油田的开发和开采电子教材

第二章油田的开发和开采储集在储油层中的石油依靠天然能量或人工能量流至矿场油库和输气管首站的过程由三部分组成：(1)石油由地层向井底的流动；(2)石油沿井筒由井底向井口的流动；(3)石油沿地面集输管网的流动。油田开发、油气开采和油气集输等课程就是阐述石油在上述流动过程中的一些工艺问题。为便于学习油气集输的各项作业，油气集输工作者必须对其服务对象—油气田的基本情况有一定的了解；为更好地掌握石油在地面上流动的规律，亦必须对石油流动过程的前两部分，即石油在地层与井筒中的流动作一了解，这就是学习本章的目的。第一节石油由地层向井底的流动一、油田、油层、油藏(一)石油的生成、运移和聚集人们常常混淆石油和原油这两个名词的含意，其实两者是有区别的。石油是由拉丁语“岩石”与“油”两字拼写而成，指具有天然产状的碳氢化合物的混合物，而同它是气体、液体、固体(除煤以外)或它们的混合物无关。原油仅指由油井中开采出来的液态油料。因而，石油除包括原油外，还包括天然气、天然汽油、蜡、沥青等。石油的生成理论至今尚有争论。一般有两种说法：(1)水中的微生物死后沉积于水域的底部，随后被沉积的泥砂所掩埋，这些尸体在地下高温、高压和缺氧的条件下分解成石油，这种说法称为有机说；(2)与有机生命体无关的碳和氢，在地壳内部的高温、高压下由化学反应生成石油，这称为无机说。目前一般以有机说为主。根据有机说，生油的地层一般是沉积岩，这些区在古代是湖或海，岩石孔隙被水所充满，储集了石油后，油的周围仍含有广大的含水区，石油和外围含水区构成一个范围很大的水动力学系统。这种水动力学上的联系对整个油田的开发具有很大的意义。世界上已经发现的石油中，有99％系储藏于沉积盆地中。国外统计资料表明，仅全世界42个大型沉积盆地中，发现的石油就占目前世界石油总储量的82％以上。波斯湾、墨西哥湾、黑海以及里海一带、西西伯利亚一带，都是世界著名的沉积盆地，都拥有世界著名的油田。我国的准噶尔盆地、济阳坳陷、松辽盆地等亦拥有丰富的石油资源。除上述事实能间接地说明有机说的正确外，还有以下一些间接证据：(1)生成石油的地层中含有生物化石；(2)石油中含有氮化合物，而此类化合物不是来自动物，便是来自植物，即来自生物；(3)石油中含有血色素，这亦是有机物才具备的特性；(4)石油成分中的大分子碳氢化合物亦只有在有机物中存在，(5)石油的成分与现代海湾生物腐植层的产物极为相似。尽管有上述的证据说明有机说的正确，工业上亦根据有机说理论指导石油的勘探和开采并不断取得成就，但科学家们还无法令人信服地说明有机物转化为石油的过程和程序。在生油层中生成的石油是分散的，没有开采价值，经过运移和聚集过程，才能构成一个具有工业开采价值的油藏。生油层中分散的石油和水沿地层向低势能区流动。由于油比水轻，气比油轻，油、气有向上运移的趋势。石油在运移过程中，当流动受到阻碍时，就聚集起来，形成了具有工业开采价值的油藏。沉积岩在生成时期呈水平层状排列，并随成岩地质年代的不同、沉积物的不同，砂岩和其他岩石交互成层。以后由于地壳的变动，使沉积岩变为倾斜状，甚至断裂、褶皱。适合于储油的封闭地质构造主要有三种，其共同特点是：中间有一层孔隙性储油地层 (大多为砂岩、亦有石灰岩及其他岩石 )；上部为阻止石油散失的不渗透层 (一般为粘土岩)称盖层，如图 2—1所示。背斜构造如图 2-l(a)所示。它象一口倒扣的铁锅，有的背斜构造接近圆形，多数则呈长条椭圆状，象地下的山岗。背斜构造往往是几个、十几个成群出现，组成背斜构造带。目前已开发的油田中，背斜构造约占 58.2％，产油量占 80％。因而，在寻找石油时，背斜构造对我们至关重要。断层构造如图 2-1(b)所示。由于地壳变动，使地层断裂、错位形成断层。若断裂一侧的第1页共27页孔隙性地层恰好为另一侧的不渗透地层所封堵，就构成了封闭石油的条件。断层构造约占已开发油田数的7.8％，产油量占1.2％。不整合构造如图2-1(c)所示。某一水域其底沉积了某一时代的地层后，由于地壳运动水域底部上升并露出水面，此时它不仅不能再接受沉积，连已形成的沉积岩层也将披风化剥蚀并形成孔隙、裂缝。当地壳运动再次使该地层下降至水面以下时，又有新的沉积层覆盖在老地层上，新老地层的接触面称不整合面。若老沉积地层的孔隙性地层被新沉积的不渗透地层所封闭，就形成了适合于储油的条件。这种构造约占已开发油田数的6％，产油量占2.8％。此外，还有透镜状储油构造，如图2-1(d)所示。图2-2表示当丰富的油气资源运移至背斜构造带时，随运移时间的延续油气越聚越多，油气和油水界面也将逐渐下降，如图2-2(a)所示．当油水界面降到溢出点时，后来的石油将不能再在构造 1中储存。随油气的继续运移，已储存在构造 1中的油也会逐渐被气体排挤出去，使油气界面下降，如图 2.2(b)。当油气界面达到溢出点时，构造 1中只储存有气体了，如图2.2(c)。上述过程也会在封闭构造 2、3中继续发生，聚集起一连串阶梯状油气藏。由上述运移过程可知：溢出点最低的封闭构造首先为气体所占据，溢出点稍高的含油、气或含油，更高的含水。一般在6000—7000米以下发现的几乎都是天然气藏，在2000—5000米内既产油又产气，更浅的则以生产原油为主．(二)油气藏的分类运移、聚集起来的井具有工业开采价值的油气藏有各种类型，如油藏、气藏等。它们是怎样分类的呢?习惯上由地面条件下每生产 1立方米原油伴随生产出的天然气体积 (以标准立方米计)来划分，即根据地面条件下气、油体积比 R(我国习惯上称油气比 )来分类：R＞17800标准米3／米3气藏890≤R≤17800标准米3／米3凝析气藏R<17800标准米3／米3油藏上述分类方法很不严格，较为科学的分类方法是应用石油的压力--温度相态图来划分油气藏的类别。从含有石油的地层中，用高压取样器取出石油的原始样品，并在专门的实验设备中测出石油的压力—温度相态图。 尽管各种石油的组成不同， 测出的压力--温度相态固有所差别，但其外形轮廓极其相似，如图 2—3所示。’图中ADC线称泡点线，在泡点线上方的压力、温度条件下，石油呈单相液态；线的下方为汽液两相共存区。泡点线上某一温度下所对应的压力称为该温度下石油的泡点压力。在泡点压力下，石油中除有极少量的平衡气泡外，其余都是液体。石油的泡点压力随温度的升高而增加。图中的 BNC线为露点线。在露点线右侧，石油为单相气态，左侧为汽液两相共存区。露点线上某一温度下所对应的压力称为该温度下石油的露点压力。在露点压力下，石油中除有极少量的平衡液滴外，其余都是气体。若地层的压力和温度处于泡点线和露点线所围的范围内，石油呈汽液两相共存于地层中，在该范围内的曲线表示石油在地层中原油所占的体积比。泡点线与露点线的交点C称为临界点。该点所对应的压力pc和温度Tc称为临界压力和临界温度。在临界状态下气液比容相等，汽液相的差别消失。泡点线和露点线所构成的包线上的最高压力点 pl和最高温度点 TN分别称为临界凝析压力和临界凝析温度， 它们分别表示石油在地层中能汽液两相共存的最高压力和最高温度。由图看出，当地层原始压力和温度条件为D点时，地层中只存在单相的液态石油，并且尚有溶气能力未被气体所饱和，这种油藏称不饱和油藏，即无气顶油藏。石油在开采过程中’地层温度近似不变，当地层压力从D点沿等温线降到D点，出现第一批气泡，此时液态石油完全被气体所饱和。随着石油的开采，地层压力继续下降，不断有气体从液相石油中析出，其压力、温度处于两相区，油藏中的石油呈汽液两相共存，直至地层压力下降到油藏的枯竭第2页共27页压力D”为止。显然，当地层温度低于石油的临界温度、地层压力高于泡点压力时，随油藏开采时间的持续,地层压力下降，其相态变化均有上述特征。若地层原始压力和温度条件相应于图中 G点时，石油在地层中呈汽液两相存在，液相原油已被气体所饱和，稍稍降低压力即有气体析出，故称这种油藏为饱和油藏，即带有气顶的油藏。饱和油藏的压力为原油的饱和蒸气压。当地层原始压力和温度条件处于图中 F点时，地层中的石油为气态。由于地层温度超过临界凝析温度，在开采过程中即使地层压力由 F点下降至枯竭压力 (如图中F’点)，地层内的石油始终处于气态，故称为气藏。气藏中的气体沿井简流向地面时，随压力和温度的降低，气体中可能出现凝析液，如图中FF”所示，这种气藏称湿天然气藏。若点F”在两相区之外，在地面的压力、温度条件下无凝析液，这种天然气称为干气。干气亦可能含有重烃组分，只不过需在低温状态下才能分离出来。地层原始条件处于E点时，地层中的石油为单相气体。在开采过程中，当地层压力沿等温线降至E’点时，地层中开始出现呈雾、露状态的凝析液滴，并部分地附着于岩石孔隙壁上。当地层压力继续下降时，便会在地层中出现更多的凝析液，这就是所谓的等温降压反常凝析现象，其最大凝析液量如图中 E”点所示。当过程向相反方向进行时，即增加地层压力时，已凝析的液体又会气化，称为等温增压反常蒸发现象。图 2—3中的阴影区为反常区。对地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，地层原始压力在露点线以上的气藏称为凝析气藏。在开采凝析气藏时，为避免凝析出的液体残留在地层内，降低气藏的采收率，通常应向凝析气藏注水或注干气以维持地层压力在露点线以上。(三)油田、油层、油藏储油的孔隙性地层称为储油层，简称油层。油层的厚度，薄的仅几厘米，厚的可达几百米。油层内并不是所有地方都含有石油，油层内独立的含油地区称为油藏，它是储油的最小单元，如图2-4所示。在同一油层内，沿地层的走向可能有多个油藏。同一地区不同深度可能有若干油层，数十个油藏。在采油工作所涉及到的地面范围内，所有油层、油藏的总和称为油田。二、储油岩石的物理性质储油岩石的物理性质时油田的开发和开采至关重要。当前世界上已开采的石油绝大多数来自沉积岩油层，如砂岩、石灰岩等。砂岩油藏主要是孔隙储油，石灰岩油藏主要是裂缝或溶洞储油。石灰岩的裂缝或溶洞很难找到代表性岩样，因而研究得还很差。此外我国已开发的油田大多属于砂岩孔隙性储油，故将以砂岩为主介绍岩石的某些基本物理性质。(一)储油岩石的孔隙度砂岩是由大小不等，形状各异的砂粒经胶结物胶结而成，某岩样各种直径砂粒所占的累计质量百分比见图 2-5。胶结后的砂粒间留下许多孔隙。 孔隙既是储油空间又是石油流向井底的通道。按油气在砂岩孔隙中流动的可能性， 砂岩的孔隙可分成两类： 一类是直径大于 0.0002毫米、流体可以通过的连通孔隙；另一类是直径小于 0.0002毫米，由于孔隙壁分子引力使流体难于流动的微毛细管孔隙和同其它孔隙不连通的“死”孔隙。前者称有效孔隙，后者称无效孔隙。由于沉积条件不同，不同岩层或同一岩层的不同部位，其单位体积岩石中孔隙体积大小是各不相同的，常用孔隙度表示孔隙相对体积的大小。孔隙度是指岩石的孔隙体积 Vp同岩石总体积Vf之比，以 表示。第3页共27页VPVf若孔隙体积指的是岩石所具有的总孔隙体积 Vtp，则称为绝对孔隙度，以 s表示，即VtpVf若孔隙体积仅指有效孔隙体积 Vep，则称为有效孔隙度，以 e表示，即VepVf孔隙度可以用分数表示，亦可用百分数表示。砂岩孔隙度范围为0.035--0.29，而石灰岩为0.005—0.33。大部分砂岩类型的储油岩层，绝对孔隙度和有效孔隙度十分接近，说明砂岩中不连通的孔隙很少。我国油田砂岩的有效孔隙度在0.2—0.29左右，孔隙度是用来计算石油地质储量以及评价油藏好坏的重要参数之一。(二)储油岩石中流体的饱和度我们不仅要知道油层岩石中可以储存流体的孔隙体积的大小，还应进一步了解油、气、水在这些孔隙中各自所占体积的数量关系。大量现场取岩心资料表明，岩石的孔隙并非全部被石油所充满。在石油运移、聚集过程中。石油不可能把油层岩石中原有的水全部置换出来，在岩石有效孔隙中只有一部分被原油所充满。孔隙中原油总体积与有效孔隙总体积之比称含油饱和度，以 S。表示。S0

V0 V0V0p eVf式中Vo--孔隙中原油的总体积。油藏开采前的含油饱和度称原始含油饱和度。油层岩石中不能被石油所置换的那部分水以分散状态存在于油层中，有的依靠界面张力存在于岩石微小的孔道中，有的依靠岩石表面对水的吸附作用以薄膜状态存在于岩石的孔隙表面。这种在开采石油过程中不能流动的水称束缚水。岩石中水占有效孔隙的分数称含水饱和度，以 Sw表示Sw

VweVf式中Sw--孔隙内水的总体积。若油藏的某一部位中只有原油和水，显然含油饱和度和含水饱和度之和应为 1，即S0 Sw 1。若油藏的某一部位中同时存在油、气、水三种流体，则含油、含气、含水饱和度之和应为 l，即S0 Sw Sg 1。第4页共27页原始油藏中含油饱和度的大小，与油层水的性质及其含盐量有关。水中含盐量增高会使粘附于岩壁的水膜变薄，束缚水饱和度下降，含油饱和度增大；而岩石中粘土含量增加，使水膜增厚，含油饱和度下降。束缚水饱和度的平均范围为 10％一30％，但亦有例外，如我国玉门油田M油层的束缚水饱和度就高达 50％。含油饱和度也是计算油藏储油量的重要参数。油藏中油水、油气接触界面并非是一个清晰的水平面。在水润湿性较强的岩石孔道中，在毛细管力的作用下，水沿孔道向上爬升，直至毛细管力和爬高水柱的重力相平衡。由于岩石孔道直径各异，水柱的爬升高度亦各不相同，因而形成油水过渡带，如图 2-6所示。在油水过渡带内沿深度方向， 水的饱和度由束缚水饱和度逐渐增长为 l00％。过渡带厚度与油水密度差和岩石孔道的大小有关。密度差愈大，过渡带厚度就愈薄；岩石孔道愈小，过渡带厚度愈厚。油藏过渡带厚度一般为几米，但亦有达几十米者。在地层倾角平缓的油藏 (如大庆油田)或有底水的油藏，过渡带的体积相当大。了解过渡带含油饱和度的分布，对油藏储量计算与开发方案的制订均有重要意义。同样，油气之间亦存在过渡带，只是由于油、气密度差较大，过渡带较薄而已。(三)储油岩石的渗透率岩石允许流体通过的能力用渗透率表示，它决定于岩石孔隙的结构。如有两种岩石，它们的孔隙度相同，一种主要由毛细管和超毛细管孔道构成，而另一种主要由微毛细管孔道构成，显然前者的渗透率将优于后者。渗透率与油气在岩石中流动的阻力呈相反关系，渗透率愈好，岩石对油气流动的阻力愈小。岩石渗透率与孔隙度之间没有一定的相互关系，如有些粘土层，它的孔隙度有时并不小于砂岩，但它的渗透率却很低。但对同一油层，由于沉积条件、沉积物来源大体相同，故其孔隙度和渗透率之间往往有一定的联系。如图2-7所示，当单相流体以层流通过岩样并与岩石不发生物理、化学反应时，根据达西线性渗流定律，流体通过岩样的流量同流动方向上的压力梯度、垂直于流动方向的岩样面积成正比，同流体的粘度、岩样长度成反比，即p1p2AQKL或QLKp2Ap1式中Q一通过岩样的流体体积流量，米3／秒；p1,p2一岩样两端的压力，帕；A一岩样截面积，米’；L—岩样长度，米；．μ一流体动力粘度，帕·秒；K—比例系数，称岩石渗透率，米2同电阻率类似，渗透率仅与岩石孔隙的几何特性有关，如孔道的大小、形状、相互间的连通性等，即渗透率为岩石物性的一个参数，与通过流体的性质无关。在实验室中常用空气来测定岩石渗透率，因而亦称为空气渗透率或绝对渗透率。由于渗透率具有面积的量纲，故能理解为一平方米截面积的岩石中总共有多大面积的孔道让流体通过。实用上，以平方米作渗透率的单位太大，常用平方微米作为渗透率的单位。它与油田上习惯使用的单位——达西的关系为：1达西＝1微米2。根据绝对渗透率的高低，可把油层分为低渗透率 (0.1微米 2以下)、。中等渗透率(0.1—0.5第5页共27页微米2之间)和高渗透率(0.5微米2以上)三种，国内一些油田的渗透率如下：大庆油田S油层0.2-2.5微米2胜利油田E．S油层0.2-1.5微米2玉门油田L油层0.205微米2M油层0.024微米2由上看出，同一油田不同油层或同一油层不同区块的渗透率是不同的，有的还有相当大的差异。此外，岩石沿地层层理方向与垂直于层理方向上的渗透率亦不相同，由于受上覆地层的压力，在垂直方向上的渗透率低于沿层理方向的渗透率。实验室的试验证明，任一种单相液体长时间流过某一岩样时，随流动时间的延续，岩样的渗透率会显著降低。这是因为液体流过岩样时会发生各种物理-化学现象，如水流过岩样时，岩样的颗粒会发生水化和膨胀；石油流过岩样时，岩样颗粒会吸附石油中的重组分。以上讨论的渗透率是指岩石中只有一种流体通过时的渗透率；实际油藏中都是两种或两种以上的流体共存，如油-水或油-气-水等。实验还表明，在多相流体存在和流动的条件下，由于各相流体间的互相干扰，使各相流体的渗透率均低于单相流体的渗透率。为描述岩石中存在多种流体时岩石允许每种流体通过的能力，引入有效渗透率和相对渗透率概念。设某岩样，长3×10-2米，截面积2×10-4米2；当岩样为油层水饱和时，在压差2×105帕下测得油层水流量为5×10-7米3／秒，油层水粘度为10-3帕·秒，由式(2-7)求得岩样的绝对渗透率为：KQL0.375微米2AP若在相同的岩样中，含水饱和度为70％，含油饱和度为30％，岩样两端的压差和水的粘度同前，油的粘度为3×10-3帕·秒，测得水的流量为3×10-7米3／秒，油流量为2×10-8米3／秒。由式(2-7)求得岩石对水和油的渗透率分别为：KwQwwL0.225微米2APK0Q00L0.045微米2AP把KW和K0分别称为岩石对水和油的有效渗透率。有效渗透率表示岩石中有多相流体存在时， 岩石允许每相流体通过的能力。 我们还注意到，Kw K0 0.27 0.375微米2，即各相流体的有效渗透率之和总是小于岩石的绝对渗透率。相对渗透率则表示岩石中有多相流体存在时，每一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率之比。如上例，水和油的相对渗透率分别为Kw0.2250.60Krw0.375kKo0.0450.12Kro0.375k同样，相对渗透率之和总是小于1，即KrwKro0.600.120.721第6页共27页某种流体的有效渗透率和相对渗透率同该流体在岩石中的饱和度有密切的关系。 若岩石中仅有油、水两相，其实测的相对渗透率同饱和度的典型关系如图 2-8所示。由图看出，当岩石的含水饱和度从零增加到某一饱和度，如图中所示 20％时，油的相对渗透率缓慢下降。这是因为含水饱和度较小时，水粘附在岩石孔隙表面或滞留于微毛细管孔道内呈束缚水存在，即水占据不利于流动的位置，对油的流动影响不大，油的相对渗透率仍较高。岩石中开始有水流动时的含水饱和度称临界含水饱和度 Swc(图中Swc=20％)。当含水饱和度超过Swc后，油、水开始在岩石中混合流动。随着含水饱和度的增加，水一方面逐渐占据孔道中有利于流动的位置，另一方面由于水的粘度小、流动性能好，将超越油流使连续流动的油流被切断，油在岩石中的流动遭到很大阻力，油的相对渗透率急剧降低。当 Swc达到一定数值，如图中85％时，岩石孔隙中只留下一些处于不利于流动位置的油滴和油片，油的相对渗透率降为零，油层中的石油为不能流向井底的残余油，相应的含油饱和度称为残余油饱和度。根据图示相对渗透率曲线，可计算油藏的最终采收率(指油藏枯竭时，已开采出来的原油累计数量与油藏原始地质储量之比)。原始含油饱和度度-残余油饱和度0.80.15100%最终采收率81%原始含油饱和度0.8上述结果说明，即使在最理想的情况下，油藏最终采收率亦只能达到80％左右，被废弃的油藏中仍含有大量石油。前苏联在40年代以前油藏的最终采收率约为20％，60年代为44％，70年代为50％，80年代为60％一65％。依靠地层自身能量(即溶解气驱)开采的油藏，其采收率一般仅15％一20％左右。对图2-8的分析得知，在开采油藏时采油工作者应采取有效措施控制油层水或人工注入油层水向生产油井井底的推进速度，以免由于井底附近岩石中含水饱和度急剧升高而影响油井产量。(四)储油岩石的压缩性随着油藏的开采，油层压力下降，在上覆岩层的压力下油层岩石颗粒变形，使其间的孔隙体积减小。储油岩石的这种性质称为压缩性。储油岩石压缩性的大小以压缩系数 Cf表示，其物理意义为：施加于岩石上的压力每下降 1单位时，单位体积储油岩石内孔隙体积的减小值(孔隙体积相对变化率 )。其数学表达式为CfVp1Vfp式中VP——体积为Vf的岩石，压力改变P时其孔隙体积的变化量。岩石压缩系数的数值范围为(0.3~2)*10-4l/兆帕。Cf值愈大，说明油层压力下降时储油岩石内孔隙体积减小得愈多。此外，油层压力降低时，岩石孔隙中的原油和水都要膨胀，相应的压缩系数分别以C0(见式2-13)和Cw表示。尽管从岩石、原油和水的压缩系数来看，这种体积的相对变化率极小，但油层的体积很大，油层中岩石、油、水体积的膨胀十分可观，这第7页共27页就产生强大的弹性力，驱使石油流向压力较低的井底。通常，用综合压缩系数 Ct来综合考虑岩石及其孔隙中所储流体的压缩性，其数学式为Ct Cf e(S0C0 SwCw SgCg)若计算所涉及的区域内没有天然气，可略去括号内的第三项。若油层中含水区体积远大于含油区体积时，上式可近似表示为Ct Cf eCwCt值的大小反映了油层压力下降时，弹性驱油能量的大小。三、油藏流体的物理性质油藏中的压力和温度通常都较高，而压力和温度对油藏油气物理性质影响很大，因此有必要先讨论油藏的压力和温度。(一)油藏的压力和温度1．油藏压力油藏深度与油藏压力有一定的内在联系。有些油层能找到它的露头，在露头的地方如有充足的水源， 则经过某一地质年代后 (几十万年)，该油层的油藏压力与水源的静水压力最终将达到平衡。这种油层有露头的油藏称开敞式油藏，如图2-9所示。有些油层的露头虽被泥质物质堵死，或被断层封闭，但在生成油层时总存在静水压力，封死时保存了压力。这种油藏称为封闭式油藏。此外由于油藏上覆岩石中含有水分，因此油藏压力大致可用同油藏埋深相等的一段水柱压力来估算。P0H105H10410式中 P——油藏压力，帕；0H——油藏埋深，米。国内外油藏开采的实践表明，用上式估算的油藏压力其误差范围约在土 20％之内。油藏开发初期，第一批探井完井诱喷后，立即关井测压，所测得的各井油层中部深度的压力就是各井处油藏的原始压力。2．油藏温度油藏温度随其埋深的增加而升高，平均每加深 34米温度增高 1℃。各油田的实践表明，油藏埋深与温度的关系与上述平均值有一定差异， 如前苏联巴库油田地层埋深每增加 50米地温才升高 1℃。(二)油藏内的油气性质从气藏开采出来的气体称天然气， 其分子量约为 16—20，标准状态下的密度为 0.73—0.9公斤／米 3。从油藏内同原油一起开采出来的气体称为伴生气或石油气， 含有较多的重烃组分，故其分子量和密度均高于天然气。工业上有时把伴生气亦称作天然气 (以下简称天然气 )。天然气能溶解于原油内。根据亨利定律，溶解于单位体积液体内单组分气体的体积正比于压力。因而在油藏高压下，有部分甚至全部天然气溶解于原油中。压力增高一个单位，溶解于单位体积液体内的气体体积称为溶解系数。天然气是烃类气体的混合物，它在原油中的溶解量不遵循亨利定律，低压下的溶解系数比高压下的溶解系数大得多。天然气的溶解系数第8页共27页还随油藏温度的增高而降低。同一状态下，天然气中各组分在原油中的溶解量也各不相同，分子量越大的组分，越易溶于原油中。油藏中气体全部溶解于原油中所需的最低压力称为油藏的饱和压力，即石油的泡点压力。它取决于石油组成和油藏温度。石油中轻组分愈多、油藏温度愈高，则泡点压力愈大。油藏中存在气顶或游离气时，原油的饱和压力等于或接近于油藏压力。油藏原油的密度和粘度取决于它本身的组成、油藏温度和压力以及原油中的溶气量。图2-10为某油藏原油密度随油藏压力的典型变化关系。当油藏压力低于油藏饱和压力小时，随油藏压力的增加气体在原油中的溶解量增加，原油密度有较大的降低；当油藏压力高于油藏饱和压力加时，随油藏压力的增高，原油密度增加。油藏原油粘度随压力的变化关系与密度随压力的变化关系类同。通常，油藏原油比地面脱气原油的密度低3％-10％，粘度要低很多。天然气溶解于原油后，使原油的体积增加。地面条件(1大气压、20℃)下，1米3脱气原油在油藏条件下所占有的体积称为原油的体积系数，以B0表示：B0Vf0VS0式中Vf0一油藏原油体积，米3；VS0一地表脱气原油体积，米3。通常，油藏原油中溶解有天然气，而且油藏高温引起的热膨胀对其体积的影响超过油藏压力引起原油弹性压缩对其体积的影响，因而油藏原油的体积总大于地面脱气原油的体积，即原油的体积系数 B0总大于1，一般在1.08—1.6之间。对于某些轻质油藏， 原油的体积系数可高达3.5。原油的体积系数是估算油藏储量的重要参数。由于油藏原油中溶有大量天然气，它比地面脱气原油具有较大的可压缩性。通常用压缩系数C。表示原油的压缩性V 1C0V p脱气原油的压缩系数较小，一般为(4~7)*10-4l/兆帕。油藏原油的压缩系数随溶气量的不同，在较大范围内变化，一般为(7~140)*10-4l/兆帕。表2—1给出了国内一些油藏原油的某些物性。综上所述，油藏原油溶气后，密度降低、粘度减小，有利于原油在地层中流动，可提高油藏的采收率，因此采油时希望天然气尽量溶解于原油中，不让它分离出来。(三)油层水的性质从石油的生成、运移和聚集过程中可以看出，石油和油层水是一对孪生兄弟。油层水包括油藏的底水或边水、含油气区的束缚水，还有外来水等。油层水的成分很复杂，由于同地层岩石及石油长期接触， 一般总是含有相当多的金属盐类。 油层水可归纳为氯化钙型水 (硬水)和碳酸氢钠型水(碱性水)两大类。氯化钙型水的密度可达1200公斤／米3，碱性水密度很少大于1070公斤／米3。这说明前者的含盐量要大得多。油层水的含盐量用矿化度表示，即每立方米水中含盐的克数。油层水矿化度可达 2×105克／米 3。由于油层水中含有盐类，故常含第9页共27页有大量的Na+、C1-离子和CO32、HCO3离子，而Mg2+、Ca2+离子的含量一般较少。由于天然气在水中的溶解度很小，比如100大气压下溶解度仅1~2标米3／米3,因而其体积系数很小，为0.99—1.06。这意味着油层水从油层流至地面的过程中其密度变化不大。油层水的体积压缩系数一般为 (4~5)×10-5L／兆帕。四、油藏的地质储量和可采储量油藏内原油的地质储量可用下式计算G Fh eS0 /(1000B0)式中 G——地面条件下原油的地质储量，吨；2h——在油藏范围内油层的平均有效厚度，米；——地面脱气原油密度，公斤／米’ ；——岩石的有效孔隙度；S0——岩石的含油饱和度；B0一—原油的体积系数。若油藏最终采收率为 A，则油藏的可采储量为Ga Gk油藏采收率取决于油藏的地质情况和开采油藏的方法，其变化范围为0.1-0.8之间。五、油藏驱动能量及驱动方式油井钻成后，当油井的井底压力足以克服石油沿井简流至地面所需的能量时，油层中的石油就能自喷到地面。驱使石油流出油层的能量称驱动能量。主要利用什么能量来开采石油称油田的驱动方式。油田的驱动能量和驱动方式主要有以下几种：(一)水压驱动油层中有广大的含水区，如含水区和地面相通，且连通性较好并有地面水的补充，则随着石油的开采，油层内空出的体积被地下水所占据，这就形成了天然水压驱动。此外，亦可通过专门的注水井向油层补充水， 以维持油层的压力， 这称为人工水压驱动， 如图2-11所示。水压驱动的过程实际上是水替油的过程，是油水接触界面向井底移动的过程。在油水接触界面处油的饱和度不断发生变化，而且是油水的混合流动。在油水接触界面之外的油藏中，油层的含水饱和度是不变的。在开采的一段时间内，流向油井的是纯石油，只有当油水接触界面推进到油井时，才开始出水。通常以含水百分比超过第一数值作为结束油井生产的指标。应当强调指出，由于岩石各方向性质的差异，水并非均匀地向油井井底驱油，在油井结束采油前的较长一段时间内将生产含水原油。水压驱动又分两种情况：当水的供应十分充足，采出原油所亏空的体积能够及时而充分地被水所补充，油层压力基本不变，没有弹性能量出现时，称刚性水压驱动。当以高于油藏饱和压力的刚性水压驱动方式开采石油时，油层中石油以单相流向井底，油井附近的油层压力、油井产量和气油比在开采过程中基本保持不变，如图 2-12曲线I、1所示。当进入油藏的水量不足以补偿油井的产油量时，油层压力和油井产量下降，岩石、油、水的体积膨胀，弹性能量参加了驱油，称弹性水压驱动。如在开采的某一阶段油藏压力高于石油泡点压力，则第 10页共27页气油比亦基本不变。水压驱动方式开采油藏时，由于油层能量不断得到补偿，油藏的采收率较高。刚性水压驱动的采收率可达50％以上。若油藏多而薄，且很分散，呈透镜状分布时；应用人工水压驱动很难使每个油藏都得到良好的注水效果，所以人工水压驱动方式的应用受到油藏地质条件的限制。(二)气压驱动带有气顶的油藏，依靠气顶的膨胀能量来开采石油称为气压驱动。在气驱过程中，油气界面不断向下推移，含油部分逐渐缩小，在油藏内部是单相的石油流向井底，并底附近岩石内的含油饱和度近似不变，因此其生产特点和水驱油藏相似。气驱的初始阶段，随着石油的开采，油藏压力下降，油藏中原油所分离出的气体向上流入气顶，使油藏能量的消耗减缓．当气顶接近油井时，粘度较小的气体会超越油流进入井中，气油比急剧增加，油藏压力和油井产量下降很快，如图2-12曲线E、2所示。为避免油藏能量的无益消耗，必须及时关闭这类油井。气压驱动亦有刚性和弹性之分。当在气顶上注天然气且注入气量和产油量相当，油层压力基本不变时，称为刚性气压驱动。当注入气量不足以补偿出油量或未注气时，油藏压力下降，岩石、油、水体积膨胀而产生的弹性力亦参加驱油，此时称为弹性气压驱动。气压驱动的采收率低于水压驱动，一般为 30％左右。(三)溶解气驱没有气顶的封闭油藏，若边水或底水不够活跃，不能有力地驱使石油流向井底，即没有任何外界能量来源，仅依靠溶解于原油中气体的能量开采石油的方式称为溶解气驱。这种油藏在开采的初期，随着石油的开采，油藏压力下降，岩石、油、水的弹性能量驱使石油流向井底。当油藏压力下降至油藏饱和压力以下时，原油中便有溶解气分离出来，在油藏中出现许多分散的小气泡，体积增大，把油推向油井。随着开采时间的延续，油藏压力进一步下降，从原油中析出的气体逐渐增多，使油气混合物不断流向井底。溶解气驱油藏的开采过程同水压、气压驱动有显著的不同，它没有明显的驱油界面。在开采过程中，由于油藏压力降低，原油中析出溶解气，使油藏岩石中各处的含油饱和度降低、含气饱和度增高。含油饱和度的降低和脱气后原油粘度的增高使油在油层中的流动阻力增加，另一方面含气饱和度的提高使气相的渗透率增大，大量气体流入井内时否携带或仅携带少量原油。使油藏采油效率很低。这种油藏的开采特征如图 2—12、曲线刀、3所示。以这种方式开采的油藏，由于没有外界能量补充，其油藏压力下降很快，在油藏压力下降至石油饱和压力以下时气油比急剧上升，直至油藏的枯竭阶段才急剧下降．油藏产量在短期内能维持一定水平，以后急剧上降，然后在很低的水平上能维持较长的一段时间。溶解气驱开采方法的有效开采期很短，采收率仅 15％~30％，因此不论从资源利用或生产上来看均十分不利。另外，由于油藏开采期间产量和气油比变化幅度大，给油田集输系统的设计和地面建设带来很多困难，因此溶解气驱开采方法只适用于油层内油藏极其分散的透镜状小油藏。（四）重力驱动由于原油本身所受的地心引力同上述三种能量相比是微不足道的，因此只要有其他驱动能量存在，原油所受的地心引力作用是不明显的。只有在以内能消耗方式 (无外界气体补充的气压驱动和溶解气驱动 )开采的油藏的末期，其他驱动能量消耗殆尽，油藏压力接近大气压，原油中几乎不含溶解气，并在有利条件下才出现重力驱动。所谓有利条件为： (1)油层渗透率好；(2)原油粘度小；(3)油层较陡或厚度较大。重力驱动油藏开采的特点是： (1)油井的产第 11页共27页油量与油井在油藏上的位置有关，愈靠近油藏底部的油井其产油量愈大， (2)井底压力和油井产量比较稳定，但水平都很低， (3)气油比接近于零。靠重力驱动开采的油藏，原油只能流至井简内的某一高度处，需借助外部的能源 (如抽油机)使油流至地面。这类油井以开采成本高于油井产值而终止其生产。在溶解气驱后期出现重力驱动时，油藏采收率略有提高。在现实油田中单纯利用一种驱动能量开采石油是很少的，往往是各种能量的综合利用。在一个油田的各个油藏，甚至同一油藏的不同区域，所使用的驱动能量亦可能不同，例如：靠近注水井的油井，可能靠水压驱动；离注水井较远，得不到注水效果的区域，油层压力可能降低到油藏饱和压力以下，可利用溶解气的能量来开采石油。油田的驱动方式是指整个油田的主要驱动方式，也就是说在这个油田上主要依靠哪一种能量把石油开采出来。油田驱动方式是油藏地质条件和人为开采措施的结合，它标志着对各种采油能量的利用程度。由于人为采取措施的不同，油藏驱动方式亦可以转变，例如我国玉门油矿开始时采用溶解气驱，后来注水变成水压驱动。在油田开采过程中应力求把油田驱动方式转变为最有利的压力驱动方式，使产量稳定，采收率提高。六、石油向井底的流动(一)流量的基本公式由于油层岩石物性(如：孔隙度、渗透率、含油饱和度等)的不均匀性，油层中又同时存在多种流体，因而石油向井底的流动规律极其复杂。现讨论最简单、最理想的—种情况：油层岩石的物性是均匀的；油井供油范围内的油层中只有溶气原油和束缚水，其物性 (密度、粘度等)不随流体在油层中所处位置的不同而变化；流体在油层中的压力和流速亦不随时间而改变。符合上述条件的流动称为单相匀质不可压缩流体的稳定流动。油层压力高于石油饱和压力，且在刚性水压驱动方式下，石油向井底的流动就近似于上述流动。如图2-13所示，设油井供油范围为半径Re的圆形面积，Re处相应的油层压力为pe，井眼半径Rw，井底压力pw，油层平均厚度为h，油层岩石是匀质的，其渗透率为K，若石油流向井底的流动规律遵循达西线性渗流定律，则流向井底的流量Q为Q

2KhRdpdR积分上式得油田上常用的油井产量计算公式2KhR pe pwQlnReRw3式中 Q——流向井底的流量，米 ／秒；2K——油层岩石渗透率，米 ；一油层厚度，米；u——流体粘度，帕·秒；Re——油井供油范围的半径，米；Rw——油井井筒半径，米；第 12页共27页pe——供油边界处的油层压力，帕，pw——井底压力，帕。矿场实际工作中常需了解油井日产原油多少吨，这就需要把上式求得的油层条件下的体积流量换算为油井日产原油量。其换算公式为86.4Q0GB0式中 G——油井产量，吨／日，。——原油的体积系数；0——地面脱气原油的密度，公斤／米 3。公式中引入原油的体积系数是把油层条件下的原油产量转换为地面脱气原油的产量。由式(2—16)可求得油井供油范围内任意半径 R处的油层压力 pppepepwlnReReRlnRw根据上式可画出油井供油范围内油层压力的分布曲线，压力p与半径R的关系为对数曲线，有时亦形象地称为“压降漏斗”，如图2-13所示。由图看出：石油向井底流动的过程中，其流动截面愈来愈小，油层压力的消耗愈来愈大，这就是石油向井底流动的主要特点，这种流动称为平面径向流。开发油藏总是力求少消耗能量多采石油，由上述石油向井底流动的特点可知，油井附近的油层情况，特别是油层岩石的渗透率对油井的生产特别重要。在修井和洗井时要特别注意井底附近的岩石孔隙不要被泥浆封死，此外还应经常采取一些措施，如压裂、酸化等来提高井底附近岩石的渗透率。由油层压力分布曲线还看出：供油范围外缘的形状和油层性质对油层压力消耗的影响极小，因此在公式推导时虽假设供油范围是圆形，实际上该式对各种供油范围形状均适用。油藏上的油井总是按一定几何形状布置的，如方格、三角、环形等。一口井的管辖范围通常由几万平方米至几十万平方米。如图 2-14所示的井网，多口井同时工作时，以每口井为中心把油藏分为许多小块，小块的面积就是一口井所控制的供油面积 F，F＝井距×排距。将单井方形供油面积换算成等面积的圆，其供油半径为RF，就可应用上述平面径e向流公式计算油井产量。在矿场实际工作中有时也简单地把井距的一半看作是油井的供油半径。由于Re油井产量公式中以对数形式出现，所以Re略有偏差，对油井产量的计算影响不大。(二)生产压差与流量的关系公式(2—17)中，pe又称为油井的静压， pw称为油井的流动压力或简称流压。静压系指在关井状态下，经过一段较长时间后，与供油范围边缘油层压 pe趋于平衡时的井底压力。流压指油井正常稳定生产时的井底压力。 静压与流压的差值称为生产压差， 即：p pe pw。第 13页共27页式(2。17)表示遵循达西线性渗流定律的油井，其生产压差与流量间的关系呈线性变化 (油井生产压差与流量间的关系曲线亦称指示曲线 )，如图2—15直线1所示。由流体力学可知，只有流动处于层流流态时，压差才与流量呈线性关系。在砂岩油层中，流体流动速度很小，一般均属层流。只有当井底附近油层压力和井底流压小于石油饱和压力、液相中有大量溶解气析出现时，才会使压差和流量的线性关系遭到破坏。令J由式（2-17）有

2 Khln ReRwQ J(pe pw) JpQJp式中J称为采油指数，其物理意义为在单位生产压差的驱动下进入井底的流量。工程上常以吨／(日.兆帕)为单位。符合达西线性渗流定律的油井，不同流量下的采油指数为一常数。采油指数是衡量油井生产能力的重要指标，亦可用以判断油井的工况。当油层水或注入水侵入油井时，由于油的有效渗透率下降将导致油井的采油指数下降。井底附近油层岩石孔隙被石蜡、胶质—沥青物质堵塞时也将引起采油指数的锐减。油井酸化、压裂处理前后，可由实测的生产压差与流量的关系求得采油指数，并可根据采油指数的变化判断酸化、压裂处理的效果。若油井附近的的油层为裂缝性地层，随着生产压差的增大，井底附近油层压力下降，在上覆岩石的压力下裂缝尺寸减小，岩石对流体流动的阻力增加，生产压差与流量的关系如图2—15曲线2所示。某些油井的生产压差与流量的关系如图中曲线 3所示。这是因为：随生产压差的增大，油层内低渗透串区块开始有油流向井底；随生产压差和流体渗流速度的增大，岩石孔隙通道得以清洗，渗透率增大；油藏中的流体具有非牛顿流体的特征等原因所造成。曲线2、3所示的生产压差与流量的关系可由下式表示p AQ BQ2式中，A和B对某一特定的油井均为常数，可由实测曲线回归求得。(三)完善井和不完善井前面讨论的流量基本方程式(2—17)，适用于钻开全部油层的裸眼井，这种井称为水动力学完善井，如图2—16(a)所示。实际上，油井并不一定钻穿全部油层，而且多数井还是下套管注水泥加固井壁后用射孔方法完井的，这就改变了井底结构。此外，在钻井过程中，由于泥浆浸泡或在采油过程中为了增产，采用压裂，酸化等措施，使井底附近油层性质发生了变化。这些井底结构和井底附近油层性质发生变化的井称为水动力学不完善井。不完善井的井底结构类型可归纳为以下三种：(1)打开程度不完善 油井没有钻开油层的全部厚度，且是裸眼完成的，如图 2-16(b)所示。这种井底结构多见于有底水而岩石坚固的油层中。(2)打开性质不完善油层全部被钻穿，并下套管注水泥加固井壁后用射孔方法使油层与油井沟通，如图2—16(c)所示。这种井底结构是我国油田上最常见的。(3)双重不完善 油井既没有钻穿油层全部厚度， 而且又是射孔完成， 如图2—16(d)所示。第 14页共27页除此之外，还有井底附近油层性质变化的不完善井。不完善井的共同特点是石油向井底流动的渗流面积与完善井不同，井底附近油层内流体流动的流线弯曲，有垂直方向上的分速度，不再是平面径向流。在其他条件(油层性质、流体性质、生产压差和并半径)相同时，不完善井的产量一般要比完善井小。但近年来，随着酸化、压裂技术的发展，射孔方法的改善，不完善井的产量有可能比完善井的还大。这类比完善井产量大的不完善井称为超完善井。通常用一假想的完善井来代替实际的不完善井，使两者的产量和生产压差相等，假想完善井的井简半径称为不完善井的折算半径，以 Rcw表示，并由试井资料确定。于是可把完善井的流量公式应用于不完善井，其流量公式可写为2KhpepwQRelnRcw压力分布公式为ppepepwlnRelnReRRcw若不完善井的折算半径Rcw小于实际井径Rw，则不完善井的产量小于相同条件下完善井的产量。七、油井的增产措施由油井流量公式可知，油井附近油层岩石的渗透率是影响油井产量的重要因素。对于渗透率低的油层或在钻井过程中受到泥浆侵害，降低了井底附近油层岩石渗透率(或称油层受到污染)的油井，常采用水力压裂和酸化处理等措施提高油井产量。(一)油层的酸处理酸处理(酸化)是将按要求配制的酸液从地面经井筒注入油层中。注入油层的酸液可治解岩石孔隙中的堵塞物 (如泥浆)，亦可溶解岩石中的某些组分，增加孔隙数量并使原有的孔隙通道扩大向油层深处延伸，从而提高井底附近岩石的渗透率，获得增产效果。根据油层岩石性质的不同，酸处理大致分两类。1．碳酸盐岩地层的盐酸处理世界上碳酸盐岩油气田的储量已超过总储量的一半，产量则达总产量的 60％以上。碳酸盐岩是油气藏的主要岩型。中东和非洲的某些大油气田、我国西南地区的气田以及华北任丘油田等油气层的岩石均为碳酸盐岩。碳酸盐岩地层的主要矿物成分是方解石 CaCO3和白云石 CaMg(CO3)2；，其中方解石含量多于50％的称石灰岩，白云石含量多于 50％的称白云岩。碳酸盐岩地层主要用 10％-15％的盐酸溶液进行酸处理，每米油层厚度所用盐酸溶液的体积为 0.4-1.6米2。盐酸溶液进入油层孔隙或裂纹后将与壁面发生化学反应，盐酸与方解石、白云石的化学反应式为CaCO3 2HCl CaCl2 CO2 H2OCaMg(CO3)2 4HCl CaCl2 MgCl2 2CO2 2H2O第 15页共27页生成物氯化钙、氯化镁和二氧化碳易溶解于水中，因而反应后的残酸液中溶有上述物质并携带脱落下来的岩石微粒返回地面。经盐酸处理过的碳酸盐岩地层，其渗透率可提高数十倍，甚至数百倍。盐酸与碳酸盐岩化学反应进行的快慢称反应速度或溶蚀速度，常以单位时间内岩石单位反应面积上的溶蚀量来表示，以毫克／(厘米2·秒)为单位。为使酸液在地层中有足够深远的溶蚀范围，应控制反应速度，使其不致过快。影响反应速度的因素很多，主要有：(1)酸的类型。强酸反应速度快，弱酸反应速度慢。盐酸虽属强酸，但它的价格便宜、货源充足，故仍是酸处理中最常用的酸类；(2)酸的浓度。浓度对反应速度的影响较为复杂，由实测的盐酸浓度与反应速度的关系可知，浓酸(如浓度为28％)的初始反应速度虽然较高，但反应后的酸液(称余酸液，如浓度变为15％)与岩石的反应速度却大大低于同样浓度的新鲜酸液。这说明浓酸的反应时间比稀酸的反应时间长，有效作用距离远。因而近年来现场倾向于采用25％-28％的高浓度酸液对油井进行酸处理；(3)面容比。单位体积酸液所接触的岩石表面积称为面容比。面容比越大，反应速度越快。地层中的孔隙孔道越大，面容比越小，则酸和岩石的反应速度越慢；(4)酸液的流速。提高注酸排量，使酸液来不及与首先接触到的岩石进行完化学反应就流向地层深处，从而增加酸液深入地层的距离；(5)地层温度。增加温度能提高酸液与岩石的反应速度，温度高于20℃时酸液与石灰石的反应在5-20分钟内即可完成。因此对高温深井进行酸处理时，有时还采取井底冷却措施以延缓化学反应的速度，(6)地层压力。增加压力能减缓岩石与酸液的反应速度。压力为2-6兆帕时，15％浓度的酸液与岩石反应并使酸液中和所需的时间相当于大气压条件下反应时间的70倍，故油井的酸处理常在高压下进行。针对上述影响反应速度的各种因素，现场采取相应的措施以延缓酸化的反应速度。2．砂岩地层的土酸处理砂岩由砂粒和粒间胶结物组成。砂粒的主要成分是石英和长石，胶结物主要为粘土和碳酸盐类，后者只占胶结物总量的百分之几到十几。砂岩地层通常采用水力压裂措施使油井增产，但对于胶结物较多或堵塞严重的砂岩油气层，也常采用以解堵为目的的酸化处理方法，通过酸液溶解胶结物、岩石孔隙中的泥浆堵塞物和部分砂粒以恢复并提高井底附近油层的渗透率。盐酸对硅酸盐类基本上不起作用，故砂岩地层常用土酸进行处理；土酸是 8％一15％浓度的盐酸和 3％一8％浓度的氢氟酸与某些添加剂组成的混合酸液。氢氟酸是一种强酸，对砂岩中的所有主要成分． (石英、粘土、碳酸盐等 )都具有溶蚀能力，它与粘土 (硅酸盐)、碳酸盐和石英的反应如下：氢氖酸与硅酸钙铝的反应为16HF CaAlSiO CaF2 A2lF Si8F HO2 2 2 2 3 4 2与碳酸钙的反应为与石英的反应为2HF CaCO3 CaF2 CO2 2H2O上述反应中生成的 CaF2，在酸液浓度较高时处于溶解状态， 浓度较低时产生沉淀阻塞岩石孔隙。土酸中的盐酸使酸液有较低的 pH值，能提高CaF2的溶解度。氢氟酸与砂岩中各种成分的反应速度各不相同，与碳酸盐的反应速度最快，其次是硅酸盐，最慢的是石英。但盐酸与碳酸盐的反应速度较之氢氟酸更快，因此用土酸处理砂岩地层时，盐酸先与碳酸盐反应，从而能充分发挥氢氟酸溶蚀粘土和石英的作用。土酸的配方和用酸量应根据砂岩岩石的成分和性质通过室内试验确定。酸液在注入油井前尚需加入各种添加剂，如防止金属油管和套管被激烈腐蚀的缓蚀剂，第 16页共27页防止或减少腐蚀产物 FeOH3：沉淀于地层孔隙中的稳定剂、 降低酸液与岩石反应速度的缓速剂，以及降低酸液与原油的界面张力使酸液易于进入地层的表面活性剂等。(二)水力压裂水力压裂是改造低渗透率油层最重要的措施之一。 从40年代末期开始应用于油井增产和注水井的增注以来，无论在压裂设备和压裂工艺上都有很大的发展。现今水力压裂的工作压力可达1400大气压，最大排量为 10米3／分，一次作业用液量多达 3000—4000米3，用砂量可达300米3以上，可以压开 6000米深度以内的地层，造缝长度可达 1公里以上，我国的压裂工作始于 50年代中期，30多年来有了很大的发展。1．水力压裂的基本原理用高压大排量泵通过井筒向油层挤注具有一定粘度的压裂液体，当注入压裂液的速度超过油层对压裂液的吸收速度时，在井底形成高压。当井底压力超过井底附近油层岩石的破裂强度时，就会使油层产生裂缝或使原有的裂缝张开。继续向油层挤注压裂液时，一方面裂缝向油层内部延伸，另一方面部分液体经裂缝向油层渗透。裂缝的延伸增加了渗透面积和压裂液向油层的渗透量。当进入裂缝的液量等于向油层的渗透量时，裂缝就不再延伸。为保持压开的裂缝在停泵后仍处于张开状态，必须在压裂液中加入支撑剂(一般为石英砂)，使支撑剂填塞在已形成的裂缝中。油层中存在这种被支撑剂所充填的多条裂缝时，便使油层的渗透性提高，油井增产。地层岩石的结构是非匀质的，并存在微细的天然裂缝和层理，因而压裂所产生的裂缝数目和方向目前从理论上还难以准确预计。矿场实践表明：在1000米以内的浅油层多半产生水平裂缝，而超过1000米的油层产生垂直裂缝的可能性较大。2．压裂液和支撑剂年代初期均使用原油或清水压裂液。近几十年来发展了多种压裂液，大体上可分为油基和水基两大类。目前国内常用的压裂液为水基压裂液，由来源较广的天然高分子聚合物，主要由各种豆胶(槐豆胶、决明子胶、田香胶等)及它们的衍生物配制面成。亦有采用油水乳状液为压裂液的。根据油井压裂过程中的作用，压裂液又可分为起破裂地层作用的前置液，携带支撑剂的携砂液和把井筒中的携砂液顶替到裂缝中的顶替液。最常用的支撑剂是石英砂， 粒径为0.4-2.0毫米。每立方米携砂液的含砂量为 70-500公斤，每口井每次注入油层的砂量一般为 2-20吨。此外，还可采用玻璃球、陶粒、铝球、核桃壳等作为支撑剂。八、提高油藏采收率的措施油藏采收率的高低与油藏地质条件和开采方法有关。 40年代前，世界上的油藏主要靠油藏本身具有的能量把油驱至井底，其采收率仅 15％-25％，这个阶段称第一代靠“天然”能量或一次采油阶段。 40年代以来广泛采用向油藏注水、注气进行采油的所谓第二代采油方法。依靠人工注入油藏的水或气体 (天然气和二氧化碳等 )弥补采出油亏空体积， 以恢复和保持油藏能量。注水，简单易行、工程费用较低，因而在世界上得到广泛使用。美国靠注水开发的油藏约占70％，前苏联几乎90％的原油是靠注水开采出来的，我国的一些主要油田都采用注水开发。但是，油水粘度差别较大，水驱油过程中水会超越原油流向油井，造成油井的水淹和大片原油残留于油层中而无法开采出来。注气时上述问题更为突出，而且成本昂贵，现已很少使用。人工注气的采收率约为 25％-35％，人工注水油藏的平均采收率约为 40％-50％，第 17页共27页条件好的也只有55％-65％，高粘度稠油藏注水效果要差一些。50年代起提出了各种各样的提高采收率的所谓第三代开采法，其中包括注蒸汽和火烧油层。60年代末开始在油气井上进行小规模核爆炸工业试验，它与细菌采油等一起被列为第四代开采方法。油藏温度下脱气原油粘度大于0.1帕·秒，相对密度大于0.92的油藏称为稠油藏。我国稠油资源十分丰富，在已探明的稠油储量中有近半数的稠油其粘度为10％-50帕·秒，相对密度大于0.95。这种稠油藏用常规的方法很难开采，或采收率很低，只有5％-6％左右。近几年来向油层供给热能的热力采油使稠油藏的开采收到了较好的效果。根据向油藏供热方式的不同可分为注蒸汽或热水和火烧油层两种。(一)注蒸汽通过井筒向油层注蒸汽以提高油井产量和采收率的主要原理是；蒸汽把热能带进油层后，一方面使原油的粘度大幅度下降，流动性能得以改善，另一方面原油受热后体积膨胀，相对地增加了被驱油在岩石中的饱和度和有效渗透率，使冷却后残余油饱和度相应地减少，油藏的采收率提高。此外，热蒸汽能溶解原油中的石蜡、盐类和其它粘性物质，对岩石孔隙壁上的油有很好的冲洗能力，这亦有助于采收率的提高。注蒸汽有蒸汽驱油和蒸汽吞吐两种方式。采用蒸汽吞吐时，先向稠油井注入蒸汽，然后关井数日使蒸汽的热能在地层中得以传播和充分利用，最后开井生产。当油井采油量下降到一定程度后再重复一个周期。一般经过几个周期(约2—4年)的连续吞吐，由于井底附近岩石中含水饱和度增加和油井产出液中油水比上升，使蒸汽吞吐失去效果。所以采收率并不高，只有10％一15％左右，最高可达20％。蒸汽吞吐不适用于深油藏，这是因为井筒内的热损失太大，使到达井底的蒸汽干度大大下降，影响了吞吐效果。目前，我国的注汽深度可达1400米，经技术改进后可望达到1800米。每注1吨蒸汽能开采多少吨原油，即油汽比，是衡量注蒸汽采油经济效益的重要指标。多数情况下，蒸汽吞吐的油汽比大于1。由于蒸汽吞吐见效快，能较快地回收生产成本、加速稠油藏的开发，故自1982年该法在我国试验成功以来，发展极为迅速。1987年稠油产量可达280万吨左右。油井经若干年蒸汽吞吐后，一般应立即转入蒸汽驱采油，即在一些井中注入蒸汽将油层中的原油驱向另外一些采油井。注蒸汽井与采油井的间距一般为70-200米。为使蒸汽的热能有效地用于驱油，一般要求油层厚度应大于10米，孔隙度不小于20％，原始含油饱和度不小于50％。此外，还要求油层的渗透率应大于0.25微米2，使蒸汽有必要的注入速度。同蒸汽吞吐相比，蒸汽驱油需要经过较长时间的蒸汽注入才能见到效果；蒸汽驱的油气比一般只有0.2-0.4左右，故其生产成本成倍于蒸汽吞吐。当油气比下降到一定数值，使原油开采成本高于原油售价时，只能终止油井的生产。一般，蒸汽驱阶段的开采期为4-7年，平均采收率为20％-30％。经蒸汽吞吐和蒸汽驱采油后，油藏的采收率可达30％-50％。(二)火烧油层注蒸汽是由外部热源向油层提供热量，而火烧油层则是在油层中燃烧一部分原油而产生热量。火烧油层需要有注入井 (称火井或燃烧井 )并和采油井按一定比例和排列方式组成井网。先向注入井中注高压空气，使空气在油层岩石中有足够大的相对渗透率，以便能向油层提供燃烧所必需的氧气和排出燃烧过程中产生的废气。然后在井下点燃并继续向注入井注空气，使在油层内形成一个狭窄的高温燃烧带，由注入井向采油井推进。由于高温使近井地带原油被蒸馏和裂化，轻质油蒸气向前流动与冷油层换热而凝析下来。蒸馏和裂化后残留的重烃作为燃料被燃烧并向油层提供热量。燃烧的热废气向前流动时加热稠油和岩石并驱替原油，热废气中的水分和被蒸发的束缚水蒸气在向前推进中冷凝而形成热水带，产生热废气、水蒸气和热水综合驱油的作用。 矿场实践表明，火烧油层的采收率可达 50％以上，而且采油速度高，第 18页共27页可加速稠油藏的开发。第二节 油气在井筒中的流动油田开采初期，油藏往往具有较大的能量，石油依靠油藏能量可由地下流至地面，这类油井称自喷井。在开采过程中随着油藏能量的不断消耗，不足以使石油流至地面时，必须人为地补充一部分能量才能使油流至地面。补充能量的方法很多，最常用的是深井泵采油。以下对自喷井采油和深井泵采油作一简单介绍。一、自喷井采油为了解油气混合物怎样从油层流到地面上来，应对引导和控制油气混合物流向和流量的井身结构和井口装置作一了解。(一)井身结构它由若干层套管和油管组成，如图 2-17所示。导管 用以保护井口附近的表土地层，防止被经常流出的钻井液体冲垮，下入深度一般小于 30米。表层套管 加固上部比较疏松易塌的不稳定岩层，还可用于安装防喷器等井口设备，以控制钻开高压层时可能发生的井喷现象。一般用 300-50毫米直径的无缝钢管，下入深度为30-100米不等，套管外面用水泥同井眼固定。技术套管 封隔某些难以控制的复杂地层，使钻井能顺利地继续进行。为减少套管层次，降低钢材消耗和成本，一般应尽量采用调节泥浆性能的办法来控制井塌、泥浆向地层的漏失、高压地下水窜入井内等现象的发生，尽可能不下或少下技术套管。较浅的油井一般不下技术套管。油层套管 这是钻开油层后必须下的一层套管，用以加固井壁，封隔井深范围内油、气、水层，保证油井正常生产。油层套管的直径一般为 140-180毫米(51/2~7英寸。下入井内的各层套管用水泥牢牢地同井壁固结在一起， 并在油层套管内将射孔器放至油层深度处，用射孔枪将油层套管与水泥环射穿，使石油从射穿的孔内流入油井。通常，井筒深度大于油层深度，以防止油流携带的砂于和井口落物堵塞油层。油管 在油层套管中央。 正常生产时石油沿油管流至地面。 还可利用油管和油管与油层套管间的环形空间进行洗井等作业。(二)井口装置自喷井的井口装置有以下作用：(1)悬挂出油管；密封各层套管之间、套管与油管之间的环形空间，把井中喷出的油气混合物引至地面油气分离器。关井时，井口装置承受很高压力，因此自喷井井口装置由高强度钢材制成。应能测量必要的工作参数(如套压、油压等)，并有可能从油管与套管的环形空间中压入或放出液体和气体。(3)便于油井的操作和更换部件。常用的双翼井口装置如图 2.18所示，它由三部分组成。(1)套管头 井口装置的最下部是套管头， 它的作用是连接各层套管， 密封各层套管间的空间并承托整个井口装置。只有一层油层套管的套管头其结构最简单，在油层套管上拧一只法兰，在法兰上接一四通，其一端作为油管与油层套管环形空间的通路，另一端装有套管压力表。(2)油管头 安于套管四通上，用于悬挂油管，密封油管与油层套管间的环形空间。(3)采油树 油管头以上的部分统称为采油树，其作用是控制和调节自喷，使石油沿某一第 19页共27页侧出油管进入集油管路和油气分离器，并在必要时关闭油井。在油管头上接总闸门，总闸门上安装四通，四通两侧接生产闸门，闸门外油嘴套内可安装油嘴。日常生产时，使用的一侧安装油嘴，另一侧接油管压力表，在检查和更换油嘴时，可使用另一侧继续生产。在四通上安装清蜡闸门和存放刮蜡片的防喷管。刮蜡片用细钢丝经防喷管顶端的滑轮与清蜡绞车相连，定时清蜡。为防止清蜡时油的漏失，在防喷管顶端还装有盘根。油嘴为孔径3—8毫米的节流件，其作用是根据油藏能量的大小限制与调节油井的采油量。油藏开采初期，油层能量往往很大，如不进行油嘴节流，油井产量会远超过允许的产液量。这不但使油层能量消耗过快，油井最好的工作制度遭到破坏，严重时还会使油层结构遭到破坏(如坍塌和大量出砂等)，油层能量过早地衰竭，将使油井产生间歇自喷或停喷等不良现象，因此对自喷井应采用油嘴节流以保持井底有一定的压力。(三)油气在井筒中的流动在自喷采油井中，愈接近井口压力愈低，井筒中在压力等于石油饱和压力处，开始有气体析出，成为油气混合物。油气混合物沿井简进一步上升，压力继续降低，已析出的气体随压力的降低而膨胀，同时不断有新的气体从原油中析出。因此，在整个井筒中愈靠近井口气油比愈大。根据气油比的不同，油气混合物在井筒中的流型可分为三种：(1)气泡流 气体以小气泡形式分布于原油中。如图 2—19(a)所示。气团流(或称段塞流)原油中析出大量气体，气泡合并扩大成气团，气团占据了油管的大部分通道面积，油气混合物呈气团和液柱在油管中交替流动，此时油井的生产很不均衡、有压力的脉动现象。如图2—19(b)所示。(3)环状流 气量继续增多时，气泡上下扩展，突破了气团间的液柱，在管子中心形成连续的气流，液体被挤向管壁，沿管壁向上运动，此时液相中有小气泡，气相中有雾状液滴，如图2-19(c)所示。上述三种油气混合物流型可能同时在井简中出现，亦可能只出现一种或两种。当三种流型同时在井筒中出现时，井筒下部压力较大，析出气体较少，呈气泡流；井筒中部压力逐渐减小，析出气量增多，呈气团流；而井筒上部压力最低，析出气量最多，呈环状流。许多研究者认为：油田自喷井内上升的油气混合物在井口处的流型多数为气团流。石油沿井筒流向地面的过程中，从原油中析出的气体对举升原油起着积极的作用。一方面气体的析出降低了油气混合物的密度，另一方面随压力下降，气体膨胀，把原油直接推向井口，同时由于油气向上流动速度的不同，气体依靠气液相间的摩擦力携带原油流向井口。因此，在油藏开采过程中，气体被认为是一种举升石油的能源。在油井日常生产中，应控制油井产物的气油比做到少消耗气体多产出原油。油气混合物在井筒中的流动属垂直管内气液两相流动问题，迄今还没有在理沦上完全解决这类流动的压降计算，现有的一些计算方法大多数是在水—空气混合物沿垂直管路流动实验基础上确立的。油气混合物沿井筒流动时，其能量消耗由下列各项组成：油气混合物从井底举升至地面克服重力所需的压力 p1；摩擦阻力损失 p2；油气混合物在井筒内的加速所引起的压能消耗 p3。第三项能量与前两项相比很小，一般可忽略。若油井井底压力为 pw，则pw p1 p2 p4式中 p4——井口油气混合物所带走的能量。第 20页共27页举升油气混合物所消耗的能量p1 H mg——井筒深度，米；m——油气混合物的平均密度，公斤／米 3。由于沿井筒深度方向压力不同， 油气比例和油气流速各不相同， 在理论上精确确定 m还有一定困难，从而影响 p1的计算。摩擦阻力损失 p2包括油气内部分于间的摩擦和油气同井筒壁的摩擦， 还有油气两相间由于流速不同而产生相间摩擦。前者常称摩擦损失，后者称滑脱损失。实验说明：井简内的滑脱损失随气体流量的增加而减小，即气量和流速很小时，大部分气体都滑脱了，不能充分起到举升原油的作用。若以油柱表示能量损失，则油气混合物沿井筒流动时总的能量损失 h为h h1 hf hs式中h——举升油气混合物所消耗的能量，米液柱；hf——摩擦损失，米液柱；hs——滑脱损失，米液柱。在管长1米、管内径为73毫米的竖管内，液体流量为2.4升／秒时，若气体流量与举升油气混合物能量消耗和滑脱损失之和(h1hs)，以及气体流量与摩擦损失hf的实测关系如图2—20所示。由图看出：(h1hs)随气体流量的增加而降低。这是因为随气体流量的增加，滑脱损失和油气混合物密度减小之故。而摩擦损失hf随气体流量的增加而增加。总能量损失为上述两种量损失的叠加，且在气体流量为25升／秒处有最小值。图2-21表示油气流量恒定条件下，油管直径与h1hs、hf和总能量损失入间的实测关系。由图看出：随油管直径的增大，油气混合物的流速减小，摩擦损失hf减小，如图中曲线2所示，但滑脱损失 hs增加，即一部分气体没有充分起到举升原油的作用而白白逸出，其结果是使油气混合物密度增加 h1 hs增大，如图中曲线 1所示。曲线 3表明，在油气流是恒定的条件下存在总能量损失最小的油管直径。油井产量与最优油管直径间的关系如表 2—2所示。(四)油气经油嘴的流动第 21页共27页油嘴是安装于采油树侧孔径很小的节流装置，用以控制采油量，使油井在最合理的工作制度下工作。油井油气混合物到达井口时，由于压力降低，气体体积流量一般很大，而油嘴的孔径又很小，因此油气混合物的流速极高，往往达到临界流动状态，即流体的流速达到压力波在该流体介质中的传播速度。当油嘴前的压力h1(称油压)一定时，油气混合物的质量流量m与油嘴前后压力比(p2)p1的关系见图2—22。由图看出：(1)当p2p1时，m＝0；(2)在曲线ab段上，随p2的逐渐减小，m逐渐增大，即p1一定时油井质量流量m随着p1p2(油田地面管路对油井的回压)而变化．此时油嘴中油气混合物的流速尚未达到临界流速，属于非临界流动状态；(3)在直线bc段上m不随p2而变化，属于临界流动状态的特征。p2减小到开始出现临p1界流动状态(即开始出现最大质量流量m)时的数值，称为临界压力比，以(p2p1)表示．显然，发生临界流动的条件为p2p2p1p1c由热力学可知，气体的临界压力比为p2 2p1 c K 1

KK 1式中定压比热cpK——气体的绝热指数，K,，天然气的K＝1.28—1.30．定容比热cv由式(2—28)可得，天然气的临界压力比(p2)c约为0.546．p1油井油气混合物到达井口时，其体积流量中一般气体已占绝大部分，可近似看作气体经喷嘴的流动．于是，在(p2p1)＜0.546时，p2的变化，即油田地面管线和设备中压力的变化对油井产量无影响，所以采油工作者宁肯把部分油层能量(约5％~30％)消耗于油嘴上，以求得油井的稳产．石油部油田油气集输设计规范SY34—84规定：自喷井、气举井所采用的油井回压为工程适应期间最低油管压力的0.4-0.5倍，但不宜低于0.4兆帕．即油压的一半或更多一些要消耗于油嘴上．(p2)＜0.546时，p2的变化对油压p和油井产量m不产生影响，这种现象可简略地p11作如下解释：回压p2的任何改变将以压力波形式传至油嘴上游才能改变油压p1的数值，继而p2影响油井的产量，但在p1＜0.546的条件下，由油嘴上游向下游流动的流体速度为压力波第 22页共27页在油气混合物中的传播速度， 因而由于回压 p2变化所产生的压力波不可能传递到油嘴上游影响压力p1和油井产量 m。大庆油田设计了一种新型拉伐尔喷嘴代替传统的圆柱形钻孔油嘴， 其形