油田开发规律范文

油田开发规律范文（精选7篇）

油田开发规律 第1篇

白豹油田长6油藏, 油层厚度大, 地质储量丰富, 但是裂缝较发育、非均质性强, 自开发以来, 含水上升快、地层能量保持水平低、地层堵塞等问题逐渐凸显, 至投产以来, 由于油藏裂缝发育、非均质性强, 注水矛盾突出, 导致水驱效率低, 剖面动用程度差异较大, 08年以来逐步开展水驱专项治理, 其开发效果得到明显改善, 递减控制水平、水驱动用程度不断升高。随着时间的延长及一系列专项稳产治理, 区块的基本开发特征已初显规律, 通过对开发规律的研究, 提出注水调整、剖面治理、措施引效等低产井治理方法, 提高单井产量, 减缓区块递减。

一、地质概况

白豹地区长6油藏是三角洲前缘滑塌形成的深湖半深湖浊流沉积, 砂体连续性差, 区块不连片, 单个油藏富集规模较小。受多期沉积及成岩作用的影响, 储层飞均质性较强, 裂缝较为发育, 储层以微-粉细长石砂岩为主, 粒间孔发育, 存在微细喉道。油层横向展布受沉积相成岩相带所控制, 呈层状大面积分布, 与砂体展布形态一致, 为岩性油藏。油藏油层埋深2300m, 平均孔隙度11.4%, 渗透率0.5m D, 属于典型超低渗油藏。

该油藏至投产以来, 由于油藏裂缝发育、非均质性强, 注水矛盾突出, 导致水驱效率低, 剖面动用程度差异较大, 08年以来逐步开展水驱专项治理, 其开发效果得到明显改善, 递减控制水平、水驱动用程度不断升高, 具有较好的超低渗油田开发示范作用。

白豹长6油藏主要主要分布在白209、白216区块, 控制含油面积40km2地质储量1810104t, 2005-2011年累计建产能30.3104t, 至投产以来, 累计产能108.8104t。白豹油田长6油藏2013年12月油井开井数248口, 日产液水平518方, 日产油水平308吨, 综合含水29.6%;采出程度5.44%, 采油速度为0.56%;水井开井数103口, 日注水平1744方, 单井日注水平16.9方。

二、开发规律研究

1. 产量递减规律

初期递减大, 投产一年后产量趋于平稳, 地层启动压力梯度大以及导致流体流动能力差, 造成油水井之间压力驱替系统建立缓慢。如白216区块投产初期井在前四个月递减均在40%以上。

2. 见效规律

据生产资料统计, 经过7年的注水开发, 白豹油田长6油藏绝大部分油井都已见效, 见效程度在80%以上。油井见效周期因区域地层物性不同而相差各异, 其中油藏北部油层厚度大、渗透率较高、物性较好, 见效期相对较短, 北部见效周期为9-12个月, 油藏中部物性次之, 见效期也随之增长, 中部见效期为12-15个月, 油藏南部物性较差, 油层厚度也相对较小, 且致密层、隔夹层发育较多, 油井见效慢, 南部见效周期在15个月以上, 部分油井至今无仍无明显见效特征。油井见效主要分为三类:见效见水型、产量上升型、产量稳定型。油井见效后日产液明显增加, 日产油略有增加, 含水上升。

3. 见水规律

从目前全区见水井的分析结果看, 该区见水主要分三个类型:裂缝性见水, 此类见水井主要分布在区块北部裂缝发育区域, 如白209北部;空隙裂缝型见水, 此类见水井主要分布在区块中部高渗带, 如白216

中部;空隙型见水, 多分布于区块南部.从见水时间上看主向井见水周期长, 白209见水主向井周期为22个月, 平均见水速度为0.8m/d, 白216主向井见水周期为18个月, 平均见水速度为1.0m/d;侧向井见水周期较快, 白209侧向井见水周期为16个月, 平均见水速度为0.7m/d, 白216侧向井见水周期为12个月, 平均见水速度为0.9m/d。

4. 压力变化规律

由于启动压力梯度较大、地层脱气、油层连续性差等诸多因素, 导致水井压力传导速度慢, 注采压差逐渐增大, 表现在注水井地层压力不断上升, 对应油井地层压力下降快、恢复缓慢。目前两个区块地层压力保持水平较低, 均保持在75%左右。

压力驱替系统尚未建立之前, 油井压力恢复速度与累计注水量之间的关系不很明确, 高累计注采比, 对应低地层压力。

三、存在主要开发问题

1. 裂缝发育, 控水难度大

由于地层物性原因, 白豹油田长6油藏裂缝发育, 通过后期人工大规模改造后形成了复杂的人工和天然的裂缝系统, 对油田开发影响很大, 以白209区为例, 近年来经试井解释、示踪剂测试、吸水剖面测试、吸水指示曲线、剩余油饱和度、水驱前缘等多种手段研究发现, 在该区存在裂缝58条, 目前损失产能约80t/d。

2. 平面层间矛盾突出, 水驱状况日益复杂

以白209区块为例, 2010年前, 油井见效主要以增油的产量增长型为主, 见水井少, 3年共计11口;2011年之后, 见效井见水井比例增加, 措施井出水量增加, 每年见水井10口以上。在控制含水上升下调配注的同时, 影响到周围其他油井能量供给, 液量下降。导致控水稳油难度加大。2013年为控制含水, 12个井组注水量下降, 5个井组能量受到影响, 递减大于20%。对20个井组开展注水试验, 结果表明:高含水井组:注水强度≥2.2m3/d.m, 微裂缝开启, 含水上升快。注水强度1.5m3/d.m, 地层能量受到影响。低含水井组:注水强度1.8m3/d.m, 地层能量受到影响。

吸水不均, 导致注入水单向、单层突进, 部分区域含水上升较快, 而其他区域油井见效程度低, 2013年共完成吸水剖面测试30层段, 其中吸水较均匀19层段, 不均匀6层段, 不吸水5层段。

四、2014年稳产对策

1. 精细注水调控, 控制含水上升

根据压力分布现状及含水分布情况进行局部调整, 全区注水强度保持在0.8-1.0m3/m.d, 针对东部油井见效程度高、含水高的“双高”开发形势, 下步实施整体温和注水政策, 注水强度控制在0.7-0.8m3/m.d;针对中部能量保持水平高、油井含水高、产液量低的开发形势, 下步实施整体温和注水政策, 注水强度保持在0.7-0.8m3/m.d;针对西部能量保持水平低、生产平稳、含水低的开发形势, 下步实施加强注水政策, 注水强度保持在0.8-1.0m3/m.d。

2. 细化剖面治理, 改善水驱状况

针对裂缝发育、油井见水方向明确的井组继续完善“区域堵水”政策, 通过堵塞出水裂缝及高渗层段, 改变水驱方向, 提高水驱动用程度, 计划实施7口。

重点治理因井口压力高注不进、裂缝渗流导致油井高含水的注水井, 计划增注3口, 补孔分注4口。

3. 开展低产井挖潜, 提高单井

以降低油藏综合递减为目的, 开展低产井分类治理, 以酸化解堵、重复压裂、体积压裂为主要方式, 预计实施增产措施15口。

摘要：白豹油田长6油藏我厂主力产油区块, 该油藏地质特征复杂, 层间矛盾突出, 但是至06年开发以来, 一直处于较低递减水平, 本文将区块的见效规律、见水特征、产量递减规律等开发特征做详细总结, 对类似特低渗透油藏的开发具有很好的借鉴意义, 同时随着开发时间的延长, 该油藏的地产井逐年增多, 如何有效开发低产井, 是保证稳产, 提高油藏开发水平的主要途径。

油田开发规律 第2篇

1 油田概况

海上S油田位于辽东湾辽西低凸起中段, 构造形态为北东走向的断裂背斜, 西侧以辽西1号断层为界与辽西凹陷相邻, 东侧以斜坡形式逐渐向辽中凹陷过渡。该油田目的层为东营组下段, 埋深 (1 175~1 605 m) , 为湖相三角洲沉积[7,8]。经油田物性资料统计, 储层孔隙度分布在 (17.9%~41.5%) , 平均为34.3%;渗透率分布在 (1.7~18) ×106m D之间, 平均为2 218.7 m D。储层具有高孔、中高渗的储集物性特征。

油田经过多年的注水开发, 目前综合含水达70%以上, 进入了中-高含水阶段。随着注水开发程度的不断深入, 油田储层特征及开发动态表现出以下两个突出特点:①储层非均质性更为严重, 且储层非均质性及储层流体性质导致的储层层间矛盾日益突出, 表现为注水井吸水剖面差异明显加大, 严重影响了注入水波及效率和油藏开发效果;②在储层物性、储层整非均质及油水物性差异共同作用下, 导致油田储层的渗流特征变化明显, 集中体现在采出程度与产水率动态关系变差, 油田进一步开采难度加大, 常规“稳油控水”措施效果变差或受阻。所以对油田储层物性的变化规律的研究势在必行。

2 油田物性参数在注水前后的变化规律研究

2.1 油田储层物性参数变化规律研究方法

在油田开发后期, 高含水期油田取心资料和矿场测井动态资料均表明, 由于注入水的长期冲刷, 储层的宏观、微观结果、非均质性、流体组成及流体分布较开发初期均发生明显变化, 尤其是影响渗流的主要物性参数发生了较大的变化, 这些参数对剩余油的分布产生了巨大影响[9,10]。在油田取心井较少的情况下, 主要采用室内实验、测井参数解释及油藏数值模拟方法对物性参数进行分析。

2.1.1 室内实验

室内实验主要有2种, 一种是岩心驱替实验, 另一种是微观驱替实验。通过对现场取心或人造岩心进行注水驱替实验, 来获取注水冲刷前后储层动态参数的变化, 从而定性地解释储层参数的动态变化规律。为了描述储层非均质性及不同沉积微相下储层参数的动态变化规律需对短岩心按照渗透率加权平均的方法进行拼接形成长岩心进行冲刷驱替。微观驱替实验是根据铸体薄片资料通过人工填砂或真实岩心经抽提、烘干、切片、磨制等工序之后制成符合规格的孔隙结构模型, 然后经刻蚀玻璃、光刻仿真等手段来研究水驱油的动态过程。

2.1.2 测井参数解释

长期开发过程中, 随着开发程度逐渐加深, 储集体的电阻率、介电性质、阳离子交换量、自然电位、人工极化电位、声学性质等物理性质也会逐渐发生变化, 测井响应随之产生相应的变化, 而且地层性质、注入水的含盐量与注入量不同, 测井响应的变化特征和规律也不一样。通过不同开发时期测井资料获得各测井曲线的演化规律来解释的各井层物性参数 (孔隙度、渗透率、饱和度以及泥质含量等) 的变化特征, 从而建立各参数的变化规律。

2.1.3 油藏数值模拟技术

油藏数值模拟技术是目前定量描述剩余油分布并可视化的一项成熟技术。对于长期注水冲刷开发的油田来说, 储层参数随开发程度的加深发生动态变化, 但常规数值模拟方法无法考虑储层参数的变化规律, 造成其结果的准确性较差。针对这种情况, 国内外主要有两种做法:一是立足于现有数值模拟软件采用分段处理, 二是通过引入储层参数与含水率、注入孔隙体积倍数、微观渗流机理、注水强度等的变化规律, 编制相应的数值模拟求解程序。

2.2 注水开发储层参数变化规律

现在研究主要从孔隙度、渗透率及原油黏度3个方面来认识储层参数的变化规律。

2.2.1 孔隙度的变化规律研究

随着注入水对储层的长期冲刷, 岩石骨架场、孔隙半径、黏土矿物等都会发生变化, 储层的孔隙结构发生了变化, 孔隙度也会变化。认清孔隙度的变化, 有助于更好地认识油藏[11]。

根据油田B19取芯井物性数据 (表1) 分析后发现, 注水后, 孔隙度普遍增大, 特别是高渗孔隙度都加大了, 而中低渗有部分增大。由于注入水的长期冲刷, 储层岩石孔道间的微粒被冲刷带走, 使孔道增大, 尤其是大孔道在开发过程中变得越来越大, 而低渗储层特别是泥质含量较高的低渗储层, 由于水敏性而使得小孔道反而可能被堵塞。这样使得储层岩石中大孔隙的体积百分数越来越大, 而小孔隙的体积百分数越来越小。

根据孔隙半径对数正态分布的方法, 在求得油田不同含水阶段的孔隙结构分形维数和孔隙结构参数后, 得到了不同含水阶段的孔隙半径分布。高渗样品不同含水阶段孔隙半径分布曲线 (图1) , 这里选取的是不含水时, 中含水期 (含水40%和60%) 和高含水期 (含水80%) 4个阶段孔隙半径的分布。

从图中可以看出, 随着含水率的不断上升, 储层岩石的孔隙半径分布发生了变化, 总的趋势是向孔隙增大的方向转变。随着含水率的增大, 曲线逐渐向右移动, 并且曲线所覆盖的范围由原来的窄而尖变得越宽越平。曲线的最大峰值逐渐减小, 并且对应最大峰值的孔隙半径逐渐增大。说明储层岩石经过长期水驱后孔隙半径增大, 大孔隙的数量越来越多。大量实验数据表明, 在长期注水冲刷过程中孔隙度的变化范围很小, 一般只有2%左右。孔隙度的变化直接影响渗透率变化。

2.2.2 渗透率的变化规律

长期水驱后储层的孔隙结构发生了变化, 必然引起渗透率也随着变化, 渗透率的变化直接影响采油速度, 对生产有着至关重要的影响。

根据油田室内岩心长期注水冲刷实验结果表明 (表2) , 单纯从渗透率有增减的岩心的数量或从渗透率区间分析, 在较高倍数孔隙体积冲刷下, 大部分岩心渗透率增大, 以中、高渗岩心居多, 低渗岩心降低。

根据不同开发阶段或水淹前后取芯井岩心统计资料的渗透率研究结果表明:同一层内同相带, 高渗透储层渗透率增加, 低渗透储层渗透率减小;粗岩渗透率增加, 细岩渗透率降低。弱胶结强溶解中、高孔高渗成岩储集相的渗透率升高幅度最大, 其次为中胶结中溶解中孔中渗和强胶结弱溶解低孔低渗成岩储集相, 而杂基冲填低孔低渗成岩储集相的渗透率一般降低。

2.2.3 地层原油性质变化的规律

在注水开发过程中, 由于注入水与地层原油长期接触, 引起储层原油物理化学性质发生变化是许多油田所共有的。由于注入水中携带着溶解氧, 微量金属元素和各种细菌进入地层, 使地层水淹区原油烃类发生氧化还原反应和生物化学过程, 从而导致原油物理化学性质的变化。

经分析 (表3) , S油田在注水开发过程中, 原油性质都表现出变差的趋势, 即原油密度和黏度增加, 胶质和沥青质含量上升。其中原油黏度、含蜡量和胶质沥青质含量基本都增大10%以上。原油密度变化幅度相对较小, 变化率在3%左右。在注水开发过程中, 原油性质参数的变化呈现出一定的阶段性。在油井含水20%以前, 原油黏度变化幅度较大;含水在20%到80%之间, 变化幅度比较小;在高含水期原油黏度上升较快。

水驱油田开发过程中, 由于长期水洗和水中氧对原油氧化等复杂作用导致油层原油的黏度随着含水上升不断升高, 原油的流动性变差。一方面是由于注入水的温度一般比地层水温度低, 当注入水在井底附近形成的低温区会导致原油黏度上升;另一方面是由于注水时, 受水冲刷和水洗的影响, 把原油中黏度降低、密度较小、易于流动的轻质组分带走, 残留下重质组分, 导致原油黏度在开发过程中增加。

3 生产动态资料对油田物性变化规律的验证

由于吸水剖面能够很好地反应各小层的物性变化情况, 是对储层的均质性最直接的体现, 所以选择了吸水剖面资料对上述油田物性变化规律进行验证。

从油田A10不同阶段的吸水剖面 (表4) 可以看出:从2001年的391 m3/d增加到2008年的1 424.7 m3/d, 一直在增加, 说明该井储层的物性在变好, 孔渗在增加;但各小层吸水剖面差异明显, 3小层吸水量从2001年的222.6 m3/d增加到2008年的380.3 m3/d, 增加了1.5倍左右, 而5小层就从2001年的11.4 m3/d增加到2008年的685 m3/d, 增加了60多倍, 储层非均质性更为严重, 且储层非均质性及储层流体性质导致的储层层间矛盾日益突出, 说明上述油田物性变化规律有较高的准确性。

4 物性变化规律在油田后期挖潜中应用

针对油田注水后储层物性变好, 储层非均质性较强的现状, 油田采取了2种增产措施。

4.1 分层酸化, 分层调剖

为了控制注入水突进速度, 减小层间矛盾, 提高注入水水驱效率, 增大储量的动用程度, 对注入水突进明显的井组进行了分层酸化、分层调剖措施。

4.2 优化注水措施

针对油层目前纵向非均质性严重, 层间及层内水驱状况不均, 导致油田含水上升速度加快, 产量递减加大。对油田部分井组采取优化注水措施。

通过在油田储层物性变化规律基础上的挖潜, 油田的产量、采油速度大幅上升, 显示了较好的开发效果。自2010年11月陆续开始实施增产措施, 截至目前已实施46井次, 该油田的日产油量从调整前的3 948 m3/d增加到6 501 m3/d, 累产油增加了15×104m3, 取得了较好的增产效果。

5 结论

(1) 经过长期水驱后, 油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加, 但表现出两种相反的变化趋势:①高渗透粗岩储层渗透率增加, 大孔隙的数量逐渐增多;②低渗透细岩储层孔隙度、渗透率越少。储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重, 储层层间矛盾日益突出。

(2) 在注水开发过程中, 油田原油性质表现出原油密度和黏度增加, 胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。

(3) 在油田储层物性注水前后变化规律的基础上, 对油田实施了46井次的分层酸化、分层调剖和优化注水措施, 取得了较好的增油效果。

摘要：注水开发是提高油田开发效果的主要措施, 长期注水对储层物性有较大影响。采用室内实验, 测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析, 总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究认为:经过长期水驱后, 油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加, 但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加, 大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小。储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重, 储层层间矛盾日益突出。油田原油性质表现出黏度增加, 胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施, 油田取得了较好的增油效果。

关键词：S油田,注水开发,储层物性,变化规律,应用

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海外河油田产量递减规律预测 第3篇

参考文献

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油田油层分布规律及控制因素研究 第4篇

关键词：油层分布,控制因素,研究

油田油层分布规律以及控制因素受到勘探程度、地质条件的复杂性以及科技水平的局限性, 对油田油层的分布规律以及控制因素的认识还不够清楚, 从而导致油田油层勘探难度比较大, 失利井逐渐增大。虽然专业人员对于该问题进行过研究, 但是这些研究主要是针对油田油层条件进行的, 并没有从根本上研究油田油层的分布规律以及控制因素。因此, 研究油田油层的分布规律以及控制因素, 对油田油层的勘探以及完善油气藏理论有非常重要的意义。

1 油田油层的分布规律

1.1 平面分布规律

通过对油田油层解剖以及平面分布规律研究得到, 油田油层在平面分布具有以下几个特征:油田油层集中子啊高断块的地垒构造上, 并且油层60个含油构造的类型以及断层上下盘位置。

通过该表表明, 油田油层分布与断裂有着非常密切的联系, 主要分布的断层下盘, 以及少量分布的断层上盘, 油藏分布规律主要是以断块、岩性油藏以及断层分布的, 并且主要分布在油田油层高断块的地垒构造上, 其次分布在断阶段构造上, 只有少量分布在地垒构造上。

1.2 剖面分布规律

通过解剖油田油层以及其剖面分布规律的研究表明, 油田油层在剖面上的分布规律主要有以下几点特征:

(1) 油田油层主要呈油上水下的分布规律。并且对于不同地位的油田油层将都具有以油包络面我接线, 油上水下的分布规律。但是不同地区的油田油层, 油包络面的位置高低分布规律不一样。

(2) 油田油层主要分布在扶余油层, 只有少量分布在子油层。

油田油层主要分布在扶余油层的FI区域, 其次是FIII以及YI油层区域, 其中YII以及YIII油层区域最少。

(3) 油田油藏主要分布字距离一段油源岩底部三百米的深度范围之内, 并且通过油田有层的油井统计分析得到, 油层油底部距离一段源岩底部的达到600米的最大深度, 但是绝大多数的油井分布深度在三百米范围内, 其中二百米的油井比较多。总之, 油田油层分布规律以及控制因素受到勘探程度、地质条件的复杂性以及科技水平的局限性, 对油田油层的分布规律以及控制因素的认识还不够清楚, 从而导致油田油层勘探难度比较大, 失利井逐渐增大。因此, 进一步研究油田油层的分布规律迫在眉睫。

1.2 油田油层控制因素

(1) 油源断层是油田油层控制因素之一, 是控制油藏形成的关键因素。由断裂对应的生油中心, 因此油田油层的控制因素具有非常强的纵向运输油气能力, 从而成为油气袁术的主要断裂带之一。从油气5带断层构造向东南油田的运输聚集, 想要构成油田油层的集输带是非常困难的。其次, 因为单独的油田油层明显受到微型构造的影响, 因此油水过渡带附近就会具有明显的断臂控制。并且油田油层集中富集在断臂带, 从而使断层的落差比较大。如果构造部位越高、油藏面积越大、油层就会越明显。但是单个油田油层受到微型结构的控制, 构造部位的高矮差别, 控制含油区块内油水关系的具体控制。在同区块内, 如果构造部位越高, 其含油性就会越好。另外, 油田油层的发育程度受到油气的控制。因为河流相砂体分布具有不稳定性, 因此油田油层的发育程度是油田油层的控制因素之一。尤其是构造以及油藏率度相对较低, 岩性的变化对油田油层的分布应该就非常明显。

(2) 沙河街组的油藏控制因素。油田油层的分布极其稳定, 物性比较好, 并且受到连通性也比较好。因此沙河街组的油田油层是非常好的油气侧向运输的导层。但是油田油层的砂岩顶部发育比较薄的泥岩隔层, 并且聚集比较频繁, 因此造成了砂体在时间以及空间上具有不连续性。在各个颠覆的构造部位上, 很多油砂组成多个油藏, 这充分体现出了储层横向的急剧变化。沙河街组的油藏控制将切割形成了明显的进南北向延伸的排列构造以及地貌特征, 并且该构造以及地貌的特征将会充分控制来自长堤披覆的构造沙河街组储层。只有这样, 才可以充分控制来自桩东凹陷的油源东、西两带。

(3) 油田油层的倒灌运移层位的控制因素。运移层位控制着扶余油田油层的分布规律。油田倒灌的运移层位的多少, 与油倒灌的运移厚度以及深度有着密切的联系。倒灌的运移深度越大, 油层的厚度就会越小, 油倒灌的层位就会越多, 反而越小。油田油层的分布受到深度、层位以及油源充分程度的控制, 使油田在平面上的分布主要受到一些油源远近、充足程度等控制。油源岩生成的油向下倒灌的运移深度主要和扶余油田油层的深度形成对比, 从而可知绝大多数的油源岩生成的油能向下进行倒灌运移, 甚至还可以有效保证少量油水进行到油层组中, 这样就会充分保证油源倒灌运移深度范围。

2 结束语

经上述论证, 油田油层的分布规律主要分布在扶余油层, 只有少量分布字油层上。并且上油下水的分布, 可以使油田围绕着凹陷呈环带分布, 并且有少量油层聚集在高断块的构造上。因为油田油层的分布受到深度、层位以及油源充分程度的控制, 使油田在平面上的分布主要受到一些油源远近、充足程度等控制。

参考文献

[1]彭希龄, 朱伯生, 吴庆福, 田纳新, 南红丽, 贾书棋, 杨永强, 何辛, 李立诚, 吴炽煊, 周德明.火南油田的发现及准噶尔盆地东部地区含油前景的展望[J].新疆石油地质, 1984, (03)

西区油田高含水期原油粘壁规律研究 第5篇

1 实验方法及步骤

首先,采用石蜡杯法测试西区原油的粘壁温度。在进行石蜡杯法实验前,根据SY/T 0541—2009规范测试配制的原油乳状液凝点。然后开始石蜡杯法实验,具体如下:

1. 1 实验仪器

实验所用搅拌槽内径为120 mm,内壁高200mm; 搅拌槽通 过HAKKE K10水浴控温; 采用IKA KW20型搅拌器进行搅拌; 凝点测试采用大连大唐科学仪器有限公司生产的DT—4003C型凝点仪。

1. 2 实验步骤

1配制稳定含水率为25% 的西区原油乳状液并测试凝点。开启水浴,按测试要求加入一定比例的水到搅拌槽内,并将水浴恒温在24℃;

2当搅拌槽内的水温达到设定温度后,将提前制备好的一定量乳状液倒入搅拌槽内; 打开搅拌装置,设置转速为200 r/min,调节水浴温度至乳状液凝点以下,边搅拌边降温,当搅拌槽内油水混合液温度降到设定凝点以下某一温度后,继续搅拌5 min结束;

3将搅拌槽内乳状液迅速倒出,并将搅拌槽在此温度下恒温倒置5 min,用滤纸擦拭搅拌槽内粘壁原油,称其重量; 重复以上操作,直到测试完不同含水率乳状液为止。

石蜡杯法完成后,在此基础上进行环道粘壁实验研究,具体如下:

1. 3 环道实验装置

环道实验装置主要包括测试段和参比段( 测试段温度比参比段低1℃) 、蠕动泵、螺杆泵、水浴、压力传感器、质量流量计、油罐和缓冲罐等。其中测试段与参比段管道长度均为1. 5 m,整个环道管内径为12 mm,除测试段与参比段外,其他管道采用数控电伴热带控制温度,环道装置如图1所示。

以西区油田油井产油为实验对象,通过室内环道实验,测试西区油样在不同含水率、不同温度和不同流量条件下的管输粘壁温度。

1. 4 环道实验步骤

1首先打开三台水浴和伴热带,并设置好相应温度。其中伴热带温度值设定为西区油田当地管道环境平均温度。然后向大罐内加入一定量纯水,当罐内水温达到预设温度( 实验室配置乳状液温度)后,将制备的稳定油水乳状液加入到大罐中。然后调节控制大罐温度的水浴至原油乳状液凝点以上5℃ ,边搅拌边缓慢降温。当水浴温度降到设定值时,开启蠕动泵并调节转速至测试值,并将流量计和压力传感器调零。

2用烧杯在环道装置出口取100 m L油水悬浮液,观察混合液的含水率是否达到测试所需值。若没有达到,需加入一定量的乳状液或者水来调整大罐中液体含水率至测试的要求值。

3环道出口含水率稳定后,正式读取数据。实验运行1 h后,观察测试段和参比段压差变化。当测试段压力持续升高,而参比段压力基本不变时,继续运行环道5 h以上后停止实验。

4将参比段、伴热带、大罐和测试段温度设定为80℃,当温度达到设定值后冲刷环道30 min,然后用压缩空气扫线,将废弃实验油水混合液放出,开始下一组实验。

2 实验结果分析

2. 1 石蜡杯法测试粘壁温度实验

通过改变高含水期油水混合物的含水率,测得了不同含水率下粘壁厚度和粘壁速率随温度的变化曲线,如图2、图3所示。

由图2可知,同一含水率下,粘壁厚度随着温度的降低而增加; 且含水率越低,同一温度下的粘壁厚度越大,粘壁厚度随含水率降低而呈现出增长加快的趋势。含水率为95% 和90% 时曲线有交叉,这是由测 量误差造 成的,不影响整 体变化趋势。

当粘壁厚度在某一测量温度点较上一温度点明显增加时,认为该温度点为该含水率下的粘壁温度。结合图2、图3可知,含水率为95% 、90% 、85% 和80% 时,西区原油粘壁温度分别为10℃、12℃、13℃和14℃。原油粘壁温度随着含水率降低而增大。

2. 2 环道测试原油粘壁温度实验

当西区油田的油井产液到达高含水期时,一般采用不加热集输工艺。这使得油井产液温度下降到某一温度点( 低于原油乳状液凝点) 时,乳状液液滴会发生絮凝,表现为液滴黏度增大。同时在流动过程中,管道内分散的液滴会相互接触并形成块状凝油,絮凝液滴慢慢粘附到管线内壁上,最终导致管线流通截面积减小,压降增大。理论分析得到粘壁规律的关键因素是温度,因此要先确定高含水原油粘壁温度这一边界条件。

2. 2. 1 环道实验确定粘壁温度

根据环道实验的条件和要求,对西区原油在不同含水率、不同流量条件下的粘壁温度进行测试,结果见表1。

由表1可知,相同含水率下,油水乳状液粘壁温度随管道内液体流量增大( 剪切应力增大) 而减小;相同流量下,油水乳状液的粘壁温度随含水率增加而降低。

2. 2. 2 粘壁温度计算式

分析油水乳状液黏壁温度与含水率 、 剪切应力之间的关系,得出油井产液到达高含水期时的油水乳状液粘壁温度计算式:

式 ( 1 ) 中: T黏为粘壁 温度, ℃ ; T凝点为凝点, ℃ ; φ 为综合含水 率 ( 80% ~ 100% ) ; τ 为平均剪切应力, Pa ; a为拟合参数, ℃ ; m、n为拟合参数,无量纲 。

实验确定了含水率分别为80% 、85% 、90% 和95% 时不同剪切应力下的油水悬浮液粘壁温度值, 如表2所示 。

在相同含水率条件下,随剪切应力增加 ( 流速增大) ,粘壁温度降低,说明粘壁速率下降; 低流速时液体流态为层流,高流速时为紊流,紊流时的粘壁速率比层流时的小,即雷诺数( Re) 越大,凝油速率越小。随着流速增加,管壁处剪切剥离作用增强,油流温降减小,这些因素都会使粘壁速率减小。

根据表2中的实验数据,运用MATLAB软件对参数公式( 1) 进行拟合,得到了西区采油厂高含水期常温集油的粘壁温度计算式,如式( 2) 。

2. 2. 3 误差分析

对西区采油厂原油拟合出来的粘壁温度计算式进行误差分析,结果见表3。

对比实验值与 计算值发现,含水率越 高,误差越小 。 在相同含水率下,平均壁面剪切应力越大,误差呈现出下降趋势 。 此粘壁速率计算式最大误差为含水率80% 、 平面剪切应力为0. 76 Pa时的0. 8 ℃ 。 此计算式计算误差在合理误差范围内,可以较好的计算西区油井高含水期常温集输粘壁温度 。

3 结论

针对西区油田高含水期常温集输过程中容易出现粘壁现象的情况,对西区采油厂的油样进行了石蜡杯实验和环道实验测试,发现:

( 1) 同一含水率下,粘壁厚度随着温度的降低而增加。且含水率越低,同一温度下的粘壁厚度越大,粘壁厚度随含水率降低而呈现出增长加快的趋势。

( 2) 相同含水率下,油水乳状液粘壁温度随管道内液体流量增大( 剪切应力增大) 而减小; 相同流量下,油水乳状液的粘壁温度随含水率增加而降低。

( 3) 借助MATLAB软件得到了粘壁温度计算式,计算式的计算误差在合理范围内,可以较好的用于西区油田高含水期常温集输时的粘壁温度计算。

参考文献

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[3] 耿宏章,秦积舜,周开学,等.影响原油黏度因素的试验研究.青岛大学学报(工程技术版),2003;18(1):83—87Geng H Z,Qin J S,Zhou K X,et al.Study on influencing factors to viscosity of crude oil.Journal of Qingdao University(Engineering and Technology Edition),2003;18(1):83—87

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[5] 刘晓燕,王德喜,韩国有,等.特高含水采油期安全混输温度界限试验研究.石油学报,2005;26(3):102—105Liu X Y,Wang D X,Han G Y,et al.Temperature limit for oil-gaswater mixed transportation in safety during oil production with special high water-cut.Acta Petrolei Sinica,2005;26(3):102—105

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油田开发规律 第6篇

一、坪桥区长2油藏概况

1. 地质概况

安塞油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中东部, 该区地层产状平缓, 地层倾角0.5度左右。坪桥区长2油藏位于陕西安塞、子长境内, 面积约154km2, 为一平缓的西倾单斜, 大部分含油层呈现出受鼻隆构造控制的团块状和条带状分布特点。油层分布相对稳定, 物性较好, 埋深浅, 属低压异常带。平均有效厚度为18.3m, 平均渗透率29.5*10-3μ㎡, 孔隙度15.2%, 为岩性-构造油藏。

2. 目前开发现状

坪桥区长2油藏共有采油井总井140口, 开井79口, 日产油水平60吨, 平均单井产能0.76吨, 综合含水83.7%, 动液面408米, 地质储量采出程度5.9%, 地质储量采油速度0.34%, 可采储量采出程度34.02%, 可采储量采油速度2.05%;注水井总井46口, 开井36口, 日注水平744方, 单井日注21方, 月注采比1.43, 累计注采比1.12。目前影响长2油藏高效开发的主要矛盾是含水上升, 控制含水上升是目前迫切需要解决的问题。

二、长2层含水上升规律分析

1. 现场含水上升规律分析

本次研究选取坪桥区的塞五区、塞431区、塞227区和化10区4个油藏, 对这些油藏的地质、开发数据进行综合分析。

(1) 不同油水粘度比下含水率与采出程度关系

应用油水相渗曲线计算出的不同油水粘度比对含水上升规律影响的关系。 (如图1-1, 1-2) 可知, 随着油水粘度比的增加, 综合含水与采出程度关系曲线凸向含水轴, 中高含水期的含水上升速度会大幅度加大。通过此方法对塞五区、塞431区、塞227区和化10区4个边底水油藏油水粘度比范围进行划分, 其中塞五区、塞431区、化10区3油藏属于低油水粘度, 油水粘度比低20, 塞227区属于中高油水粘度油藏, 油水粘度比在60-110之间。

(2) 含水与可采储量采出程度关系曲线形态

通过对实际的边底水油藏中未经历重大调整的开发阶段的含水与可采储量采出程度数据进行回归 (图1-3、图1-4) , 发现:

1含水与可采储量采出程度有着良好的相关性, 相关系数一般在0.9以上。

2油水粘度比在20以下的边底水油藏, 含水上升存在明显的阶段性, 中低含水期含水与可采储量采出程度呈直线关系, 而中高含水期含水上升明显放慢;拐点出现在含水65%-75%阶段, 平均为68.5%。

3油水粘度比在60-110的边底水油藏, 含水上升不存在阶段性, 从低含水阶段直至高含水阶段含水与可采储量采出程度均呈直线关系。

本次研究可见油水粘度比对于边底水油藏含水上升有着重要影响。

2. 含水快速上升阶段影响因素分析

通过上述分析可以看出, 控制边底水油藏含水上升的关键在于控制含水快速上升阶段的含水上升率, 因此, 我们最关心的也就是含水快速上升阶段影响含水上升的主要因素。

含水快速上升阶段含水与动用储量采出程度关系为:

fw综合含水, 小数

R动用储量采出程度, 小数

Er采收率, 小数

a系数, 即为直线斜率, 小数

b系数, 即为直线截距, 小数

联立上述关系式:

fwi+1=a*Ri+1/Er+b

两式相减, 得到:

可见, 系数a就代表了含水快速上升阶段的可采储量含水上升率。

系数b代表了油藏初期的含水, 负值表示油藏存在无水采油期, 而正值表示油藏投产即见水。4个油藏平均b值为22.5%, 见水时可采储量采出程度平均为3.4%, 表明边底水油藏见水较快、无水采油期短。

结论

通过上述分析, 得到坪桥区长2油藏现场含水上升规律:

1.低粘边底水油藏含水上升规律与中高粘油藏含水上升规律存在显著差异, 低粘边底水油藏含水上升存在明显的阶段性, 而中高粘边底水油藏不存在这一特点。

2.控制低粘边底水油藏的含水上升关键在于选择合理的采液速度, 过低或过高的采液速度均不利于含水上升的控制;而控制中高粘边底水油藏含水上升的关键在于选择相对较高的井网密度。

3. 低粘边底水油藏含水到达65-75%后其含水上升率显著下降, 中高含水期还有75%左右的可采储量待采出, 所以含水达到左右时是低粘边底水油藏最佳的提液时机。

摘要：本文通过对坪桥区长2油藏含水上升规律的研究, 分析了常用含水预测方法的特点, 研究了边底水油藏含水上升规律, 分析影响含水上升的主要因素提出了控制含水上升、改善水驱开发效果的一些建议, 对指导该类油藏的开发将产生积极的效果。

关键词：边底水油藏,含水上升规律,油田开发,治理方法

参考文献

[1]童宪章.油井产状和油藏动态分析, 北京:石油工业出版社, 1982.

[2]俞启泰.关于广义水驱特征曲线.石油学报, 1995 (1) :16.

[3]陈元千.水驱曲线关系式推导.石油学报, 1985, 6 (2) .

油田开发规律 第7篇

1 大港油田板桥凹陷的地理环境综述

板桥凹陷是由于复杂的地质变化在成的, 地质结构比较复杂, 在大港油田的沧东断裂区带有明显的分布, 尤其在沧东断裂下降盘, 圈闭结构较多, 圈闭之间具有良好的空气连通性, 含有丰富的油气资源。但是板桥凹陷并不是在沧东断裂结构中顺势形成的, 而是处于垂直的方向上, 导致地理形势复杂, 变换带存在较多, 将板桥凹陷分割成了较多的板块, 地势凹凸不平, 油气的储集层幅度较低, 岩相复杂, 存在较难的勘探和开采实施。但是这种多变换带地势结构却对汽油储藏形成了较好的控制, 其中存在一定的富集规律性。

板桥凹陷变换带的形成主要与盆地的结构有关, 经过长期的地质变化, 盆地会进行延伸活动, 引发盆地基底结构的不稳定, 由于每一次的活动频率和强度不同, 造成了变换带的形成。相关工作者要研究板桥凹陷的形态变化, 利用勘探技术对变换带的特征、分布数量进行研究, 总结分布的规律, 再根据油气的储集情况, 提出变换带与油气富集的规律性认识。

2 构造变化带概述

构造变换带的概念起源于对挤压盆地的逆冲推覆构造体系的研究, 是指地层在区域构造应力作用下发生形变的过程, 地层为保持应变和位移量的守恒而产生的构造变形带。随着断陷盆地构造研究工作的不断深入, 后来人们将构造变换带的概念应用于伸展盆地的构造研究之中。

在伸展断陷盆地中, 伸展断裂沿走向上出现断距、产状等形变特征, 呈现消长关系变化的部位, 往往就是构造变换带发育的部位。如一条延伸断层沿走向上断距的削减, 被相邻的两一条沿走向上断距, 逐渐增大的延伸断层的出现所取代, 二者之间的延伸量出现消长关系变化的部位即为构造变换带。

3 板桥凹陷构造变换带的生长特点与油气富集情况分析

在大港油田的板桥凹陷结构中, 沧东断裂作为一级主干, 对附近的地形产生重要的影响, 地质结构中的凹陷和凸起都要受到大断裂的延伸活动干扰, 因此, 板桥凹陷构造中的变换带分布也与断裂伸展活动有着直接的关系。

经过对沧东断裂走向和板桥凹陷构造的分析, 可以明显的判断出变换带与沧东断裂延伸的关系。大港油田中板桥凹陷呈西断东超形式, 凹陷构造主要沿沧东断裂的下降盘分布。由于变换带的干扰, 其分布并不是连续性存在的。沧东断裂的延伸情况也受到了变换带的影响, 在变换带处, 沧东断裂的伸长量较少, 而在离变换带较远的区域, 伸长量增加。这种消长规律影响了油气资源的储集分布。

板桥凹陷的结构并不是单纯的凹凸结构, 在复杂的地势情况中, 呈现出了多层次的凹陷结构。在变换带和变换断层的大量分布中, 由于变换带的断层的发育程度不同, 也致使了板桥凹凸结构相间的分布形态。在变换断层和沧东断裂延伸的相互作用下, 板桥的凹陷情况存在一定的分布规律。在离变换断层较远的区域, 凹陷和凸起的幅度较大, 并且凹陷和凸起的面积较广。在接近断层发育地点, 地质的沉降幅度较小。这种大小不一, 高低起伏层次不同的分布形式, 使得板桥凹陷呈现不同的层次, 这对地质下方的尤其储藏有着重要的可影响, 对油气富集规律的研究有着重要的意义。

经过国内外文献的研究, 我们发现, 板桥凹陷构造变换带有油气的富集情况有着重要的联系。一些先进的西方国家, 利用断层分布规律对构造变换带和油气富集规律进行探索, 并利用先进的勘探技术进行科学的验证, 在具体的实践中, 总结出了构造变换带与油气富集之间的关系。

4 结语

近年来, 随着我国经济的不断增长, 国家对于能源的需求不断的增大。但是不可再生资源有限, 在开采中, 企业要不断的进行技术的革新, 对资源分布情况进行科学的分析, 并利用先进的勘测手段和开采方案, 对资源进行高效率的开采。在大港油田的板桥凹陷中, 存在较多的油气资源, 相关工作者要分析构造变换带与油气富集规律的认识。分析油气储集圈闭的正确位置, 并设计出最优施工方案, 提高国家的能源开采率。

摘要：大港油田的板桥凹陷中具有丰富的油气资源的储藏, 但是板桥凹陷地质环境较复杂, 油气的储藏情况具有隐秘性, 需要相关工作人员分析构造变换带和油气富集之间的规律, 考察沧东断裂下降盘的油气储集情况。在板桥凹陷中, 由于构造变换断层的发育, 导致地质沉降中心幅度不同, 造成了不同的凹凸层次, 控制了油气的分布。文章对大港油田的板桥凹陷、沧东断裂、构造变换带等进行具体的构造分析, 并探讨了它们与油气富集的规律。

关键词：大港油田,板桥凹陷,构造变换带,油气富集,联系和规律

参考文献

[1]苏澳, 陈红汉, 胡飞, 马玉华, 刘洪平, 王萍, 李培军, 陈兴龙.西湖凹陷中央构造带中南部油气成藏条件、特征及富集规律[J].地质科技情报, 2015 (03) .