低渗透裂缝性见水油藏开发方式调整对比研究

2009年 11月 第 24卷第 6期 西安石油大学学报 (自然科学版 ) Journal of Xi′an Shiyou University(Natural Science Edition) Nov. 2009 Vol. 24 No. 6 收稿日期 : 2009209220 基金项目 : 加拿大 CMG基金委员会合作项目“低渗透油气藏数值模拟 ”资助 作者简介 : 刘晓娟 (19632) ,女 ,副教授 ,主要从事低渗透油气田开发技术方面的研究. E2mail: liujy523@163. com. 　　文章编号 : 16732064X (2009) 0620029204 低渗透裂缝性见水油藏开发方式调整对比研究 刘晓娟 1 ,闫 健 1, 2 ,王瑞河 3 (1. 西安石油大学 石油 工程 路基工程安全技术交底工程项目施工成本控制工程量增项单年度零星工程技术标正投影法基本原理 学院 ,陕西 西安 710065; 2. 中国石油大学 (北京 ) 石油工程教育部重点实验室 ,北京 102249; 3. 中国石油天然气勘探开发公司 ,北京 100034) 摘要 :长庆油田某区为裂缝性低渗透油藏 ,裂缝性水窜问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 较为严重 ,油井普遍受高含水影响 ,造成 油井产量低且递减速度快 ,急需进行开发方式调整. 利用加拿大 Geomodeling公司 SBEDStudio模型 建立该区地质模型 ,并采用 MDS数模软件进行了几种开发方式调整后的数值模拟. 结果 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 明 :应采 用裂缝注水和面积注水相结合的办法进行开采 ;适度提高油藏压力水平利大于弊 ,有利于区块的油 气生产 ,将油藏压力水平升至且保持在 13～14 MPa较为合理 ;行列注水并不是最好方式 ,应采用 “行 -点结合 ”的办法 ,并使注采井数比接近 0. 7. 关键词 :低渗透裂缝性油藏 ;开发方式 ;调整 中图分类号 : TE348　　文献 标识 采样口标识规范化 下载危险废物标识 下载医疗器械外包装标识图下载科目一标识图大全免费下载产品包装标识下载 码 : A 　　长庆油田某区长 6油藏为特低渗油藏 ,自 2002 年投入开发以来 ,在油气生产过程中遇到了诸多问 题 ,如 :油井产量低且递减速度快的问题 ;注入水沿 裂缝大孔道水窜问题 ;油井普遍因为含水影响产油 量问题等. 为此 ,针对罗 40 - 38井区 ,利用油藏数值 模拟方法对开发方式调整进行模拟研究 ,寻求较好 的解决策略. 1　油藏简况 油藏主力砂岩主要为一套中 —细粒长石砂岩 , 岩性致密 ,储层物性差 ,平均孔隙度为 12. 4% ,平均 渗透率 1. 58 ×10 - 3 μm2 ,平均含水饱和度 53. 0% , 油藏埋深 1 680 m. 平均砂体厚 27. 4 m,有效厚度 19. 1 m. 油层饱和压力 6. 02 MPa,地层原油黏度 2. 08 mPa· s,地层原油密度 0. 777 g/mL,气油比 59. 9 m3 / t. 该油藏 2002年采用菱形反九点井网 ( 520 m × 140 m)及超前注水方式正式投入开发. 部分油井投 产后含水上升较快 (见表 1) ,高含水成为制约油田 高速发展的一个重要因素. 2　油井高含水原因分析 对油井高含水原因进行了分析 ,认为含水上升 快主要受以下 3个因素影响 : 表 1　部分裂缝性水淹井统计表 井号 投产日期 正常生产 目前产量 (2006. 04) 日产液 /m3 日产油 / t 含水 /% 含盐 / (mg·L - 1 ) 日产液 /m3 日产油 / t 含水 /% 含盐 / (mg·L - 1 ) 见水类型 罗 33237 2004208202 11. 98 8. 73 14. 3 46 800 20. 1 100 裂缝水淹 罗 33229 2004205224 11. 54 8. 00 18. 5 57 623 11. 5 100 裂缝水淹 罗 45233 2005208225 15. 88 3. 07 77. 3 23 400 11. 19 0. 33 96. 5 14625 裂缝水淹 罗 47229 2005208201 6. 2 2. 93 45. 0 63 180 6. 08 0. 38 92. 6 23400 裂缝水淹 西安石油大学学报 (自然科学版 ) 　　 (1)裂缝对油井含水的影响. 该区长 6储层具 有明显的裂缝 ,大部分裂缝是压裂裂缝沟通构造裂 缝形成的复合裂缝. 天然裂缝的方向与本区域主应 力方向基本一致 ,为 NE75°. 裂缝的平均水线推进速 度为 1. 10 m /d;大孔道见水时 ,平均水线推进速度 为 0. 75 m /d. 目前全区共发现裂缝 15条 ,大孔道 41条. (2)储层渗透性的非均质对油井含水的影响. 该区储层非均质性较强 ,导致注水井吸水剖面不均 匀井较多 ,导致部分油井含水上升较快. 见水特征 为 :见水前含水上升相对缓慢 ,见水后含水上升速度 为 2. 74% /月 ; 液量平稳或稍有上升 , 平均上升 5. 3% ;这些井多位于注水井的侧向. (3)开发技术政策对油井含水的影响. 该区 2002年利用超前注水方式进行开采 ,与注水有关的 注水强度、注采比、压力保持水平、流压、采液强度和 注水井的投注方式等都对油井的含水有相应的 影响. 3　开发方式调整方案及模拟结果对比 3. 1　研究区域 研究工区为罗 40238井区 (图 1) ,共有 27口注 采井 ,区内有 2 500 m的导流裂缝. 图 1　油藏数值模拟工区图 3. 2　地质建模 该区的地质建模使用的是加拿大 Geomodeling 公司 SBEDStudio模型. 在对该区动静态资料调研的 基础上 ,建立三维地质静态模型. 又根据岩心的分析 资料 (主要是岩石粒度分析和岩石的组成分析资 料 ) ,建立了三维储层物性模型. 考虑到该地区 (地层 )裂缝的存在 ,为了能够较 准确描述 ,使用了较小的步距对三维模型进行剖分 : X方向 101网格 ,步距 25 m; Y方向 25网格 ,步距 10～25 m;纵向分为 5层 ,步距 1～5 m ,总的模型及 网格数为 101 ×25 ×5 = 12 625,如图 2、图 3所示. 图 2　三维地质模型平面网格剖分示意图 图 3　三维地质模型纵向分层示意图 3. 3　油藏数值模拟 该区油层的裂缝存在是共识 ,但是裂缝对注水 开发的长远影响 ,目前还没有较为把握的判断和估 计. 为此 ,以油藏数值模拟为手段 ,进行方案预测和 对比研究 ,以期取得该问题定量和半定量的解释. 数值模拟采用了 MDS数模软件 ,是多维拟组分 模型. 该模型是一种继承了黑油模型和多组分模型 各自的优点 ,但却规避了他们不足的油藏数值模拟 软件包. 由于它采用的多维结构 ,使它不仅适用于单 一介质问题 ,也适用于双重介质问题 ,特别是把这一 区块渗透率随地层压力变化而变化的低渗透的实验 规律应用于软件中 ,使其模拟结果更具可靠性. 3. 4　调整方案及模拟结果对比 3. 4. 1　裂缝及裂缝注水对油气生产的影响 [ 122 ] 　共 进行 3种方案模拟计算 : 方案 1: 保持目前油藏压力水平 ,裂缝区和非裂 缝区同时平衡注水. 方案 2: 关掉裂缝区的注水井 ,非裂缝区继续 注水. 方案 3: 关掉非裂缝区的注水井 ,裂缝区继续 注水. 模拟结果见图 4、图 5. 从产量来看 ,无论裂缝区或非裂缝区停注都会 对产量带来不利影响 [ 326 ] ,产量约有 20%的降幅 , 20 a后裂缝区和非裂缝区同时注水方案还有 14 t/d 产量 ,而裂缝区停注 /非裂缝区注水方案和裂缝区注 水 /非裂缝区停注方案分别只有 11 t/d产量和 9 t/d —03— 刘晓娟等 :低渗透裂缝性见水油藏开发方式调整对比研究 的产量. 20 a的采出程度 ,方案 1达到了地质储量的 16. 0% ,其他两个方案只分别达到 13. 6% 和 12. 8%. 由此可见 ,对于长 6油藏而言 ,由于其特殊 的地质条件 (低渗等 ) ,采用裂缝注水和面积注水相 结合的办法是恰当的 ,它有利于稳产 ,也有利于提高 采收率. 图 4　不同注采方式产油量对比曲线 (时间从 2000201201至 2005212231) 图 5　不同注采方式采出程度对比曲线 (时间从 2000201201至 2005212231) 3. 4. 2　注水压力保持水平对生产的影响 　对于低 渗油田注水开发的合理性一直有争议. 低渗油田由 于其特殊的地质条件 ,以及这些特殊地质条件给开 采和开发带来困难和诸多问题 ,会加大原油开发成 本 ,使得许多低渗油田从经济意义上讲属于边际油 田. 造成这种情况的主要原因是低渗油田的生产井 产能低. 对长 6油藏而言 ,注水开发是否合理 ,是否 优于衰竭开采 ,且多大程度地优于衰竭开采 ,应用 MDS模型分别针对井区 4种情况进行了数值模拟 研究 ,这 4种情况分别为 : 方案 4:注水 ,保持油藏压力在其原始压力水平 之上. 方案 5:注水 ,保持油藏压力在原始压力的 80% 水平上. 方案 6:注水 ,保持油藏压力在原始压力的 75% 水平上. 方案 7:不注水 ,衰竭式开采. 图 6　不同油藏压力水平开采方案的产量变化曲线 (时间从 2000201201至 2005212231) 图 7　不同油藏压力水平开采方案的采出程度变化曲线 (时间从 2000201201至 2005212231) 图 8　保持不同油藏压力水平下二十年采收率对比曲线 总体看来 ,适度提高油藏压力水平利大于弊 ,有 利于区块的油气生产. 保持注采平衡开采 (油藏压 力 11 MPa) , 20 a采收率为 16% ;而将油藏压力提 高到 14 MPa时 , 20 a采收率可达 17. 6%. 但考虑到 继续提高油藏压力水平 ,其改善效果变差 ,油藏压力 高于 14 MPa以后 ,采收率增长幅度变缓 ,在 14 MPa 处出现拐点. 同时 ,也考虑到存在的储层裂缝被压开 造成水串的风险 ,研究认为将油藏压力水平保持在 13～14 MPa较为合理. 3. 4. 3　不同注采方式对生产的影响 　从图 9不难 看出 : (1)目前的注采方式偏弱 ,注水井偏少 ; (2)随着注采方式的调整 ,注水井数的增加 ,开 —13— 西安石油大学学报 (自然科学版 ) 采效果会得到改善 ; (3)注采井数比达到 1,即行列注水并不是最好 方式 ,注采井数比 0. 7对目前井网是最佳选择. 图 9　相同含水不同注采方式下的采出程度曲线 4　结　论 (1)该油田的高效开发需要注水 ,注水有利于 油田的增储上产 ,是高产稳产的基本保证. (2)对于长 6油藏而言 ,由于其特殊的地质条 件 ,应采用裂缝注水和面积注水相结合的办法 ,有利 于稳产 ,也有利于提高采收率. (3)普适于常规油田的“低于原始压力 80% ” 的注水方针不适合本油田 ,无论从产量还是从采收 率方面看 ,保持地层压力在原始压力以上的注水开 发效果明显地好于保持地层压力 80%的注水开发 效果. (4) 总体看来 , 适度提高油藏压力水平利大于 弊 ,有利于区块的油气生产. 研究认为将油藏压力水 平升至且保持在 13～14 MPa较为合理. (5)目前的注采方式偏弱 ,注水井偏少 ,随着注 采方式的调整 ,注水井数的增加 ,开采效果会得到某 种程度的改善. (6)行列注水并不是最好方式. 依据裂缝分布 , 采用“行 -点结合 ”的办法 ,使注采井数接近 0. 7是 比较好的选择. 参 考 文 献 : [ 1 ]　马立文 ,关云东 ,韩沛荣. 裂缝性低渗透砂岩油田井网 调整实践与认识 [ J ]. 大庆石油地质与开发 , 2000, 19 (3) : 11214. [ 2 ]　张威 ,梅冬 ,李敏. 裂缝性低渗透油藏注采系统调整技 术研究 [ J ]. 大庆石油地质与开发 , 2006, 25 (6) : 43246. [ 3 ]　李道亮. 璞城油田双重介质油藏裂缝水淹分析及对策 [ J ]. 油气地质与采收率 , 2003, 10 (6) : 48250. [ 4 ]　王寿平 ,刘德华 ,汤军文. 13北块低渗油藏裂缝分布规 律与井网调整研究 [ J ]. 江汉石油学院学报 , 2004, 26 (1) : 82283. [ 5 ]　初德庆. 牛心坨低渗裂缝性油藏中高含水期提高采收 率实践 [ J ]. 石油地质与工程 , 2008, 22 (6) : 38240. 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A im ing at the water channeling along fractures, SBEDStudio model of Geomodeling Company in Canada is used to establish the geologic model of the studied area, and to simulate the adjusted development modes are simulated by using MDS simulation software. The results indicate that crack water flooding should be combined with area water flooding to develop the reservoir; p roperly imp roving the reservoir p ressure is favorable to the p roduction of the oil and gas in the studied area, and the p roper p ressure is 13～14 MPa; line water2flooding is not the best water2flooding mode, while the line waterflooding mode should be combined with point waterflooding mode, and the ratio of water injection wells to p roduction wells is about 0. 7. Key words: low2permeability fractured reservoir; development mode; adjustment L IU X iao2juan1 , YAN J ian1, 2 , WANG Rui2he3 (1. College of Petroleum Engineering, Xi’an Shiyou University, Xi’an 710065, Shaanxi, China; 2. Key Laboratory ofMOE for Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing) , Beijing 102249, China; 3. China O il and Gas Exp loration and Development Corporation, Beijing 100034, China) JXSYU 2009 V. 24 N. 6 p. 29232 W a ter pum p ing and ga s production technology using the electr ic subm ersible pum p of sma ll d iam eter and its applica tion Abstract: In the p roduction tail stage of the gas wells p roducing water, the liquid in bottom2hole influences strictly the develop2 ment of the gas reservoirs. In order to imp rove the development effect of the gas reservoirs, the water pump ing and gas p roduction tech2 nology using the electric submersible pump of smaller diameter is adop ted. The technologic parameters are determ ined, including the se2 lection of the type of pump, the design of pump, the selection of the type of electric motor, the selection and p rotection measures of ca2 ble, the determ ination of ground electric voltage and the selection type of control screen and voltage transformer. The p ilot test of the technology on Tai 7 gas well achieves good result. Key words: gas well p roducing water; water pump ing and gas p roduction technology; small2diameter electric submersible pump; technologic parameter W EN Q ing2zh i1 , QU Zhan2qing1 , XU Yan2tao1 , YUAN L ing1 , L IAN L i2m ing2 (1. Faculty of Petroleum Engineering, China University of Petroleum ( East China) , Dongying 257061, Shandong, China; 2. Faculty of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing) , Beijing 102249, China) JXSYU 2009 V. 24 N. 6 p. 33235, 41 Applica tion of b iolog ica l polysulfona te pota ssium dr illing flu id in the hor izon ta l ga s wells in Changq ing Ga sf ield Abstract: To solve the p roblem s of borehole wall instability and bit balling in the deviated section of horizontal gaswells, a biolog2 ical polysulfonate potassium drilling fluid is developed and app lied to 15 horizontal gaswells in Changqing Gasfield. It is shown that this drilling fluid has good collap se p revention capability, shale recovery rate ismore than 78% and the average enlargement rate of borehole diameter is less than 20% when it is used. The p ropertyof the drilling fluid is easy to control. It can make borehole well clean and mud cake thin, tough and dense, and the friction coefficient of the mud cake is in the range of 0. 026 2～0. 034 9. Compared with the wells in which the drilling fluid is not app lied, the tested wells have safer downhole condition, more stable and smooth well wall. Average rate of drilling can be increased by more than 40%. This drilling fluid system successfulliy solves many downhole p roblem s, including hole shrinkage, hole enlargement, sloughing and caving, high drag and torque and bit balling which are caused by the hydrous disintegration in shale and claystone. Key words: drilling fluid; composite potassium salt; borehole stability; bit balling; horizontal well L I J in2m ing, CHEN Zai2jun, YANG B in, YANG Cheng2de ( Institute of Engineering Technology, Chuanqing D rilling Engineering Company , Xi’an 710018, Shaanxi, China) JXSYU 2009 V. 24 N. 6 p. 36238 Applica tion of a new ga s wellbore structure in Sulige Ga sf ield Abstract: The fast drilling technique of Changqing Sulige Gasfield experiences the three important stages, including the op tim iza2 tion of wellbore structure, the well test with special technology and compound drilling technique with PDC. W ith the gradual imp rove2 ment of drilling technology, the drilling cycle of the wells with the average vertical dep th of 3 441 m is gradually shortened from 36 days before to 13 days at p resent, the average drilling cycle of the cluster directional wells is reduced to 20 days at p resent. There is a little of increasing space of drilling velocity. Therefore, the technique of reducing the material cost attracts our attention again. In order to deal with the negative affect caused by the international finance crisis, a new gaswellbore structure22the small hole and tubingless comp letion technology for deep well, is designed for decreasing the drilling cost. In the technoloty, the casing ofΦ88. 9mm is used and tubing is not Ⅵ