特低渗透油藏有效驱替压力系统建立的探讨

实测启动压力梯度与地层渗透率关系图
不同渗透率的岩心试验数据回 归，得到启动压力梯度与地层渗透 率关系式：
G=0.0591K-1.463
（1-2）
对于特定的注水油藏，由于油层启动压力梯度的存在及压裂改造措施，其 注水压力有效驱动距离与地层渗透率和压裂改造缝长相关。 一源一汇稳定径向流，压裂改造半缝长为rf，注采井间任一点的地层压力为：
储层渗透率与建立有效驱替注采平衡比关系
三、特低渗透油藏应用实例
1、油藏主要参数
油藏中深： 温 度： 渗 透 率： 1845m 55.1℃ 1.68mD
靖安油田五里湾区长612油藏综合成果图
原始地层压力： 13.8MPa 井 网：300m正方形反九点 地层原油密度： 0.76g/cm3 粘 度： 1.95mPa.s 7.81 MPa 饱和压力：
①有效驱替压力系统末建立时的注采关系模型：特低渗透储层注水开发初 期，注采比保持1.0左右，开发实践表明，油水井之间不能建立起有效的驱替 系统（与中高渗透储层开发有明显区别）。注采比上调到1.22以上，3个月后 该油田油井大面积注水见效，油藏压力上升。表明已建立起有效的注水驱替压 力系统。“快速有效地建立起驱替系统”与“超前注水”都是同样的指向：即 减轻因地层压力降低造成的各种伤害，提高地层驱替压力。 经验参数：注采比保持在1.15-1.2，油井流压不低于饱和压力85%，注水 井流压不高于最大驱替端点压力。地层能量保持水平105%以上。
μ—流体粘度，mPa·s； a—常系数。
（1-1） G—压力梯度，MPa/m； K—储层渗透率，10-3μm2
三叠系延长组岩心实测启动压力梯度
根据三叠系延长组岩心测得的启动压力梯度在0.0071MPa/m～ 0.0933MPa/m之间，平均为0.0678MPa/m。启动压力梯度随驱替速度的增大 而增大，随渗透率的增高而降低。
三叠系延长组注水井实测视吸水指示曲线 三叠系延长组长6层孔隙度与渗透率关系
2、末端油井流压及见效特征评估
末端油井流压控制主要受控于油藏饱和压力及工况要求。该值一般 容易确定。见效特征评估，特低渗透油藏与中高渗透油藏基本一致。地 层压力或流压、单井日产液能力变化、含水变化等末端油井见效特征。 以安塞油田王窑区为例，压裂后的油井产量变化特征：见效后油井日均 产油4.0吨，与非见效井相比，单井产能提高1.6倍。含水变化特征：孔 隙型见水井，水线推进速度0.61m/d。裂缝型见水井，水线推进速度 4.06m/d。孔隙－裂缝型见水井介于两者之间，含水上升受注水压力的 影响。
高。当储层渗透率小于1×10-3μm2时，所需注采平衡比高达2以上。

有效驱替压力系统末建立时的合理的注采关系模型是先建立
有效驱替压力系统。有效驱替压力系统建立后的注采关系模型是 油藏注采必须保持有效平衡。其注采比值亦随着地层渗透率的不 同而不同，但总体趋势比前期是降低的。
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注采井距（ m） 排距(m)
存在压裂缝注采井间压力梯度分布
不存在压裂缝注采井间压力梯度分布
储层压裂裂缝扩大了油水井间驱替距离。在储层渗透率一定的情 况下，极限最大静压差（Pinj-Pw）决定了油井孔隙最大泄油半径r。反 之若油田开发井网一旦确定，即油水井距确定，则油田开发注水强度 （Pinj-Pw）决定了油田采油速度及油田采收率。其次，如油水井距小 于（R+L），等强度的静压差（Pinj-Pw）将导致油藏快速见水。驱替端 点压力Pinj及末端油井流压控制 Pw是影响油藏开发好坏的关键因素。
pinj p (r ) 1 p p (r ) p w 1 Rr Rr r r r ln ln rw rw
1、驱替端点压力Pinj控制
特低渗油藏孔隙度与渗透率有很好相 关关系，可见地层条件下微裂缝基本处于 闭合状态。注水开发视吸水指数变化曲线 也得到相同的结果。低压时视吸水指数相 对稳定，注水压力超过微裂缝开启压力时， 吸水指示曲线会出现拐点。注水开发过程 中，必须确定最大驱替端点压力，避免造 成裂缝开启，使油田发生裂缝性见水。因 此驱替压力建立原则之一为最大驱替端点 压力必须小于微裂缝开启压力。
3、有效开发注采关系模型确定
矿藏统计低渗透油藏高效开发注采比与油藏渗透率有较好的相关性。储层 渗透越低，建立有效驱替压力系统所需注采平衡比越高。 储层渗透率小于1mD时，所需注 采平衡比高达2以上；储层渗透 率大于100mD时，所需注采平衡 比低至1.0左右。反映出特低渗 透油层启动压力梯度的影响及地 层对压力传导的损失。
（1-4）
rf —压裂裂缝半长，m。(水井不压裂；忽略裂缝内流动阻力)
根据注采井间地层压力梯度分布特点，注采井间存在启动压力梯度最 小值，因此，要使注采井间流体达到充分流动，流体的驱动压力梯度必须 大于启动压力梯度，结合非达西渗流定律：
Min（ΔP/r） G
（1-5）
根据式（1-3）、式（1-4）、（1-5）计算K=0.8×10-3mD，Xf=100m， 在考虑启动压力梯度情况下，存在压裂缝时合理注采井距260m，不存在压 裂缝时合理注采井距150m。
增产作用
（1-3）
应用压力叠加原理确定地层中任一点驱动压力梯度：
pinj p (r ) 1 p p (r ) p w 1 Rr Rr r r r ln ln rw rw
Pinj—端点注入井底流压，MPa； R —油井孔隙泄油半径，m； Pw—末端油井井底流压，MPa； rw—井筒半径，m；
油井压裂：加砂 20～25m3 排量1.1～1.2m3/min 水 井： 射孔完井
2、油藏压力梯度及油井生产压差 由
G = 0.0511k-1.2558
启动压力梯度： 饱和压力： 油井合理生产压差： 最小流压：
得到： 0.0244 MPa/m 7.81 MPa 6 MPa 7.8 MPa
压裂改造设计及实测裂缝半长： 120－130m
源 汇
达西渗流
非达wenku.baidu.com渗流
镇53：2175.65m 长81 灰褐色油浸细砂岩
压力剖面示意图
一、问题的提出
特低渗透油藏开发实践中往往出现两个极端现象： 1、油藏驱替压力系统长期建立不起来。油井低产，采 油速度过低。 2、水驱突进。油藏含水上升过快，产量递减较大。 特低渗透油田开发初期如何避免上述不利的开发状况， 核心是建立最佳的有效驱替压力系统。
二、驱替压力系统的建立
特低渗透油藏中流体的流动明显区别于中高渗透性油藏中的渗流，最本 质也是最明显的就是流动规律不再符合经典的渗流规律—Dracy定律。特低渗 透油层要建立有效的驱替压力系统，必须使油水井之间的驱替压力梯度大于 启动压力梯度。 特低渗透油藏启动压力梯度理论上可表述为：
G = a(k/μ)
五里湾一区历年开发指标
四、结

论
特低渗透油层启动压力梯度随着驱替速度的增大而增大，随
着渗透率的增高而降低。 在储层渗透率一定的情况下，极限最大静压差决定了油井孔
隙最大泄油半径。驱替端点压力及末端油井流压控制是影响油藏 开发好坏的关键因素。 储层渗透率越低，建立有效驱替压力系统所需注采平衡比越
五里湾一区历年产量柱状图
5、油田开发效果
到2009年已开发13年， 单井日产油一直稳定在 3.5～5吨，水驱储量控制程 度98.6%，水驱动用程度78%， 水驱指数1.85，存水率0.85， 地层压力保持在原始地层压 力的103%，采油速度1.14%， 采出程度13.6%，计算采收 率可达30%。
②有效驱替压力系统建立后的注采关系模型：快速建立起有效的驱 替系统以后，油藏开发特征是地层压力分布因储层非均质而不均匀，见 效幅度不均衡，见效方向不均衡等不良动态效应。这不利于油田的稳定 开发。油藏注采必须保持有效平衡。其注采比值亦随着地层渗透率的不 同而不同，但总体趋势比前期是降低的。 经验参数：注采比保持在1.05-1.1，油井流压不低于饱和压力80%， 注水井流压不高于最大驱替端点压力。地层能量保持水平100%以上。
特低渗透油藏 有效驱替压力系统建立的探讨
程启贵
长庆油田分公司勘探开发研究院 二○一○年五月
主要内容
一、问题的提出 二、驱替压力系统的建立 三、特低渗透油藏应用实例 四、结 论
一、问题的提出
特低渗透油藏由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差，导致 油井产量低。因此，注水等补充能量是开发特低或超低渗透油藏开发的 核心。本文以注水为例探讨低渗透油藏有效开发技术。
1.2 1
压力梯度(MPa/m)
驱动压力梯度 启动压力梯度
1.4 1.2
压力梯度(MPa/m)
驱动压力梯度 启动压力梯度
0.8 0.6 0.4 0.2 0 4 22 40 58 76 94 112 130 148 166 184 202 220 237 注采井距(m)
1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 4 22 40 58 76 94 112 130 148
3、油藏最大驱替端点压力Pinj控制
pinj p (r ) 1 p p (r ) p w 1 Rr Rr r r r ln ln rw rw
计算油藏最大驱替端点流压Pinj= 26.4 MPa，即最大井口压力为8MPa。
4、注采关系模型确定
特低渗透储层有效驱替压力系统难以建立是因为有启动压力存在。 驱替端点压力损失大。因此，未建立有效驱替压力系统之前，产量递 减快，压力下降快。统计渗透率为0.6毫达西储层，采液量平均月下 降10.3%。因此，合理的注采关系模型，是制定合理注采技术政策的 依据，也是油藏获得长期稳产的基础。
压力敏感 启动压力梯度
kQ f re 1 p ln 1 ln G ( re r ), r r f ; i k 2 K i h r p (r ) Qf r p wf ln , r rf , 2 K h r f w 考虑压裂