普通稠油油藏水驱开发的相关调研

二〇一四年十月普通稠油油藏水驱开发的相关调研汇报提纲一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度五、油藏水驱开发评价六、致谢稠油油藏特征1、油藏埋深较浅国外绝大多数大型稠油油藏埋深小于1000m，中国稠油油藏埋藏较深，大于900m的已探明储量占六成以上，部分油藏埋深在1300-1700m。吐哈油区的吐玉克油田，深度达3300m。2、储层胶结疏松岩石物性较好稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，中国的稠油油藏多为砂岩、砂砾岩，沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差。国外稠油油藏储层性普遍较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。3、原油中胶质沥青质含量高，饱和压力低稠油中的胶质和沥青质含量高，且密度和黏度随着其含量的增加也逐渐增加。稠油油藏在形成过程中的生物降解作用和氧化作用，天然气和轻质组分在次生运移过程中产生逸散，从而导致稠油油藏饱和压力低，气油比低，原油体积系数较小。一、稠油油藏类型及特征一、稠油油藏类型及特征按照流体性质分类分类第一指标第二指标黏度，mPa·s60℉（15.6℃）相对密度60℉（15.6℃）重度，ºAPI重质油100～100000.934～1.00020～10沥青100001.00010分类分类标准重质原油（1）相对密度为0.934～1.000（10～20ºAPI）（2）黏度小于10000mPa·s特重原油（1）相对密度大于1.000（小于10ºAPI）（2）黏度小于等于10000mPa·s沥青（1）相对密度大于1.000（小于10ºAPI）（2）黏度大于10000mPa·s分类第一指标第二指标开采方式黏度，mPa·s相对密度（20℃）普通稠油50＊（或100）～100000.9200可以先注水再热采亚类50＊～150＊0.9200150＊～100000.9200热采特稠油10000～500000.9500热采超稠油500000.9800热采联合国训练研究署委内瑞拉能源矿业部中国按照流体性质分类1、各种分类指标基本类似，利于国际交流与合作。2、中国将稠油分为普通稠油、特稠油、超稠油，便于进行资源评价和开采方式的选择。3、中国以黏度作为第一指标，相对密度作为辅助指标。二者发生冲突时，按黏度分类。4、中国标准对于普通稠油，黏度较小时，可以油层条件下的黏度作为分分类指标(*)；黏度较大时，以油层温度条件下的脱气原油黏度分类指标。一、稠油油藏类型及特征不同油品类型油藏开采技术接替关系水驱蒸汽吞吐蒸汽吞吐SAGD聚合物驱蒸汽驱蒸汽驱SAGD火烧油层50*100*150*350*10000500001000001002504001000按照油藏特征分类（1）油藏的分类方法：单因素、多因素综合、油藏成因、构造形态、储层储油空间类型或油气水分布状况、原油性质、驱动类型等。（2）现阶段稠油油藏以注蒸汽开发为主，储层发育状况极大的影响到注蒸汽开发的效果。分类时推荐以储层类型及其发育状况为基础进行分类。分类典型代表块状稠油油藏气顶、巨厚块状油藏辽河高升油田莲花油层边底水块状油藏曙光油田曙175块大凌河油层胜利单家市油田单2块沙河街组油层多油组互层状稠油油藏多油组厚互层状油藏辽河欢喜岭锦45块的于楼和兴隆台油层多油组薄互层状油藏辽河曙光油田一区杜家台油层河南井楼和古城油田单层块状稠油油藏单层状构造岩性稠油油藏新疆克拉玛依油田九区薄层状稠油油藏井楼零区一、稠油油藏类型及特征汇报提纲一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度五、油藏水驱开发评价六、致谢二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题水驱在胜利油田的应用胜利油田尚二区主要含油层系为馆陶组和东营组，含油面积为8.1km2，石油地质储量为800×104t，油藏埋深为1023～1260m。地层温度为44～52℃，馆陶组原油黏度范围为526～4931mPa·s，平均为1199mPa·s；东营组原油黏度为465～6066mPa·s，平均为1562mPa·s，属于普通稠油油藏。该区块于1989年开始注水，截至目前，累计采油量为69.77×104t，累计采水量为76.44×104m3，累计注水量为7.87×104m3，综合含水为50.43%，累计注采比为0.054。胜利油区常规开发的普通稠油油藏储量十分丰富，由于稠油为非牛顿流体，因此在相同的压力梯度条件下，原油粘度越高，渗流速度越慢，水驱驱油效率越低，从而导致剩余油在平面和纵向上分布高度分散，油水关系复杂，开发效果并不理想。二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题渤海SZ36-1油田水驱降粘研究现状及存在问题渤海SZ36-1油田属海上重质稠油油田，常规注水开发采收率较低。提出水驱降粘开采新思路，即在常规注水开发的基础上,向注入水中加入少量高效经济的降粘剂，如碱降粘、表面活性剂降粘、碱和活性剂复配降粘。使注入水不但能驱油，而且能降粘，改善水油流度比，达到改善开发效果、提高采出程度的目的。（1）碱对某一酸值的原油存在一个最佳的浓度范围。在此范围之外，降粘效果将会变差。碱与稠油中有机酸反应生成天然乳化剂能形成O/W乳状液，但不稳定，且脱水不能满足要求，因此，碱需和其它降粘剂复配使用。（2）表面活性剂能形成稳定的O/W乳状液,且稳定性好，但脱水困难。采出液破乳难和活性剂价格昂贵限制了单一活性剂的使用。（3）碱和表面活性剂复配有明显协同效应，实验筛选的复合降粘体Na2CO3(0.3%)+OP(0.1%)可直接用地层水配制，可以满足稳定性与破乳的要求，能满足海上油田生产的需要。二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题（1）对于常规Ⅰ类稠油油藏，采用前期常规注水，后期加密调整的开发方式。（2）对于常规Ⅱ类稠油油藏，采用水平井水驱与弱凝胶调驱相结合的开发方式。（3）对于非常规Ⅰ类稠油油藏开展热采先导试验。（1）常规Ⅰ类稠油油藏，注水层间及层内矛盾突出。受储层物性差异和注水水质的影响，层间及平面矛盾逐渐暴露，注水井各层吸水不均，各油井水驱状况差异大。（2）常规Ⅱ类稠油油藏水油流度比大，含水上升快。边底水较发育的低幅油藏，井含水上升快，位于过渡带区域的油井，均已进入高含水阶段。（3）非常规Ⅰ类稠油油藏热采热量损失大，热效率低。油藏储层薄、净总厚度比低，导致热损失较大；油藏埋藏较深，导致沿程热损失严重，井底难以产生蒸汽干度；底水储量比例大（达67％），难以保证热采效果。二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题相关结论：（1）常规稠油油藏一般采用注水开发的开采方式，也有少数油田采用注热水开采。（2）常规稠油油藏应根据各油藏的油层分布特点及地理位置和开发策略的不同，采取相应的储量动用策略。（3）常规稠油油藏主要是通过油层的泄油面积的增加、油层的改造、增加流体流动性能、强化采油等方法来提高单井产量。（4）针对常规稠油油藏胶结疏松，易出砂特点，在钻、完井过程中，对不同的井型应采取不同的完井方式，并且采用适用的防砂工艺措施，改善开采效果。（5）通过合理细分开发层系，改善分层动用状况，提高注水波及体积和注水采收率。加强调整注采井网，提高水驱控制程度和注水采收率。加强注采调整，控制含水升素度，提高采收率。（6）通过三次采油方法化学驱、热力采油、聚合物驱等方法提高常规稠油油藏的采收率。汇报提纲一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度五、油藏水驱开发评价六、致谢三、普通稠油油藏水驱相渗曲线常规稠油水驱就是油水两相在油藏条件（温度、压力、储层物性等）下相互作用的过程，相对渗透率曲线是对这种作用过程最简单和直接的反应。相对渗透率曲线的重要性1、相对渗透率曲线是油藏工程和油藏数值模拟的基础，相渗曲线的形态特征反映了储层性质。2、在数值模拟的应用中，没有合理准确的相渗曲线，无论是对历史拟合还是后续的预测方案的影响都极为重大；在实际生产中，可以根据相渗曲线的特征指导现场的施工作业。3、油水相对渗透率曲线资料是研究油水两相渗流的基础，是油田开发参数计算、动态分析，以及油藏数值模拟等方面不可缺少的重要资料。三、普通稠油油藏水驱相渗曲线相对渗透率曲线的相关应用1、计算油井产量，水油比和流度比2、分析油井产水规律3、确定油水在储层中的垂向分布4、确定自由水面5、计算驱油效率和油藏水驱采收率6、判断油藏润湿性三、普通稠油油藏水驱相渗曲线因高黏度特征和稠油转蒸汽驱替的可能等方面的考虑，在测量普通稠油油藏油水相对渗透率方面，辽河油田勘探开发研究院等单位发布了相关的测量标准。最新的标准为《SY/T6315—2006稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法》。室内实验可以一维两相水驱油的基本理论为依据，结合现场实际生产资展开不同油藏条件下一维恒速水驱实验。数据处理综合采用JBN方法或基于JBN方法的新计算方法以及稠油松散岩心相对渗透率曲线的最优化算法。通过实验方案的设计，可以对比不同油藏条件（温度、黏度、渗透率、孔隙度）下油水相对渗透率曲线、特征点，分析相对渗透率曲线特征、束缚水饱和度、残余油饱和度及水相端点值的变化规律。三、普通稠油油藏水驱相渗曲线相关实验流程图：流程图1流程图2具体实验步骤参考相关文献资料三、普通稠油油藏水驱相渗曲线JBN方法介绍：1、流动是一维流动并稳定的；2、岩心为线性均质的；3、毛管力的作用黏滞力作用可以忽略不计。通常这些假设得不到满足，岩心多半是非均质的，驱动力往往比较小，混合润湿性等等。数据处理公式：三、普通稠油油藏水驱相渗曲线最优化历史拟合的数值模拟方法三、普通稠油油藏水驱相渗曲线案例一：不同油藏条件下的相渗曲线分析实验用的岩心来源于多个不同条件的油藏，实验用油取自多个油田的地面脱气原油，实验前进行脱水及过滤处理，配制不同的地层水作为驱替流体，分析不同油藏条件下原油黏度、渗透率对相渗曲线的影响。实验为三组相同黏度、不同实验温度和三组相同实验温度、不同黏度的驱替实验。三、普通稠油油藏水驱相渗曲线案例一：不同油藏条件下的相渗曲线分析相同黏度不同实验温度的相渗对比曲线温度升高，束缚水饱和度逐渐增加，残余油饱和度降低，残余油饱和度对应的水相相对渗透率增加。等渗区面积大幅度增加，等渗点对应的含水饱和度变化不大，等渗点对应的渗透率大幅上升。温度对相渗曲线的影响较大，主要有两方面的原因：1）随着温度的增加，分子热运动加剧，流动阻力降低，温度的增加也会导致岩石的膨胀，使得孔隙结构发生变化。2）随着温度的大幅度上升，原油黏度变化比较明显，尤其是当温度升高到120℃时，原油黏度只有19.6mPa·s。此时的相渗曲线已经不具备稠油油藏相渗曲线的特征。三、普通稠油油藏水驱相渗曲线案例一：不同油藏条件下的相渗曲线分析相同温度不同黏度的相渗对比曲线随着原油黏度增加，油相相对渗透率降低，等渗点对应的相对渗透率逐渐降低，等渗点左移，相渗曲线的等渗区面积逐渐降低，残余油饱和度降低，、残余油饱和度对应的水相相对渗透率降低。黏度对相渗曲线的形态影响较大。1）原油黏度增加，油水黏度比增大，流动阻力不断增大，前缘推进不均匀，导致黏性指进，驱替能力下降，驱油效率降低。2）在稠油中岩石渗透率较大，岩石疏松。此时储层具有较强的应力敏感性，在驱替过程中，黏度越大，流动阻力增大越明显，使得油相相对渗透率降低、水相相对渗透率增加的幅度也越来越小。三、普通稠油油藏水驱相渗曲线案例一：不同油藏条件下的相渗曲线分析不同黏度条件下采液指数变化曲线采液指数是表示油井生产能力的指标，通过采液指数曲线可以评价产能，是否进行提液措施。通过相渗曲线归一化后求取不同不同黏度和渗透率下的采液指数。由于油水黏度比非常大，随着含水率的变化，无因次采液指数一直处于上升状态，原油越稠，无因次采液指数越大。尤其是处于高含水期，无因次采液指数随着含水率的增加其值大幅度上升。三、普通稠油油藏水驱相渗曲线案例一：不同油