二连地区低渗透砂岩油藏储层伤害机理与防治措施分析.doc
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二连地区低渗透砂岩油藏储层伤害机理及防治措施研究地质研究所二000年一月前 言项目收集了二连地区低渗透油藏开发历年来压力资料、中途测试等资料,建立了压力与原油性质、生产压差与采液指数、油水井连通状况与压力剖面的关系结合油水井工作制度变化,以及各种解堵剂在油田中的实际应用和经济效益评价结果,从主要生产指标入手,分析了造成储层伤害的各种可能因素,论述了各种储层伤害的机理；并对油田下一步解堵剂的选择提出方向性的意见最后结合油田原油性质现场综合调查结果,分析其变化趋势,认为目前影响油田正常生产的最主要因素是原油中蜡、胶质、沥青质等重质组分含量上升,从而导致井底严重结蜡,为油田后期生产管理提供宝贵建议第一部分 油藏压力分布资料收集及研究 一、收集历年来低渗透油藏观察井,压降、压恢、新井试油的静压和流压的变化情况收集历年来二连低渗透油田观察井、压降、压恢新井试油的静压、流压变化情况〔淖尔油田压力值无对比性〕见图1-1、1-2； 1-3；表1-1-1、1-1-2综合各类压力变化得出结论,97年以前,由于"双高"注水的原因,两南油田的压力基本上一直呈上升趋势,只是98年以后,控水稳油、提液降压的提出和对"双高"注水的危害认识的深化,通过降低注采比,两南油田压力才处于稳中稍降的状态。
二、研究油藏压力与原油性质〔粘度〕的变化关系粘度可定量在具体压力和温度条件下,在流体引发一个具体剪切速率所要求的剪切应力比率,也就是说,油藏原油粘度是油藏压力、温度变化的函数Vasguez 和Beggs 提出：μ0=μ0b
m 式中 μ0——p>pb下的粘度
两者出现这种关系有两方面原因:一方面,提高地层压力,必然导致原油粘度上升；另一方面,降低流压,原油脱气析蜡等造成地层渗流能力变差四、收集整理研究纵向剖面上压力分布规律由于哈南油田压力剖面没有代表性,仅以阿南油田阿31断块为例〔见图1-6〕,用开发过程中所测的RFT资料和初期原始压力剖面对比可看出,纵向剖面上小层的压力基本上是上升的,结合油水井的连通关系和物性变化可得出：1〕油水井连通,且水井物性差的层或弹性生产层低于原始压力；2〕油水井连通,油水井物性均较好的层,压力上升值较大；3〕油水井连通,注水井物性好,油井物性差的层,压力上升幅度小；五、分析不同构造部位,不同见效特征的典型井,历年来压降、压恢曲线资料,分析其特征,说明储层渗流特征的变化二连低渗透油田压降、压恢曲线由于关井时间短〔一般5天〕,很少达到拟稳定直线段,无法对地层的渗流特征进行定量分析,仅从初期压力与时间的变化关系做一定性分析统计近四年来两南油田20口井压降压恢资料,作出如下结论：①导水断层附近统计五口井资料,认为断层附近,渗流能力变好典型如哈11-416井〔图1-7-1〕,97年4月与99年6月的压降曲线对比,在5天,99年6月比97年4月压力下降幅度大,说明随着时间的推移,水井与断层沟通越好,压力传导速度提高,渗流能力变好。
②油水井见效地区统计九口井资料认为,油水井见效地区,渗流能力均变差,注水井如阿31-425井〔图1-7-2〕,99年8月与98年4月对比,99年8月压力下降缓慢,渗流能力变差分析有两个原因：a,98年钻新井放压严重,导致污染b,油田注水水质仍存在问题采油井如阿31-429井〔图1-7-3〕,99年8月比98年8月压力恢复慢,渗流能力变差主要因为在此期间,该井泵沉没度一直保持在40左右,折算到油层中深流压仅1.2MPa,低于饱和压力4.96MPa,造成原油在近井地带的油层脱气,重质成分滞留在井底,形成堵塞③注水井不见效地区统计六口井资料认为,注水井由于超破裂压力注水,渗流能力存在变好后又变坏的过程,油井由于地层压力降低,渗流能力变差注水井哈14-16井〔图1-7-4〕,从三次压降曲线可看出,地层压力逐步抬升,初期正常注水〔96年6月〕,压力传导较慢,随着"双高"注水的开始〔98年7月〕,近井地带产生微裂缝,渗流能力变好,但由于周围油井不受效,裂缝延伸有限,地层压力继续抬升,渗流能力又逐步变差采油井哈14-121井〔图1-7-5〕,99年8月与98年10月对比,地层压力明显降低,压力恢复缓慢,渗流能力变差。
第二部分 油井产液水平及产量递减规律分析一、产液水平分析〔一〕产液水平分析1、理论最大排液量的计算根据博生关于冀中第三系最大排液量计算方法：qmax=[△Pmax〔0〕-△P0].a0.al△pmax<0>=p0-[pp–D1.g. 〔二〕产液指数的变化规律研究1、"两南"砂岩油藏总体产液,产油指数的变化"两南"砂岩油藏总体产液,产油指数的变化与其它低渗透砂岩一样,低含水期出现大幅度下降,中含水期稳定,高含水期上升, 产油指数则一直呈现下降趋势〔如图2-1-1,2-1-2〕,阿南油田产液指数下降期较长,直至含水大于50%之后才趋于稳定；哈南砂岩油藏在含水进入30%之后便趋于稳定,但两南具有共同的特点,即含水大于70%进入产液指数上升阶段但在实际开发中,哈南油田与理论曲线基本一致,阿南油田产液指数一直呈下降趋势这说明阿南油田开发过程中具有严重的污染现象2、开发调整对产液〔油〕指数变化的影响油藏的自身特性决定了其渗流特征的变化规律,但不同的开发调整对其产液指数变化有一定的影响,从阿南油田的产液指数变化曲线上可以看出,92年注水全面见效后,产液产油指数均出现了相对高点；94年细分层系后,新动用层系均高产,使整体产液油指数出现了上升,98年和99年进行提液降压工作后,无因次产液和产油指数也出现了上升,因此,其调整工作对产液产油指数的变化有一定的影响,从哈301的曲线〔图2-2〕上也可看出这一点3、不同物性条件下产液、产油指数变化规律二连低渗透砂岩油藏正韵律沉积的特点决定了其由下向上物性变好,储层由砾岩逐渐过渡至细砂岩,比较典型的哈南砂岩油藏,AII油组为巨厚块状或层状砾岩,AI下则为粗—中细砂岩,属特低渗储层,AI中和AI上为细砂岩储层。 从层系间干扰比较小的哈24断块北部三套层系的曲线〔图2-3-1,2-3-2,2-3-3〕分析,变化趋势基本一致,但同期投产的AI上属中-低渗储层,产液指数始终低于理论值,AI下的产液指数在含水大于60%,却超过了理论值,而单井产量AI上是AI下的3倍,且油层物性明显好于AI下因此认为,AI上存在一定的污染,98-99年对AI上的5口井进行了酸化解堵 ,口口有效二、递减规律分析1、二连低渗透砂岩油藏递减规律研究二连低渗透砂岩油藏递减率一直保持在较高水平,从九一年至九八年,老井平均产能和产量的综合递减分别为14.74%和10.47%,老井产能和产量的自然递减分别为20.81%和16.9%,油藏的递减表现可划分二个阶段：一是91-93年,即89年产能建设完后注采完善阶段,本阶段表现为随着产量逐年下降,递减有变小的趋势,两南砂岩油藏的产能自然递减由20%下降至13.61%,综合递减由14.29%下降至8.18%；二是94-98年,本阶段是进行大规模开发调整阶段,本阶段表现为随着新增产能的投入,递减有逐年加大的趋势以两南砂岩油藏为典型,产能自然递减率由13.61%上升至30%以上,综合递减率由8.18%上升至25%以上,在这两个阶段中,产量和产能递减规律是非常相似的〔如图 2-4 –1,2-4-2,2-4-3,2-4-4,2-4-5,2-4-6 〕。 2、历年投产油井产量递减规律分析从两南油田历年投产油井产量递减表〔表2-2〕和生产柱状图〔图2-5-1,2-5-2〕,均可明显看出,投产初期产量均有较大的递减,随后产量保持低水平的稳定,这个递减一般均在15%-20%之间,甚至更大除了88年投产井有近3年的相对稳产期外〔井数较少,产量比例亦较小〕,其它新井均有这种规律,这种规律的存在,直接导致了93年以前的井递减较缓和94年以后的井产量递减逐年加大3、不同层系或物性条件下油井产量递减分析二连低渗油田储层均存在由下向上物性变好及断层窜流的影响,这里对哈301为代表的窜流区和哈24为代表的整装区域进行了分析,从哈301断块可以看出,96年整体无大规模调整工作量的情况下,以往窜流所形成的AI上高压高渗区〔层系〕,递减较大,其它层系则基本相同98年同样无大规模投入,但由于97年产能投入较大,因此总递减均表现为负值,从递减幅度看基本相似〔见表2-3〕,说明窜流区部的递减总体一致,层系间无太大差别,而哈24断块则不同,97-98年均无大型调整投入,可对比的AI上和AI中层系,表现出两种不同的形势：AI上连续两年解堵提液保持了较低的递减,而AI中递减则高达20%以上。 第三部分 中途测试资料的分析 中途测试资料是反映油井生产能力、渗流状况和地层污染状况的最直接和可靠的证据因此,在了解和分析二连地区低渗透砂岩油藏储层伤害机理及防治措施中,必须很好的利用中途测试资料和试井资料来对地层的伤害情况作准确的量化,从而分析得出导致污染伤害的主要因素,以便很好地采取防治措施,为油田开发服务1、渗透率的变化规律研究从"两南"油田主力断块阿31和哈301两个断块所统计的历年新钻井的中途测试资料,可以发现,两个断块的渗透率均是初期阶段呈上升。
