特低渗透砂岩油藏水平井井网形式研究
低渗透油藏合理井距的确定方法
低渗透油藏合理井距的确定方法 孤东采油厂新滩试采矿 裴书泉 摘要：为了经济有效地开发低渗透油藏，合理井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题。本文对低渗油田开发存在的问题，井网井距对低渗油田开发的影响，确定了低渗透油藏的开采原则，给出了经济极限和经济最佳井距的计算公式，总结了技术合理井距的多种方法。当技术合理井距大于经济极限井距时，应取技术合理井距，结合具体实例进行了计算，计算出了合理井距，并分析了合理井距与各个物理量之间的关系，为低渗油田的开发提供了很好的理论依据。 关键词：低渗；井网；井距；渗流规律； 1引言 低渗透油田广泛分布于全国各个油区，具有丰富的储量资源。胜利油区从“六五”以来，平均每年新增探明低渗透储量1000～2000万吨。2003年上报探明储量为2325万吨（占2003年度上报探明地质储量的21%），成为胜利油田的重要的增储阵地之一。截至到2003年底为止，胜利油田低渗透油田共上报探明储量5.87×8 10t ，占胜利油田上报探明储量的13.3%。其中，已开发低渗透油田储量为4.11×8 10t ，占胜利油田已开发储量的11.37%。未开发低渗透油田储量为1.76×8 10t ，占胜利油田未开发储量的30%。胜利油区低渗藏具有埋藏深，储量丰度低，平面和纵向上非均质严重等不利因素，与国内其他油区的低渗透油藏相比，其开发效果相对较差。 合理井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题。目前，普遍的确定方法是，从水驱控制程度、原油最终采收率、采油速度、驱替压力梯度、有效渗透率与探测半径、类比、三维数值模拟以及动态分析等8个方面与井网密度之间的关系。 2低渗透油藏井距井网对开发的影响 2.1井距对开发低渗透油藏的影响 众所周知，低渗透油层一般连续性差，渗流阻力大，必须缩小井距，加大井网密度，才能提高井网对油层的控制程度，使油井见到较好的注水效果。 不少低渗透油田采用以加密井网为主要内容的综合治理措施，改变了低产低效的被动局面，取得了良好的开发效果。 根据地下实际情况，许多低渗透油田都需要缩小井距，加密井网。但过去油价偏低，都因经济效益而未能进行加密调整。现在油价已经开放，基本保持正常状态，为加大井网密度，改善和开发好低渗透油田提供了非常有利的条件。 当然，也不是说井距越小越好，密度越大越好，还是要根据油田实际情况，以达到较高油层连通程度和水驱控制程度，较高的采收率和较好的开发效果为原则。同时还要保持较好的经济效益。 今年来，各油田都进行了经济最佳井网密度和极限井网密度的研究和测算。有关低渗透油田的资料数据如表2-1。长庆油田在编制安赛油田坪桥区开发方案时，根据新的价格和费用，对不同井网密度的技术和经济指标做过初步计算：简单数据见表2-2和图2-1。
不同形式井网适应性及油田开发合理井网部署方法
不同形式井网适应性及油田开发合理井网部署方法 摘要 本文基于油藏在开发中面临的实际问题，在总结前人已有成果的基础上，对不同形式井网的适应性进行了研究并且针对不同油田采用合理的井网部署方法。 关键词：井网，注水，裂缝。 一、不同形式井网适应性 1.1研究背景及意义 我国近年新增探明储量的油藏的特点较以往的显著不同点在于储量品味越来越差，以岩性为主的隐蔽油气藏和低渗透、特地渗透油藏越来越多，增加了储量动用、产能建设的难度，已开发的油田如何进一步改善开发效果，未动用的油田储量如何尽快有效的投入开发，这就需要我们针对不同的油藏采用合理有效的井网部署，对保持我国石油工业持续稳定发展有着十分重要的意义。 1.2常规油藏井网部署 根据油层分布状况、油田构造大小与断层、裂缝的发育状况、油层及流体的物理性质、油田的注水能力及强化开采措施，我们将注水方式分为边缘注水、切割注水、面积注水。 1.2.1边缘注水方式 对油层结构比较完整、油层分布比较稳定的中小型油田，鉴于其含油边界位置清楚、内外连通性号、流动系数高，我们选择采用边缘注水：对于含水区内渗透性较好、含水区与含油区之间不存在低渗透
带或断层的油藏，我们采用边缘外注水，注水井按与等高线平行的方式分布在外油水边缘处，向边水中注水；对于在含水边缘以外的地层渗透率显著变差的油藏，为了提高注水井的吸水能力和保证注入水的驱油能力，我们采用边缘上注水，将注水井分布在含油边缘上，或在油藏以内距离含油边缘不远的位置；如果地层渗透率在油水过渡带很差，或者过渡带注水根本不适宜，那么我们采用边缘内注水，将注水井分布在含油边缘以内，以保证油井充分见效和减少注水外逸量。 由于油水边界比较完整，采用常规油藏井网分布可以使水线推进均匀，控制相对容易，污水采收率和低含水采收率高，最重要的需要部署的注水井少，设备投资相对较小，经济效益高；但同时，在较大油田的构造顶部效果差，容易出现弹性驱动和溶解气驱，井排产量会递减，对此我们可以采用边缘注水与顶部点状中注水相结合的方法改善驱油效果，除此之外注水利用率不高、水向四周扩散也是无法避免的问题。 1.2.2切割注水方式 对于油层大面积分布、有一定延伸长度且流动系数较好的油藏，可以用注水井将油藏切割为较小面积的若干单元，成为独立的开发区域进行注水开发，这样有利于调整和布置，通常每个切割区由两排注水井夹三排或五排生产井组成。切割方式可分为纵切割（沿构造短轴方向切割）、横切割（沿构造长轴方向切割）、换装切割、分区切割。 这种部署方式对油藏的地质特征有很好的匹配性，便于修改原来的注水方式，在生产过程中，我们可以随时根据生产数据和生产动态
低渗透砂岩油藏渗流特征及注水技术界限研究
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。 128 内蒙古石油化工 2012年第3期 X 收稿日期5 24:2011-12-1
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。 三、低渗透油层界限 油层是原油储集和流动的场所，油层的物理化学性质影响油水在孔隙中的分布及渗流的特征和规律。在渗流的范畴，油层属于多孔介质，它是由岩石的颗粒、胶结物作为固体骨架和大量形态复杂的孔隙网络空间组成的。流体就在那些细小的孔隙网络中流动。根据渗透率对采收率的影响程度及渗透率与临界压力梯度关系曲线的观察，渗透率在（40*10^-3 um2）前后有较大的变化，即渗透率低于40*10^-3μm2后，采收率明显降低，临界压力梯度明显加大，从油田生产实际看，渗透率低于50*10^-3μm2 的储层，虽然具有工业油流，但一般都要进行压裂改造，经过增产措施后，才能有效地投入正常开发，综上所述，1990 年油田开发工作会议上把低渗透油层上限定为50*10^-3μm2 。 低渗透油层下限也就是通常所称的有效厚度下限(截止值)，对低渗透油田来说这是一个十分重要的问题。在渗透率贡献分布图上，对应于渗透率累积贡献为98%的孔喉半径即为有效孔喉半径下限，低于该下限的孔隙空间对渗透率基本无贡献，液体基本不流动，如老君庙M 油层孔喉半径下限为0.691μm 2。通过单层试油确定能够产油的有效厚度渗透率下
低渗透油藏开发存在问题、开发难点及开发新思路
低渗透油藏开发存在问题、开发难点及开发新思路2009-01-01 12:00 低渗透油藏在勘探阶段就要依靠储层改造提高产能，几乎全部新井都需要压裂投产。结合胜利低渗油藏的特点和国内外低渗透油藏开发技术的新进展，科学规划近期乃至未来5～10年的技术发展方向，关系到低渗透油藏的有效动用，关系到胜利油田的稳定发展大局。 国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。20世纪80年代，我国仅陕北地区就探明低渗透油藏储量数亿吨，其平均有效渗透率只有0.49毫达西，而当时能够成功开发的只是渗透率为10毫达西以上的油藏。此外，还有一种特殊的低渗透油藏——盐湖沉积低渗透油藏，它除了具有渗透率低的特点外，还常常因为结盐结垢导致油水井作业频繁、井况恶化等。但是，随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。 在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。因此，进一步探索动用低渗透油藏，提高低渗透油藏采收率，依然任重而道远。 一、低渗透油藏开发存在的问题 任何一个油田，从发现到投入开发，人们对它的认识是有限的。但是，随着大规模开发的进行，为了便于管理，按初期对油藏的认识，人为地划分开发单元在所难免。而接下来的地质研究和油水井动静态研究，也随之按人为划分的单元展开。这就等于把一个局限性的认识关进一个特制的笼子里，进行局限性的研究。在勘探开发过程中，随着地质研究的逐步深入，人们发现这种人为划分的单元与油藏分布的实际状况存在很大差别。人为划分的单元，绝大部分情况下把本来连片的油藏割裂开来，使地质研究乃至地质认识出现局限性，直接导致油藏认识的不完整性，成为制约低渗透油藏开发的瓶颈之一。因此，加快开发低渗透油藏，就要重新按照油藏分布划分开发单元，继而进行整体的地质研究，使低渗透油藏开发成为老油田稳产的主战场。 对于低渗透油藏的特殊性研究，直接关系到它的开发效果。近年来，国内外地质科研人员对低渗透油藏做了大量研究。通过实验，推导出了低渗透油层的渗流数学方程，总结了低渗透油层中油、水非线性渗流特征及其规律，这为低渗油藏开发提供了科学依据。胜利油田通过引入压力梯度函数改造达西定律，开发了“非线性渗流三维二相油藏数值模拟软件”，成为准确描述低渗透油藏渗流特殊性的利器。 一方面，在油层认识上，其测井响应特征及解释标准与常规油层差异性大，随着低渗透油藏的不断开发和开发工艺的不断提高，逐渐发现有些井原本测井解释为干层，但经过压裂试油获得了工业油流甚至高产。因此有必要重新制定油层划分标准，进行储量复算，重新认识低渗透油藏的物质基础。 另一方面，对开发配套工艺提出了更高要求。盐的强腐蚀作用、盐塑性流动作用造成套管损坏严重，可溶性盐类重结晶在储层孔隙中结盐结垢，钙芒硝矿物见水极易溶解析出石膏、结硫酸钙垢，造成地层伤害，导致井况恶化。采用掺水解盐的方法可以缓解井筒结盐，但不
低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征
1999年特种油气藏第6卷第2期 低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征 张学文X (中国石油天然气集团公司国际合作部北京100724) 尹家宏 (辽河石油勘探局锦州采油厂辽宁凌海124109) 摘要 方法综合分析我国十余个低渗透油藏的毛管压力曲线和相对渗透率曲线,J(S w)函数及Wyllie和Gardner公式,求出不同渗透率油藏的理论相对渗透率曲线。目的总结低渗透砂岩油藏 油水相对渗透率曲线特征,为其开发提供理论依据。结果低渗透油藏中孔隙度、束缚水饱和度、 残余油饱和度及共渗点与储层渗透率有一定的关系,即随着渗透率的增大,孔隙度、束缚水饱和度 增大,残余油饱和度减小,油水两相共渗区的范围变窄。结论低渗透砂岩油藏的油水相对渗透率 曲线具有一定的特征,即随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率变化 不大。利用本文所采用的方法可为理论模型模拟计算(动态预测和储量计算)提供输入数据。 主题词低渗透油藏相对渗透率孔隙度束缚水饱和度残余油饱和度共渗点 Zh ang X ue we n(International Cooperation Department o f C NPC Beij ing100724),Y in Jiahong (Jinzhou Oil Producing Factory o f LPEB Linghai Liaoning124109):F eat ures of oil w at er relative pe rme ability c urves for low pe rme ability sandstone reservoir.SO GR6(2),1999 A bstr act Method Capillary pressure curves and relative permeability c urves from tens of re servoirs are compre-hensively analyzed,and theoretical c urve s for reservoir w ith different permeability are derived acc ording to J (Sw)function,Wyllie and Gardner equations.Purpose To summarize c harac teristics of oil/water relative permeability c urves in low permeable sandstone re servoir and provide theoretical ac cordance for development. Result Porosity,irreducible water saturation,re sidual oil saturation and c ommon percolation points of low permeability reservoir is connec ted with formation permeability to some extend,that is porosity and bounded w ater saturation shows exponential relation with the inc rease of permeability w hile re sidual oil saturation de-creases and common perc olation area of two phases turns narrow.Conclusion Oil water relative perme ability c urve s of low permea bility sandstone re servoirs features as follows:relative permeability of oil phase dra stica-l ly decrease a s water saturation increases,but that of w ate r pha se shows slight change.Method illustrated X张学文,男,30岁,博士,1989年毕业于石油大学(华东),1998年6月在石油勘探开发科学研究院获得博士学位,现在中国石油天然气集团公司国际合作部从事油藏工程研究与项目管理工作
砂岩岩性油藏与低渗透油藏对比
砂岩岩性油藏与低渗透油藏 对比 姓名：高小龙 学号：2014222019 时间：2014年10月31日
一、砂岩岩性油藏 由于岩性油气藏形成机制和分布规律复杂，勘探难度大、技术要求高，勘探上具有高难度和高风险的特点，这类油气藏的理论研究和勘探技术，一直是国内外石油地质学家研究和探索的重要内容。有关岩性油气藏的特征、成藏条件、分布规律、成藏机理、分布预测方法和技术，特别是成因机理（包括地质条件、动力、相态、排驱方向及含油气性等），国内外学者做了大量的研究，取得了创造性进展。 1、研究内容 岩性圈闭是指储集层岩性或物性变化所形成的圈闭，其中聚集了油气，称为岩性油气藏。 储集层岩性的纵横向变化可以在沉积作用过程中形成，也可以在成岩作用过程中形成，但大多数岩性圈闭是沉积环境的直接产物。由于沉积环境不同和成岩作用的差异，导致沉积物岩性或物性发生变化，形成岩性上倾尖灭体、透镜体及物性封闭圈闭等 根据储集体类型，岩性油气藏可分为4类，即砂岩、泥岩、碳酸盐岩和火成岩岩性油气藏，主要为砂岩类。按圈闭的成因，岩性油气藏可分为砂岩上倾尖灭油气藏、砂岩透镜体油气藏、物性封闭岩性油气藏和生物礁油气藏等4种。
油气藏和生物礁油气藏等4种[3]。根据有效烃源岩与储集体的配臵关系，可将岩性油气藏分为两类，即接触烃源岩的岩性油气藏和不接触烃源岩的油气藏，前者被烃源岩包围或部分接触，烃源岩生成的油气可通过烃源岩的层理、裂缝及砂层直接进入储集体；后者烃源岩与储集体之间存在几十甚至几百米厚的泥质岩层，只有通过断层、裂缝等油气输导体系才有可能成藏。 （1）由于岩性-地层油气藏形成和赋存的隐蔽性和复杂性，勘探开发所需的方法与技术仍存在许多不适应，加上岩性油气藏形成机制和分布规律复杂，导致勘探难度大、技术要求高，勘探上具有高难度和高风险的特点。 （2）岩性油气藏成藏过程是一个受多因素影响的、复杂的、动态的地质过程，其中初次运移是形成岩性油气藏的关键。与岩性油气藏有关的成藏机理是水溶对流、水溶泄流、单相渗流、混相涌流机制。 岩性地层油气藏的形态一般比较复杂，不像构造油气藏那样形态规则，我想造成这一点的最根本原因是沉积体系和沉积形态的不同。我想，岩性油气藏一般应该湖相沉积居多，特点是沉积块体小，连续性差，泥岩比砂岩多很多，所以难以形成大范围的砂泥岩互层的背斜构造，也就难以形成大湖相和海相的长期稳定沉积的构造油
低渗透油藏的开发技术-2019年精选文档
低渗透油藏的开发技术 0 引言 低渗透是针对储层的概念，一般指渗透性能低的储层，国外一般将低渗透储层称为致密储层[1-3] 。进一步延伸和概念拓展，低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念。现在讲到低渗透一词，其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等，但主要以致密砂岩储层为主。 低渗透油田一般具有储层渗透率低、丰度低、单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点： 1）低渗透油层连续性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低； 2）储层渗透低，流度低，孔隙喉道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大； 3）低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁； 4）储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。 低渗透油气田与高渗油气田相比，其储层特性、伤害机理、流动规
律不仅仅是量的变化，实际上在一定程度上已经发生了质的变化，因此在开发中遇到的主要问题是：①油藏表征准确度差，渗流机理尚未研究清楚；②对油层伤害的敏感度强；③储层能量低，单井产量低；④基质中的油难以开采。归结起来是成本、效益和风险问题。 1 低渗透油藏开发技术 1.1油气藏表征技术 油藏表征是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述、表征以至预测的技术。现代油藏表征技术是国外进行剩余油分布预测和开发决策等生产优化的最主要技术。技术发展经历了三个主要阶段，目前向着精细化方向发展。 油气藏表征主要包括野外露头天然裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、四维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述、预测是进行剩余油分布预测和开发决策主要技术。由于决策的内容不同油藏描述技术和方法也不同描述内容和精度有差别。对进入中后期开发的老油田以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征提供准确的剩余油分布状况指导油气田调整挖潜改善开发效果。 1.2低渗油藏钻井技术包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和欠 平衡钻井技术等。 欠平衡钻井亦称为欠平衡压力钻井这一概念早在20 世纪初就已提出但是直至20 世纪80 年代初期井控技术和井控设备出现才使防止井喷成为可能这种钻井技术也得以发展和应用。在美国和加拿大欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点并越来越多地与水平井、多分支井及小井
对特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法的相关分析
对特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法的相关分析 在我国现有的储量规范中对采收率的标定主要是针对中高渗透油藏，对于低以及特低的渗透油藏采收率的确定方法比较欠缺。基于此，本文先是对特低渗透油藏的确定方法进行了分析，然后对经验公式法和类比法的优势和缺点进行了分析。 标签：特低渗透;注水砂岩油藏;采收率;经验公式法;类比法 0 引言 随着我国油藏开发技术不断改进，很多先进技术如超前注水技术被逐渐使用，让油藏开发的产量和经济效益取得了很大进步。要想继续提高特低渗透油藏的开采量和经济效益，需要对采收率确定方法进行研究，选择最合适的确定方法，掌握油藏的情况，才能推动油藏的有效开发。 1 经验公式法 首先利用基础数据进行筛选。经验公式建立在油藏基础数据基础上，主要是大庆、长庆以及吉林三个油区。将油田开发单元作为数据统计的单元，根据一定的原则进行选择。首先空气渗透率一般情况下会10×10-3 μm2以下的注水油藏，开发的单元需要比较独立完整。其次油藏已经处于递减的阶段，也就是开发的时间比较长，已经有很高的采出程度，可以利用水驱曲线方法或者是产量递减的方法实施计算。最后油藏静态数据特别是空气渗透率以及孔隙度需要准确可靠，数据要经过检验，例如使用动用面积以及井数对井网密度进行计算，在筛选之后，大庆有二十个特低渗样本油藏，吉林有十三个，长庆有四个。 其次要建立经验公式模型，一般情况需要以石油行业的标准模型作为基础，模型需要设定截距为0和不为0两种情况，建立很多個函数模型。再次需要选择模型，在选择的时候，首先需要将相关系数较小以及标准误差比较大的部分模型剔除掉，然后将自变量较小以及误差较大的模型剔除掉，最后剩下的模型误差比较小，符合率也比较高。最后需要对模型进行验证，需要综合考虑各个模型的相关系数、模型的函数形式、标准误差、参数的个数以及应用习惯等要素，同时也需要综合分析井网密度以及采收率，需要保证采收率的提高，该经验公式才具有绝对优势。由于经验公式具有一定的不确定性，要想在油藏中实际应用，仍然需要进一步验证。 2 类比法 大多数特低渗透砂岩油藏是大面积的岩性油藏，含油面积较大，随着开发区不断扩大，新开发面积不断加入老开发单元，造成开发单元稳定性差，类比于油藏代表性差[1]。首先需要选择类比油藏。其次分析类比条件和关键参数，最后需要进行采收率选址。十几年来，对于特低渗油藏进行了大量实验，先是开发先
沁南地区煤层气井网部署技术
● Ｖｏｌ．31，Ｎｏ．7 ２０13年7月 中国资源综合利用 ＣｈｉｎａＲｅｓｏｕｒｃｅｓＣｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅＵｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ 科学、合理的煤层气井网对提高产能起着至关 重要的作用，能够增大采收率，且能使经济效益最佳。煤层气的产出受煤储层渗透率和煤层气的解吸速度共同控制。前者为煤储层的固有属性，无法改变；而后者为人为工程因素可人为控制。其中提高煤层气解吸速度的关键是井网部署，只有合理的井网部署才能使煤层气产能得到最大化。本文以沁水盆地南部为研究区，对垂直压裂井的井网部署进行研究。 1煤层气井网部署原则 科学合理的煤层气井网部署以提高产能、采收率、采气速度和经济效益为最终目标。井网部署方案的设计要基于实际的地质情况、经济效益及开发因素［1］。煤层气井网部署的具体原则如下［2］。１．1地质适应性 综合分析影响因素，优选煤层气开发单元最重要的两个影响因素是煤储层渗透率和含气量［3］；应因地制宜，根据构造做调整。 １．2经济效益最佳 煤层气开发在充分开采煤层气资源的同时要求利益最大化。所以煤层气的投入与产出也是影响煤层气井网部署的重要因素。 １．3井网开发滚动部署 煤层气井网部署不是一次性完成的，而是需要分阶段完成。找出煤储层富气高渗区，根据开发单元的优先程度，逐级进行井网滚动部署。 １．4适应外部环境 如果在沼泽、湖泊等地理环境较差以及地形条件比较复杂的地区，应该考虑多分支水平井开发，或者和直井组合进行煤层气开发；如果在煤矿区，考虑到安全性，在其他条件满足的情况下可以优先选择多分支水平井。 １．5生产有效接替 在现阶段井网部署时要结合煤层气未来开发，充分考虑生产有效接替，这样有利于煤层气的后续开发。 2煤层气井网部署要素 煤层气开发井网部署的主要内容分为井网样式、井网方位以及井网密度即井排距的确定3个方面，井网部署是否合理要以产气量和经济效益最佳为准则。这些要素都可以结合开发区实际地质条件和生产资料，运用地质类比法或者数值模拟技术来实现优化设计。 2.1井网样式 煤层气井网样式在很大程度上影响了煤层气单井产气量、采出程度以及投资成本，所以合理的井网样式可以提高产能，增大经济收益。煤储层特征尤其是渗透率大小控制着井网样式，主要的井网样式有矩形井网、五点式井网、梅花形井网等。 2.2井网方位 井网方位主要依据煤储层不同方向上的渗透性来确定，也就是与煤中天然裂隙主要延伸方向和压裂改造后的裂缝延伸方向有关。在渗透性较高的方向上，井网部署当中井距就较大，渗透性较差的 沁南地区煤层气井网部署技术 丁宏 （江苏煤炭地质勘探四队，南京210046） 摘要：以沁水盆地南部某开发区的煤储层特征、煤层气井排采数据等资料为依据，分析讨论了煤层气井 网部署的原则和要素。通过数值模拟详细研究了井网样式、井排距及井控面积，提出最佳井网部署方 案。研究结果表明：矩形井网为最佳井网样式，此时单井累计产能最高；通过软件模拟不同井排距之比 的单井产气量，发现井排距之比为1∶3时单井产气量最高；通过模拟不同井控面积条件下的单井产能， 根据煤层气最终收益，得出研究区最佳井网部署方案为200×600的矩形井网。 关键词：沁水盆地南部；井网部署；矩形井网 中图分类号：TD82文献标识码：A文章编号：１００８－９５００（２０13）07－００５4－０４ 收稿日期：２０13－０4－26 作者简介：丁宏（１９8５－），男，江苏如皋人，工学学士，助理工程师，主要从事煤炭地质工作。 工作研究 54 －－
低渗透油藏
一．低渗透致密气藏的定义 关于低渗透气田的定义，大多根据储层物性来划分，但是目前国内外尚没有统一的 低渗透气田划分标准。以前关于低渗透气田的定义多参考低渗透油田标准，由于气体分 子直径要比油分子小得多，气体熟度(o．01mPa?)也远远小于原油，使气体具有吸附、 渗透和扩散的特性，在地层条件下其流动应该较原油容易得多，因此相应的气体可流动 的物性下限应较原油低得多。采用袖藏物性划分标准，往往使得气田的流动物性界限偏高，而忽略了许多有开采价值的储层，因此有必要对气藏的可流动物性界限做相应的研究。根据我国气田开发多年的经验，借鉴国外相关研究成果已形成了以下比较一致的观点。 一．低渗透气藏地质特征 美国在低渗透致密储层方面已经作过了不少的研究工作，其中最主要的研究成果有下列的几项：spenc欧(1985)简要讨论了落基山地区的低渗透致密储层的地质现状，F1nley (1984)总结了有代表性的毯状(层状)致密储层的地质及工程特征s spe皿。和Mast (1986)以美国石油地质学家协会名义发表了致密气藏的地质研究；M踢比船(1984)描述了 加拿大致密气藏的重要现状，spnc既(1989)总结了美国西部的低渗透致密储层特征等。 由于我国在低渗透气藏方面尚未进行全面的系统研究，因此下列基本特征是在美国所总结的资料基础上，参考我国低渗透油气田实际情况进行总结得到的。 (一)沉积特征和成因分娄 我国低渗透储层和其他中高渗透层一样，大部分生成于中、新生代陆相盆地之中，具有陆相碎屑岩储层共有的一些基本沉积特征——多物源、近物源、矿物及其结构成熟度低和沉积相带变化快等。从具体沉积环境分析，低渗透储层有以下几种成因类型和特点。 1．近源沉积 储层离物源区较近，未经长距离搬运就沉积下来，碎屑物质颗粒大小相差悬殊，分选差，不同粒径颗粒及泥块充填在不同的孔隙中，使储层总孔隙显连通孔隙都大幅度减小，形成低渗透储集层。冲积扇相沉积属于这类型，冲积扇沉积是山地河流一出山口，坡度变缓，宽度扩大，加上地层滤失，水量减少，流速急速更小，河水携带的碎屑物快速堆积成扇体沉积。 2．远源沉积 储层沉积时离物源区较远，水流所携带的碎屑经长距离的搬运，颗粒变细，悬浮部分增多。沉积成岩后，形成粒级细、孔隙半径、泥质(或钙质)含量高的低渗透储层。此类 储层在助陷型大型盆地沉积中心广泛发育。 3成岩作用 碎屑岩的形成从渗透储层的原因来说，除沉积成因以外，沉积后的成岩作用及后生作用对储层物性也起着十分重要的作用。储层在压实作用、胶结作用和溶蚀作用下，储层的孔隙度、渗透率不断发生变化。成岩过程中的压实作用和胶结作用使岩石原生孔隙减小，特别是成熟度低的岩石，由于孔隙度大量减小，容易变为低渗透储层，甚至变为极致密的非储集层。溶蚀作用可产生次生孔隙，使致密层孔隙度增加，重新变为低渗透储层。一般该类储层主要表现为低孔、低渗储层。 (二)储层特征 低渗透砂岩气藏主要有以下特征： 含水饱和度。 1．非均质性 低渗透砂岩储层一般具有严重的非均质性，储层物性在纵、横向上各向异性明显，产层厚度和岩性都很不稳定，在短距离内就会出现岩相变化或岩性尖灭，以致井问无法对比。
低渗透油藏开发难点分析及开发对策研究
低渗透油藏开发难点分析及开发对策研究 摘要：低渗透油藏是针对储层物性特征的概念，一般是指渗透性能较低的储层，国外一般将低渗透储层称之为致密储层。低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源，但一般是指低渗透油气藏。在进行当前低渗透油藏开发难点分析的基础上，介绍了低渗透油藏开发的管理和技术对策研究。 关键词：低渗透油藏开发难点开发对策研究 0引言 低渗透油藏在勘探阶段就要依靠储层改造提高产能，几乎全部新井都需要压裂投产。结合胜利油田低渗油藏的特点和国内外低渗透油藏开发技术的新进展，科学规划近期乃至未来5～10年的技术发展方向，关系到低渗透油藏的有效动用，关系到胜利油田的稳定发展大局。 随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为陆上油田增储上产的必经之路。 在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。 1低渗透油藏开发难点分析 优化和完善注采井网，是提高低渗透油藏采收率的重要途径，而合理调整注采井网的首要前提，是了解和掌握低渗透油藏开发现状。国内低渗透油田开发技术与国外相比，存在一定差距，这里列举了目前普遍存在的四个问题。 1.1 注采井网部署未考虑沉积微相类型和分布特征 沉积微相研究是井网部署的地质依据。但由于初期人为划分开发单元，沉积微相研究也以人为划分的油田或开发单元展开，导致编制开发方案针对各开发单元主体部位，缺乏整体考虑。 1.2 注采井网未考虑裂缝分布 由于目前对裂缝分布认识的局限性，对油田注入水流线推进规律认识不清，注采调整过程中，注采井网部署未考虑裂缝分布，油田注水开发后，注入水沿裂缝突进，造成主线上油井含水上升快，甚至暴性水淹，油井产量下降快。同时，侧向油井见效差，甚至注水不见效，长期低产低液。
低渗透油藏调研报告
低渗透油气藏调研报告 1 概念 21世纪以来，我国国民经济持续快速发展，对能源的需求量日趋增大，目前我国已成为仅次于美国的世界第二大能源消费国。石油和天然气作为目前影响我国能源安全的战略能源品种，其供需矛盾十分突出。据统计，2011年我国全年共消耗石油是4.5亿吨，其中2.5亿吨从国外进口，占石油总需求的56％。这意味着中国能源环境已经从“比较安全”向“比较不安全”转移。 2 0 0 6 年以来，国际油价持续走高，特别是自2 0 0 8 年1 月2 日国际油价首次突破1 0 0 美元/ 桶后，一直走高达到1 4 7 . 2 美元/ 桶的历史最高记录。尽管2 0 0 8 年9 月以来，由于国际金融危机的蔓延使得国际油价回落，但从长远看，石油是一种不可再生的战略资源，多个国际机构组织预测，至2 0 3 0 年石油仍将在全球一次能源消费中占据主导地位，国际石油市场仍以卖方市场为主，国际油价仍将高价位运行。随着我国石油对外依存度的升高，中国在国际油价的话语权将会越来越少，石油、天然气的国际高价格将给我国经济的长期持续稳定发展带来巨大挑战。 随着世界和我国油气工业的发展消耗以及未来对石油的需求，那些规模大、储量大、资源丰度高、易勘探、好开采的油气资源在整个剩余油气资源总量中所占的比重越来越小，一些以前不被重视的、未列入主要勘探目标的、开发效益相对较差、勘探开发技术要求高的油气资源逐步成为全球油气勘探开发的热点。用于常规油气资源勘探开发的工艺技术也可同样适用于低渗透油气资源。此外，低渗透油气资源勘探开发过程中对环境的影响是所有目前人类可开发利用的非常规油气资源中相对较小的，因而开展低渗透油气资源研发的重要性日益凸显。 近年以来在大庆、吉林、辽河、胜利、长庆等主要油田陆续发现了许多低渗透油藏。据统计，在近几年探明的未动用石油地质储量中，渗透率小于50md的低渗透储量占58%，而在探明的石油地质储量中，低渗透油藏的石油地质储量所占比例高达60~70%，甚至更高。经过多年的研究和试验，我国在低渗透油田的特征认识、开发决策和工艺技术等方面，都有了较大的发展和提高。但是，目前，世界范围内的低渗透油藏开发均没有取得突破性进展，低渗透储量的动用程度很低，只有储层条件好、埋藏浅的低渗透油藏才得到较好的开发。
特(超)低渗油藏开发技术
二、特（超）低渗透油藏开发技术 延长油田石油开发近年来形成了以“精细油藏描述、油田产能建设、注水开发和水平井开发”为核心的特（超）渗油藏开发技术，为延长油田科学、规范、有序、高效开发提供有力的技术支撑。 1、特（超）低渗透油藏精细描述技术 油藏精细描述是在油藏开发的各个阶段，以精细描述地层框架、储层和有效储层及流体空间展布为核心，建立和完善可视化地质模型的技术。延长油田属于典型的低孔低渗岩性油藏，所以储层精细描述是油藏精细描述技术的重点。特低渗透油藏精细描述技术在应用过程中主要包含以下5项重要技术：（1）、旋回厚度结合高分辨率层序地层学地层对比技术：结合鄂尔多斯盆地沉积特征，将高分辨率层序地层学与传统的旋回厚度小层划分方法有机衔接，实现了分层时间域的统一，单砂体划分趋于合理。 （2）、基于流动单元的多参数储层评价技术：针对低渗-特低渗储层岩性、孔隙结构、渗流能力的定量分析，利用地质统计分析方法，选取粒度中值、渗透率、含油饱和度等作为流动单元划分参数,建立流动单元判别函数。 （3）、基于相控约束与随机建模的隔夹层表征技术：在测井相研究的基础上，利用确定性建模与随机建模相结合的方法，模拟砂体内部隔夹层的空间展布，精细刻画和量化表征隔夹层空间展布情况。 （4）、复杂裂缝描述技术：通过野外露头观测、岩心古地磁测量和微地震监测三种手段，综合评价储层天然裂缝和人工裂缝发育特征。运用非结构性网格方法近似模拟技术实现了网格系统、裂缝单元一致性表征。 （5）、油水分布精细刻画技术：在储层精细描述的基础上，结合剩余油监测、水洗检查井分析、生产测试资料等，通过数值模拟、油藏工程分析精细刻画油水分布状况，实现剩余油空间分布量化表征。 在油田的不同开发阶段，油藏精细描述应用的侧重点也不尽相同，在开发前期，侧重于前4项技术的应用，在开发后期，更多是要对油水重新分布情况进行研究。目前，在延长油田的开发中，以上技术都紧跟国内外的研究步伐，但由于测试手段和技术水平的限制，复杂裂缝描述技术应用不能达到油田精细开发的精度和深度。
超低渗透产量
西南石油大学学报（自然科学版） 2011年10月第33卷第5期 Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition） V ol.33No.5Oct.2011 编辑部网址：http：//https://www.360docs.net/doc/6d17550810.html, 文章编号：1674–5086（2011）05–0109–05DOI：10.3863/j.issn.1674–5086.2011.05.019 中图分类号：TE34文献标识码：A 选用产能因子构建超低渗透油藏产量关系*李雄炎1，2，3，李洪奇2,3，周金煜4，刘苗绘2,3，何强2,3 1.中海油研究总院，北京东城100027； 2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京昌平102249； 3.中国石油大学地球探测与信息技术北京市重点实验室，北京昌平102249； 4.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安710021摘要：复杂的渗流机理和敏感的改造工程，使鄂尔多斯盆地陇东地区超低渗透油藏的试油和稳产产量之间的关系紊乱。针对这一问题，基于达西定律和裘皮公式，分别探讨探井/评价井、开发井在试油和稳产阶段产量、产能之间的关系。由于超低渗透油藏中流体的渗流规律表现为非达西渗流，线性渗流定律在应用的过程中存在一定的限制。因此，不仅超低渗透油井在试油和稳产阶段的产量之间无明显关系，而且试油和稳产阶段的比采油指数之间线性相关程度也不够高。通过构造产能因子，并对其进行改进，探井/评价井、开发井的试油和稳产真产能因子（P F2）之间的线性相关系数分别为0.8937和0.8177。基于P F2，利用试油产量预测稳产产量，并与实际稳产产量进行对比，探井/评价井和开发井稳产产量预测的平均相对误差分别为8.27%和13.36%。 关键词：超低渗透油藏；非达西渗流；试油产量；稳产产量；产量关系；比采油指数；产能因子 网络出版地址：http：//https://www.360docs.net/doc/6d17550810.html,/kcms/detail/51.1718.TE.20110704.0946.003.html 李雄炎，李洪奇，周金煜，等．选用产能因子构建超低渗透油藏产量关系[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2011，33（5）：109–113． 引言 自20世纪90年代以来，随着低幅度构造油气藏和岩性油气藏的广泛勘探，低对比度油气藏逐渐成为我国每年新增油气储量的主力[1]，如柴达木盆地三湖地区的低饱和度气藏、松辽盆地敖南地区的低电阻率油藏、准噶尔盆地石炭系的火山岩气藏等。近年来，作为低对比度油气藏之一的超低渗透油藏（0.1～1.0mD）已成为勘探开发的主力对象。鄂尔多斯盆地陇东地区拥有丰富的超低渗透油藏，但勘探开发过程中的低、深、难问题尤为突出。 对于无自然产能的超低渗透油藏，必须进行压裂改造，才能获得原油产量。由于启动压力梯度和应力敏感的存在，超低渗透油藏渗流机理较为复杂，使得描述流体在多孔介质中稳定渗流的达西（Darcy）定律和裘皮（Dupuit）公式并不能准确表征流体的渗流特征[212]，从而使适用于常规油气藏的达西定律和裘皮公式在刻画超低渗透油藏中流体的渗流行为时，存在一定的局限性。改造工程的敏感性和渗流机理的复杂性，均给产能表征、产量定量计算、产量关系换算带来较大困难。 长庆油田在上产5000万吨的同时要通过测井精细评价规避快速上产的地质风险，在这一大背景下，准确刻画油井产能，建立试油产量和稳产产量之间的转换关系，对超低渗透油藏开发方案的制订尤为重要。 本文从达西定律和裘皮公式出发，以探井/评价井、开发井的试油产量和稳产产量为基础，利用比采油指数以及产能因子，探索超低渗透油层压裂改造后的试油产量和稳产产量之间的关系。通过对不同类型井的试油产量和稳产产量分析，建立了油井稳定产能预测公式，对研究区和相似地区超低渗透油藏的勘探与开发均具有一定的理论和实践意义。 *收稿日期：2010–09–02网络出版时间：2011–07–04 基金项目：国家高技术研究发展计划（863计划）（2009AA062802）。 作者简介：李雄炎（1983–），男（汉族），湖北天门人，在站博士后，从事地球物理信息处理与解释研究。E-mail：wangliaoziji@https://www.360docs.net/doc/6d17550810.html,