特低渗砂岩油藏的渗吸采油工艺参数优化研究

特低渗砂岩油藏的渗吸采油工艺参数优化研究

王孝瑞

中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采油一厂  甘肃平凉  744300

摘要：油田开发阶段不同所使用的技术也不同，对于开发处于中后期的油藏来说，一般都会采用分层注水工艺技术来提高油井的产量。然而，为了増强注水技术的有效性，必须不断对多种注水技术的适用性进行研究，从中选择最佳的工艺技术方式，从而提升原油的采收率。

关键词：特低渗;油砂岩藏;渗吸;参数优化

引言

国内外油田开发实践表明，水平井技术是解决低丰度、低渗透油藏的有效手段。水平井开发低渗透油藏具有以下几个优势：①水平井单井控制泄油面积大，单井产量高，可以减少钻井量，实现少井高产。②水平井钻遇水平段油层后进行油层专打，利于保护油气层。水平井可以采用较小生产压差进行生产，延缓见水时间，提高最终采收率。

1 低渗透油藏概述

由于低渗透油藏的孔隙度低，其渗透率也低，同时具有流动性不强，产能低的特点，因此为切实提升采油率，必须对油藏进行分类管理，采取不同的技术措施提高原油产量。根据我国技术人员的实践，主要将油藏划分为3个类型。①低渗透油藏，该类油藏油层平均率在1.0mD与10mD之间。该标准中低渗透油层与正常油层十分接近，油井中含有一定含量的工业油，所以自然产能相对偏低，要提升采油率，必须利用压裂措施。②特低渗透油藏，该类渗透油藏油层平均率在0.1mD与1.0mD之间，此类油层与正常油层具有很大的差别，其束缚水饱和度明显比正常油层高，在对其进行测试时，会发现其中所含工业油流特别低，因此要成功开采出油，必须采取较为严密的压裂改造以及相关的其他措施。③超低渗透油藏，该类油层平均渗透率在0.05mD与0.10mD之间，其束缚水饱和度偏高，自然产能可以忽略不计，但与其他类型油藏相比，其油层较厚，埋藏位置也更深，原油质量好，如果要进行开发，必须采取有效的提升油田产量措施，进而获得经济效益。

2渗吸采油影响因素分析

水驱特低渗砂岩储层过程中，当渗吸液进入毛细管微孔中流动时，流体渗吸作用的大小主要受毛管力、黏性力以及重力3种作用力的影响，见图1。

图1孔道流体受力图

孔道中的流体受力表达式为：

式中:Fcap为毛管力，N;Fvisco为黏性力，N;Fgrav为重力，N;δ为界面张力，mN/m;θ为润湿角，°;r为毛管孔隙半径，μm;v为渗吸流体的速度，m/s;h为页面上升高度，cm;ρ为流体密度，g/cm3;g为重力常数，m/s2。通过分析式(1)可得出如下结论。1)在渗吸过程中，Fcap为动力，Fvisio和Fgrav为阻力。界面张力δ、润湿角θ的改变能够影响毛管驱动力的大小。2)增大界面张力能够提升毛管力，也使得原油在裂缝中很难流动;减小界面张力能够让原油容易流动，也使得毛管力驱动力减小，所以应当选择合适的界面张力区间进行渗吸采油。3)润湿角减小，岩心越亲水，毛管力越大。在现场施工过程中，通常采用表面活性剂来降低界面张力和改善岩石的润湿性。为此，提升渗吸动力需要选择更优的表面活性剂。

3特低渗砂岩油藏的渗吸采油工艺参数优化

3.1现场应用的效果评价

地层压力上升。在进行分段注水后，水井吸水面性能得到改善，各个部分吸水量更加均匀，井内水驱储量程度也得到有效提升。然后对注测试区内随意两口井进行压力测试，根据测试步骤得出11.93MPa和11.91MPa的测试结果，该结果表明，两层压力值相对平衡。波及区内油井产量增加。在进行分层注水后，油藏各个层次间的矛盾得到有效缓解，地层所具备的能量也逐渐回升到正常水平，油田产能逐渐提高。对油田进行测试，得出单井产能在1.05t∕d。因此可知分层注水技术使用后，油井开采效果得到显著提升。（3）避免水层突进，有效提升注水效益。与其他油层相比，底层渗透性较差，在传统的开采方式下，对水沿低渗透性地层向高渗透地层没有进行深入考虑，导致了注水效果不好的问题。分层注水技术的出现，可有效缓解这一现象，对油井见水问题进行了有效控制，数据显示，使用该技术后，已出现见水油井含水率也未上升，保持稳定，部分油井有下降趋势。

3.2水平井开发适应性分析

适合水平井开发的超低渗透油藏应具备以下条件：①一般要求油层厚度大于2m。对单层发育或具有主力油层的井区，适合部署水平井。②地层参数β×h值。β=Kh/Kv（Kh—水平渗透率；Kv—垂向渗透率；h—有效厚度），反映油层各向异性程度。垂向渗透率太低，不利于水平井泄油；油层厚度过大，会减少水平井水平段长度与厚度的比值，降低水平井开发效益。根据美国经验，当β×h值大于100m时，水平井开发效果不理想，可用直井或斜井来开发这样的油藏。③地层系数K×h。若地层系数小于20mD·m，钻水平井时产量增加幅度低，必须采取增产措施，否则经济效益差。④油层流度。油层流度不小于0.5mD/(mPa·s)。⑤直井压裂后具有一定产能，而且油层分布连续性较好。

3.3区域分层注水技术的现场运用

在对低渗透油藏进行开发时，根据油藏剖面分析，一般按照不同油层的吸水能力注入不同的水量，因此油层的渗透率不同，其吸水量也不同，但吸水不均匀会导致油层部分层段单向突进，致使油井出现水淹现象，进而导致产量损失。然而如果采用分层注水技术，则可有效控制不同层位实际注水量，进而提升油井原油开采率，增加原油产量的目的。于是，为了保证区块所处特低渗透油藏顺利开采，技术人员将现有注水工艺进行改造，对广南作业区开展同心集成分层注水试验，在一段时间后取得了不错的效果。

3.4工艺参数优化

为了优化渗吸采油工艺参数，将通过实验得到的渗吸参数与现场施工情况相结合进行渗吸采油工艺参数优化。通过对胜利油田其他区块渗吸采油工艺参数和渗吸效果进行调研，得到的工艺参数和渗吸采油效果。根据室内模拟实验结果，结合其他区块施工经验对现场实验工艺参数进行优化。1)注入压力。根据以往渗吸采油效果和室内实验结果可以得出，注入压力越大，增产效果越好。在现场试验中要尽量提高注入压力，试验区块的最大注入压力为30MPa，所以将现场试验注入压力设为30MPa。2)注入量。根据室内实验结果可以得出，注入量越大，渗吸采收率越大，注入量超过1PV后采收率不会增加。但是，注入量为1.5PV时的增产效果大于1PV时的增产效果。这是由于在施工过程中，注入流体不能全部进入地层，在注入过程中存在一定的液体损失，导致实际注入地层流体的量小于设计注入量，因此，将现场试验注入量设为1.5PV。3)注入次数。根据以往渗吸采油效果和室内实验结果可以得出，注入次数为4次。

结束语

利用同心集成分层注水工艺可有效解决区块目前面临的困境，即区块内注剖面突出的问题。同时，可以有效该善吸水剖面，各个层段吸水量更加均匀，水驱变好，地层能在一定程度上有很大的提升。与传统注水方式相比，同心集成分层注水方式显著提升了油井产量，注采剖面环境也得到了改善。同时，可以避免传统注水技术容易出现的水沿单层突进现象，因此油井见水现象得到了抑制。

参考文献

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