缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究
李金宜1,姜汉桥1,李俊键1,陈民锋1,涂兴万2,任文博2
(1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京 102249;2.中国石化西北石油局采油二厂,乌鲁木齐 830011) 摘 要:塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N
2开采裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10%左右。
关键词:缝洞型碳酸盐岩油藏;阁楼油;注氮气;可行性;技术界限
与其它地区的碳酸盐岩储层不同,溶洞是塔河
地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型,裂缝是次要的储集空间,基质部分基本不具有储油能力,属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,储集体空间形态差异大,油水关系极其复杂。多轮次注水替油后,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,形成阁楼油。针对特殊地质情况,分析了注氮气开采阁楼油的机理并通过等效数值模拟方法对注气效果进行影响因素分析,对塔河该类油藏注氮气开采阁楼油的技术政策界限进行了优化研究。
1 注氮气开采阁楼油机理研究
1.1 注N2吞吐开采“阁楼油”主要作用
通过大量的理论研究,结合矿场试验,认为:一般N
2与原油最小混相压力远高于其地层压力,根据室内试验及模拟计算得出的最低混相压力为50～100MPa[1],在油藏条件下注N2驱是以非混相状态下进行的。
非混相条件下注气作用机理主要有: 靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”,如图1所示; 注气后,油气间的界面张力远小于油水间的界面张力(约4倍)[2],而油气密度差又大于油水密度差,从而减小了毛管力作用。
1.1.1 油气重力分异作用[3]
油气重力分异作用包含两个因素:一是因为气油密度差一般比油水密度差较大,利用油气密度差所形成的重力分异作用将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富集油带,均匀向构造下部移动,最后进入生产井采出;二是因为油水界面张力一般比油气界面张力
较大,N
2更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱替采油,而且在仅有重力时N
2
可以进入的最小含油裂缝宽度下限比水可进入的最小含油裂缝下限要小很多,因此气驱波及的裂缝体积远大于水驱,同时也可以进一步降低水驱后细小缝洞中的残余油。1.1.2 原油溶气膨胀排油
在地层温度和压力下,注入的N
2与原油接触后一般会部分溶于原油中,使原油体积膨胀,在原油膨胀力作用下,部分剩余油就会从其滞留空间“溢出”并流入裂缝通道成为可流动油。这一驱替作用一般会使岩块中驱替效率提高数个百分点。
1.1.3 改变流体流动方向
水驱过后,裂缝中还会存在少量残余油。当由底部水驱改为顶部注气后,改变了地层内的流体流动方向,从而改变了储渗空间的压力分布,可能会驱替出部分剩余油或“死油”,降低裂缝系统中的剩余油量。
1.1.4 提高水驱波及体积
N2注入到地层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相相对渗透率降低,可在
一定程度上提高水驱波及体积。
图1 注氮气驱替阁楼油示意图
在国内大多数注N
2
驱油的试验中都取得了比
水驱高的采收率,注N
2
驱对于开采“阁楼油”更是有着广阔的前景。
收稿日期:2008-04-14
作者简介:李金宜,男,2007级硕士。现从事油气藏工程及数值模拟等方面研究工作。
1.2 单相N 2在地层中的状态
状态方程的大量实际应用研究表明,对于N 2等非烃组分的油藏烃类体系,PR 状态方程及其改进式具有更好的适应性。因此,选择PR 方程及其改进式作为注N 2过程N 2～地层油之间相平衡计算的热力学模型。
1.2.1 N 2在地层中的状态
氮气在油藏温度及压力变化范围内均为气态,其粘度、密度及Z 因子随压力的变化规律见图2和图3
。
图2 氮气粘度、
密度与压力关系
图3 氮气Z 因子与压力关系
50M Pa 120℃时N 2为气态,Z 因子为0.9873,粘
度为0.055mPa ?s,密度为433.78kg /m 3。1.2.2 N 2
在原油中的溶解量
图4 N 2的溶解量与压力的关系
虽然在油藏条件下N 2不能与原油发生混相,但
是有一部分N 2会溶解到原油中,N 2溶解量的大小对吞吐开发的效果影响也很大。根据N 2溶解量图版,在油藏条件下N 2溶解度为0.025m 3/m 3。见图4。2 等效数值模拟研究
采用加拿大CMG 公司的STARS 模块对塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气开采阁楼油进行等效数值模拟研究[4]。所建典型模型采用51×51×51的网格系统,基质孔隙度为0.15;裂缝孔隙度为0.01。原油粘度为70.5mPa ?s,基质渗透率为50×10-3 m 2;裂缝渗透率为500×10-3 m 2。
2.1 地质因素对典型储集体开采特征的影响2.1.1 原油粘度
模拟十轮次注水替油后续三轮次注N 2驱油效果,分析原油粘度对N 2驱累计增产油量的影响。周期注入N 2质量为300t,废弃压力为35MPa 。日产液量为50m 3/d 。结果见图5。
图5 原油粘度对开采效果的影响
模拟结果表明:在裂缝～溶洞模型里,注水替油后续N 2驱的过程中,原油粘度对开采效果影响非常大。原油粘度增大会减弱原油流动性能,使后续N 2驱开采效果变差,换油率降低,最终累计增产油量大幅度减少。
2.1.2 原油密度
等效数值模拟研究原油密度分别为933kg /m 3、953kg /m 3、963kg /m 3、983kg /m 3时的开采效果,结果见图6。
图6 原油密度对开采效果的影响
原油密度取963kg /m 3时,累计增产油量比原油密度取较小值933kg /m 3时的累计增产油量大
25.6%,同时换油率也取得最大值。结果显示,对于裂缝～溶洞模型,原油密度在963kg /m 3时,后续N 2驱能取得最好的增油效果。2.1.3 地层韵律
等效数值模拟研究在地层变异系数为0.5的情况下,正韵律地层和反韵律地层对注氮气开采阁楼
油的效果影响。
图7 地层韵律性对开采效果的影响
图7显示在正韵律地层中,注氮气开采阁楼油效果要略好于反韵律地层。这可能是因为油气重力分异后,原油更容易通过较低处的高渗层流向井筒。2.2 油气采油方式对典型储集体开采特征的影响
缝洞模型上下连通层共有26个,生产井段位置可以为多个小层组合。2.2.1 生产井段位置
采取射开1-6、射开7-12、射开13-18小层来分析不同生产层位对开采效果影响。结果见图8
。
图8 射开层位对累计增产油量的影响
模拟结果表明:对于裂缝-溶洞模型,射开13-18小层取得的后续N 2驱累计增产油量最大,换油率最高,增产效果最好。因为在储集体射开下部生产,后期阁楼油较多,能充分利用注入N 2的弹性能量驱油,增油效果明显。2.2.2 储集体打开程度
数值模拟研究裂缝-溶洞模型里分别连续射开1-6小层、1-12小层和1-18小层的开采效果。结
果见图9。
模拟结果表明:储集体打开程度越大,累计增产
油量越大,换油率越高,开采效果越好;但是储集体打开程度增幅相同的情况下,累计增产油量的增幅在减小,换油率增幅也趋于平缓。
图9 储集体打开程度对累计增产油量的影响
2.3 注采制度对典型储集体开采特征的影响2.
3.1 周期注氮气总量
数值模拟了十轮次注水后续周期注入氮气总量分别为75t,100t,125t,和150t 时对应的累计增产油量和换油率。结果见图10。
图10 周期总注入量与累增油量的影响
模拟结果表明:随着周期N 2总注入量的增加,累增油量也在不断的增加,但是增幅变缓。从换油率曲线可以清楚的看到,在周期注气总量为100t 时,换油率取得最大值。随后,注气量继续增加,换油率下降,开采效果变差。
机理分析:后续注气可以在一定时间内保持地层压力维持在一定水平,不至于因为生产而使井底压力很快达到废弃压力。开采时间延长,累增油量增加。但是在地层充分补充压力损失后仍过多注入氮气,只能使生产成本增加,换油率下降,注气开采收益变差。
2.3.2 注气速度
模型模拟了周期总注入N 2量为150t ,后续3个周期注气,生产50m 3/d 直至废弃压力35M Pa 。结果见图11。
模拟结果显示:氮气注入速度增大,注入时间相
应减少,不利于注入N 2在地层中扩散,没有充分补充地层损失压力,以至于较早达到井底废弃压力,累增油量减小。但是,较小的注入速度虽然能充分利用注入气补充地层能量,却延长了施工时间,提高了生
产成本。
图11 不同注入速度与累增油量的影响2.3.3
闷井时间图12 焖井时间与累计增产油量的影响闷井期也是影响注气吞吐效果的一个重要因素。由于注气在注入油藏后需要一定的时间才能溶于原油并与油藏中的原油发生作用,因此在注气后需要关井一段时间,而关井时间的长短影响注气的吞吐效果。关井时间短可能由于注入气不能与原油充分接触而影响吞吐效果,关井时间长可能由于停泡期长而影响到油井的产量。模型模拟了后续三轮次注入N 2,周期总注入量为100t,50m 3/d 生产时对累增油量的影响。见图12。
模拟结果显示:关井置换时间为15～25d 可以取得较好的开采效果。如果时间继续增大,则会对累增油量产生不利影响。3 结论
3.1 在一定工艺技术保障下,塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气开采阁楼油提高采收率技术是可行的。3.2 在塔河该类油藏条件下,注N 2驱是以非混相状态进行。主要驱替机理是油气分异后的重力驱替。3.3 在地层正韵律情况下,注氮气开采阁楼油效果好于反韵律地层。
3.4 生产井段靠近储层中下位置有利于氮气重力
驱替阁楼油。
3.5 在注氮气开采阁楼油过程中时,周期注气总量和闷井时间具有一个最优值。
[参考文献]
[1] 徐克彬,徐念平.雁翎油田注氮气提高采收率
工艺技术[J ].石油钻采工艺,1998,20(3):69～75.
[2] 周玉衡,喻高明,周勇,张娜,苏云河.氮气驱机
理及应用[J].内蒙古石油化工,2007,(6):101～102.
[3] 张艳玉,王康月,李洪君,李楼楼,聂法健.气顶
油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究[J].中国石油大学学报(自然科学版),2006,30(4):58～62.
[4] 刘学利,翟晓先,杨坚,张林艳,任彩琴.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏等效数值模拟[J ].新疆石油地质,2006,27(1):76～77.
The feasibility study for fractured and cavernous carbonate reservoir by inj ecting nitrogen
L I J in -y i 1,J IA N G H an -qiao 1,L I J un -j ian 1,CH EN Min -f eng 1,T U X ing -w an 2,REN W en -bo 2
(1.Petroleum Engineering Key Lab of Ministry o f Education ,China Petro leum Univ er sity ,Beijing 102249,China;2.China Petrochemical Cor por ation Northw est Petro leum Bureau Second Facto ry,U rumchi 830011,China)
Abstract :T he displacement of o il by w ater in T ahe o il field is at a high num ber of rounds.T he WOC is rising and the oil displacement o f effect by injecting w ater is deterior ating.T he r em aining oil called "attic o il"are mainly distr ibuted in the structural relief of high position.The technolog y for exploitation of "attic oil"are available by injecting nitrog en o r natural g as in for eig n countries.The author o perates the feasibility study for exploitatio n of fractured and cavernous carbonate reservoir by injecting nitrog en in order to enhance the development effect in T ahe oil filed .In view of the g eolog ical and production characteristics ,w e analyse the mechanism of enhanced recov er y by nitro gen injection and favo rable geolo gical conditio ns ;on the basis of multiphase flow in w ellbore and numerical simulatio n ,w e demo nstr ate that it is available of enhancing reco very in fractured and cavernous carbonate reservo ir by injecting nitrog en and we make the optim izatio n of injection am ount 、balance tim e 、pro duction method 、injection r ate.T he r esult show s that 10%of enhanced reco ver y is available.
Key words :Fractured and Cav er nous Carbo nate Reserv oir;Attic Oil;Injecting Nitro gen;Feasibility ;Technolo gy Lim its
缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究 李金宜1,姜汉桥1,李俊键1,陈民锋1,涂兴万2,任文博2 (1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京 102249;2.中国石化西北石油局采油二厂,乌鲁木齐 830011) 摘 要:塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N 2开采裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10%左右。 关键词:缝洞型碳酸盐岩油藏;阁楼油;注氮气;可行性;技术界限 与其它地区的碳酸盐岩储层不同,溶洞是塔河 地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型,裂缝是次要的储集空间,基质部分基本不具有储油能力,属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,储集体空间形态差异大,油水关系极其复杂。多轮次注水替油后,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,形成阁楼油。针对特殊地质情况,分析了注氮气开采阁楼油的机理并通过等效数值模拟方法对注气效果进行影响因素分析,对塔河该类油藏注氮气开采阁楼油的技术政策界限进行了优化研究。 1 注氮气开采阁楼油机理研究 1.1 注N2吞吐开采“阁楼油”主要作用 通过大量的理论研究,结合矿场试验,认为:一般N 2与原油最小混相压力远高于其地层压力,根据室内试验及模拟计算得出的最低混相压力为50～100MPa[1],在油藏条件下注N2驱是以非混相状态下进行的。 非混相条件下注气作用机理主要有: 靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”,如图1所示; 注气后,油气间的界面张力远小于油水间的界面张力(约4倍)[2],而油气密度差又大于油水密度差,从而减小了毛管力作用。 1.1.1 油气重力分异作用[3] 油气重力分异作用包含两个因素:一是因为气油密度差一般比油水密度差较大,利用油气密度差所形成的重力分异作用将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富集油带,均匀向构造下部移动,最后进入生产井采出;二是因为油水界面张力一般比油气界面张力 较大,N 2更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱替采油,而且在仅有重力时N 2 可以进入的最小含油裂缝宽度下限比水可进入的最小含油裂缝下限要小很多,因此气驱波及的裂缝体积远大于水驱,同时也可以进一步降低水驱后细小缝洞中的残余油。1.1.2 原油溶气膨胀排油 在地层温度和压力下,注入的N 2与原油接触后一般会部分溶于原油中,使原油体积膨胀,在原油膨胀力作用下,部分剩余油就会从其滞留空间“溢出”并流入裂缝通道成为可流动油。这一驱替作用一般会使岩块中驱替效率提高数个百分点。 1.1.3 改变流体流动方向 水驱过后,裂缝中还会存在少量残余油。当由底部水驱改为顶部注气后,改变了地层内的流体流动方向,从而改变了储渗空间的压力分布,可能会驱替出部分剩余油或“死油”,降低裂缝系统中的剩余油量。 1.1.4 提高水驱波及体积 N2注入到地层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相相对渗透率降低,可在 一定程度上提高水驱波及体积。 图1 注氮气驱替阁楼油示意图 在国内大多数注N 2 驱油的试验中都取得了比 水驱高的采收率,注N 2 驱对于开采“阁楼油”更是有着广阔的前景。 收稿日期:2008-04-14 作者简介:李金宜,男,2007级硕士。现从事油气藏工程及数值模拟等方面研究工作。
新疆油田油藏研究概况 姓名：阿拉依·阿合提 学号: 20071043642 班级: 022081 指导老师:潘林
新疆油田油藏研究之 —————塔河油田油藏概况 阿拉依·阿合提 中国地质大学资源学院湖北武汉（430074） 摘要：以油气成藏体系理论为指导，对塔里木盆地塔河地区油气成藏研究概况进 行了分析。阐述了塔河油田油藏成藏的地质背景,油气运移过程,储层的岩性特征,和渗透规律,描述了塔河缝洞型油藏的基本特征,汇总了目前国内对缝洞型油藏的研究动态和研究方向,对流体流动类型和储层评价进行了简单综述。 关键词:塔河碳酸盐岩缝洞油藏流体 引言: 随着我国油气需求的不断攀升,对油气资源的需求日益增大,进一步勘探出新油气田和 提高已有油田的采收率不断得到加强研究.在勘探开发不断深入进展下，碳酸盐岩地层中发现的油气储量和产量越来越多，引起了海内外学者的重视和兴趣。碳酸盐岩油藏储集空间类型比较多，既有微观孔隙，也有大小和规模相差悬殊的溶蚀孔洞和裂缝，而且储集层纵、横向变化大，给储集层定量评价带来了很大难度也进一步加大了研究的必要性和紧迫性。 我国陆相石油地质理论中对碎屑岩的生烃机制和成烃模式的研究理论已较为成熟。为我国许多陆相石油的勘探提供了大量技术理论支撑。然而我国海相碳酸盐岩的沉积分布也比较广泛,已在四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地的海相碳酸盐岩中找到了大型和特大型油气田，而且获得了十分可观的地质储量,但对碳酸盐岩的沉积过程和成岩作用的研究却相对缺乏，因为碳酸盐岩和碎屑岩在物理性质和化学组成上都有着本质的差别，碳酸盐岩有机质的演化特征和成烃机制与碎屑岩有很大差异性[1]。由此可见，深人研究总结碳酸盐岩具有重要意义,塔河油田为我国第一个以古生界奥陶系为主产层的大油田，其缝洞型油藏是最典型的特征，而这对缝洞型油藏的研究影响着塔河油田整个石油勘探开发的全过程。本文主要对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的地质背景和成藏机理进行了简要的概述分析。 1.塔河油田地质环境 1.1 塔河油田形成地质背景 塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，该凸起是在加里东中晚期形成凸起雏形，在海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向大型鼻凸，在海西晚期改造基本定型，后经印支一燕山和喜山运动进一步改造成为大型古隆起口。[1、2、3]塔里木盆地经历了漫长的构造演化，在整个过程中缺乏热事件的构造改造，早期的油气藏在合适的位置可以长期保存至今，也可能因为后期的区域翘倾而使得油气藏再分配或演化
断块油气田2013年7月 收稿日期：2013-01-19；改回日期：2013-05-15。 作者简介：李巍，女，1988年生，在读硕士研究生，研究方向为油 气田开发。E -mail ：liweiliweiqiang@https://www.doczj.com/doc/ed17906017.html, 。 碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素 李巍1，2，侯吉瑞1，2，丁观世1，2，李海波1，2，张丽1，2 （1.中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中国石油大学（北京）教育部油田开发重点实验室，北京102249） 基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目“缝洞型油藏提高采收率方法研究及优化”（2011CB20100603）； “十二五”国家科技重大专项“补充能量注入体系优选实验研究”（2011ZX05014-003） 0引言 近年来，国内碳酸盐岩油气藏勘探开发呈现快速 发展态势，尤其是塔里木盆地塔河油田，已经发展成为国内陆上现已开发的储量、产量规模最大的海相碳酸盐岩油藏［1］。缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有特殊性［2-5］，岩溶裂缝、洞、孔呈多重介质特征,开采难度大，储集体在空间分布上具有不连续性，油藏的油水关系复杂的特点 ［6-10］ ，塔河油田部分油井见水后产量递减快，如何 进一步识别剩余油并继续进行挖潜、提高动用储量采 收率还没有成熟的思路和技术手段［11-13］。碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率技术与成熟的碎屑岩油藏提高采收率技术有着本质的区别［14-15］。笔者结合塔河油田矿场资料，根据相似性原理设计并制作了2种具有代表性的缝洞组合模型，即裂缝溶洞模型和裂缝网络模型。在可视化条件下观察2种模型在不同底水强度驱替时 摘 要 缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间特殊、连接方式复杂、流体流动规律复杂等的特点，这些特点导致水驱开发后 剩余油特征差异很大。文中通过可视化物理模拟实验，模拟了不同缝洞组合模式的油藏底水驱替开发过程。研究结果表明，缝洞型油藏剩余油分为：连通性差的孔洞剩余油、绕流油、阁楼油和油膜。与其他缝洞连通较差的孔洞几乎可以认为是封闭孔洞，因其无法进行油水置换从而形成剩余油；流体沿最低流动阻力方向流动导致重力效应降低，故在溶洞与裂缝出口处形成绕流油；沟通溶洞的裂缝在溶洞的低部位，故注入水无法达到顶端与油发生置换而形成阁楼油；受岩石表面润湿性、原油黏度以及温度的影响，在溶洞和裂缝表面易形成油膜。关键词 缝洞型油藏；可视化模型；物理模拟；剩余油；影响因素 中图分类号：TE344 文献标志码：A Remaining oil types and influence factors for fractured -vuggy carbonate reservoir Li Wei 1，2,Hou Jirui 1，2,Ding Guanshi 1，2,Li Haibo 1，2,Zhang Li 1，2 (1.EOR Research Institute,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.MOE Key Laboratory of Oilfield Development,China University of Petroleum,Beijing 102249,China) Abstract:Fractured -vuggy carbonate reservoir has the characteristics of special storage space,complex connection mode and fluid flow law,which lead to big differences in characteristics of remaining oil after waterflooding.By visual physical simulation experiments,two different models have been established and the process of waterflooding has been simulated in this paper.The results show that the types of remaining oil,including remaining oil trapped in the closed fractures and caves,by -pass oil,attic oil and oil film have been determined.Remaining oil is trapped in the closed caves due to bad connectivity with other fractures and caves.Because the minimum resistance is the fluid flow direction,the by -pass oils are easy to form under the link between the fractures and caves.The attic oils are trapped in the top of caves where the flooded water can not arrive in.On the wall of fractures and caves,the oil films form,which are affected by wettability,oil viscosity and temperature. Key words:fractured -vuggy reservoir;visualization model;physical simulation;remaining oil;influencing factor 引用格式：李巍，侯吉瑞，丁观世，等.碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素研究［J ］.断块油气田，2013，20（4）：458-461. Li Wei ，Hou Jirui ，Ding Guanshi ，et al.Remaining oil types and influence factors for fractured -vuggy carbonate reservoir ［J ］.Fault -Block Oil &Gas Field ，2013，20（4）：458-461. 第20卷第4期断块油气田 FAULT -BLOCK OIL ＆GAS FIELD doi:10.6056/dkyqt201304012
碳酸盐岩缝洞型油藏储层酸压改造技术探讨 随着石油技术的发展，碳酸盐岩缝洞型油藏开发已经成为我国近年来原油增储上产的重要领域。然而，在该类油藏的开发过程中，由于其地质发育的特殊性使得其在稳油增产过程中面临着巨大的挑战。为了加快和深入碳酸盐岩缝洞型油藏储层改造的提高采收率研究进程，从酸压改造机理进行分析，调研了目前酸压工作液体系的发展现状，酸压工艺技术的应用及评价技术，对该类油藏储层酸压改造技术进行了深入探讨。 标签：塔河油田；缝洞型油藏；酸压；机理；效果分析 碳酸盐岩缝洞系统作为一种良好的油藏储集空间，在石油开采中占有重要的地位并受到石油工作者的高度重视。碳酸盐岩缝洞型油藏储层的油气储集空间通常以大型溶洞和裂缝为主，由于原生沉积、地质构造运动和岩溶作用等影响使得该类油藏的储集空间具有形态多样化、组合类型多样化、空间尺度差异大和储集体纵横向变化大等特征，储层非均质性极强，储集空间连通性差，地下流体渗流同时存在达西渗流和非达西渗流，这对充分认识油藏和高效开发带来了极大的难度。目前该类油藏在开发的过程中普遍存在着储量动用程度低、产量递减快以及采收率低等开发难题。 酸压工艺是将酸液以一定的压力注入油藏中使之进入压开的地层或张开的天然裂缝中形成不均匀刻蚀，从而增加储层导流能力的一种增产措施。针对这种非均质性极强、储集空间连通性差的碳酸盐岩缝洞型油藏，通过对储层进行酸压工艺措施进行合理的改造能切实提高油气产量。 1 酸压改造机理分析 1.1 裂缝起裂和扩展机理分析方法 由于碳酸盐岩缝洞型油藏储层极强的非均质性和天然裂缝发育的特点以及本身所特有的复杂介质特征，使得该类油藏的酸压施工过程中裂缝起裂和扩展规律与均质砂岩油藏有很大的区别，岩石力学和分层应力是酸压设计与分析的重要基础，为此需要从碳酸盐岩缝洞型油藏的岩石物性和岩石力学参数出发，通过对地应力分布规律研究，建立裂缝起裂和扩展规律的数值模型。 1.2 酸压有效性影响因素浅析 储层酸压改造的有效性将直接影响开发生产效果，酸蚀裂缝的长度和导流能力是判断其施工效果的两个重要因素。前者通常由施工酸量、酸液和岩石反应速率以及酸的滤失系数等参数确定，后者受酸溶解岩石矿物的能力、酸岩反应的刻蚀形态、酸对岩石的绝对溶解量等的影响。 2 酸压工作液体系的发展研究
卷(V olume)27,期(Num ber)2,总(T otal)108矿物岩石 页(Pages )108-111,2007,6,(Ju n,2007)J M INE RAL PETROL 收稿日期:2006-10-17; 改回日期:2007-01-10基金项目:成都理工大学科研基金项目(编号:HS 001) 作者简介:孙来喜,男,41岁,副教授(博士后),石油地质专业,研究方向:油气藏开发及油藏数值模拟.E m ail:s unlaix888@https://www.doczj.com/doc/ed17906017.html, 缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用 及其在开发中的利用 孙来喜1, 王洪辉2, 武楗棠3 1.成都理工大学能源学院,四川成都 610059; 2.成都理工大学 油气藏地质及开发工程 国家重点实验室,四川成都 610059; 3.中国石油大学,北京 102200 !摘 要? 缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍~2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。!关键词? 碳酸盐岩油藏;毛细管;自吸;水驱;数值模拟 中图分类号:T E344 文献标识码:A 文章编号:1001-6872(2007)02-0108-04 0 引 言 碳酸盐岩油层的微观非均质性远比陆源碎屑岩油层严重得多,其储集空间变化大,从毛细管到直径 很大的溶洞和裂缝。裂缝和溶洞在较小范围内的渗透率比基质的渗透率高2个~3个数量级,这就造成了严重的宏观非均质性,从而降低了油层的注水波及系数。 与常规油藏注水开发过程相比较,缝洞型油藏由于储集空间物理性质的复杂性和特殊性,常表现 出油井见效快的生产动态特征,这一动态特征在一 定程度上限制了采用常规注水开发方式改善缝洞型油藏的开发效果。随着大量缝洞型碳酸盐岩油藏的发现与开发,如何改善其开发效果受到了广泛的关注。 润湿相流体在多孔介质中依靠毛管力作用置换非润湿相流体的过程称为渗吸。从20世纪50年代以来,人们对渗吸驱油机理及规律作了大量的研究,Aro no fsky J S 等人[1]首先导出了渗吸驱油指数关系方程,Rapo por t L A [2] 提出渗吸驱油准则,Gra ham J W 等人先后用三角形和方块模型完成了渗吸