保持地层压力（精选八篇）
保持地层压力 篇1
室内岩心分析和油气田矿场监测资料研究均表明,在油气藏开采过程中地层压力的变化会导致储层岩石发生弹性或塑性应变,从而引起岩石孔隙结构和孔隙体积的变化,进而影响油气藏流体的渗流, 最终会影响到油气井产能和油气田的开发效果［33，34］。生产实践表明,地层压力的变化对低渗透油气藏开发效果的影响尤为敏感［35—45］。由于地层压力的变化会影响岩石的孔隙结构,而岩石的孔隙结构又是影响驱油效率的一个重要因素,因此,驱油效率也间接地受到地层压力保持水平的影响。文献调研表明,目前国内外还未见到这部分内容的相关研究。为此,有必要通过室内实验,深入分析研究地层压力保持水平与水驱油藏驱油效率之间的关系,为高效开发低渗透油气藏提供理论依据。
1实验方案
根据前人研究成果,储层岩石固有属性参数( 润湿性、孔隙结构) 、流动介质( 油水黏度比) 、动力条件( 驱替压力梯度及速度) 等都是影响驱油效率的主要因素［1—32］。因此,在室内实验研究应立足于研究区块的实际情况,合理的设计实验方案。
1. 1实验岩心
实验岩心全部来自胜利油田滨425断块沙四段滩坝砂油藏储层的柱塞样品。岩心样品按初始空气渗透率大小分1. 0、5. 0、10. 0、11. 0 ~ 20. 0、21. 0 ~ 30. 0、31. 0 ~ 50. 0等6级别。
1. 2实验流体
选择与地层原油黏度相当的机械油( 实验温度下,机械油黏度为7. 60 1 m Pa·s) 作为实验用油,配制与储层地层水总矿化度相当的KCl溶液( 矿化度为170 000 mg /L) 作为实验用水。
1. 3实验压力和温度
根据油藏埋深( 约2 600 m) 及岩石密度( 2. 3 kg / L) ,计算得到实验施加的环境压力为60 MPa。 根据滨425井沙四段压力测试资料可知,油藏的原始地层压力为32 MPa,设置实验孔隙压力的变化范围为32 ~ 16 MPa。鉴于实验主要考察地层压力变化对岩心驱油效率的影响,因此实验可以在常温下进行,设置实验温度保持在25 ℃左右。
1. 4实验步骤
1. 4. 1确定孔隙体积
对岩心样品抽空,饱和模拟地层水,确定孔隙体积和孔隙度。
1. 4. 2建立束缚水饱和度
模拟原始地层压力条件,油驱水建立束缚水饱和度。
1. 4. 3测定水驱油效率
以1 m L/min的流量恒速水驱油,注入50 PV的模拟地层水后停止实验,根据出口油量计算驱油效率,建立注入倍数与驱油效率关系曲线。
2实验结果分析
2. 1注入倍数对驱油效率的影响
为了便于说明问题,引入地层压力保持系数来衡量地层压力保持水平的高低,数值等于油气藏地层压力与原始地层压力的比值。
如图1 ~ 图7可知,随着地层压力保持系数的减小,曲线在纵轴上的截距减小,表明无水采油期驱油效率随着地层压力保持水平的下降而减小; 随着地层压力保持系数的减小,曲线的位置整体向下移动,表明相同注入倍数下的水驱油效率随着地层压力保持水平的下降而减小。分析认为,地层压力保持水平下降,岩石骨架承受的有效上覆压力增加而发生变形,小孔喉变形程度较大,大孔喉变形程度相对较小,孔隙结构非均质性增强,造成无水采油期驱油效率和驱油效率下降［43—45］。
2. 2空气渗透率对驱油效率的影响
从表1和表2中可以看出,随着地层压力保持系数由1. 0下降到0. 5,沿空气渗透率级别为( 2、6、 9、17、23、39、45) × 10－ 3μm2的岩心样品顺序,无水采油期驱油效率降幅分别下降23. 1% 、18. 1% 、 13. 8% 、10. 1% 、7. 6% 、5. 5% 、2. 6% ,注入50 PV后驱油效率分别下降12. 6% 、10. 1% 、7. 6% 、5. 2% 、 4. 0% 、2. 7% 和2. 6% 。
由表1、表2可以建立了地层压力下降50% 时驱油效率降幅与渗透率的关系曲线( 图8) 。从图8中可以看出,地层压力下降相同幅度,岩石的渗透率越低,驱油效率的下降幅度越大; 地层压力下降相同幅度,驱油效率变化量与岩石初始空气渗透率之间存在如下对数函数关系:
式( 1) 中: Δη 为驱油效率降幅,% ; Ka为储层岩石初始空气渗透率,10－ 3μm2; a、b为回归系数。
分析认为,岩石渗透率越低,小孔喉所占比例越高,当地层压力下降时,对渗流能力起主要贡献作用的小孔喉变形闭合、起次要贡献作用的大孔喉变形程度很小,导致岩石渗透率降低,孔隙结构的非均质性增强,从而使得水驱油时油藏见水时间越早,无水采油期驱油效率越低,相同注入倍数下的水驱驱油效率越低［43—45］。
2. 3地层压力保持水平对驱油效率的影响
从图9中可以看出,1 7条曲线都是单调递减曲线,表明不同渗透率级别的岩心都呈现出随着地层压力保持系数的减小,水驱驱油效率单调下降的趋势; 2 7条曲线形态先陡后缓,表明地层压力下降初期,压力下降造成的驱油效率降幅较大; 地层压力下降后期,压力下降造成的驱油效率降幅越来越小; 3 7条曲线都可以用一元二次多项式来拟合, 其表达式为
式中:η为驱油效率,%;P/Pi为地层压力保持系数,小数;A、B、C为与储岩石初始空气渗透率有关的系数(表3)。
3结论与认识
( 1) 相同注入倍数下的水驱驱油效率随着地层压力保持水平的下降而减小。地层压力保持水平下降,小孔喉变形程度较大,大孔喉变形程度相对较小,孔隙结构非均质性增强,是无水采油期驱油效率和水驱驱油效率下降的根本原因［43—45］。
( 2) 地层压力下降幅度相同时,储层岩石初始空气渗透率越低,无水采油期驱油效率、水驱驱油效率降幅越大。这是因为初始空气渗透率低,细小孔喉比例高,地层压力下降时,孔喉非均质性会相对更严重［43—45］。
( 3) 地层压力保持系数、储层岩石初始空气渗透率与驱油效率之间存在着一元二次多项式关系, 地层压力下降初期,压力下降造成的驱油效率降幅较大; 地层压力下降后期,压力下降造成的驱油效率降幅越来越小。这说明,低渗透油气藏驱油效率也存在着应力敏感性,因此建议低渗透油气藏尤其是特低渗透油气藏应该保持原始地层压力开采。研究结果不但提出了不同渗透率级别低渗透油气藏水驱驱油效率的便捷算法,而且为低渗透油气藏高效开发提供了理论依据。
摘要：低渗透储层由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,导致开发过程中地层压力下降快、下降幅度大,从而造成岩石骨架变形而影响其物性和渗流能力。这种变化必然会影响到油气井的产能和油气田的开发效果。作为评价油气田开发效果的重要参数驱油效率一直是油藏工作者研究的热点问题,多年来对驱油效率影响因素的研究主要集中在岩石固有性质(润湿性、孔隙结构)、流动介质(油水黏度比)、动力条件(驱替压力梯度及速度)等方面,遗憾的是未见到考虑地层压力保持水平因素的研究。通过室内流动实验,模拟再现了地层压力下降过程,研究了低渗透油气藏不同地层压力保持水平条件下驱油效率的变化规律。结果表明,水驱驱油效率是地层压力保持水平、储层岩石初始空气渗透率的函数,随着地层压力保持水平、储层岩石初始空气渗透率的下降而单调下降,表现出应力敏感性特征,且地层压力下降幅度相同时,储层岩石初始空气渗透率越低,水驱驱油效率降幅越大,驱油效率的应力敏感程度越强。分析认为储层岩石的弹塑性变形是驱油效率应力敏感性的根本原因,因而提出了储层岩石初始渗透率越低,越应尽早注水保持地层压力开发的低渗透油气藏开发理念,为高效开发低渗透率油气藏提供了理论依据。
以保持压力达成优势对话 篇2
一般认为。美国冷战后因应中美军事安全关系的最主要现实是中国作为主要经济大国的崛起．经济的发展和力量不仅改变全球经济版图，也给军事格局和安全发展带来新的前景。这些本已模糊的前景再加上对话机制的不完善、意图的猜忌和技术能力的发展。无疑对于双方来说，都构成了提防不乐观未来的足够理由。特别是，考虑到中美在全球地缘战略格局中的地位、两国历史文化及政治制度的差异．以及历史和现实的冲突。中美之间存在不小的军事安全忧虑。这是任何欲认识两国关系的人不可回避的事情。正是从这一基本的现实认知出发，我们可以了解无论两国关系取得何种良性进展，而美国总有相当一部分人厉声喧嚣各种版本的“中国威胁论”。而与此同时，在中国也不时可以听到“美帝亡我之心不死灭亡!”的警世恒言。
本年度报告引起中国社会和媒体格外关注的另一重要原因是：近来美军在中国周边展开了频繁的动作，这些动作既包含实战的意义，也牵涉复杂的外交动态，这些行为与金融危机爆发后中美在经济领域加强合作的大势相悖，同时也与美国政府领袖们敦促恢复和加强两国军事交流的吁请相冲突。这一矛盾现象给国内公众认识中美军事安全关系带来了实在的困扰。这是阅读和品评本年度《中国军力报告》的近景。然而。必须看到，作为全球经济分量最大的两大国，中美军事与安全关系不仅牵涉中国的未来。也在很大程度上将决定美国的未来。尽管困难重重，但两国在军事安全领域的合作和对话的迫切必要性是真实的，其对两国现实和未来的意义也是不言而喻的。因此，从这个现实和迫切的必要性出发。我们会很容易看到美国包括本年度报告在内的一系列动作背后的基本意图，那就是：借压力和对话的交替两手，保持和巩固军事安全优势地位。借压力而实现对自己更有利的对话，即我所称的优势对话。这是为什么本年度报告中一方面赞扬中国增强军事能力后的某些行为和政策，而依然重申和强化在所谓“透明化”等问题上的要求。
熟悉军事历史的人们不难知道．若就实践的层面来说。在两大国之间实现意图和能力的双重、彻底透明，这本是不可能之事。一则，贯穿政策意图的需求评估和环境评估是动态变化的。再则．随着某国对军事安全目标的界定。能力的需求和建构也是非对称的进程。美国的战略思想精英们并非不明此理，相反。正是因为他们深知，就现实和可预见的将来而言．中国对美国的军事安全基本态势并无任何威胁．推动朝野上下保持对中国军事长期热情的．与其说是对现实的认知。不如说是对未来的焦虑。这是一个急遽变化的世界．美国今日的一切重要国家利益均依赖于美国在二战后建立和在冷战后膨胀的优势军事地位。而对这一优势地位的威胁可能来自不友好的意图，但更可能来自不友好的政策意图指导下的突破性技术能力的发展。诚如中国古人所说．“君子无罪．怀璧其罪”单以中国过去30年来取得的经济成就而言，要美国不提防和怀疑中国的未来军事安全意图。那几乎是缘木求鱼，这是任何透明化的对话都无法达成的目的。
海上油田地层压力研究 篇3
渤海B油田从2004年8月投产至今积累了相当丰富的生产资料数据,其中与压力相关的资料主要包括4井次的压力恢复、55井次的压力计资料(32井次故障)、5个井区探井的相渗曲线、油田1月1 次动静液面测试以及油田的全部生产资料,其中压力恢复能够较直观地表征油田地层压力,但数据较少且不连续,相对较多的数据是单井的流压数据与油田每月所测的动、静液面。现综合利用上述资料应用油藏工程方法得到油田压力连续变化情况。
1 动态监测资料
能够直接得到油田地层压力资料主要包括压力恢复资料、静压测试资料、单井静液面资料、以及油井故障时压力计与泵工况读数等,但由于测试工艺的不同,井况的不同,所测的静压值均处于油井不同的测量深度,为便于比较地层压力的变化需将所有得到压力值折算到油田基准面上。
1)对直接所测的地层静压需进行深度校正,这里直接测的地层静压主要包括静压测试、压力恢复测试以及有压力计井故障关停井时所测的静压值等。
式(1)中:P1为测量点实际测量值,MPa;H为油田基准面,本油田取值为1 700 m;h为压力测量点深度,m;ρ为该井点综合密度,由原油密度与含水综合定值,㎏/m3。
2)利用单井静液面资料,应用式(1),P1改为套压值,h为测试液面值,其余取值一样,计算出油井基准面静压。在利用单井静液面计算地层静压时需对现场录取资料进行筛选,尤其是套压的取值对计算的精度至关重要。通过验证发现,本油田通过静液面获取的与压力计直接读出来的压力数据有较好的相关性(图1)。
将两者压力值结合动态认识,可以得出单点地层压力。上述方法得到的油田压力值为油田第一手压力资料,是油田压力分析的前提和基础。
2 油藏工程方法
渤海B油田除了上述直接读取的地层静压资料外,还有大量与地层静压相关的资料,如有55井次的压力计与泵工况资料,油田的动静态生产资料,可以通过油藏工程方法间接得到油井地层的静压数据。
2.1 无因次采液(油)指数法[1]
渤海B油田拥有5个井区探井的相渗曲线,将单井多组相渗曲线进归一处理后,可以得到各个井区含水与无因次采液(油)指数关系图Jod(Jld)～fw,利用周边有压力计油井的实际生产数据进行验证,发现具有良好的相关性(图2、图3)。
利用各个井区Jod～fw关系图,对无因次采油指数进行拟合,得出拟合方程,若单次拟合效果不好,可分多段对Jod～fw进行拟合,根据拟合方程中油井含水与无因次采油指数的关系,计算出油井目前的无因次采油指数,从而得到采油指数Jo,再根据产能式(2)反求出生产压差,根据压力计读数可以依据式(3)得到油井的地层静压,再根据式(1)折算为基准面静压。
其中Jo0:油井无水采油期的采油指数,m3/(d·m·MPa);Jo:油井比采油指数,m3/(d·m·MPa);Qo:油井实际日产油量,m3/d;ΔP:计算的生产压差,MPa;h:油井射开生产厚度,m;Pwf:压力计读数,流压数据,MPa。
以7井区C6井生产初期为例。该井虽有流压数据,但没有做过压力恢复测试,无法了解地层静压变化情况(图4)。该井有压力计,且离探井7井较近(图5),可根据上述理论方法求得地层静压。
通过探井7井的无因次采油(液)与含水关系图(图6),得7井区无因次采油指数的拟合方程:
y=-0.000 0723 485 x2-0.001 720 190 3 x+0.952 726 824 9,相关系数为R2 = 0.97。
查询需统计点的油井含水,通过拟合方程求得该含水值下的无因次采油指数,再通过式(2)—式(4)和式(1)求得该井点在不同时间点折算到基准面1 700 m处的地层静压(表1)。
结合该井的生产动态与测试采液剖面(图7),分析该井NmIV8小层处于边部,有弱边水,初期生产地层能量略有下降,但是随着生产的进行,边水突破,地层能量上升,用该种方法计算的地层静压变化与实际情况吻合。
2.2 物质平衡法
利用油田实际生产资料,运用物质平衡方法[2],求取地层的压降,再通过式(4)和式(1),求得实际地层静压(表2)。
但是这种方法仅适用于油田投产初期或者单砂岩透镜体,因为随着生产的进行,水侵量与注水量的辟分会导致计算的误差较大。
3 油田压力状况分析
利用上述已经求得的各单点地层压力,求得油田平均地层压力,了解油田整体压力变化情况(图8)。
同时结合各井的产吸剖面,与生产动态认识,确实油井的主产出层,从而可以确定单点单层地层压力变化情况。
4 结论
通过对渤海B油田压力状况研究,提出综合应用动态监测资料与油藏工程方法,可较好地掌握油田地层压力情况。无因次采液(油)指数法求算地层静压适用于本油田,算得地层压力变化符合油田实际情况;物质平衡方法求算地层静压适用于油田投产初期,随着生产的进行,水侵量与注水量的辟分会导致计算误差较大。
参考文献
[1]郭志华,刘志萍,程世铭.无因次采油(液)指数与含水关系曲线分析及应用.内江科技,2003;(5):42
气田地层静压力确定方法研究 篇4
1气井压力变化特征
在气田主体区域开发过程中, 利用多次进行压力测试 (5次以上) 的T4-1井分析井口压力和井底压力随累计产量的变化关系。在T4-1井生产过程中, 共进行过12次井底压力测试, 同时统计了该井生产过程中13次停井时的井口油压。
通过对关井阶段地层静压测试资料和井口油压与累计产量的分析, 可以发现地层压力和井口油压与累计产量的关系均表现出早期压力下降较慢, 晚期压力呈现指数式下降。
该井压力与累计产量的关系表现出两个阶段:第一阶段为开发早期, 在这一过程中压力随产量下降的比较慢, 而且这一过程中井筒条件较复杂, 解释的地层压力和关井时的井口油压波动都较大;第二阶段是开发中后期, 在这一过程中压力随着产量呈指数式关系。对于T4-1井, 地层压力与累计产量的指数式关系为P=61.638e-0.077Gp, 井口油压与累计产量的指数式关系为P=39.744e-0.076Gp;两个指数式关系中的系数分别为-0.077和-0.076, 二者基本相等, 因此在该井分析地层压力与产量的关系特征时, 可以采用井口油压数据与产量的关系进行分析。
通过对T4-1多次测压井的分析可以发现:气井在开发过程中, 早期地层压力随产量下降的比较慢;中后期地层压力随产量指数式下降。关井过程中的井口油压数据也与地层压力表现出了相同的规律, 而且中后期的指数式下降过程中, 地层压力与产量的指数式和井口油压与产量的指数式的指数基本相同, 因此, 可以采用关井时的井口油压数据分析地层压力的下降规律。
2地层静压计算方法
在气藏开发过程中, 利用单井资料确定地层压力的方法有很多, 如试井法、直接测压法、压力梯度法和物质平衡法等, 由于直接测压法成本较高, 在气体开发过程中应用较少。
这里主要介绍了采用试井法、静压梯度法、经验公式法确定地层压力。
2.1试井法
气井的稳定试井又称系统试井, 指在气井正常生产过程中, 至少改变三次工作制度 (产量由小到大) , 要求每一工作制度生产至稳定状态, 进而确定气井产能的方法。
以T4-1井为例进行说明, T4-1井于2012年9月22日至10月5日间进行了生产测井测试。其中于24日进行通井、流温流压测试。工具下入至深度5 723 m位置, 未探遇阻, 探测到静液面深度位置为5 618 m。9月25日至27日间进行了关井压力恢复, 恢复时间59小时。9月28日至10月2日下入生产测井主仪器, 尝试进行射孔层段产剖测试。在主仪器下井后工作一段时间后, 先后数次出现转子转速突然落零 (出井拆卸PFCS后发现轴承油被气体置换吹干, 粉尘进入造成轴承卡死) , 因此改变测试程序, 于10月2日至4日间, 先进行了井口产量为30万方、40万方、50万方与60万方的系统试井。
根据该方法计算的地层压力为41.16 MPa, 与实测地层压力41.26差距很小。
2.2静压梯度法
由于气井处于静止状态时, 井筒压力与地层中流体的压力也处于平衡状态, 因此可以用气层中深的压力来代表气层静压。把测试数据绘制在直角坐标系中, 得到的曲线称为静压梯度曲线。发现压力与深度呈线性关系, 于是静压梯度曲线可以用下面的式子进行描述:
式中:p为气井的测点压力, MPa;D为测点深度, m;p0为余压, MPa;Gp为静压梯度, MPa/m。
由于静压梯度测试可以在开发过程中经常进行, 测试数据随时更新, 静压梯度的测试点密集, 且无管流对井流物密度的影响, 故能准确及时地反映气藏组分的变化特征, 而且能满足气藏储量和动态分析之需要。
利用该式计算的该井油藏中深5 447.27 m处的压力为31.35 MPa, 与实测压力31.59 MPa, 相差0.24 MPa。根据压力梯度曲线, 该井气藏中深处, 可能存在相态变化, 导致压力梯度明显增加。从曲线形态及计算结果分析, 该方法可以用于地层静压计算。
2.3经验公式法
以T4-1井为例对经验公式法计算地层静压的方法进行说明。将关井时T4-1井井口油压和累计产量进行统计, 利用统计结果绘制井口油压和累计产量之间的关系曲线, 根据中后期数据可以回归得到井口油压与累计产量之间的关系式为:
利用2015年8月15日测试得到的地层静压38.68MPa和其对应的累计产量数据5.97×108 m3, 可以得到地层静压与累计产量之间的关系式:
利用得到的T4-1井地层静压与累计产量之间的关系式, 计算了T4-1井开发中后期的地层静压, 并与实测地层静压数据进行了对比, 测试静压与计算静压相差极小。
3地层静压计算方法优选
对试井法、静压梯度法、经验公式法在普光气田计算地层静压的使用进行了分析 (表1) , 由于各方法所需数据及理论依据的不同, 各方法的适应性也不同。试井法包括系统测试法求取地层静压, 由于系统测试法所需时间长, 一般在测试过程中也会测取地层静压, 故不适合用于批量求取西部某气田所有井的地层静压;静压梯度法是根据测得的静压梯度求取生产井地层静压的一种方法, 计算简单、可靠性高, 由于普光气田最近进行过批量的静压梯度测试, 因此该方法可用于确定西部某气田主体区域的地层静压。经验公式法是根据地层静压与累计产量之间的统计关系建立的, 适用于开发中后期, 能得到任意一点的地层静压, 适用于本区单井地层静压的计算。通过优选确定了静压梯度法、经验公式法可以用于该区地层静压计算。
4结论
(1) 试井法包括系统测试法求取地层静压, 由于系统测试法所需时间长, 一般在测试过程中也会测取地层静压, 故不适合用于批量求取西部某气田所有井的地层静压。
(2) 静压梯度法计算简单、可靠性高, 由于普光气田最近进行过批量的静压梯度测试, 可用于确定西部某气田主体区域的地层静压。
(3) 经验公式法时根据地层静压与累计产量之间的统计关系建立的, 适用于开发中后期。
参考文献
[1]刘树巩.地层压力资料在侧井解释中的应用[J].中国海上油气 (地质) , 1999.
[2]王艳.扶余油田试井资料评价及应用研究[J].油气井测试, 2005, 14 (6) .
[3]熊佩.低渗油藏现代试井解释与应用[J].油气田开发工程, 2011.
调整井地层孔隙压力预测研究与应用 篇5
大港油田老区水井套变严重, 数量上升趋势, 影响后期开发。统计官128断块目前不同程度的套变水井已经达到9口, 带病注水8口, 由于水井的套变, 导致无效注水, 容易在开发层系外出现异常高压层, 为油田的后期开发、生产带来隐患, 同时对后期治理工作的顺利实施造成严重影响。为满足调整井钻井需求, 借鉴油藏数值模拟方法、并利用Morita求盖层压力方法, 本文介绍了求取现今地层孔隙压力剖面的基本思路。
二、调整井压力预测基本方法
1基本思路。本文介绍通过传统测井方法求取原始地层压力, 再结合Morita理论已知现今储层压力求取现今盖层压力, 从而建立调整井地层压力剖面的一套方法。
2原始地层压力计算。声波测井测量的是弹性波在地层中的传播时间, 声波时差主要反映地层岩性、压实程度和孔隙度。除了含气层的声波时差显示高值或出现周波跳跃外, 它受井径、温度及地层水矿化度变化的影响比其它测井方法小得多。因此采用声波时差评价和、计算地层孔隙压力比较有效。Eaton法地层孔隙压力计算模型如式:
式中:Gp井深H处的地层孔隙压力当量密度, g/cm3;Gop井深H处的上覆岩层压力当量密度, g/cm3;ρw井深H处的地层水密度, g/cm3;△tn井深H处的正常压实时的声波时差值, μs/ft;△t井深H处的实测声波时差值, μs/ft;n Eaton指数。根据甲方提供的地层孔隙压力实测数据, 经分析计算, 得到了适用于张家垛区块的Eaton指数n=0.287, 取地层水密度ρw=1.03g/cm3。
3现今地层孔隙压力计算。油田进入开发中后期阶段, 储层压力发生不同程度的衰竭, 储层压力衰竭造成盖层与储层之间存在压力差, 即使泥页岩盖层渗透率很低, 长时间开发也会造成盖层和储层之间产生压力传递, 造成盖层孔隙压力下降, 进而影响井壁稳定。根据Morita的研究, 粗略估计对评价盖层中瞬态压力降低非常有必要, 假设储层压力随着时间呈线性降低, 且盖层中的流动也是呈线性的, 如图1所示。虽然泥页岩在脱水时孔隙度和渗透率发生了变化, 但是不影响预测盖层瞬时孔隙压力。储层压力衰竭对盖层孔隙压力的影响规律为:
由计算公式可以看出, 一定时间内, 衰竭储层上部一定范围盖层的孔隙压力会受到储层压力衰竭的影响, 影响程度与盖层到储层顶部的垂直距离、储盖层的孔隙度、渗透率和压缩系数等参数有关。
三、应用效果评价
应用上述调整井地层孔隙压力预测方法, 对官128断块11口已钻井进行地层孔隙压力预测及符合率统计, 结果见表1、表2。
根据分析结果, 官128断块油田原始地层压力为正常压力梯度, 预测符合率达到96%, 经过多年开釆后, 对现今压力进行预测, 符合率达到87%。
结语
(1) 官128断块原始地层孔隙压力:主力开发层系孔一段枣Ⅴ以上基本属于正常压力体系, 孔隙压力当量密度在0.95~1.15 g/cm3之间;在主要储层孔一段枣Ⅴ (井深2000m左右) 出现异常压力地层, 孔隙压力当量密度在1.00~1.30 g/cm3之间。现今地层孔隙压力:经过15年开采, 官128断块地层压力衰竭至0.96左右。 (2) 该方法比较简单, 实用性较强, 既能及时解决调整井压力预测的难题, 提供较为准确的地层孔隙压力数据, 又能减少钻井投入成本, 为钻井安全、科学施工提供依据。
参考文献
保持地层压力 篇6
侯市北区长6油藏区域构造属陕北斜坡中部, 砂体呈北东—南西向展布。单砂体厚10~25m, 呈北东—南西向展布, 油藏埋深1350m~1450m, 为典型的弹性驱动岩性油藏, 储层岩芯渗透率为0.57×10-3μm2, 孔隙度为11.9%, 储层物性差, 非均值性强, 截止目前已判识清楚裂缝10条, 裂缝水窜导致历年水淹油井17口, 日均损失产能28.9t。随着注水开发时间的延长, 精细注采调整工作成为油藏管理工作的重点, 通过地层能量保持与利用的定量评价, 可以确定油藏有效注水率, 从而制定合理的注采比及单井配注量, 确保注采平衡, 延长油藏中低含水开发阶段, 提高最终采收率。
一、油藏开发现状
1. 油田开发概况
该区自2005年开始以长612为目的层, 采用480m×130m菱形反九点井网, 按照同步注水方式持续建产。截至目前采油井开井127口, 日产液279t, 日产油113t, 综合含水59.4%, 平均单井日产油0.9t, 地质储量采油速度0.28%, 地质储量采出程度2.79%。
2. 油田水驱状况
通过精细小层对比, 完善注采井网以及注水井剖面改造, 该区水驱储量控制程度稳定, 水驱储量动用程度逐年上升, 为提高油藏注水有效率奠定了基础。
3. 地层能量状况
该区历年测压24口, 与2011年对比, 地层压力由110.67MPa↑10.85MPa, 压力保持水平由110.7%↑113.0%, 地层能量充足但整体分布不均, 油藏中部发育局部高压区, 裂缝系统地层压力保持水平过高, 对应油井含水上升速度快。
二、地层能量保持与利用状况评价
随着油田开发时间的延长, 老油田注水系统或多或少会出现“跑、冒、滴、漏”等问题, 同时随着开发阶段的演变, 在高压区域必然会产生微裂缝, 裂缝系统一方面增大了储层孔隙空间, 为储层流体向近井地带流动提供了通道, 另一方面也会导致注入水沿高渗带推进, 造成裂缝水窜, 影响油田驱油效率。地层能量保持与利用状况的定量评价就是要计算因系统及储层原因造成的无效注水量, 评价老油田有效注水率, 从而为制定区域合理的注采界限提供科学依据, 使油藏达到实际意义上的注采平衡。
1. 地层能量保持与利用状况定量研究
基于物质平衡经典理论, 当地层压力 (P) 大于原始地层压力 (Pi) 时, 注入水一部分用于驱油, 另一部分则被压缩在油藏中, 起储藏能量的作用, 对于无边底水的弹性溶解气驱油藏, 累积注水量与累积产液量以及储层高压物性之间存在如下的关系:
式中:We—累积注水量, m3;Np—累积油量, t;Wp—累积产水量, m3;B0—地面原油体积系数;B0i—地下原油体积系数, m3/m3;Ca—综合压缩系数, 1/MPa;P—地层压力, MPa;Pi—原始地层压力, MPa。
通过对比分析认为, 在油田开发早期, 随着注采井网的不断完善, 注水有效率得到快速提升 (2006-2011年) , 在规模建产以后, 一方面由于随着微裂缝的开启, 无效注水比例会增加, 另一方面通过注水井剖面改善以及精细注水管理等措施, 可以提高老油田有效注水比例, 使得油藏注水有效率基本保持稳定。
2. 区域合理注水比的确定
根据注采平衡理论, 一定阶段内, 储层空间内的产出体积必须等于注入体积, 产出体积过大会导致地层能量亏空, 油田产量下降, 注入体积过大则导致油藏局部高压, 高渗区域过早水淹, 降低油藏最终采收率。
假定油藏某阶段内的有效注水率为Re, 要实现注采平衡, 油藏注采应为1, 但是由于无效注水量的存在, 油田实际注采比往往大于1, 当地层压力高于原始地层压力时, 裂缝性低渗透油藏的实际合理注采比应为1/Re, 计算得到侯市北区目前合理的注采比应为1.91, 油田目前执行注采比为1.96, 基本合理。
3. 提高油藏能量利用率的有效方法
(1) 精细平面注水调整, 针对油藏平面矛盾突出的特点, 对高压区域控制注水, 低压区域加强注水, 避免注入水沿单一方向指进, 增加水驱波及面积;
(2) 精细分层注水, 针对油藏层内、层间矛盾, 结合分层物性特征, 对各小层实施精细分层配注, 避免注入水沿高渗层单层突进, 增加水驱波及体积;
(3) 开展注水井化学调剖, 封堵水驱优势方向, 减小无效产液量, 提高水驱油效率。
参考文献
论异常压力地层下钻井井控方法 篇7
通常意义上, 异常低压地层如果具备可采价值, 其渗透率相对较高, 油气浸在发生时的速度也较快, 必须在二次井控中将侵入井筒里的地层流体迅速及时地压回去, 保证井筒内部压力的平衡性。
如果地层压力当量密度过低, 受到材料等条件的限制, 无法配制出或者很难难配制出符合平衡地层压力需求密度的泥浆, 采用的泥浆会轻易地压漏地层、导致只进不出的重要漏失, 且堵漏无法取得良好效果, 则采用环空吊灌法——边漏边钻、或者清水抢钻, 以达到维持井筒内动液面的压力平衡的目的。
如异常低压地层下发生溢流, 在关井之后套压升高, 导致地层漏失发生, 且伴随套压增高, 漏层漏失进一步加剧, 导致井筒内液面降低, 而储层流体则大量涌进井筒内, 造成关井套压增高、井控难度加大的状况。因为普通压井措施无法实现循环排气、压井, 一般主要采取重泥浆帽压井法以及压回法、正循环压井法等方法, 达到控制或者减慢油气侵上串速度的目标。
漏失状况下不压井而继续起下钻、下套管等各项作业的时候, 采用“环空吊灌”的方法, 以保障井下的安全性。在起钻时, 要先从环空向井内打进稠泥浆, 使环空稠泥浆帽形成之后, 再向环空进行连续性的清水灌注, 灌入份量一般由钻具体积而定, 约为1.5-2倍, 不宜灌入过多, 以免加重漏失问题的严重性。另外要保证井下始终处在微漏状态下, 保证井内动态压力处在平衡状态下, 减慢气体上升速度以及气侵发生速度, 为井口作业提供足够的时间。下钻以及下套管的时候, 灌入量可以根据情况降低。一个安全周期之内, 视具体作业情形, 采取稠泥浆再度将被污染的泥浆重新推进漏层。
2 异常高压地层下加强井控的策略
异常高压地层下进行井控, 首先它必须要确定泥浆不压漏地层, 可以采用地层漏失实验进行确定。关于泥浆比重的附加值, 应当取最大, 并确保每一个工况中的维持井筒内稳定的液柱压力。如果在异常高压地层钻进, 那么其所用的泥浆密度相对较高。
假设其中一次井控失败, 则需要对井筒内的压力平衡进行重新建立, 如此难度和风险相对加大, 并伴随着有井喷时空的风险。故, 在异常高压地层钻井施工过程当中, 必须充分了解井控设备以及泥浆加重设备的实际情况, 避免两次井控, 但仍旧要做好第二次井控的准备工作, 确保万无一失。
井控设备的配套方面, 异常高压井的井控设备的配套具备一定的特殊要求, 必须能够适应快速关井以及压井等作业内容, 同时满足高密度泥浆的脱气以及除气等作业, 并实现安全地放喷。
而在钻井施工现场方面, 异常高压地层下要加强井控管理, 可采用“压稳产层”的措施, 以达到安全钻进的目的, 对于各项相关的管理制度、规范等要做到严格执行、切实落实井控各项策略要求。
3 异常压力地层下加强钻井井控的方法
3.1.1 关于溢流问题, 越早发现, 溢流量也越小, 控制起来也越容易
溢流问题的及早发现, 主要有两方面:一方面依赖配套且性能先进、数据可靠的相关仪器仪表对泥浆进行监测, 包括液面报警器和循环罐液面监测仪, 以及综合录井仪, 出口流量计等;另一方面依赖井控座岗人员, 实行岗位责任制度并严格执行, 对溢流显示进行严密监测, 且能够根据实际发生的具体情况灵活恰当地调整监测内容, 切实落实责任, 防患于未然。
3.1.2 关井要做到及时正确
关井方法主要有三种:软关井, 硬关井, 以及半软关井 (即在节流阀处在半开半关的状态下之时, 关闭封井器) 。如果发生溢流或者井喷事件, 关井会容易发生“液击效应”。在关井操作时要尽量加以避免。根据“液击效应”发生的概率进行排序:软关井<半软关井<硬关井;根据溢流量的大小 (或者关井时间的长短) 进行排序:硬关井<半软关井<软关井。如果能够在第一时间发现溢流, 且溢流量相当小, 那么即使采取硬关井的方式, 所发生的“液击效应”也不会很大。一般情况下, 若现场中发现溢流, 为方便操作, 既能降低溢流量, 又能兼顾到对关井时发生的“液击效应”加以控制的目的, 通常采取半软关井的方式来进行关井操作。
3.1.3 关于安全关井
(1) 最大关井套压不得超出井口装置的额定工作压力, 即Pamax≤Pr。其中, Pamax为最大关井套压;Pr为井口装置的额定工作压力。
(2) 环空压力不得超出地层破裂压力, 即Pamax≤Pr-Parm。其中, Pamax为最大关井套压;Pr为最薄弱处的地层破裂压力;Parm为环空的液柱压力;
(3) 环空压力和套管外环空液柱压力之间的差值不得超出套管抗内压强度的80%, 即Pamax≤0.8PL+Pcm-Pam。其中, PL为套管的抗内压强度;Pcm为套管外环空液柱压力 (水泥段一般按清水计算) ;Pam为环空的液柱压力。
参考文献
[1]袁波, 汪绪刚, 李荣, 戴爱国.高压气井压井方法的优选[J].断块油气田, 2008, (1) .
[2]张东鹏, 裴学良.国内井控新技术和新设备及其研究方向[J].中国新技术新产品, 2008, (8) .
保持地层压力 篇8
本文围绕水驱对地应力场的影响机制和注入压力的界限研究,开展如下工作:选取油田南二区西块的典型井组,布井方式选用四点井网面积法,采取理想的地质模型,基于有效应力原理[1],分析注水条件下的地层压力和有效应力场的动态演化特征,注水条件下的地层变形和套管应力分布特征,揭示注水条件对地层压力和有效应力场的影响规律,注水条件对地层变形和套管应力的影响规律。
油田开发是渗流和应力场流-固耦合[2]的过程,注水引起渗流作用,渗流使岩体发生形变通过有效应力来反映,导致岩层骨架应力和岩石物性参数发生改变,地应力场发生应力重分布,套管周围应力集中;相反,有效应力场的改变能使岩土介质的孔隙体积造成影响,以上改变会引起孔隙流体渗流和压力分布发生改变,这一过程是套管发生损坏的主要原因。
2有效应力原理
根据Biot有效应力原理,岩土体的有效应力和孔隙水压力一起构成岩土体的总应力。岩土体介质骨架和孔隙水共同承担作用在饱和岩土体的外力,各向同性岩体的孔隙压力只改变介质的体积而不改变其形状,即岩土体介质剪应力与孔隙压力无关,任何方向岩体的孔隙压力对介质正应力的影响相同,有:
式中:α是Biot常数,δij是Kroneker符号,p是岩土体孔隙水压力,δij是岩土体总应力,σ'ij是岩土体有效应力。
用有效应力与孔隙压力表示的平衡方程:
用位移表示的平衡方程:
式中:p是流体孔隙压力,εv是体积变形,λ和G是拉梅常数。
3流-固耦合的数值模拟
3.1布井方式
七点法面积注水:一口注水井周围配置六口生产井,生产井呈正六边形井网,注水井分布于正六边形中心;四点法面积注水[3]:一口注水井周围配置三口生产井,呈如正三角形分布,注水井在等边三角形的中心,而油井又在该注水井组形成的正六边形的中心,是七点法面积注水的特殊情况;直线型排状注水:注水井与生产井相互分错,但呈长方形的正对式分布。
3.2计算模型的建立
选定南二区西部区块,采用四点法面积注采井组,利用数值模拟的方法,研究简单地层条件下的水驱对地应力场的影响机制和对注入压力界限方法研究。水驱模型尺寸为100m×100m×80m,位于地下800m深,分3层,上下是泥岩盖层。其中,顶层是上覆盖层,其厚度为30m,底层为40m,中间层是砂岩层,砂岩厚度为10m。
模型四周为水平位移约束,底面为三个方向的位移约束。
3.3模拟结果与分析
(1)水驱条件下的地层压力和有效应力分布
取注水压力为10MPa:
从图3~5知,注水和采油井间产生压力梯度,井附近压力梯度大,等势线较密,影响半径达50m。
从图6~8知,最大主应力分布不均,高压区沿注水井贯通成环,最大地层竖向应力[4]达1.5MPa。
从图9~11知,地层内剪切应力分不均匀,沿注水和采油井反对称分布,地层有相互错动的趋势。
(2)水驱条件下的地层变形和套管应力
从图12~14知,水驱后地层发生水平位移[5],沿注水和采油井呈周期性分布,最大位移达0.14mm。
从图15~17知,水驱后地层整体出现凹陷,注水井处竖向位移达到最大,最大位移达9mm。
从图18知,注水开发时间增加,节点孔隙压力逐渐增加且趋近于注入压力。
图19知,注水开发时间增加,套管轴向应力[6]转为拉应力,且拉应力迅速增大,注水压力越大,套管轴向拉应力也越大,套管轴向拉应力增加,最大达300-400MPa。
4结论
(1)取某油田南二区西块的典型井组,采用四点面积法布井方式,基于有效应力原理,研究水驱条件下的地层压力场和有效应力场,以及地层变形和套管应力,揭示水驱对地应力场的影响机制和注入压力界限研究,为预防套损提供指导。
(2)水驱方式下,孔隙压力在注水采油井间出现压力梯度,近井压力梯度大,等势线密集;地层主应力分布不均,高压区沿注水井贯通成环,最大竖向应力在注水井处;地层剪切应力分布不均,沿注水采油井反对称分布,地层有相互错动趋势;水驱后地层发生水平位移,沿注水采油井周期性分布;水驱使地层出现整体凹陷,注水井处竖向位移最大;注水时间增加,孔隙压力增加并趋近注入压力;注水时间增加,套管轴向应力转成拉应力且迅速增大,注水压力越大,套管轴向拉应力也越大。
参考文献
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