鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响(1)

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延长油田注水区注水开发特征及效果

延长油田注水区注水开发特征及效果

延长油田注水区注水开发特征及效果摘要:延长油田位于鄂尔多斯盆地斜坡,延长油田在早期开发时对井网的布置存在着一定的问题,早期在开发中进行的是依靠原始地层能量进行开采,由于缺乏注水,地层能量下降较快,,所以为了更高效率的对延长石油资源进行开发,最近几年来对延长油田进行了同步注水和滞后注水开发,取得了较好的增油效果。

以下本文就主要分析了延长油田注水区注水开发的特征和效果分析,用以为相关人士提供一点借鉴。

关键词:延长油田注水开发特征效果借鉴一、前言延长油田位于我国的黄土高原鄂尔多斯盆地,区中的断层已不发育,延长油田的主要油藏有3大类,分别是长2油藏、长4+5油藏,长6油藏,部分地区有长8油藏。

长2油藏是受岩性控制,具有弱边底水的特性,长2油藏的渗透率大概为2.0*10-3—20*10-3 um2,长4+5油藏与长6油藏是受到岩性原因控制特低渗透油藏,具有油层数多、储存物性较差、纵向上符合连片等特点,其渗透率约为0.3*10-3—2.0*10-3um2。

以下本文就主要针对这3类油藏进行注水开发分析,为以后的开发工作奠定一个良好的基础[1]。

二、长2油藏开发延长油田的L区为长2油藏的主要储存区域,面积约16km2,砂岩厚度约28.8m,油层厚度12.8m,渗透率18.95*10-3um2,孔隙度16.4%,地层原始压力5.2MPa,压力系数为0.83.1.注水后含水量降低,产油量增加。

L区在初期开发方式为天然能量开发,产油量递减情况较快,2009年的平均单井日产油量约0.97t,随后产油量连续降低,产液量下降。

实施注水之后,产液量明显有所增加,含水率基本变化不大,在2004年底的平均单井日产油量恢复到0.84t,2010年的平均单井日产油恢复到0.94t,含水率为66%。

2.注水效果明显,多向受效井比单向受效井的增油幅度大三向和以上的受效井有的达到2.4t,含水率为68%,双向的受效井日平均产量为1.2t,含水率为67.5%,没有进行控制的日平均产量0.6t,含水率58%。

鄂尔多斯盆地延长组超低渗透岩性油藏成藏流体动力系统特征及其意义

鄂尔多斯盆地延长组超低渗透岩性油藏成藏流体动力系统特征及其意义

西南子系
统 内, 过剩压力差低值 区或 高压差区内相对低值 区为油气成藏的有利地 区; 东北子 系统 内, 平面上 过 剩压 力低值 区为油 气运聚 的有 利地 区。 关 键 词: 过剩压力; 超低渗岩性油藏 ; 成藏流体动力系统; 油气运移; 尔多斯盆地 鄂 中图分 类号 :E 2 . T l2 1 文献标 识码 : 文章 编号 :0 02 4 2 1 )6 14 -7 A 10 -7 X( 0 1 0 .0 40
油层 组 为超 压成 藏流体 动 力 系统 , 通过 成藏 流体 动力 分布特征 分析 , 以进 一 步划 分为 西 南成 藏流 可 体子 系统和 东北 成藏 流体子 系统 。 西南子 系统 由于 构造 上倾 方 向储 层 变得 更 加致 密 , 气以纵 向 油
运移为主 , 东北子系统 内油气既可以纵向运移, 又可以沿着层状输导体横向运移。结论
鄂尔 多斯 盆地 延 长 组 超低 渗 透 岩 性 油藏 成 藏 流体 动 力 系统 特 征 及 其 意义
邓秀芹 姚 泾利 胡喜锋 李士祥 刘 鑫 , , , ,
(. 1 长庆油 田公 司 勘探 开发研究 院/ 低渗透油气 田勘探 开发国家工程 实验 室 , 陕西 西安 2 长庆 油田公 司 勘探部 , . 陕西 西安 7 0 1 ) 10 8 701 ; 10 8
Ab t a t s r c :Ai T e lr e s ae olp os i h e t r fe ta lw p r a i t a d u t — w p r a i t , m h a g -c l i o l ,w t t e fa u e o xr -o eme b l y n l a l e me b l y h i r o i a e d v o p d i n h n r a in i r o a i . h e e r h o h y r d n mi y tm i e o r ie t r e e l e n Ya c a g f m t O d sB s T er s a c n t e h d o y a c s se w l b fs vc o o o n n l e t e f t r c u l t n su y a d e p o ain M e h d F rt t r u h t e s d f c u t a e me o g i g h u u e a c mu ai t d n x lr t . t o s o o i , h o g h t y o o s ct v l i f o g n , s u a i r t l

延长特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析

延长特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析

延长特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析发表时间:2009-12-24T11:13:36.187Z 来源:《中小企业管理与科技》2009年9月上旬刊供稿作者:杨云侠1,2 庞巨丰1 [导读] 延长油田是我国典型的特低渗透油田,主要含油层系是三叠系延长统,为一套内陆湖盆三角洲前缘沉积。

杨云侠1,2 庞巨丰1 (1.西安石油大学电子工程学院;2.延长油田股份公司井下作业工程公司)摘要:延长油田应用真实砂岩微观模型水驱油实验对安塞长6特低渗透油层见水后的水驱油机理及特征观察分析认为:贾敏效应对见水后的水驱油效率影响突出。

注入水形成新的渗流通道,使原已形成的水流通道“锁死”,残留于孔隙喉道处的油滴受阻力而难以运移。

在储层孔隙结构非均质影响下,长6油层中流体的渗流仅作用在部分连通较好的大孔隙内,当注入0.5~0.8倍于孔隙体积的注入水后,油井均已见水。

残留于水洗通道中的油滴在水动力作用下不断发生卡断—聚并—再卡断的过程为见水后驱油效率增加的方式之一。

在裂缝发育带水驱油的形式主要取决于孔隙渗透率、裂缝渗透率以及驱替压力的大小。

关键词:特低渗透油层油井见水贾敏效应双重孔隙介质注水开发效果0 引言延长油田是我国典型的特低渗透油田,主要含油层系是三叠系延长统,为一套内陆湖盆三角洲前缘沉积。

延长统地层可细分为10个油层组,在延长油田长2、长3、长4+5和长64个油层组含油,主力油层为长6油层。

长6油层由一套中细粒硬砂质长石砂岩组成,储层成岩作用强烈,岩性十分致密,物性很差,平均孔隙度13.2%,平均空气渗透率1.29×10-3μm2,属特低渗油层。

油井自然产能极低,压裂是油田主要的投产方式。

延长油田在几代石油人的努力下,已逐步形成了一套较为完善的低渗透油田开发技术。

但是随着油田注水开发的持续进行,新的问题不断暴露,主要问题有:①开发区内半数以上的油井低产,平均日产油为1.35t/d;②油层吸水不均,注水井压力上升快,吸水厚度下降;③部分油井含水上升速度过快,水线推进速度高达2~6m/d,月含水上升速度10%以上。

特低渗油田注水开发受控因素及技术对策初探

特低渗油田注水开发受控因素及技术对策初探

特低渗油田注水开发受控因素及技术对策初探【摘要】注水开发是油田开发过程中,除依靠天然能量开采之外,最可行、最有效、最经济的一种油田开发手段,属二次采油范筹。

本文通过对永宁油田宜西沟长6油藏注水开发见效受控因素进行分析,并提出相应技术对策,以期能够为低渗、特低渗油田实际注水开发提供一定的技术借鉴和指导。

【关键词】注水开发;注水见效;受控因素;技术对策宜西沟油区构造处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部。

区域开发面积33.2km2,主要生产层位三叠系延长组长6油层组,为三角洲前缘——前三角洲沉积,地质储量3025×104t。

储层孔隙度平均值为10.1%,渗透率平均为0.80×10-3μm2,油层平均埋深1600~1700m,单层平均厚度21.2m。

属典型的低孔、超低渗油藏。

该区于2002年4月投入开发,当年钻井18口,年产原油4175 t,截止2007年底,区域全部投入开发,共有生产井292口,年产原油10.37×104t。

2012年5月份,区域全面投入注水开发,设计注水井70口,注入水源为区域地层采出水和洛河砂岩清水两类。

截止2013年底,区域累计注水28.12×104m3,累计采油65.45×104t,累计注采比0.17。

根据开发动态分析显示,区域内部分油井已出现高含水甚至部分油井水淹现象。

根据见水方位平面图显示,受储层天然微裂缝发育程度和平面非均质性影响,主要以裂缝性见水为主。

加之区域属于滞后注水开发,为及早弥补地层亏空,注水井初期射孔层位较多、射开程度较高,且前期部分井组注水强度也相对较大,从而造成部分井组单向突进严重,区域注水效果变差。

1.注水受控因素1.1储层裂缝油藏储层裂缝发育方向一般受油藏构造形态影响,宜西沟油区在前期油井压裂投产时通过裂缝监测表明,本区域人工压裂裂缝方向为北东40°~66°,主应力裂缝方向为北东55°左右,由此表明宜西沟油田的压裂裂缝方向与区域应力裂缝方向基本一致。

鄂尔多斯盆地三叠系低渗透油藏暴性水淹分析及对策

鄂尔多斯盆地三叠系低渗透油藏暴性水淹分析及对策

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Absr c : e lw e me bl yr s r o r n Or o sn h v o h rc e it ss c sp o h sc lp o e t slw ta tTh o p r a it e e v isi d sBa i a es me c a a trsi ,u h a o rp y ia r p ri , i c e o p o u t i ,n r cu e nr s r or ,t.n ted v lp e t e a eo o ep o lm ss c st er lt n hpb t e r d ci t a dfa t r si e ev ise cI h e eo m n , c us f m r b e ,u h a h eai s i ewe n v y b s o
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Ana y i n u e m e s r so u e a e n u o e Lo P r e bi t s r o r r o s n lss a d Co nt r a u e fS dd n W t rI f x f rTh w e m a l yRe e v i si O d sBa i l i n
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鄂 尔 多 斯 地 是 我 国第 二 人 沉 积 盆 地 ,地 跨 陕 、 甘 、
生 产 井 处 于 不 利 裂 缝 方 位 , 注 采 井 网 布 置 不 当或 注 水压 力控 制 不 好 ,就 会 导致 暴 性 水淹 。 此 外 ,鄂 尔 多斯 盆 地 低 渗 透 储 层 一 般 存 在 不 同程 度 的微 细 裂 缝 ,在 原 地 应 力 作 用 下呈 闭 合 状 态 , ‘ 受 到 外 来 注 入压 力 的 作 用 ,微 细 裂 缝 就 会 不 旦 同 程 度 地 张 开 。 压 裂 改 造 、 人 工 注 水 足 提 高 产 量 的有 效 手 段 。 如 果 微 细 裂 缝 的裂 缝 方 位 平 行 注 水 井 与 生 产 井 的连 线 方 向, I与 人 : 裂 缝 方 位 一致 , 在 压 裂 注 水 开 发 过 程 中 , 当注 l { . I 二 水 井 的 井 底 注 水 压 力 接 近 或 超 过 裂 缝 延 伸 压 力 ,裂 缝 前 缘 可 能 由于 微 裂 缝 张 开 而 逐 步 形 成 高 渗 透 带 ,导 致 裂 缝 方位 不利 的 牛 产 井 出现 暴 水 淹 。 1 2 断层 导 水 . 断 层 导水 致 使 注 采 层 系 混 乱 ,形 成 层 注 下层 采 或 下 层 注 上 层 采 的非 同层 注 采 局 而 。 此 外 ,在 断 层 附近 天 然裂 缝 较 为 发 育 ,加 之 断层 为 开 扁性 质 , 若 将 注 采 井 布 置 到 断层 方 向

鄂尔多斯盆地三叠系裂缝性低渗透油藏暴性水淹分析及对策

鄂尔多斯盆地三叠系裂缝性低渗透油藏暴性水淹分析及对策

鄂尔多斯盆地三叠系裂缝性低渗透油藏暴性水淹分析及对策X范全军,张 玲,刘景霞,白雪峰,雷晓银,刘贵山(吴起采油厂,陕西延安 717600) 摘 要:鄂尔多斯盆地低渗透油藏物性差,产能低,储层有裂缝。

在开发过程中,由于未处理好裂缝方位与注采连线之间的关系、断层导水以及低渗油藏底水锥进问题,导致部分油井暴性水淹。

通过对相关文献资料的调研,本文提出了解决油井暴性水淹的措施,以期达到稳油控水,提高采收率的目的,从而保证油藏开发的整体经济效益。

关键词:低渗透油藏;暴性水淹;优化井网;裂缝方位;导水断层;底水锥进 中图分类号:T E348(226) 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)04—0138—031 鄂尔多斯盆地及油藏特征介绍鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,地跨陕、甘、宁、蒙、晋5省区,勘探面积32×104km2。

从盆地整体构造特征看,西降东升,东高西低,非常平缓,每公里坡降不足1°。

从盆地油气聚集特征讲是半盆油,满盆气,南油北气、上油下气。

具体讲,面积大、分布广、复合连片、多层系。

该盆地经过多年勘探发现,是寻找新油(气)田、建设大油(气)区颇有远景的有利地区。

“十五”期间鄂尔多斯盆地是CNPC增储上产的主战场。

经过多次资源普查与评价,该盆地确定的石油资源总量近百亿吨,其中三叠系占76.42%,如果这些储量能够得到高效开发,其社会效益和经济效益是相当大的。

鄂尔多斯盆地三叠系油藏油层物性差,产能低,储层有裂缝,吸水能力较强,具有非达西渗流特征;平面非均质性强,原始地层压力低,地饱压差小,天然能量贫乏,启动压力梯度较大。

2 对鄂尔多斯盆地油藏采用的开发方式因于油层致密、渗透率低,即使存在水体也很难发挥作用,况且油藏普遍仅存在很小的水体或没有水体。

其次,低渗透油田由于物性差、自然产能低或无自然产能。

一般情况,低渗透油藏难以获得工业开发价值。

通过国内外油田开发实践,目前“先压裂改造后人工水驱”方式是油田开发最有效的开发方式,鄂尔多斯盆地三叠系油藏,亦采用“先压裂改造后人工水驱”方式。

鄂尔多斯盆地延长组油气地质特征及开发特点

鄂尔多斯盆地延长组油气地质特征及开发特点

鄂尔多斯盆地延长组油气地质特征及开发特点作者:褚莎马福丽薛慧博来源:《中国化工贸易·中旬刊》2017年第02期摘要:鄂尔多斯盆地是我国最早实施石油勘探的地区,特别是近年来,我国鄂尔多斯盆地的非常规油气资源的勘探和开发在不断发展和进步,且我国的非常规油气资源丰富。

鄂尔多斯盆地延长组的储集层成熟度较低,成岩作用强,岩石颗粒细、分选差,胶结物含量高,储集空间变化大、非均质性较强,是我国典型的低渗透油藏。

本文主要介绍了鄂尔多斯盆地延长组油气地质特征及其油藏储存特性,为将来的勘探开发提供有效的数据参考。

关键词:鄂尔多斯;延长组;油气地质特征1 前言随着世界经济的飞速发展,能源的快速消耗,全球能源紧缺,非常规油气资源在世界能源格局中的地位越来越重要,其地质特征及开发特点对缓解全球的经济危机具有非常重要的作用。

我国鄂尔多斯盆地地区的非常规油气资源丰富,分布在延长组长6长7砂岩属于低渗透油田,延长组油田在我国的油藏储存中占有重要地位。

因此鄂尔多斯盆地延长组油气地质进行研究,对我国的油气开发具有非常重要的意义。

2 鄂尔多斯盆地油气地质特征构造简单,圈闭界限不明显。

鄂尔多斯盆地属于多旋回叠合型盆地,经历过稳定的地质沉降和凹陷迁移结构出现明显的扭动。

盆地内构造相对简单,地势平缓,整体呈现东高西低的单斜坡地貌,由于地区储层的低渗透以及运移通道平缓制约了地下油层的长距离运移,油层以近源充注形成储藏为主,单斜坡的地形构造下,地形构造圈闭不发育,地下油层主要分布于岩性圈闭中。

由此可见,该区域内的长藏主控条件是:近油源、砂岩与烃源岩有良好的倾向接触,使其具备了很好的石油运移通道条件以及发育岩层的圈闭性。

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡区是低渗透油层的发育区,其储层物性较,砂岩发育,储层的发育良好。

延长组油层的成藏形式:陕北地区构造东高西低,整体走向沿北北东向南南西延伸,沉积相与地形走向一致,主河道的方向沿构造高的区域向低的区域延伸,通过研究发现主河道的圈闭不发育。

超低渗油藏超前注水区油井压裂时机探讨

超低渗油藏超前注水区油井压裂时机探讨

收稿日期:2008203220作者简介:杨克文(19632),男,高级工程师,博士,主要从事油气田开发研究与管理工作. 文章编号:16732064X (2008)0520049204超低渗油藏超前注水区油井压裂时机探讨Study on the best fracturing opportunity of the oil w ells in the advanced w ater flooding zoneof super 2low permeability reservoirs杨克文1,2,万晓龙3,贾军红2,王永康2,李书恒3(1.西北大学地质系,陕西西安710069;2.中国石油长庆油田分公司油田开发处,陕西西安710021;3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021)摘要:针对部分超低渗油藏超前注水后,油井压裂缝高度控制难度大的问题,通过声发射测试及有限元模拟方法分别对超前注水前、后的地应力特征进行了研究,认为超前注水后,储、隔层应力差更低,不利于控制压裂缝高.在对该类岩石物理性质研究的基础上,通过物理模拟实验方法对该类油藏油井压裂时机进行了研究,认为油井在未注水前压裂,有利于控制缝高,压裂试油结束后注水,待地层压力达到超前注水设计压力水平后投产,可提高开发效果.关键词:超低渗油藏;压裂时机;裂缝高度控制;超前注水;地应力中图分类号:TE357.1+1 文献标识码:A 随着开发程度的不断深入,超低渗透油藏(渗透率小于1.0×10-3μm 2)逐渐成为鄂尔多斯盆地油田稳产接替的主要资源.这类油藏主要分布在鄂尔多斯盆地东北及西南两大沉积体系的前缘[124],储层岩性致密,以细砂岩、粉细砂岩为主,物性差,启动压力梯度高,难以建立有效压力驱替系统[527].在盆地西南缘陇东地区庄19井区长8、庄40井区长6开展超前注水开发试验,井网方位N E75°.在地层压力达到超前注水要求后,对油井进行了压裂改造、投产,并应用井下微地震技术对压裂缝进行了监测.井下微地震裂缝测试是通过监测裂缝端部岩石的张性破裂和滤失区微裂隙的剪切滑动造成的微地震信号,得到裂缝空间展布特征.测试结果表明裂缝扩展呈现出多种形态复杂性,以双翼缝为主,也有单翼缝,压裂缝方位与开发试验井网部署方位一致,但压裂裂缝高度严重失控,裂缝高度长(50~260m ),裂缝穿透了目的层,向围岩延展.庄40井区超前注水3个月后,庄87222油井射孔、压裂,射孔段长7m (1823~1830m ),井下微地震监测显示压裂缝纵向上延伸长,裂缝高度70m 左右.超低渗油藏超前注水后的压裂特征,给油田开发者提出了一个现实问题:超低渗透油藏油井合理的压裂、投产时机,即在满足超前注水条件,如何较好控制压裂缝高、裂缝展布,实现超低渗油藏的有效开发.1 地应力特征地应力对压裂缝具有控制作用,储隔层地应力差值控制着压裂缝在纵向的延伸,水平两向主应力大小对压裂缝的延伸方向有直接的影响.1.1 原始地应力特征岩石的声发射活动能够“记忆”岩石所受过的最大应力,这种效应为凯塞尔效应.利用声发射凯塞尔效应实验可以测量岩石曾经承受过的最大压应力,是将取自现场的岩心在室内进行加载,用声发射仪接收岩石受载过程中所发出的声波信号.实验是采用与钻井岩心轴线垂直的水平面内,增量为45°的2008年9月第23卷第5期西安石油大学学报(自然科学版)Journal of Xi ′an Shiyou University (Natural Science Edition )Sep.2008Vol.23No.5方向钻取3块岩样,测出3个方向的凯塞尔点处正应力,而后求出水平最大、最小主应力;由与岩心轴线平行的垂向岩样凯塞尔点处的地应力确定垂向地应力.利用声发射凯塞尔效应法对庄19井区、庄40井区进行了地应力大小测定.庄19井区水平最大、最小两向应力差在4.0~6.0MPa 之间,垂向最小应力差在2MPa 左右,对压裂缝走向控制较好,缝高难以控制;庄40井区水平两向应力差在3.5~5.8MPa 之间,垂向最小应力差在3MPa 左右,对压裂缝高控制较难(表1).表1 合水地区长8、长6地层水平地应力数据井区层位井号深度/m 岩性定名水平地应力/MPa 最大最小庄19井区长82庄592242199.3952209.570褐灰色油斑细砂岩深灰色泥岩41.344.637.439.4庄582222162.030灰褐色油斑细砂岩43.037.0庄612232138.280灰褐色油斑细砂岩39.233.1庄40井区长63庄1252191557.5851559.0751572.1601579.6451591.500灰褐色油斑细砂岩黑褐色泥岩黑褐色泥岩灰褐色油斑细砂岩黑褐色泥岩31.533.333.231.934.925.427.627.524.628.4庄852251800.3801807.9501824.090深灰色油斑细砂岩深灰色油斑细砂岩泥岩27.528.932.224.024.227.3庄862201731.6651736.890砂质泥岩砂岩29.528.626.422.81.2 超前注水后地应力分布规律开发实践表明超前注水是特低渗油藏开发的重要技术.超前注水建立了有效压力驱替系统,保持较高的地层压力,降低了因地层压力下降造成的地层伤害[8210],达到提高单井产量和最终采收率的目的.超前注水和油田开发过程实际上是一个地层变形和流体流动的耦合问题.在此过程中,地层压力发生变化,使得地层发生形变,地应力场随之发生改变.对于垂向应力而言,由于受围岩的影响,地应力变化有限;而平面上没有约束可以自由变形,因而平面应力一般来说受超前注水和油井生产的影响更大,因此,注水后地应力场的变化主要体现在水平两个主应力的变化.平面地应力场的变化对压裂裂缝的动态延伸产生影响,采用数值模拟方法对庄19井区注水后的地应力动态分布进行了研究[11212].应用有限元法对应力场分布进行研究,通过岩石力学实验测试手段得到某些井位上的水平地应力数值,建立有限元模型,在整体的边界上施加多次的应力组合求得区域上的应力场分布.在对超前注水后不同时间段地应力场的动态分布研究后,认为地应力变化具有以下规律:超前注水和油井生产对储层地应力产生一定的影响,整体上,平面地应力分布呈现逐步增加的趋势,表现在水平最大和最小主地应力的增加;地应力增加的幅度和注水强度关系明显,当注水强度大时,地应力的增加幅度相对增大;随着累积注水量的增加,注水井附近地应力增加幅度大(2~4MPa ),采油井附近,地应力的增加幅度较小,增加幅度在0.5~3.2MPa 之间(图1).同时,由于平面地应力变化的不均衡性,导致局部应力场发生改变,从而导致压裂缝延伸方向不规则,如单翼缝现象.图1 庄60221井应力与注水量关系图值得注意的是,随着注水量的增大,平面最大、最小主应力增大明显,垂向应力变化虽然有限,但围岩地应力未变,因此,储、隔层之间的应力差减小,不利于控制压裂缝高.因此,超前注水区地应力的变化—05—西安石油大学学报(自然科学版)对油井压裂裂缝具有重要的控制作用,因此,必须对油井压裂时机进行优化.2 油井压裂时机对合理的油井压裂时机,主要是通过物理模拟方法对其进行研究.首先通过岩石力学实验和测井资料的解释,得到储层和隔层的力学参数,根据所测得的力学参数,构建物理模型,模拟不同应力差作用下的油井压裂缝特征.根据弹性力学原理,应用三轴应力试验装置,对庄19井区、庄40井区砂、泥岩的岩石力学参数进行了测定(表2).庄19井区弹性模量属于中低水平,砂、泥岩弹性模量差别不大,不利于缝高控制,且井间非均质性较强.庄40井区砂、泥岩弹性模量存在一定差异,但是井间差异较大.表2 合水地区长8、长6地层岩石力学参数实验数据井区层位井号取心井深/m岩 性实 验 结 果杨氏模量/MPa泊松比抗压强度/MPa庄40长63庄852251797.131803.751810.911821.90泥岩细砂岩细砂岩泥岩214002079024060224900.1800.2500.2200.190221.3167.0175.0184.7庄862201731.081719.901738.65粉砂质泥岩细砂岩粉砂质泥岩3142023590286200.1900.2300.190209.0182.4198.5庄19长82庄192126.40细砂岩160050.27653.7西1472154.152157.50细砂岩泥岩16400171220.2560.26170.674.2庄582222098.222115.202158.272161.96泥岩泥岩细砂岩细砂岩129971178814063119200.2940.2880.2650.27499.490.273.162.0庄612232091.10泥岩183240.24995.3庄592242190.962191.262209.98细砂岩细砂岩泥岩1286612905176870.2720.2700.22565.679.584.3 为了更准确地掌握储、隔层应力大小,得到连续的岩石力学剖面,庄19井区庄61223井进行了5700测井,测井解释表明庄61223井隔层、油层平均泊松比分别为0.29和0.24,其平均剪切模量为2.0×104MPa和2.6×104MPa,岩石力学性质差异性较小(图2).图2 庄61223井力学性质剖面 根据储、隔层岩石力学参数,采用不同比例的砂、水泥做成人工模型,模拟储、隔层,施加不同的应力差,观察能够使人工裂缝从储层刚进入隔层的临界应力差.物理模拟结果表明储、隔层应力差对压裂缝高具有控制作用:当应力差大于4MPa时,裂缝仅在模型中部扩展,表明4MPa的应力差能够有效阻止裂缝垂向扩展;当应力差为2MPa,裂缝的垂向扩展并没有受到垂向应力差的影响,在上、下层均得到了充分的扩展,说明2MPa的应力差不能阻止裂缝的垂向扩展(图3).当储层与上、下隔层应力差不等时,裂缝可在应力差较大的方向控制在储层内延伸,而另一个方向不易控制.因此,超低渗油藏油井压裂最好在注水井未注水前,油井主要受原始地应力的影响,裂缝展布形态、高度等参数较为理想.压裂试油后关井,注水井投注,待地层压力达到方案设计的地层压力保持水平后,油井投产,其开发效果可能更好.—15—杨克文等:超低渗油藏超前注水区油井压裂时机探讨图3 压裂缝缝高与储、隔层应力差关系曲线3 结 论超低渗油藏由于岩性致密,储、隔层应力差小,超前注水后应力差更低.为了保证增产、开发效果,压裂时应避免或减少受超前注水影响的储层地应力变化引起的缝高失控发生.油井最好在未注水前的原始地应力条件下压裂,有利于控制缝高和裂缝方位,试油结束后注水井投注,待地层压力达到超前注水设计压力水平后投产,提高开发效果.参考文献:[1] 长庆油田石油地质志编写组.中国石油地质志[M].北京:石油工业出版社,1992.[2] 杨友运,张蓬勃,张忠义.鄂尔多斯盆地西峰油田长8油组辫状河三角洲沉积特征与层序演化[J].地质科技 情报,2005,24(1):45248.[3] 李斌,朱永铭,管英柱.靖安油田上三叠统延长组长6段沉积相研究[J].新疆石油地质,2005,26(1):57261.[4] 史成恩,万晓龙,罗晓容.甘肃陇东地区长6、长8沉积差异及低渗响应特征[J].地质力学学报,2006,12(4):4542461.[5] 杨球,聂孟喜,宋付权.低渗透砂岩渗流启动压力梯度[J].清华大学学报,2004,44(12):165021652.[6] 李忠兴,韩洪宝,程林松.特低渗油藏启动压力梯度新的求解方法及应用[J].石油勘探与开发,2004,31(3):1072109.[7] 刘建军,刘先贵,胡雅衽.低渗透岩石非线性渗流规律研究[J].岩石力学与工程学报,2003,22(4):5562561.[8] 车起君,雷均安,冉玉霞.超前注水提高特低渗透油田开发效果[J].大庆石油地质与开发,2003,20(1):20222.[9] 李亮,胡建国,阎纪辉.超前注水是低渗透油田开发的重要途径———以长庆油田三叠系延长组油藏为例[J].新疆石油地质,2001,22(3):2322234.[10]王瑞飞,宋子齐,何涌.利用超前注水技术开发低渗透油田[J].断块油气田,2003,10(3):43245.[11]刘舟波,姚飞.层间最小主应力差对水力裂缝扩展的影响———F3D压裂软件的应用[J].钻井液与完井液, 1998,15(4):16218.[12]夏惠芬,李福军,邸建英.垂直裂缝几何形态数值模拟及影响因素分析[J].钻采工艺,1996,19(2):25227.编辑:贺元旦(上接第48页) (3)盖层和底层与产层的应力差对缝高影响较大,当隔层与产层的应力差大于5MPa左右时,裂缝被限制在产层内.参考文献:[1] G iger FM.Horizontal wells production techniques in het2erogeneous reservoirs[C].SPE13710,1985.[2] Hossain M M,Rahman M K.Hydraulic fracture initiationand propagation:roles of wellbore trajectory,oerforationand stress regmes[J].I Pet Sci&Eng,2000(27):1292 149.[3] S oliman M Y.Review of fracture horizontal wellstech2nology[C].SPE36289,1997.[4] 张广清,陈勉.水平井水压致裂裂缝非平面扩展模型研究[J].工程力学,2006,23(4):1602165.[5] Hossain M M,Rahman M K,Sheik S Rahman.Acompre2hensive monograph for hydraulic fracture initiation from deviated well2bores under arbitrary stress regimes[C].SPE54360,2000.[6] 万仁溥,罗英俊.采油技术手册:第九分册[M].北京:石油工业出版社,2002.[7] 李勇明,赵金州,郭建春.考虑缝高压降的裂缝三维延伸数值模拟[J].钻采工艺,2001,24(1):34237.编辑:贺元旦—25—西安石油大学学报(自然科学版)710065,Shaanxi,China)J XSYU2008V.23N.5p.43245Study on the initiation and propagation la w s of the fractures in horizontal w ell fracturingAbstract:The fracturing of horizontal wells can effectively enhance the oil production rate and the ultimate recovery factor of low2permeability reservoirs,and the initiation and propagation of fractures is one of the most important issues in horizontal well frac2 turing.The mathematical model of the fracture initiation pressure is established,and according to the solution of the model,the conclu2 sions can be drawn that if wellbore azimuth angle is different,the effects of vertical principal stress and minimum horizontal principal stress on fracture initiating pressure are different.The initiation of the fractures is the most difficult when the wellbore azimuth angle of the horizontal well is0°,and it is the easiest when the orientation angle is90°.According to the comparative analysis of the available fracture propagation models for hydraulic fracturing,it is shown that the32D hydraulic fracture propagation model is the most suitable for the simulation of the fracture propagation for horizontal well fracturing.The effect of the stress difference between pay formation and capping formation on the height of the fractures is studied,the result shows that the fractures are limited within the pay formation when the stress difference is more than5MPa.K ey w ords:horizontal well fracturing;fracture initiation;fracture propagation,fracture height controllingL I Zhao2min,CA I Wen2bin,ZHA N G Qi,QU Zhan2qing(Faculty of Petroleum Engineering,China University of Petroleum (East China),Dongying257061,Shandong,China)J XSYU2008V.23N.5p.46248,52Study on the best fracturing opportunity of the oil w ells in the advanced w ater flooding zone of super2low permeability reservoirs Abstract:The height of the fractures of the oil wells in super2low permeability reservoirs becomes difficult to control after the ad2 vanced water flooding.For this reason,the characteristics of the earth stress before and after the advanced water injection are studied by acoustic emission testing and finite element simulation.It is held that the stress difference between reservoir and barrier becomes lower after the advanced water flooding,which is just the cause why the height is difficult to control.The laboratory simulation experi2 ments for determining the best fracturing opportunity of the oil wells in the low2permeability reservoirs are carried out based on the study on the physical properties of tight rocks,and it is shown that the best fracturing opportunity is before water injection,when the height of the fractures is easy to control.The production is put on after formation pressure reaches to the designed advanced water flooding pressure,which can improve the development result.K ey w ords:super2low permeability reservoir;the best fracturing opportunity;fracture height controlling;advanced water flood2 ing;earth stressYA N G Ke2wen1,2,W A N Xiao2long3,J IA J un2hong2,W A N G Yong2kang2,L I S hu2heng3(1.Department of G eology,North2 west University,Xi’an710069,Shaanxi,China;2.Development Department,Changqing Oilfield Company,Xi’an710021,Shaanxi, China;3.Research Institute of Exploration and Development,Changqing Oilfield Company,Xi’an710021,Shaanxi,China)J XSYU 2008V.23N.5p.49252Experimental study on the w ater2flooding characteristics in super2low permeability reservoirsAbstract:According to the laboratory water2flooding experiments of21cores from Chang8formation in Xifeng oilfield,the rela2 tionships between water oil displacement efficiency andreservoir permeability,water injection multiple and displacement pressure gradi2 ent are gained.The results show that,for low2permeability reservoirs,the oil displacement efficiency decreases quickly with the perme2 ability decreasing in lower permeability range;it increases at different amplitudes in different water2cut stages with the water injection multiple increasing,and the water injection rate is also different in different water2cut stages;it presents rising tent with the displace2 ment pressure gradient increasing.K ey w ords:extro2low permeability reservoir;oil displacement efficiency;permeability;water injection multiple;displacement pres2 sure gradientGA O Yong2li1,S HA O Yan2,ZHA N G Zhi2guo2,CHEN Ming2qiang1,GA O Xin2kui3(1.College of Petroleum Engineering,Xi’an Shiyou University,Xi’an710065,Shaanxi,China;2.No.2Production Plant,Changqing Oilfield Company,Qingcheng751001, G ansu,China;3.Borehole Operation Engineering Company,Y anchang Oilfield Limited Company,Y an’an716000,Shaanxi,China) J XSYU2008V.23N.5p.53256Study on the models for the forced flow2b ack of fracturing fluid and the b ackflow of proppantAbstract:To accurately choose the size of blowout choke and predict fracture2closured time is the key to the flow back of fractur2 ing fluid.Based on the related theories to material balance,rock mechanics and fluid mechanics,the migrating model and mechanic model of proppant for determining the size of blow2off choke and the model for calculating the forced closure time of fracturing cracks are established,in which the force acted on proppant,the two2dimensional water2loss and compressibility of fracturing fluid and the friction of well2bore are ing the established models and the given solution method,not only can the critical size of blowout choke be determined but also the fracture closure time be obtained without a lot of pressure2drop data.The field cases verifyⅦ。

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鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响Ξ柳林旺(中国石油化工股份有限公司华北分公司勘探开发研究院,河南郑州 450006)

摘 要:不同注水时机下,鄂尔多斯盆地延长组特低渗透油藏注水开发规律表现不同的响应特征,

研究确定注水时机,对延长组油藏延长高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。本文着重利用矿场资料统计的方法,对已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏不同注水时机下的开发特征,同时简单分析了其机理。通过研究发现,安塞油田超前、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27:2.3:1.

87:1,因此,尽可能实施早期注水,改善特低渗油藏开发效果。关键词:鄂尔多斯盆地延长组;特低渗透油藏;注水时机;开发特征 中图分类号:TE357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2010)08—0228—03

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长2油层、长6油层,具有低孔隙度11.30~12.30%、特低渗透率1.18~2.20×10-3Λm2的特低渗透油藏。油藏类型以岩性油藏为主。地层原油密度0.75g󰃗cm3,粘度2.20~2.24mPa・s,体积系数1.18~1.19,饱和压力低6.00~6.44MPa,原始油气比为59.2~71.00m3󰃗t。原始地层压力系数0.72~0.96。地层水型为CaCl2。1 油藏开发特征特低渗油田具有独特的开发特征,与中高渗油田的开发有着本质上的差异。认识和掌握特低渗油藏的开发特点,对提高油田开发效果和制订切实可行的有效措施十分重要。1.1 没有无水采油期根据对镇泾油田长62油藏的已投产的98口井统计,投产初期含水范围为9.28%~96.58%,综合含水为42.78%。含水高低与油井的储层物性有直接关系,渗透率越高,含水越低,渗透率越低,则含水越高。长6特低渗透油藏,原始含水饱和度高,一般在44.0%以上,造成了长6油藏不具有无水采油期。1.2 产液量与地层压力关系密切从安塞油田长6油层统计的产液量与地层压力的关系看(图1),原始地层压力为8.81MPa,在原始地层压力条件下日产液为6.47m3,随地层压力的下降,产液量急剧下降,当地层压力下降为6.45MPa时,日产液只有4.22m3,压力下降了27.13%,产液量下降了33.85%。当地层压力由6.42MPa恢复到原始地层压力附近时,产液量也只有4.4m

3

,此时的

产液量为原始地层压力时产液量的70%。由此看来,

该类油藏一旦压力下降,即使压力再恢复到原始地层压力水平,产液量也只能恢复到初期水平三分之二左右。

图1 安塞油田(长6)日产液与地层压力的变化1.3 采出程度与含水呈反“L”关系,而非“S”关系根据张天渠油田长2油层统计的一线、二线和未受效井采出程度和含水关系曲线可以看出(图2),

不论哪种情况,采出程度和含水关系都不遵循童宪章“图版法”的“S”型曲线变化,而是一种反“L”型变化曲线。这就是说,油井在含水20.0%左右以前,即油井见水前,采出程度不随含水的变化而变化,而是基本趋于一条平行于X轴的直线;油井一旦见水,含水直线上升,并很快达到80.0%以上,这一阶段采出程度很小。根据油水两相渗流的分流量方程知,油水粘度比高低和见水后油水两相相对渗透率变化对含水上

822内蒙古石油化工 2010年第8期 

Ξ收稿日期:2010-02-15

作者简介:柳林旺(1982—),助理工程师,2005年毕业于中国地质大学(北京)石油工程专业,现从事油田开发工作。升规律有直接影响。原油粘度低,含水率初期上升慢,后期含水上升快;油井一旦见水,油相渗透率随含水上升而急剧下降,采油指数明显下降,造成产量急剧下降,同时,随着含水上升水相渗透率并没有象中高渗透油田那样得到明显抬升,因而采液指数随含水也急剧下降。长2油藏属于特低渗透油藏,地层原油粘度低在2.20~2.24mPa・s,初期采出程度与含水关系趋于一条平行于X轴的直线,油井见水后,含水很快达到80.0%以上。根据以上规律特点我们可以看出,对于低渗透油藏来说,在中高渗透油田一贯使用提液稳油控水的措施在此无法实现,因此,对于低渗透油藏来说,低含水阶段是重要采油期。图2 天渠油田长2油层单井采出程度和含水关系1.4 不同的注水时机,油井产量恢复程度差异大长6油层不同的注水时机对产量影响很大。例如靖安油田和安塞油田长6油藏,分别对超前注水、同期注水和滞后注水三种情况进行了统计,超前注水产量保持水平高,递减幅度小,稳产时间长。靖安油田从油井投产8个月产量对比来看(图3),超前注水、同期注水、滞后注水见效和滞后注水不见效四种情况对应日产油分别为7.39、3.98、3.24和1.73t,产量比例为4.27:2.3:1.87:1,超前注水产量是同期注水产量的1.86倍、是滞后见效产量的2.28倍。图3 靖安油田不同注水时机油井日产油量对比安塞油田从油井投产9个月产量对比来看,超前注水、同期注水、晚期注水三种情况对应日产油分别为4.44、3.84和3.32t,同期注水产量是超前注水产量的86.5%、晚期注水产量只有早期注水产量的74.77%。安塞油田实验表明(图4),当地层压力降低后,

储层骨架发生弹~塑性变形而造成孔隙减小,渗透率受到了伤害,再提高地层压力到原来值,渗透率仅恢复到原来值60.8%,造成产量恢复程度低,而超前注水可以较好地保持地层压力,提高单井产量,延长稳产时间。

图4 安塞油田某岩心煤油渗流特征曲线采用超前注水对提高特低渗透油藏开发效果具有相当重要的作用。①超前注水可以建立有效的压力驱替系统由压力梯度剖面可以看出(图5),超前注水可以提高油水井之间的驱替压力梯度,当超前注水达到一定的时间后,可使油水井之间驱替压力梯度均大于启动压力梯度。因此,对于特低渗透油藏,采用超前注水,可以建立有效的压力驱替系统,从而提高单井产量。②超前注水降低了因地层压力下降造成的渗透率伤害油藏开发前覆盖在岩石上的压力(外压)与油藏压力(内压)及岩石骨架承受的压力处于平衡状态,

当流体流出后,在没有注水补充情况下,压力平衡遭破坏,在外压和内压压差达到一定时,岩石颗粒变形,从而孔隙体积变小,流体渗流能力变差,超前注水避免了储层因压力下降而造成的伤害。

图5 油水井距离与压力梯度关系图

922 2010年第8期

柳林旺 鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响③超前注水有利于提高油相相对渗透率在同一渗透率条件下,油相的启动压力梯度较高,当水驱油压力梯度提高时,油相相对渗透率上升,而水相相对渗透率变化不大,因此,提高压力梯度,可使部分原不参与流动的油开始流动,超前注水有利于提高油相相对渗透率。④超前注水有利于提高最终采收率根据不同驱替压力下的水驱油试验,提高水驱油的排驱压力,会使驱油效率提高,因为压力的提高可以使更细小孔道的油被驱出,因而超前注水有利于提高最终采收率。2 认识和结论211 从采出程度和含水关系分析看,长2油藏不遵循童宪章“图板法”的“S”型曲线变化,而是一种反“L”型变化曲线。这就是说,油井在含水20.0%左右以前,采出程度不随含水的变化而变化,而是基本趋于一条平行于X轴的直线;一旦油井见水,含水直线上升,并很快达到80.0%以上,这一阶段采出程度很小,因此,特低渗透油藏低含水阶段是重要的无水采油期。212 长6油藏一个显著特点是:产液量和地层压力也具有较好的相关性,压力下降后即使再恢复到原来的地层压力水平,产液量只有原始等值压力下产液量的70%。因此,对于长6油藏的的合理开发,应该尽量早期注水,保持地层压力水平。213 超前注水能最大限度保持压力水平,避免储层物性与地层原油性质变差,保证原油渗流通道的畅通,超前注水能最大限度的提高注入水波及系数,提高了油田开发效果。[参考文献][1] 王道富1鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发[M].北京:石油工业出版社,2007.[2] 曲建山,张书勤,张天渠油田长2油藏注水开发特征分析[J].石油地质与工程,2007,21

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InfuenceofWaterInjectionTimingonDevelopmentinUltra-lowPermeabilityReservoirsofYanchangFormationinOrdosBasinLIULin-wang(ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,

NorthChinaCompany,SINOPEC,Zhengzhou450006)

Abstract:Atthedifferentwaterinjectiontiming,regularitiesofwaterinjectionhavedifferentcharacteristicsinultra-lowpermeabilityreservoirsofYanchangformationinOrdosBasin.Theresearchofwaterinjectiontimingisnecessarytoprolongtheperiodofhighproductionandstabilizedproductionortoenhancetherecoveryration.Thisarticleanalyzestherelationshipsofwaterinjectiontimingandproductionchanges,degreeofreservesrecoveryandwatercontent,reservoirpressureandliquidproducingcapacitybyusingthestatisticalmethodondifferenttypesofdevelopedreservoirsinOrdosBasin.Thenwegetthedevelopmentcharacteristicsofthiskindofreservoirs.Wealsostudythemechanisminthisarticle.Fortheearlystage,samestage,latestageandnon-responsewaterfloodingofAnsaiOilfield,thestudyresultindicatesthatthestabilizedproductionratiooftheinitialperiodis4.27:2.3:1.87:1.Weshouldimplementtheearlystagewaterfloodingasearlyaspossibleforimprovingthedevelopmenteffectsofextremely-lowpermeabilityreservoirs.Keywords:YanchangformationinOrdosbasin;Ultra-lowpermeabilityreservoirs;Waterinjectiontiming;Developmentcharacteristics

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