【文章內(nèi)容簡介】 極限井距與技術(shù)極限井距的差。例如工藝水平很難解決，那么此油藏就沒有辦法經(jīng)濟(jì)有效活動(dòng)。在經(jīng)濟(jì)極限井距大于技術(shù)極限井距時(shí)，按照經(jīng)濟(jì)極限井距的部署井網(wǎng)，而且又沒有采取合適的增注等一切工藝設(shè)施，那么就會(huì)出現(xiàn)注水井注入壓力不斷增加，直到儲(chǔ)層不在吸水，出現(xiàn)無法正常注采的現(xiàn)象。 取當(dāng)原油銷售價(jià)位為 3000 元/t時(shí)，通過對(duì)經(jīng)濟(jì)井距與技術(shù)井距的計(jì)算，總結(jié)得出的表 27。以經(jīng)濟(jì)最優(yōu)井距來開采，滲透率為 1103μm2~6103μm2的油藏沒有辦法建立更有效的驅(qū)替系統(tǒng)；滲透率 7103μm2~10103μm2的油藏能夠建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)。 第3章 特低滲透油藏注采井網(wǎng)研究 特低滲透油藏合理井距確定了以后，準(zhǔn)確布置注采井網(wǎng)也是一個(gè)特別重要的問題所在。特低滲透油層傳導(dǎo)能力較差，生產(chǎn)能力特低，行列注水方式注水井與中間排生產(chǎn)井距離較大，一般并不適應(yīng)，很多常規(guī)特低滲透油田一般都采用面積注水的方式。因?yàn)閷?duì)面積注水中的無數(shù)問題進(jìn)行一些有必要的探討。 面積注水井網(wǎng)合理布置的方法和依據(jù) 眾所周知，部分注水方式的井網(wǎng)布置形式有 4 點(diǎn)法、5 點(diǎn)法、7 點(diǎn)法、9 點(diǎn)法、直線排狀等，各種布井方式主要特征有見表 31。 表 31 面積注水井網(wǎng)特征參數(shù)表不同面積注水井網(wǎng)在不同流度比的條件下生產(chǎn)井見水時(shí)的掃油面積系數(shù)祥見表 32。表 32 面積注水井網(wǎng)波及系數(shù)表 從表 32 看出，單方面從掃油的面積系數(shù)來講，反七點(diǎn)較高較好，反九點(diǎn)較低較差。在油田的開發(fā)實(shí)際過程中，不僅要考慮不相同的面積注水井網(wǎng)的掃油面積的系數(shù)，更加要考慮到油水井最后的利用效率，還有原油開采的速度，注采平衡情況與開發(fā)過程中的注采系統(tǒng)調(diào)整的機(jī)動(dòng)可等性。 注采井網(wǎng)的選擇應(yīng)該使用油田具備足夠的注水能力，來滿足采油速度的要求 ，并以合理的注采井?dāng)?shù)比，一定的注采比，來滿足注采平衡的要求，在注采壓差大多穩(wěn)定條件下，根據(jù)注采平衡的原理可以知道油田合理的油水井?dāng)?shù)比為：式中：R —合理油水井?dāng)?shù)比； qi—注水井的最大吸水能力，m/d3 ； qo—采油井的合理采油能力，m3/d （采出地下體積）； ΔP注—受設(shè)備和底層破裂壓力所限的最大注水壓差，MPa； ΔP采—合理生產(chǎn)壓差，MPa； J i—采油指數(shù)，m3/(d?MPa)； J o—采油能力，m3/ (d?MPa)（油藏含水后須采用采液能力代替采油能力）。 井網(wǎng)形式確定了，那么合理油水井?dāng)?shù)比也就確定了，油水井?dāng)?shù)比在 1 左右就可以選用五點(diǎn)法，2 左右就可選用反七點(diǎn)法，3 左右就可以選用反九點(diǎn)法。 在油田的生產(chǎn)即實(shí)踐中，特別是在一個(gè)新的油田開發(fā)前，總是面臨這樣，那樣的具體情況：對(duì)油層的特征、油井生產(chǎn)的能力、油田開采的速度、特別是注對(duì)水井吸水的能力認(rèn)識(shí)還不夠準(zhǔn)確，不適合把注采井網(wǎng)一次就確定死，以免犯不好改正的錯(cuò)誤，而渴望用一種比較機(jī)靈的注采井網(wǎng)，給以后的調(diào)整留有很大的空間。 在我國油藏開發(fā)的初期很多選擇注采井?dāng)?shù)比為 1:3 的反九點(diǎn)面積注水井網(wǎng)，一是認(rèn)為反九點(diǎn)井網(wǎng)容易調(diào)整；二是反九點(diǎn)井網(wǎng)初期油田產(chǎn)量較高（特別是對(duì)低滲透油田更是如此）。對(duì)于中高滲透油藏這是特別合適的。因?yàn)樵陂_發(fā)最初期或最低含水期，產(chǎn)油量、產(chǎn)液量不是很大，注采井?dāng)?shù)比是 1:3 可以滿足注采平衡的需要；在油藏開發(fā)進(jìn)入中高含水期以后，隨著油井含水的不斷上升，產(chǎn)油量就會(huì)逐漸減少，為了保持有必要的原油產(chǎn)量提高，應(yīng)不斷提高油井的產(chǎn)液量，原來有注水井的注水量，或許達(dá)不到要求，那就必須調(diào)整注采系統(tǒng)，來增加注水井，注采井?dāng)?shù)比值可以從 1:3 達(dá)到 1:1。 注采系統(tǒng)調(diào)整是，通過增加注水井點(diǎn)，來改變井網(wǎng)中流體的滲流方向，因而增加了油層的注水波及面積。 以反九點(diǎn)注水方式為例，注采系統(tǒng)的調(diào)整主要有以下幾種方式： （1）轉(zhuǎn)注原井網(wǎng)中的角井，將反九點(diǎn)轉(zhuǎn)化為直線排狀注水方式，此時(shí)注采井?dāng)?shù)比由 1:3 提高到 1:1； （2）沿同一方向轉(zhuǎn)注水井排上的邊井，將反九點(diǎn)轉(zhuǎn)化為五點(diǎn)注水方式，將注采井?dāng)?shù)比由 1:3提高到 1:1； （3）間隔轉(zhuǎn)注角井，構(gòu)成兩排注水井 3 排生產(chǎn)井，中間井網(wǎng)水驅(qū)控制程度低的井排間注間采的行列注水方式，注水井?dāng)?shù)比由 1:3 提高到 1:； （4）以反九點(diǎn)為基礎(chǔ)，對(duì)注采系統(tǒng)不完善、井區(qū)進(jìn)行局部調(diào)整，將注采井?dāng)?shù)比逐漸調(diào)整到 1:2 以上。第4章 特低滲透油藏注水開發(fā)方式研究國內(nèi)，國外的大量研究和實(shí)踐證明，現(xiàn)在低滲透、特低滲透油田的開發(fā)期間，注水是被大家應(yīng)用并取得較高經(jīng)濟(jì)效益的主要技術(shù)。 早期注水、晚期注水是注水的分布。早期注水分為油田經(jīng)過試采，鑒定了油藏主要驅(qū)動(dòng)機(jī)理后，就開始注水。保持了地層壓力需要早期注水，可以獲得更長時(shí)期的較高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，因而減少開采的年限。晚期注水首先要利用天然的能量開采，當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆档斤柡蛪毫Ω浇臅r(shí)候就開始注水。晚期注水的投資少，又利潤高，資金回收較快，對(duì)地下油層特征的認(rèn)識(shí)比較清楚，開發(fā)較為主動(dòng)。 我國天然能量較小的是特低滲透油田，彈性采收率和溶解氣驅(qū)采收率也是非常低的，所以就需要采用早期注水，開發(fā)方式需要保持地層壓力，才可能獲得比較高的開采速度和最終的采收率。對(duì)于彈性能量較大與異常高壓的油田，可以適當(dāng)?shù)耐七t注水的時(shí)間，盡量來提高無水采油量，來改變油田最終的開發(fā)效果。 特低滲透油藏注水開采特征 特低滲透油藏滲流環(huán)境特征 小喉道連通的孔隙體積比例大 表 41 某油田各類孔隙體積占總孔隙體積的份額滲透率孔道體積的份額%1μm10001816131000~50018~2116~1813~14500~20021~2518~2114~17200~10025~3021~2517~20100~5030~3525~2920~2450~2035~4329~3524~3020~1043~5035~4030~3310~550~6040~4733~375~360~7047~5337~433~170~8853~7043~571887057 利用不相同滲透率巖樣的毛管壓力曲線[8]，整理后算出各類不同大的，小的孔道體積占巖樣最終孔隙體積的份額，定性計(jì)算出各類不同大的小的孔隙體積占總孔隙體積的比例。 從表 41 中可以看出，比例隨滲透率的減小而增大的條件是小孔道的孔隙體積占巖樣總孔隙體積，而且滲透率要越低，該比例提高的幅度就會(huì)越大。 對(duì)于高滲透油層來說，假如滲透率為1000 ，的話，該孔隙半徑小于 13210 μm?μm 的小孔隙所占孔隙體積的比例定不能超過 20%，而且，這 20%的孔隙體積或許還小于油層束縛水所占用的數(shù)值。對(duì)于高滲透的油層來說，我們更要采出的油主要是來自于較大的孔隙。可是對(duì)于低滲透的油層來說，情況就不一定了，小孔隙所占用的比例就大的多了，假如滲透率設(shè)為 3 ，孔隙半徑就小于 13210 μm?μ m小孔隙所占孔隙體積的 70%。因此對(duì)于特低滲透的油層來說，我們就要采出的油主要是來自小孔隙。 （2）比表面積大 宏量巖石顆粒分散程度的物理量事巖石的比表面積，一般的巖石顆粒越細(xì)，它的比表面積就越大。根據(jù)理論來計(jì)算，比表面積與滲透率的關(guān)系如圖41。 吸附理論認(rèn)為，其吸附能力越強(qiáng)，那么它的物質(zhì)的比表面積就越大，吸附的物質(zhì)就越多。油層的束縛水一般較高，那么它的特低滲透油層的比表面積就越大，水驅(qū)油效率較為低。 （3）巖石表面油膜量大 原油化合物組成的復(fù)雜混合物有烴類和非烴類，包含大量的極性物質(zhì)。當(dāng)他們與巖石顆粒表層接觸的時(shí)候，就會(huì)表現(xiàn)出明顯的互相作用，這樣，在巖石顆粒表層就會(huì)變成一個(gè)聚有極性物質(zhì)的特殊液體層。重質(zhì)組分和膠質(zhì)瀝青質(zhì)是這個(gè)層多為原油，粘度與密度較大，體相原油的相應(yīng)值小于它們的數(shù)值特明顯。我們把這個(gè)層稱為原油邊界層。與多孔介質(zhì)的結(jié)構(gòu)和原油的性質(zhì)有關(guān)是邊界層的厚度。小孔道的多孔介質(zhì)，原油膠質(zhì)瀝青含量就會(huì)越高，密度粘度也會(huì)較大，并且原油邊界層就越厚。邊界層中原油的儲(chǔ)存量份額也會(huì)隨著多孔介質(zhì)與原油性質(zhì)不同而改變，油層的滲透率低，原油粘度就會(huì)越大，則邊界內(nèi)的原油占儲(chǔ)存油量的比例就會(huì)越大。 （4）毛細(xì)管力的影響顯著 無數(shù)微小的孔隙組成的儲(chǔ)層，當(dāng)多相流體在這些毛細(xì)管當(dāng)中流動(dòng)時(shí)，可以把它們相似的看成是很多直徑不相同的毛細(xì)管。由于各項(xiàng)流體對(duì)毛細(xì)管壁潤濕性的不相同，在不同流體間的界面上產(chǎn)生毛細(xì)管力。毛細(xì)管力用下式表示： 式中：δ —界面張力； θ —三相接觸角，即潤濕角；R—毛管半徑。 在界面張力與潤濕角相同的情況下，毛管力的大小和毛管半徑成不成正比，毛管半徑越小，毛細(xì)管力就會(huì)越大。特低滲透油層喉道的半徑較小，此毛管力特別大，對(duì)滲流的影響相當(dāng)明顯。 （5）賈敏效應(yīng)顯著 當(dāng)液珠在任意一驅(qū)動(dòng)壓力梯度下開始克服以上阻力產(chǎn)生運(yùn)動(dòng)時(shí)，液珠就會(huì)發(fā)生形變，進(jìn)而又產(chǎn)生第二種毛細(xì)管力。式中：c2p—第二種毛細(xì)管力； R39。 — cosθ39。 /r； R39。39?！?cosθ39。39。/r。 從以上毛管力公式可以看出，毛細(xì)管半徑越小，毛細(xì)管力就會(huì)越大，它們之間不是正比的關(guān)系。特低滲透油層的孔道半徑較小，等同于中高滲透率油層孔道半徑的幾十分之一，這種特點(diǎn)就會(huì)顯著地反映出在兩相滲流的規(guī)律當(dāng)，低滲透油層中的兩相流動(dòng)的規(guī)律，將會(huì)明顯地區(qū)分于中高滲透率油層中的流動(dòng)規(guī)律。 上述毛管力隙系統(tǒng)是不同大小是發(fā)生在等徑毛細(xì)管中，但是，油層的孔的孔隙與連通的喉道所組成的液珠流動(dòng)到孔道窄口時(shí)一個(gè)復(fù)雜的孔隙網(wǎng)絡(luò)。因此，當(dāng)就遇到阻擋，則需要克服液珠遇阻變形所發(fā)生的要使液珠通過窄口，第三種毛細(xì)管力就是所謂的賈敏，特低滲透油藏注水開發(fā)方式的研究效應(yīng)。 特低滲透油藏中孔喉變化的頻繁程度要比中高滲透率油藏的更多，孔喉比更大，賈敏效應(yīng)會(huì)更加顯著。 特低滲透油藏注水開采特征 （1）油藏動(dòng)用狀況與滲透率的關(guān)系 由滲流的理論可得知，注采壓差穩(wěn)定時(shí)、注采平衡，注采井主流線上任何一點(diǎn)的壓力梯度為 ：式中：r—主流線上的點(diǎn)距油井的距離，m。 可以得出給定注采井距和注采壓差條件下的不相同滲透率油層的有效驅(qū)動(dòng)半徑，有效驅(qū)動(dòng)半徑與滲透率的關(guān)系為： 當(dāng)油井和水井多向?qū)?yīng)時(shí)，動(dòng)用程度可用下式近似計(jì)算：圖 42 注采井距 200m 條件下滲透率與動(dòng)用程度的關(guān)系取注采井距為 200m，注采壓差可分為 120MPa 時(shí)，不相同油層的動(dòng)用程度如圖 42。 從圖 42 中可以看出：當(dāng)注采井距和滲透率一定時(shí)，儲(chǔ)層動(dòng)用程度會(huì)隨注采壓差的增大而增大。所以，在特低滲透油層的注水開發(fā)中，要增加生產(chǎn)壓差，可生產(chǎn)壓差過大時(shí)，也會(huì)使地層壓裂，進(jìn)而損壞套管。當(dāng)注采壓差和注采井距穩(wěn)定時(shí)，儲(chǔ)層動(dòng)用程度會(huì)隨著滲透率的增大而增大，所以，應(yīng)該對(duì)特低滲透油層來進(jìn)行儲(chǔ)層的改造。 （2）油井見水時(shí)間與滲透率的關(guān)系 低滲透油藏的滲流規(guī)律可以用下式表示：式中 為啟動(dòng)壓力梯度?？梢缘贸龇€(wěn)定生產(chǎn)時(shí)徑向流的壓力分布和產(chǎn)量公式：圖 43 見水時(shí)間與滲透率的關(guān)系利用穩(wěn)態(tài)逐次替換法可以求得彈性不穩(wěn)定滲流過程中壓力的近似分布。任一時(shí)刻的壓力分布和井底壓力可表示為： 可以推導(dǎo)出下列注水見效時(shí)間公式： 式中，Jws為吸水指數(shù)，Ct為綜合壓縮系數(shù)，pinj為注水壓力。 特低滲透油藏的見水時(shí)間主要受啟動(dòng)壓力梯度的影響，滲透率越低，見時(shí)間越長。 （3）采油速度與滲透率的關(guān)系 在特低滲透油層的開發(fā)過程當(dāng)中，采用注水井解決層間矛盾，必須已在確定的采油速度下進(jìn)行高效開采，這就是受到油田地質(zhì)條件與油田注采系統(tǒng)的能力及其水驅(qū)油波的情況等多種因素的影響。 全國 13 個(gè)低滲透油田采油速度的研究對(duì)比，把采油速度與地層流動(dòng)系數(shù)和井網(wǎng)密度綜合考慮，得到下列統(tǒng)計(jì)公式，作圖如圖 44。由圖 44 可以看出來，在特低滲透油藏的開發(fā)過程當(dāng)中，采油速度一般會(huì)在 1%~2%之間，要想提高采油的速度，必須要進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整。圖 44 采油速度與滲透率的關(guān)系 注水開發(fā)存在問題及其影響因素 注水開發(fā)存在的問題 我國特低滲透油藏一般天然能量較小，大多數(shù)都會(huì)采用注水方式來進(jìn)行開發(fā)。周期注水通過周期性的不穩(wěn)定的壓力、注水井吸水能力低，開發(fā)過程中普