特低渗透油藏驱替及开采特征的影响因素.doc

特低渗透油藏驱替及开采特征的影响因素 王文环 中国石化石油勘探开发研究院,北京100083 摘要应用非达西渗流理论和非线性弹性渗流理论,分析了影响特低渗透油藏驱替及开采特征的主要因素。研究结果表明,启动压力梯度和毛细管压力是影响特低渗透油藏驱替特征的主要因素;而影响特低渗透油藏开采特征的主要因素是储层的弹塑性,即储层的压力敏感性。在特低渗透油藏的开发中应适当缩小注采井距提高驱替压力梯度,采取整体压裂措施减小启动压力梯度,通过气驱或活性水驱油减小毛细管压力,及时补充地层能量以减少压力敏感性对储层的伤害。 关键词特低渗透砂岩油藏;非达西渗流理论;非线性弹性渗流理论;驱替特征;开采特征;启动压力梯度 中图分类号TE348文献标识码A 文章编号1009-9603200606-0073-03 截至2005年底,中国石化已探明砂岩特低渗透 石油地质储量为4.8269108t,动用储量仅为 2.1251108t,开发效果较差,具有很大的开发潜 力。但在开发技术上局限于实际开采特征的研究, 理论研究尚不够深入。因此,应用渗流理论,研究影 响特低渗透油藏驱替及开采特征的主要因素,揭示 制约其开发效果的内在规律,为特低渗透油藏有效 开发技术政策的研究提供理论依据和方向指导。1 非达西渗流理论与驱替特征影响因素在特低渗透介质中,多孔介质孔隙系统的孔道很微细,固液界面上分子力的作用非常显著。由于固体与液体的界面作用,在油层岩石孔隙的内表面, 存在原油的边界层。在边界层内,原油的组成和性 质与体相原油的差别很大,存在组分的有序变化以 及结构粘度和屈服值。边界层的厚度与原油本身的 性质、孔道大小及驱替压力梯度有关。固液界面上 分子力的作用将阻碍流体的运动,使渗流规律发生 明显的变化,即出现了启动压力梯度。当驱替压力 梯度低于其启动压力梯度时,流体不能流动;当驱替 压力梯度达到启动压力梯度以后,流体开始流动,但 属于低速非线性流动;当驱替压力梯度达到某一临 界压力梯度后,流体开始呈线性流动特征[1-4]。因此,特低渗透油藏的驱替和开采特征不同于中高渗透油藏的达西渗流特征[5],将呈现非达西渗流特征。驱替特征影响因素的研究思路是应用非达西渗流理论,在建立非达西渗流数学模型的基础上,通过求解不同条件下水驱前缘含水饱和度和驱替相压力分布,分析影响特低渗透油藏驱替效果的主要因素。1.1 模型的建立 模型的基本假设包括①流体为不可压缩且不 互溶的非混相一维流动;②水为润湿相,被驱原油为 非润湿相;③水的流动为达西流动,油的流动符合修 正的达西定律;④流体流动符合连续性方程。基于 这些假设,由修正的达西公式及连续性方程,可得油 水两相渗流的水相压力分布偏微分方程和考虑毛细 管压力的两相驱替前缘含水饱和度分布偏微分方 程[6-7]。水相压力分布方程为99x λ9p w 9x 99x λo 9p c 9x q v 01λλo λw kK ro μo kK r w μw 2 式中x 为距离点源的位置,c m;λ为油相和水相流度之和,μm 2/mPa ・s ;p w 为井底压力,MPa;λo 为油的流度,μm 2/mPa ・s ;p c 为毛细管压力,MPa;q v 为油和水总流量,c m 3/s;λw 为水的流度,μm 2/mPa ・s ;k 为岩石渗透率,10-3μm 2;K ro 和K r w 收稿日期2006-09-14;改回日期2006-11-01。 作者简介王文环,女,高级工程师,1991年毕业于石油大学华东石油地质专业,2000年和2004年分别获该校油气田开发工程专业硕士和博士学位,现从事油田开发研究工作。联系电话01051616598,E -mailwenhuanpep ris .com 。 油 气 地 质 与 采 收 率 2006年11月 PET ROLEUM GE OLOGY AND RECOVERY EFF I C I ENCY 第13卷 第6期 分别为油和水的相对渗透率;μo 和μw 分别为油和水的粘度,mPa ・s 。 考虑毛细管压力的两相驱替前缘含水饱和度分布方程为 9S w 9t q t A ・d f w d S w ・9S w 9x 99x λo f w d p c d S w ・9S w 9x 03f w λw λo λw 4 式中为孔隙度;S w 为水相饱和度;t 为某一时刻,s;q t 为体积流量,c m 3/s;A 为过水断面面 积,c m 2;f w 为含水率。 式1和式3均为非线性方程,分别采用I M 2 PES [8-9]进行差分数值计算,通过隐式求解压力,显式求解饱和度。 1.2 计算结果分析启动压力梯度 由计算结果可见图1,图2,启动压力梯度的存在造成了见水前缘平均含水饱和度的降低和驱替相压力的升高, 驱替效果变差。因为随着启动压力梯度的增加,原油的表观粘度增大 ,水窜现象加剧;同时造成油水两相区内渗流阻力增加,注入压力升高。即在特低渗透油藏的实际开发过程中,启动压力梯度的存在造成油井见水早,含水上升快;注水井注入压力高,注水困难。图1 启动压力梯度对前缘含水饱和度分布的影响图2 启动压力梯度对驱替相压力分布的影响毛细管压力 毛细管压力的存在将导致见水前缘含水饱和度降低,含水饱和度前缘超前,水淹区内的含水饱和度趋于均匀;同样亦造成驱替相压力的 增加图3,图4 。即在特低渗透油藏的实际开发过程中,毛细管压力的存在将造成油井见水早,注水井注入压力高。因此,启动压力梯度和毛细管压力是影响特低渗透油藏驱替效果的主要因素,是特低 渗透油田难以开发的主要原因之一。图3 毛细管压力对前缘含水饱和度分布的影响图4 毛细管压力对驱替相压力分布的影响 2 非线性弹性渗流理论与开采特征影响因素油气储层是典型的多孔介质,由于岩石颗粒分选差异较大,多孔介质内部的孔隙空间形状极其复杂。当储层压力发生变化时,岩石所产生的变形将 对流体和储存空间产生很大的影响,进一步影响到多孔介质的渗流特征。 在弹性驱动的假设下,储层的弹性性质在压力下降及压力恢复后都将保持不变。但实际上,室内试验和矿场生产动态都表明,油气储层随着地层压力的变化具有明显的不可逆性或部分不可逆性,即 储层具有弹塑性特征[10-11]。某些岩石在地层压力 明显变化时仅发生弹性变形,流体在此类岩石中的渗流符合弹性渗流理论。而某些岩石在负荷变化后,不能完全恢复本身的原始性质,发生弹塑性变形,流体在此类岩石中的渗流符合非线性弹性渗流 理论[12],非线性弹性渗流是弹塑性渗流中的一种特殊情况。 特低渗透油藏开采特征影响因素研究的思路是应用非线性弹性渗流理论,在建立非线性弹性渗流数学模型的基础上,求解地层压力的分布,研究影响特低渗透变形介质油藏开采特征的主要因素。 2.1 数学模型的建立 假定地层参数随地层压力呈指数变化[12-13],且所有的形变都是完全可逆的,并且在虎克定律适用的范围内,那么就可以得到非线性弹性渗流的泛定方程・47・油 气 地 质 与 采 收 率 2006年11月 9φ9t n 92φr 9x 25φe [βp -p 0]6n k 00μ0α7 式中φ为关于压力的函数;n 为导压系数;r 为渗透率变化综合系数与孔隙和流体综合压缩系数之比;β为孔隙和流体综合压缩系数,MPa -1;p 为目前地层压力,MPa;p 0为原始地层压力,MPa;k 0为原始地层压力下的渗透率,10-3μm 2 ;0为原始地层压力下的孔隙度;μ0为地层原油粘度,mPa ・s;α为渗透率综合变化系数,MPa -1。对式5进行有限差分求解[7-8],从而求出地层压力的分布。2.2 结果分析内边界定产条件下的地层压力分布 在定产生产条件下,计算不同地层渗透率变化系数对应的地层压力分布,其结果是地层渗透率变化系数越大,地层压力降低越急剧图5。试验证明储层的渗透率越小,压力敏感性越强,即地层渗透率变化系数就越大。因此,在实际生产过程中,特低渗透油藏地层压力下降快,造成产量递减快。尤其在异常高压特低渗透油藏中,由于孔隙压力高,在降压开采的过程中,其储层压力敏感性更强,即渗透率变化系数更大,产量递减会更快 。图5 不同渗透率变化系数条件下地层压力分布曲线内边界定产条件下的流压分布 由井底流压和 产量关系可以看出当井底流压一定时,变形越严重的油藏产量越低;而当产量一定时,变形越严重的油藏井底流压越低,即生产压差越大图6,也就是弹塑性越大的油藏产能越低。油藏的弹塑性是影响特低渗透油藏的产能和产量递减的主要因素 。图6 生产井指示曲线3 结论与认识 启动压力梯度和毛细管压力的存在是特低渗透油田难以开发的主要原因之一。在特低渗透油藏的开发中,应采取提高驱替压力梯度或减小启动压力梯度以及降低毛细管压力的措施。例如适当缩小注采井距可提高驱替压力梯度,采取整体压裂措施可减小启动压力梯度,通过气驱或活性水驱油可减小毛细管压力。因此,合理井距确定、整体压裂设计及合理开发方式优选是特低渗透油藏开发技术政策研究的重点内容。 在特低渗透油藏中,由于油藏弹塑性更强,随着地层压力的下降,对油层渗透率伤害更强,将导致产量快速递减,该过程的不可逆性也将严重影响开发效果。因此,在开发过程中,尤其是异常高压特低渗透油藏应以保持地层压力为前提,才能取得较好的开发效果,可见合理转注时机是特低渗透油藏开发技术政策研究的另一重点内容。 参考文献 [1] 李道品.低渗透砂岩油田开发[M ].北京石油工业出版社, 1997114-152. [2] 黄延章.低渗透油层渗流机理[M ].北京石油工业出版社, 198730-101. [3] 冯文光,葛家理.单一介质、双重介质中非定常非达西低速渗流问题[J ].石油勘探与开发,1985,12156-67. [4] 邓英尔,闫庆来,马宝歧.界面分子力作用与渗透率的关系及 其对渗流的影响[J ].石油勘探与开发,1998,25246-49. [5] 何秋轩,阮敏,王志伟.低渗透油藏注水开发的生产特征及影 响因素[J ].油气地质与采收率,2002,926-9. [6] 葛家理.现代油藏渗流力学原理上、下册[M ].北京石油工 业出版社,20031-7. [7] 张建国,雷光伦,张艳玉.油气田渗流力学[M ].东营石油大学出版社,1998139-171.[8] 韩大匡,陈欣雷,闫存章.油藏数值模拟基础[M ].北京石油工业出版社,1993149-215.[9] 李允.油藏模拟[M ].东营石油大学出版社,199976-105.[10]刘建军,刘先贵.有效压力对低渗透多孔介质孔隙度、渗透率的影响[J ].地质力学学报,2001,7141-44. [11]宋付权.变形介质低渗透油藏的产能分析[J ].特种油气藏, 2002,9433-35. [12]戈尔布诺夫A T .异常油田开发[M ].章树宝,译.北京石油工 业出版社,19879-15. [13]杨满平.低渗透变形油藏合理生产压差研究[J ].油气地质与 采收率,2004,11541-43. 编辑 刘北羿 ・57・ 第13卷 第6期 王文环特低渗透油藏驱替及开采特征的影响因素