低渗透油层供液分析及开采对策

　　摘要：由于低渗油田岩性致密，孔喉半径小，渗流阻力大，油井自然产能低，生产压差大油井生产过程中产量递减快，地层压力下降快。针对以上问题，本文从低渗透油藏的开采特征入手，分析了低渗透油藏的地质特征、流体的压力特征以及渗流特征等，并研究了影响低渗透油藏驱替及开采的主要因素。同时，建立了低渗透油藏渗流规律数学模型，从理论解析的角度研究了流体在地层内的流动规律，产量的变化情况，及影响低渗透油藏供液的主要因子。在此基础上，提出了针对低渗透油藏的开发对策，主要运用注水开发模式，为了解决注水开发中的矛盾，可以通过油水井调整、油井增产措施和建立合理有效的注采系统进行调节。
　　关键词：低渗透油藏；开采特征；供液分析；开发对策
　　前言：由于在油田开发过程中，低渗透油藏渗透率极低，渗流特征也不同于高渗油田。大多数低渗油田岩性致密，孔喉半径小，渗流阻力大，油井自然产能低，生产压差大。低渗透油田一般边底水都不活跃，天然能量不充足，能量消耗快，产量递减快，地层压力下降快。为保持地层压力，我国低渗透油藏基本都采取了注水保持压力的开发方式，但注水开发过程中，存在一个普遍的矛盾，就是注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的增长，矛盾加剧，甚至发展到注水注不进去的地步。注水井附近地层压力和注水压力上升迅速，注入量下降快，故生产井见效慢。对于裂缝发育的低渗透油藏，由于低渗油藏裂缝与基质存在较大差异，注入水易沿裂缝方向发生水窜，井网中既存在由于裂缝发育主向井过早水淹的局部剩余油富集区，又存在由于排距较大而出现的无水控制区，水驱各向异性明显，平面矛盾加剧。油井见水后，采液、采油指数大幅下降，产量急剧递减，油田稳产难度大。裂缝性低渗透油藏动态特征与常见的孔隙性储集层油藏动态特征具有显著差异。不同油田，同一油田的不同区域，甚至不同井组之间油层都存在较大差异。因此对低渗透油藏开采特征及其影响因素等具体分析，搞清楚低渗透油藏的供液状况，对其制定相应的开发对策具有十分重要和积极作用。
　　1。低渗透油藏开采特征分析
　　1。1低渗透油田的地质特征
　　近源沉积未经过长距离的搬运就沉积下来，碎屑物质颗粒大小悬殊，分选差，不同粒径颗粒堆积在一起，不同粒径颗粒及泥岩充填在不同的孔隙中，使得储层总的孔隙及连通孔隙大幅度减少，形成低渗透储层〔12〕。这类储层一般以砾岩、砂砾为主，矿物成熟度低，颗粒分选差，比如老君庙M油层。远源沉积离物源较远，水流所携带的碎屑物质，经过长距离的搬运，颗粒变细，悬浮部分增多，形成粒级细、孔隙半径小、泥质含量高的低渗透储层，比如新民油田等〔3〕。成岩作用形成低渗透储层在沉积后发生压实、交结、溶蚀等成岩作用，使得孔隙度、渗透率不断降低，形成低渗透致密层。
　　1。2低渗透油田流体和压力特征
　　流体特征：一般来说，我国主要的低渗透油藏原油性质较好，主要体现在：一方面，低渗透油田原油一般属于正常的稀油，基本上没有稠油；另一方面，在同一油田范围内，低渗透储层的埋深较深，其原油性质较埋深较浅的高渗储层要好。
　　压力特征：除了正常的压力系统外，我国存在许多异常高压油田，这些油田都属于低渗透油田，特别是压力系数大于1。4的超高压油田。异常高压大体上可以分为两种类型：一种是与地层沉积和欠压实有关〔4〕；另一种是与构造作用有关。
　　1。3低渗透油田的渗流特征
　　低渗透油田流体渗流时，一般表现出流速与压差不成比例正比的关系，这就是非线性渗流特征〔5〕。形成非线性渗流的原因主要是固液表面形成边界层，边界层厚度越大，非线性渗流特征就越明显。
　　1。4低渗透油田的开发特征
　　低渗透油田由于其渗透率低，且渗流特征也不同于中高渗透油田。因此，其开发特征与高渗油田油很大的不同。低渗透油田具有五个主要的开发特征：（1）天然能量小、产量和一次采收率低；（2）注水井吸水能力低，启动压力和注水压力上升快；（3）生产井见水效果差，低压、低产现象严重；（4）油井见水后产液（油）指数急剧下降，稳产难度大；（5）裂缝性砂岩油藏吸水能力较强，水驱各向异性明显。
　　2。低渗透油藏驱替及开采的影响因素
　　由非达西渗流理论及非线性弹性渗流理论研究可知，影响低渗透油藏驱替及开采的主要因素有：启动压力梯度、毛细管压力和压力敏感性。
　　2。1启动压力梯度的影响
　　实验表明，低渗透油藏存在启动压力梯度，启动压力梯度的存在可以造成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。因此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〔6〕；同时造成油水两相区内渗流阻力增加，注入压力升高。即在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水见水早，含水上升快，注水井注入压力高，注水困难。
　　2。2毛细管压力的影响
　　毛细管压力的存在将导致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，造成驱替压力的增加，即在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。
　　2。3储层压力敏感性的影响
　　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，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。
　　3。低渗透油藏供液分析
　　3。1低渗透油藏渗流规律计算
　　首先做以下基本假设：
　　（1）假设流体为不可压缩、不互溶的非混相一维流动问题；
　　（2）水为润湿相，被驱原油为非润湿相；
　　（3）水的流动为达西渗流，油的流动符合修正的达西渗流；endprint
　　（4）流动符合连续性方程。
　　再根据假设条件，由达西公式及连续性方程，可得以下偏微分方程：
　　油相：（41）
　　水相：（42）
　　辅助方程（43）
　　（44）
　　式中，为毛管力。
　　根据连续性方程及修正的达西定律，可以得到以下的考虑毛细管力的两相驱替方程：
　　（45）
　　式中：体积流量；
　　含水率；
　　A横截面积。
　　利用式（45）可以计算出含水饱和度的分布。
　　3。2采液指数理论计算
　　对于某些封闭或边界有补给（补给量小于采出量）的泄油区，其不定常渗流井底压力晚期公式为：
　　（46）
　　而根据物质平衡得到的泄油区平均压力公式为：
　　（47）
　　采液指数J定义为：
　　（48）
　　通过以上公式得到：
　　（49）
　　式中，为油相渗透率（），为油粘度（），为油相体积系数，A为泄油面积（m2），为Dietz（1965）形状系数，取值如下：
　　圆形：31。62
　　正六边形：31。6
　　正方形：30。88
　　矩形（1：2）：21。84
　　矩形（1：4）：5。379
　　矩形（1：5）：2。361
　　以上是油井位于泄油区中心的情况，某些偏心情况可参考Dietz的有关论述。
　　4。低渗透油藏开采对策研究
　　4。1调整注水井配注
　　一是提高中低渗透层的注水强度，适当降低高渗透层的注水量或间隙停注。二是加强非主要来水方向的注水，控制主要来水方向的注水。
　　4。2对油井实施增产措施
　　一是换层生产：在一个层系内，长期多层合采的生产井，如果含水率已经很高产量很低，应当根据静态资料和井史资料，分析出高含水层，将其卡封，以发挥中低渗透层的作用，或射开其他薄层或二类有效厚度的油层。二是改造油层：在油田开发过程中，由于各种原因造成井底附近的活塞堵塞，通过改造油层为油井增产。
　　4。3建立合理的注采系统
　　一是确定合理的注水压力，合理的注水压力的确定应遵循以下几个原则：
　　（1）对于裂缝不发育的常规砂岩油藏传统的合理注水压力界限为油层破裂压力的0。9倍。
　　（2）对于裂缝发育的低渗透油藏若初期采用反九点注水，或裂缝方向未搞清楚时，应根据注采动态反应确定破裂压力，合理的注水压力取动态破裂压力的0。9倍。如头台油田井口动态破裂压力平均9。2MPa，小于0。9倍破裂压力。
　　（3）对于裂缝发育的低渗透油藏，若实施线状注水，则应根据地应力和裂缝间的关系确定合理的注水压力。
　　二是确定合理的井底流压，从抽油机本身工作状况分析，油井的最低流压界限常用井底允许的脱气量来决定。因此，合理的流动压力应保证储层最低允许流动压力之上的条件下，使抽油泵在最佳的泵吸入口压力下工作。
　　三是确定合理的注采比，对于低渗透油藏初期应采用较高注采比，当注水压力达到合理的注水压力后应逐渐降低注采比；合理注采比受合理注水压力和流压的影响，合理的注采比就是在合理注水压力和合理流动压力制约下的注采比。
　　四是确定合理的注采井距，实验研究发现，将技术极限井距和经济合理井距相结合，可以更加合理的确定注采井距。若前者大于后者，可以按照经济合理井距布井；若后者大于前者，仍按经济合理井距布井会形成油、水间不易流动带。
　　五是确保有效驱替压差的建立，低渗透油田开发关键是建立有效的驱替压差。对于特低渗油田，驱油效率与驱替压力梯度呈正比关系。驱替压力梯度大，驱油效率就高，相应采收率就大。
　　5。结论
　　（1）低渗油田岩性致密，孔喉半径小，渗流阻力大，油井自然产能低，生产压差大。一般边底水都不活跃，天然能量不充足，能量消耗快，产量递减快，地层压力下降快；
　　（2）低渗透油田天然能量小、产量和一次采收率低、注水井吸水能力低，启动压力和注水压力上升快、生产井见水效果差，低压、低产现象严重、油井见水后产液（油）指数急剧下降，稳产难度大、裂缝性砂岩油藏吸水能力较强，水驱各向异性明显；
　　（3）启动压力梯度、毛细管压力和储层的弹塑性即储层的压力敏感性是影响低渗透油藏驱替及开采的主要因素；
　　（4）对油水井进行调整和对油井进行增产措施是调高注水井的注水量，及建立合理的注采系统，是调整低渗透油藏平面矛盾、层内矛盾和层间矛盾的主要方法。
　　参考文献：
　　〔1〕黄冬梅，杨正明，郝明强，张英芝。微裂缝性特低渗透油藏产量递减方程及其应用〔J〕。油气地质与采收率，2008，（01）：9091，100，117
　　〔2〕赵传峰，姜汉桥，王佩华，丁燕飞。裂缝型低渗透油藏的水窜治理对策以扶余油田为例〔J〕。石油天然气学报，2008，（06）：116118，387
　　〔3〕李钢，谢传礼，刘德华。低渗透砂岩油藏水驱特征分析〔J〕。内蒙古石油化工，2008，（19）：8586
　　〔4〕高辉，宋广寿，等。西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响〔J〕。西北大学学报（自然科学版），2008，（01）：121126
　　〔5〕杨军。低渗透油藏开发效果综合评判体系新探讨〔J〕。中外能源，2008，（05）：5458
　　〔6〕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，2202，9（2）：69
　　作者简介：曹琳，2006年大学毕业，供职于长庆油田分公司。endprint
　　（4）流动符合连续性方程。
　　再根据假设条件，由达西公式及连续性方程，可得以下偏微分方程：
　　油相：（41）
　　水相：（42）
　　辅助方程（43）
　　（44）
　　式中，为毛管力。
　　根据连续性方程及修正的达西定律，可以得到以下的考虑毛细管力的两相驱替方程：
　　（45）
　　式中：体积流量；
　　含水率；
　　A横截面积。
　　利用式（45）可以计算出含水饱和度的分布。
　　3。2采液指数理论计算
　　对于某些封闭或边界有补给（补给量小于采出量）的泄油区，其不定常渗流井底压力晚期公式为：
　　（46）
　　而根据物质平衡得到的泄油区平均压力公式为：
　　（47）
　　采液指数J定义为：
　　（48）
　　通过以上公式得到：
　　（49）
　　式中，为油相渗透率（），为油粘度（），为油相体积系数，A为泄油面积（m2），为Dietz（1965）形状系数，取值如下：
　　圆形：31。62
　　正六边形：31。6
　　正方形：30。88
　　矩形（1：2）：21。84
　　矩形（1：4）：5。379
　　矩形（1：5）：2。361
　　以上是油井位于泄油区中心的情况，某些偏心情况可参考Dietz的有关论述。
　　4。低渗透油藏开采对策研究
　　4。1调整注水井配注
　　一是提高中低渗透层的注水强度，适当降低高渗透层的注水量或间隙停注。二是加强非主要来水方向的注水，控制主要来水方向的注水。
　　4。2对油井实施增产措施
　　一是换层生产：在一个层系内，长期多层合采的生产井，如果含水率已经很高产量很低，应当根据静态资料和井史资料，分析出高含水层，将其卡封，以发挥中低渗透层的作用，或射开其他薄层或二类有效厚度的油层。二是改造油层：在油田开发过程中，由于各种原因造成井底附近的活塞堵塞，通过改造油层为油井增产。
　　4。3建立合理的注采系统
　　一是确定合理的注水压力，合理的注水压力的确定应遵循以下几个原则：
　　（1）对于裂缝不发育的常规砂岩油藏传统的合理注水压力界限为油层破裂压力的0。9倍。
　　（2）对于裂缝发育的低渗透油藏若初期采用反九点注水，或裂缝方向未搞清楚时，应根据注采动态反应确定破裂压力，合理的注水压力取动态破裂压力的0。9倍。如头台油田井口动态破裂压力平均9。2MPa，小于0。9倍破裂压力。
　　（3）对于裂缝发育的低渗透油藏，若实施线状注水，则应根据地应力和裂缝间的关系确定合理的注水压力。
　　二是确定合理的井底流压，从抽油机本身工作状况分析，油井的最低流压界限常用井底允许的脱气量来决定。因此，合理的流动压力应保证储层最低允许流动压力之上的条件下，使抽油泵在最佳的泵吸入口压力下工作。
　　三是确定合理的注采比，对于低渗透油藏初期应采用较高注采比，当注水压力达到合理的注水压力后应逐渐降低注采比；合理注采比受合理注水压力和流压的影响，合理的注采比就是在合理注水压力和合理流动压力制约下的注采比。
　　四是确定合理的注采井距，实验研究发现，将技术极限井距和经济合理井距相结合，可以更加合理的确定注采井距。若前者大于后者，可以按照经济合理井距布井；若后者大于前者，仍按经济合理井距布井会形成油、水间不易流动带。
　　五是确保有效驱替压差的建立，低渗透油田开发关键是建立有效的驱替压差。对于特低渗油田，驱油效率与驱替压力梯度呈正比关系。驱替压力梯度大，驱油效率就高，相应采收率就大。
　　5。结论
　　（1）低渗油田岩性致密，孔喉半径小，渗流阻力大，油井自然产能低，生产压差大。一般边底水都不活跃，天然能量不充足，能量消耗快，产量递减快，地层压力下降快；
　　（2）低渗透油田天然能量小、产量和一次采收率低、注水井吸水能力低，启动压力和注水压力上升快、生产井见水效果差，低压、低产现象严重、油井见水后产液（油）指数急剧下降，稳产难度大、裂缝性砂岩油藏吸水能力较强，水驱各向异性明显；
　　（3）启动压力梯度、毛细管压力和储层的弹塑性即储层的压力敏感性是影响低渗透油藏驱替及开采的主要因素；
　　（4）对油水井进行调整和对油井进行增产措施是调高注水井的注水量，及建立合理的注采系统，是调整低渗透油藏平面矛盾、层内矛盾和层间矛盾的主要方法。
　　参考文献：
　　〔1〕黄冬梅，杨正明，郝明强，张英芝。微裂缝性特低渗透油藏产量递减方程及其应用〔J〕。油气地质与采收率，2008，（01）：9091，100，117
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　　〔4〕高辉，宋广寿，等。西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响〔J〕。西北大学学报（自然科学版），2008，（01）：121126
　　〔5〕杨军。低渗透油藏开发效果综合评判体系新探讨〔J〕。中外能源，2008，（05）：5458
　　〔6〕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，2202，9（2）：69
　　作者简介：曹琳，2006年大学毕业，供职于长庆油田分公司。endprint
　　（4）流动符合连续性方程。
　　再根据假设条件，由达西公式及连续性方程，可得以下偏微分方程：
　　油相：（41）
　　水相：（42）
　　辅助方程（43）
　　（44）
　　式中，为毛管力。
　　根据连续性方程及修正的达西定律，可以得到以下的考虑毛细管力的两相驱替方程：
　　（45）
　　式中：体积流量；
　　含水率；
　　A横截面积。
　　利用式（45）可以计算出含水饱和度的分布。
　　3。2采液指数理论计算
　　对于某些封闭或边界有补给（补给量小于采出量）的泄油区，其不定常渗流井底压力晚期公式为：
　　（46）
　　而根据物质平衡得到的泄油区平均压力公式为：
　　（47）
　　采液指数J定义为：
　　（48）
　　通过以上公式得到：
　　（49）
　　式中，为油相渗透率（），为油粘度（），为油相体积系数，A为泄油面积（m2），为Dietz（1965）形状系数，取值如下：
　　圆形：31。62
　　正六边形：31。6
　　正方形：30。88
　　矩形（1：2）：21。84
　　矩形（1：4）：5。379
　　矩形（1：5）：2。361
　　以上是油井位于泄油区中心的情况，某些偏心情况可参考Dietz的有关论述。
　　4。低渗透油藏开采对策研究
　　4。1调整注水井配注
　　一是提高中低渗透层的注水强度，适当降低高渗透层的注水量或间隙停注。二是加强非主要来水方向的注水，控制主要来水方向的注水。
　　4。2对油井实施增产措施
　　一是换层生产：在一个层系内，长期多层合采的生产井，如果含水率已经很高产量很低，应当根据静态资料和井史资料，分析出高含水层，将其卡封，以发挥中低渗透层的作用，或射开其他薄层或二类有效厚度的油层。二是改造油层：在油田开发过程中，由于各种原因造成井底附近的活塞堵塞，通过改造油层为油井增产。
　　4。3建立合理的注采系统
　　一是确定合理的注水压力，合理的注水压力的确定应遵循以下几个原则：
　　（1）对于裂缝不发育的常规砂岩油藏传统的合理注水压力界限为油层破裂压力的0。9倍。
　　（2）对于裂缝发育的低渗透油藏若初期采用反九点注水，或裂缝方向未搞清楚时，应根据注采动态反应确定破裂压力，合理的注水压力取动态破裂压力的0。9倍。如头台油田井口动态破裂压力平均9。2MPa，小于0。9倍破裂压力。
　　（3）对于裂缝发育的低渗透油藏，若实施线状注水，则应根据地应力和裂缝间的关系确定合理的注水压力。
　　二是确定合理的井底流压，从抽油机本身工作状况分析，油井的最低流压界限常用井底允许的脱气量来决定。因此，合理的流动压力应保证储层最低允许流动压力之上的条件下，使抽油泵在最佳的泵吸入口压力下工作。
　　三是确定合理的注采比，对于低渗透油藏初期应采用较高注采比，当注水压力达到合理的注水压力后应逐渐降低注采比；合理注采比受合理注水压力和流压的影响，合理的注采比就是在合理注水压力和合理流动压力制约下的注采比。
　　四是确定合理的注采井距，实验研究发现，将技术极限井距和经济合理井距相结合，可以更加合理的确定注采井距。若前者大于后者，可以按照经济合理井距布井；若后者大于前者，仍按经济合理井距布井会形成油、水间不易流动带。
　　五是确保有效驱替压差的建立，低渗透油田开发关键是建立有效的驱替压差。对于特低渗油田，驱油效率与驱替压力梯度呈正比关系。驱替压力梯度大，驱油效率就高，相应采收率就大。
　　5。结论
　　（1）低渗油田岩性致密，孔喉半径小，渗流阻力大，油井自然产能低，生产压差大。一般边底水都不活跃，天然能量不充足，能量消耗快，产量递减快，地层压力下降快；
　　（2）低渗透油田天然能量小、产量和一次采收率低、注水井吸水能力低，启动压力和注水压力上升快、生产井见水效果差，低压、低产现象严重、油井见水后产液（油）指数急剧下降，稳产难度大、裂缝性砂岩油藏吸水能力较强，水驱各向异性明显；
　　（3）启动压力梯度、毛细管压力和储层的弹塑性即储层的压力敏感性是影响低渗透油藏驱替及开采的主要因素；
　　（4）对油水井进行调整和对油井进行增产措施是调高注水井的注水量，及建立合理的注采系统，是调整低渗透油藏平面矛盾、层内矛盾和层间矛盾的主要方法。
　　参考文献：
　　〔1〕黄冬梅，杨正明，郝明强，张英芝。微裂缝性特低渗透油藏产量递减方程及其应用〔J〕。油气地质与采收率，2008，（01）：9091，100，117
　　〔2〕赵传峰，姜汉桥，王佩华，丁燕飞。裂缝型低渗透油藏的水窜治理对策以扶余油田为例〔J〕。石油天然气学报，2008，（06）：116118，387
　　〔3〕李钢，谢传礼，刘德华。低渗透砂岩油藏水驱特征分析〔J〕。内蒙古石油化工，2008，（19）：8586
　　〔4〕高辉，宋广寿，等。西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响〔J〕。西北大学学报（自然科学版），2008，（01）：121126
　　〔5〕杨军。低渗透油藏开发效果综合评判体系新探讨〔J〕。中外能源，2008，（05）：5458
　　〔6〕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，2202，9（2）：69
　　作者简介：曹琳，2006年大学毕业，供职于长庆油田分公司。