G.提出用可聚合的超薄薄膜控制孔隙表面的微粒运移[2]。
Burnet t M.L1996年报道了甲酸盐成功用于现场,减轻了粘土膨胀[3]。
降低低渗油藏注水压力,增加注水量,一直是低渗透油田研究的热点问题。
本文针对胜利油田东辛采油厂莱113区块水井欠注问题,综合考虑防膨和降低渗流阻力等因素,开发研制出了适合滩坝砂高泥质储层的注水保护剂,形成了针对高泥质低渗透储层的降压增注技术。
1 试验区块注水现状与储层结构性质1.1 欠注状况分析莱113块储层岩石渗透率低,对注水的水质要求高,自1987年实施注水开发以来,初期吸水能力好,但吸水能力快速降低,导致莱113块长期处于欠注状态。
2010年莱113块有注水井6口,日配注590m 3,日注385m 3,日欠水205m 3,欠注井4口,欠注严重。
1.2 储层结构性质研究莱113-1试验井注水层位为纯上5。
《2024年低渗透非均质油藏渗流特征及反问题研究》范文
《低渗透非均质油藏渗流特征及反问题研究》篇一一、引言在油气藏的勘探与开发中，低渗透非均质油藏的渗流特性对于有效开发具有重要影响。
这类油藏因其内部复杂的孔隙结构、非均质性和低渗透性，使得其渗流规律与常规油藏存在显著差异。
本文旨在研究低渗透非均质油藏的渗流特征，并对其反问题进行研究，以期为实际开发提供理论依据和指导。
二、低渗透非均质油藏的渗流特征1. 孔隙结构特征低渗透非均质油藏的孔隙结构复杂，孔喉大小不一，连通性差。
这种结构特点导致流体在油藏中的流动受到阻碍，表现为低渗透性。
2. 渗流规律由于孔隙结构的复杂性，低渗透非均质油藏的渗流规律表现出非达西流特征。
在低压差下，流体流动表现出较强的非线性特征，随着压力差的增大，渗流逐渐接近达西流。
3. 影响因素影响低渗透非均质油藏渗流特性的因素包括：岩石类型、孔隙结构、流体性质、温度和压力等。
这些因素的综合作用决定了油藏的渗流特性。
三、反问题研究反问题研究主要是指利用实际生产数据，反推油藏的参数和性质。
在低渗透非均质油藏中，反问题研究对于优化开发策略、提高采收率具有重要意义。
1. 反问题模型的建立根据实际生产数据，建立油藏的反问题模型。
该模型应综合考虑地质、工程和经济等多方面因素，以实现最优化目标。
2. 参数反演利用反问题模型，对油藏的渗透性、孔隙度、饱和度等参数进行反演。
通过不断优化算法和模型，提高参数反演的精度和可靠性。
3. 优化开发策略根据反问题研究结果，对低渗透非均质油藏的开发策略进行优化。
通过调整井网密度、注入参数、采收策略等，实现最佳的经济效益和采收率。
四、实例分析以某低渗透非均质油藏为例，通过实际应用本文所述的反问题研究方法，分析其渗流特征和开发策略。
通过对比优化前后的开发效果，验证反问题研究的可行性和有效性。
五、结论通过对低渗透非均质油藏的渗流特征及反问题研究，我们得到了以下结论：1. 低渗透非均质油藏的渗流特性复杂，受多种因素影响。
在实际开发中，应充分考虑这些因素，制定合理的开发策略。
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低渗透砂岩油藏渗流特征及注水技术界限研究X王西江,蒋美忠,孙春辉,陈国泉(辽河油田公司勘探开发研究院,辽宁盘锦 124010) 摘 要:低渗透油藏的突出问题是:“非均质性强、注水利用率低、产量递减快”。
哪一类低渗油藏适合注水开发或不适合注水开发?又主要受那些技术界限指标制约?成为开发技术人员所面临的主要问题。
本课题研究的宗旨就是从低渗透储层的“微观孔隙结构、渗流机理、注入水质、”等几大方面入手,对其渗流特征、渗流规律进行试验分析归纳研究,并在此研究的基础上、建立起配套的低渗透油藏注水开发技术界限指标。
通过以上研究,首次量化了辽河油田低渗储层分类微观孔隙结构、相对渗透率、水驱油效率、水质指标等技术参数界限指标;为低渗透油藏改善注水效果、调整注水方案提供了重要的实验依据。
关键词:低渗透油藏;孔隙结构;渗流特征;相对渗透率;驱油效率;注入水质 中图分类号: 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)03—0128—041 不同渗透率区间微观孔隙结构指标分类研究辽河油田低渗透油气藏储层砂岩总体上,看具有结构成熟度和成分成熟度低、填隙物含量变化大的特点,但各区块及井间又有一定的差别。
储层总体物性差、非均质性强、连通程度低。
本课题针对35个主力低渗透区块、583块岩样进行了微观孔隙结构指标的统计、归纳及分类研究。
1.1 渗透率与排驱压力的关系及量化指标排驱压力代表岩样孔隙系统中与最大连通孔喉半径相对应的毛管压力,实际上也是汞开始进入岩石孔道的启动压力。
随着渗透率的降低,排驱压力有逐渐增大的趋势,表明了渗透率越低,孔喉半径越小,渗流能力越差的规律。
从不同渗透率区间排驱压力关系柱状图1中则更能清晰的看到渗透率的变化导致了排驱压力的急剧增高。
图1 不同渗透率区间排驱压力关系柱状图1.2 渗透率与中值压力的关系及量化指标饱和度中值压力P 50,即为进汞饱和度为50%时与曲线相交点所对应的压力值。
P 50越小,则岩石的渗滤性能越好。
随着渗透率的降低,中值压力也有逐渐增大的趋势,从不同渗透率区间排驱压力关系柱状图中也更能清晰的看到渗透率的变化导致了中值压力的增高。
图2 不同渗透率区间中值压力关系柱状图1.3 渗透率与平均孔喉半径关系及量化指标它表示了岩石平均孔喉半径的大小,直接反映了储层渗流能力的强弱。
随着渗透率的降低,平均孔喉半径越小,从不同渗透率区间平均喉道半径关系柱状图1-3中则能看到渗透率的变化导致了平均孔喉半径的减小。
图3 渗透率与平均孔喉半径关系柱状图1.4 渗透率与最大孔喉半径关系及量化指标最大连通孔喉半径代表了岩样孔隙系统中最大连通孔喉半径。
是表征岩石渗透性能的重要指标。
随着渗透率的降低,最大孔喉半径越小,从不同渗透率区间最大喉道半径关系柱状图中则能看到渗透率的变化导致了最大孔喉半径的减小。
X收稿日期524:2011-12-1图4 不同渗透率区间与最大孔喉半径关系柱状图1.5 渗透率与退汞效率关系及量化标从最大注入压力降低到最小压力时,从岩样内退出的汞体积占降压前注入总体积的百分数,反映了非湿相毛细管采收率。
渗透率虽然与退汞效率无明显的线性关系,但仍有许多小于30MD 的岩样的退汞效率低于30%,均从不同渗透率区间与退汞效率关系柱状图5中也能看出渗透率与退汞效率的微弱变化。
图5 不同渗透率区间渗透率与退汞效率关系柱状图1.6 低渗透油藏孔隙结构指标界限分类表1 低渗透油藏不同渗透率区间孔隙结构指标分类表参数Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类渗透率m D 30～5010～30<10孔隙度%16～20<16～14<14～12排驱压力MPa <0.08>0.08～0.33>0.33～0.76中值压力MPa<2.76>2.76～5.5>5.5～8.3平均孔喉半径Lm >3.15<3.15～2.46<2.46～0.56最大孔喉半径Lm >24.9<24.9～16.5<16.5～3.32孔喉比<11>11～16>16～20退汞效率%>52<52～48<48～402 不同渗透率区间油水相对渗透率指标分类2.1 渗透率与束缚水饱和度关系及量化指标图6 渗透率与束缚水饱和度关系柱状图随着渗透率的降低,束缚水饱和度逐渐呈增大趋势,这是因为在油气运移过程中,渗透性越差的储集层由于渗流阻力大的因素,油很难将微孔隙内的水驱赶出来。
从不同渗透率区间束缚水饱和度关系柱状图6中则能看到渗透率的变化导致了束缚水饱和度的增大。
2.2 渗透率与残余油饱和度关系及量化指标随着渗透率的降低,残余油饱和度逐渐呈增大趋势,这是因为在水驱油过程中,水很难将微孔隙和孔隙角隅内的油驱替干净,渗透性越差的储层其残余油饱和度必然要高于渗透性相对较好的储层。
从不同渗透率区间残余油饱和度关系柱状图7中则能看到渗透率的变化导致了残余油饱和度的增大。
图7 渗透率与残余油饱和度关系柱状图2.3 渗透率与油水两相跨度关系及量化指标随着渗透率的增大,油水两相跨度呈增大趋势,这是因为渗透性越高的储层,波及系数大,油水两相共渗区宽,相反渗透性相对较差的储层的油水两相共渗区必然要窄。
从不同渗透率区油水两相跨度关系柱状图8中则能看到渗透率的变化使油水两相共渗区的范围加宽。
图8 渗透率与油水两相跨度关系柱状图2.4 渗透率与交点相对渗透率关系及量化指标图 渗透率与交点相对渗透率关系柱状图随着渗透率的增大,交点相对渗透率呈增大趋势,这是由于渗透性越高的储层,其渗流能力越强,虽然油水两相共渗点达到了平衡,但渗流能力要远高于渗透性相对较差的储层从不同渗透率区间油9.水两相跨度关系柱状图9中则能看到渗透率的变化使交点相对渗透率提高。
2.5 不同渗透率区间油水相对渗透率指标分类表2 不同渗透率区间油水相对渗透率指标分类表分类渗透率范围mD 束缚水饱和度%油水两相跨度%残余油饱和度%交点相对渗透率,%交点含水饱和度,%Ⅰ30～50<33>35<321153Ⅱ10～3033～3635～3032～3511～8.453Ⅲ<1036～4130～2435～388.4～6.2563 不同渗透率区间水驱油效率指标分类3.1 渗透率与无水期驱油效率关系及量化指标渗透率与无水期驱油效率有一定的线性关系,随着渗透率的增大,无水期驱油效率都有不同程度的增加,这是因为渗透性较差的储层,在注水过程中由于非均质较强的因素,水首先沿相对较大的孔道突破,油井初见水时,大部分小孔道内的原油都未波及到,因此无水期驱油效率偏低。
从不同渗透率区间驱油效率关系柱状图10中则能看到渗透率的变化使无水期驱油效率提高。
图10 渗透率与无水期驱油效率关系柱状图3.2 渗透率与最终驱油效率关系及量化指标渗透率与最终驱油效率有较好的线性关系,随着渗透率的增大,驱油效率都有较大程度的增加,这是因为渗透性相对较高的储层,无论是驱替倍数、水洗程度及驱油效果都要高于相对较差的储层,残留在储层内的原油也要远低于相对较差的储层。
从不同渗透率区间驱油效率关系柱状图11中则能看到渗透率的变化使最终驱油效率提高。
图11 渗透率与最终驱油效率关系柱状图33 渗透率与中含水期含水上升率关系及量化指标渗透率与中含水期的含水上升率有一定的线性关系,随着渗透率的增大中含水期的含水上升率都有不同程度的增加,这是因为渗透性相对较高的储层孔喉比相对较低,水淹速度要比渗透性相对较差的储层迅速。
所以在中含水期间内含水上升率要相对快于渗透性较差的储层。
从不同渗透率区间中含水期的含水上升率关系柱状图12中则能看到渗透率的变化使中含水期的含水上升率增大。
图12 中含水期含水上升率关系柱状图3.4 渗透率与高含水期含水上升率关系及量化指标随着渗透率的增大高含水期的含水上升率都有不同程度的降低。
这是因为渗透性相对较高的储层在低、中含水阶段其含水上升率已达到较高程度,到了高含水阶段,此时水已占据了绝大多数流通孔道,为此在这一阶段的含水上升幅度肯定要低于渗透性较差的储层。
另外相对较差储层的流通孔道在水驱后期已逐渐被水波及,使含水上升速度加快。
从不同渗透率区间高含水期的含水上升率关系柱状图13中则能看到渗透率与含水上升率的关系。
图13 高含水期含水上升率关系柱状图3.5 低渗透油藏水驱油效率指标分类表3 辽河油田低渗透油藏水驱油效率指标界限分类表参数Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类渗透率mD30～5010～30<10无水期21.3617.8915.48阶段驱低含水期 2.04 2.56 3.44油效率中含水期 3.61 4.54 5.97%高含水期22.1116.6013.65最终49.1141.5938.55含水上低含水期10.388.85 6.78升率%中含水期11.839.827.59高含水期5536 低渗透油藏注水指标确定悬浮物固体颗粒粒径是注水水质中的一个重要控制指标,在颗粒的粒径问题上,一般认为当颗粒中. 1.8 2.4.04值小于喉道直径的15%,即1/7时,颗粒能顺利通过喉道,不会造成伤害;当颗粒直径为喉道直径的15%～30%时,颗粒进入地层,并造成深部伤害;当颗粒粒径大于喉道直径的30%时,颗粒极易在喉道处“架桥”,从而限制颗粒继续进入,导致颗粒在“桥塞”处堆积;当颗粒尺寸接近于喉道直径的30%～50%时,最容易堵塞;颗粒尺寸大于喉道直径的73%时,颗粒不能进入地层,不会造成堵塞。
悬浮物含量是注入水中的又一个重要控制指标,注入水中的悬浮物是指在水中的不溶性物质,即通常所说的机械杂质,包括粘土颗粒、无机沉淀、有机沉淀、有机垢,腐蚀产物等,其危害有以下五个方面:在井筒表面形成滤饼;细小微粒进入地层,通过桥塞在内部形成滤饼,堵塞地层孔隙和喉道,入侵半径是流速、孔隙尺寸、喉道尺寸及微粒尺寸的函数;沉积在射孔孔眼内,局部堵塞水流通道;悬浮物在重力作用下,沉积在井底,造成产层厚度减小;悬浮物在注水管壁沉积,给细菌提供繁殖环境,悬浮物堵塞损害地层程度的大小直接与悬浮物浓度密切相关,是注水过程中主要的损害因素之一,是影响注水井吸水能力大小的重要指标。
确定适合具体储层的悬浮物浓度的最好办法是通过试验研究获得。
水中悬浮固体含量指标的试验研究是在前面的颗粒粒径确定的基础上进行的。
对于注水开发油藏水质标准定得越高越严格,对注水只会有好处,没有坏处;但相应的水处理投资加大,管理成本及难度增加。
为了体现出技术可行与经济可行的双重原则,采取最大限度放宽的思想来制定出针对储层的水质推荐指标。
含油是指在酸性条件下,水中可以被汽油或石油醚萃取出的石油类物质,称为水中含油。
国外对乳化油滴对地层的伤害进行过大量研究,早期的研究者把油珠和固相颗粒对地层伤害的影响看成一样,他们所依据的理论是广泛引用的“深层过滤”理论CMerui1984,Lee1988)。