【油田储层垂直井的排采过程探析综述6600字（论文）】

油田储层垂直井的排采过程分析综述目录TOC\o"1-2"\h\u3430油田储层垂直井的排采过程分析综述 1299571油田储层排采过程和措施 170262排采过程中储层渗透率对油田应力的改变和影响 2117693合理排采 61943831控压排水阶段 63190932控压产石油阶段 72692833产石油初期阶段 7311334控压排水阶段 73157935控压产石油阶段 71219136控压稳产阶段 81油田储层排采过程和措施油田储层垂直井的排采是一项长期的工作,一般包括完井后控制放喷开始到形成储层脱石油结束整个过程的各个环节。油田储层排采过程中,井底压力、动液面高度、油田埋深之间的关系从某种程度上决定着油田储层井压力传递速度、排液速度及产石油速度。排液速度、产石油速度的快慢则会影响形成储层渗透率的变化,反过来又会影响产石油量。因此,有必要对研究区排采工作制度对产能影响进行研究。油田储层井排水采石油生产的基本原理油田储层垂直井一般是从近垂直油田层面方向穿过油田,多数井采取下套管固井工艺完井,然后利用聚能射孔方式连通油田与井眼部分井采取完全裸眼或筛管内衬裸眼的方式完井,使油田直接与生产井眼连通。竖直井无论采取哪种工艺完井,其生产井眼与油田的有效连通面积总是有限的,油田深部的原始渗透性基本没有改变。为了使这类井获得比较高的产能,对油田进行水力加砂压裂改造是目前最常用的方法。油田水力加砂压裂是利用增应力的方法对油田实施的一种进攻性措施。它是利用强大的水动力对油田实施强行注水,当油田的注水压力超过油田的抗压强度时,油田中的微裂缝被压开并在横向上和纵向上得到延伸。由于油田与其上下围岩的岩石力学性质有较大的差异,一般情况下裂缝被限制在一定的高度范围内,压开的主裂缝主要沿最大水平主应力方向在油田中延伸,动态裂缝的单向延伸距离可达到以上。为了保持裂缝的高导流能力,避免裂缝在地应力的作用下闭和,在压裂施工中需要在裂缝中充填特殊要求的支撑剂。油田水力加砂压裂改造的结果是在油田中建立了一条具有较高导流能力的主支撑裂缝,同时使油田中的众多微裂缝相互连通并部分支撑,在油田中形成复杂的连通网络体系,从而达到改善油田的裂隙系统,提高油田综合渗透性,达到增产的效果。但是,在压裂施工过程中,由于对油田采用的是增应力措施,因此,在压裂裂缝的扩展、连通和支撑过程中,压裂液对油田本体是一种强的挤压作用,它会导致油田的弹性或塑性变形,给以后的裂缝闭合提供能量基础,所以,压裂井的后期生产管理难度更大。2排采过程中储层渗透率对油田应力的改变和影响在原始地层条件下,油田孔隙、裂隙中的流体处于一种相对稳定的平衡状态。当钻开油田后,引起形成储层原地应力重新分布,特别是完井作业和排水采石油生产,对油田应力的改变和影响是长期的重要的因素。形成储层中的甲烷石油主要以物理吸附状态储存于油田之中,连续不断的排水将使形成储层中的压力持续下降。当形成储层中的孔隙、裂隙压力低于形成储层的临界解吸压力时,油田储层便从油田表面解吸出来,解吸出的石油在压力差和浓度差的双重作用下扩散、运移、渗流到大的裂隙或裸眼井眼中,最终通过井筒采出地面。按照形成储层中发生的物理过程,可将油田储层的产出分为三个阶段第一阶段饱和水单相流阶段随着油田储层井的排采,井筒附近压力的不断降低,一开始只有水产出,没有石油产出。由于形成储层压力降低较小,油田储层还没有解吸,井筒附近只有水的流动。第二阶段非饱和水单相流阶段随着排采进行,压降面积不断扩大,压力也进一步下降,部分油田储层开始解吸出来,并形成石油泡,阻碍水的流动,水的相对渗透率下降。但是,无论在基质孔隙中还是在裂隙系统中的石油泡都是孤立的,没有互相连接而不能形成石油流,随水流动,这时处于非饱和水单相流态。第三阶段石油一水两相流阶段随着排采继续进行,形成储层压力进一步下降,大量石油解吸出来,石油开始在裂隙系统中扩散,石油相相对渗透率逐渐增大,水相相对渗透率逐步减小,大量石油泡相互连接,形成连续的石油线而流动,产石油量逐步增多,产水量开始下降,此时处于石油水同产的石油一水两相流态。由于油田是一种特殊的以固定碳为主的有机岩体,除了油田的外表面吸附甲烷分子外,油田体的内部吸附的甲烷分子更多,依靠油田孔隙、裂隙不断地降压,油田外表面的甲烷不断地解吸和产出,油田内部的甲烷分子在压力差和浓度差的双重作用下,不断地由油田内部向油田的外表面运移,给油田的外表面甲烷解吸和产出提供物质支持,直到油田内外的甲烷解吸到枯竭,整个油田只剩余残留甲烷为止。排采对储层渗透率的影响排采过程对地应力的影响饱和水单相流阶段对地应力的影响在原始状态下,可把形成看做主要是由形成体骨架和流体两部分组成。形成体骨架和流体共同承担上覆地层的压力。油田储层井排采初始由于流体的流出,原始平衡的应力状态被打破,流体的流出,上覆地层压力渐渐地主要由形成体骨架承担,形成体受到的地层压力增加,此时,无论是油田内的原生和次生裂隙、孔隙、压裂的裂缝,其有效体积和宽度都会逐渐变窄和变小,从而使裂隙的导流能力降低。非饱和水单相流阶段对地应力的影响随着油田储层井排水生产的不断进行,筒内的动液面也将会不断地下降,压力逐渐向远处传播,当井底压力达到临界解吸压力时,石油开始解吸,此时,在近井地带,储层压力降低得较多,而在井筒的远端,压力下降得较少。因此,在近井地带,地应力对形成体骨架的压力更大,渗透率改变得相对要多而在远端,地应力对形成体骨架的压力要小些,渗透率改变得要少。当石油流出后,进一步造成了有效应力对形成体骨架的作用,但此时,由于石油产出量相对少得多,仅形成了石油泡,阻碍水的流动,而未形成连续石油流,因此在非饱和水单相流阶段,对地应力改变不大。石油一水两相流阶段对地应力的影响随着油田储层井的进一步排采,大量石油开始解吸并产出,会使油田受到的有效应力进一步增加,这时如果形成体的渗透率下降到不能使油田水流动时的应力,我们称之为油田的临界应力,若远处流体流动的速度足以满足产出的流体的速度,则上覆地层的压力几乎仍然由形成体骨架与流体共同承担。由此可见,排采速度影响着流体流出的速度,进而影响着应力对形成体骨架的作用,引起裂隙导流能力的改变。因此,了解排采过程中形成体所受的应力状态,对于我们控制油田储层生产井的液面下降速度、井底流压、油田的压力、油田储层井的产量都有十分重要的意义。排采对形成体结构的影响裸眼洞穴法完井的油田储层井,在排水采石油生产过程中,由于油田应力的重新分布,油田的结构必将发生一系列的变化。油田结构发生变化的主要因素是在裸眼洞穴法完井的油田内,均有可供围岩和油田应力释放的有效空间在排水采石油生产过程中,有效空间内的压力持续下降,给油田围岩和油田应力释放提供了能量基础另外,油田还受地层内其它多种因素的综合影响。因此,在排水采石油生产的早期阶段,由于油田及其围岩的地应力重新分布,导致油田内物理性质有差异的形成体产生局部的应变差,这种应变差促进了油田体之间的错动和位移,给油田裂缝的有效沟通或油田碎裂创造了条件,进一步改善了油田的渗透性,对提高油田储层井的产量有重要意义。对于采用水力压裂改造的油田储层生产井,虽然油田的应力不会产生大的重新分布,但是局部的应力变化也是会有的,它对裂缝导流能力的影响不可忽视,对油田储层井生产也会产生一定的影响。综上所述,油田储层井的排采对形成储层渗透性有重要的影响,主要是由于排采过程造成了形成储层应力的变化和形成体结构的改变,从而影响到裂缝闭合情况,造成储层渗透率的改变。研究区排采工作制度对产能的影响排采对油田储层开发来说,是一项精细的工作。目前,油田储层井主要是通过排采油田中的水使压力降低,进而使油田储层解吸产出。排采工作制度实质上就是在在平衡地层的供液能力与排采速率之间的关系,形成储层渗透率的改变是制定合理排采工作制度的核心依据,不同的排采阶段,渗透率的影响因素不尽相同。因此,本节主要分三个排采阶段分别进行论述。产石油前合理排采强度的确定计算思路确定油田储层井排采初期合理的排采强度,即确定液面降低速率,其计算思路可表述如下油田储层井的排采首先经过“饱和水单相流阶段”,然后过渡到“非饱和水单相流阶段”。要求取排采初期排采强度,首先要确定饱和水单相流阶段始末时间。过渡的明显标志为油田储层从油田中开始解吸。因此,初始产石油压力是解决问题的第一步。在油田储层井排采过程中,如何使形成基质弹性负效应降低最小成为初期排采的关键初始产石油时的平均压力与其影响体积之比与其渗透率的下降程度密切相关,根据达西定律,结合排采特点,求得初始产石油时的影响半径和时间是解决问题的第二步。动液面高度是井底流压的直接反映,应用等温吸附曲线理论、微分几何理论、达西定律、数值分析等方法,求取动液面变化量及影响半径和时间,最终求得排采初期排采强度。产石油前合理排采强度的确定理论临界解吸压力与实际初始产石油压力关系要确定排采初期的排采强度,首先要知道需降低多少压力石油才能解吸,即动液面的变化量。原始储层压力、临界产石油压力则是求解的首要参数。由于测量误差的存在及油田储层解吸后入井筒需克服水阻力等因素,导致实际产石油压力比理论临界解吸压力小。对横沟区块上下围岩补给水量可忽略的部分油田储层井储层压力等参数进行了实测,结果见表一。对理论临界解吸压力与实测产石油压力进行了拟合,见图一：根据临界解吸压力与实测产石油压力关系公式,得出产石油时的压降,即如一实一式中幼一产石油时的压降,呼一临界解吸压力,服一实测产石油压力,。初期产石油时平均压力计算油田储层井的生产是一复杂过程,受到储层条件、构造条件、水文地质、排采工艺等方面的制约,为方便计算,作如下假设形成储层是均质的、等厚的、各向异性的,产状水平油田中水的流动服从达西定律原始状态下,形成储层中水力坡度为零无围岩的越流补给未发生井间干扰效应形成储层渗透率在排水过程中变化很小,可以忽略不计。油田储层井的流动示意图如图一所示。产石油后合理排采强度的确定油田产石油后,由于井筒附近流态的突然改变,即由原来的单相流向两相流的改变,产液量大幅减少,在原来工作制度下,排采强度将会迅速加大。这时的首要任务就是通过改变工作制度来降低排采强度,以实现对套管压力、井底压力、石油水产量的合理控制。由于此时的套管压力、动液面、石油水产量变化非常频繁,控产方式以控制井底压力为主,主要表现在对峰值、产石油高峰到来时间的长短和压降速度的控制。为了检验出石油前排采工作制度理论模型的正确性,对横沟矿区十余口测得形成储层基本参数的油田储层井进行了验证,其储层基本参数变化范围见表一。根据以上数据,应用建立的数学模型,计算得出不同形成储层条件下的初期排采强度,其变化范围从耐一耐不等,平均在而左右。并由此绘制出渗透率与排采强度的关系图,产石油后合理排采强度的确定油田产石油后,由于井筒附近流态的突然改变,即由原来的单相流向两相流的改变,产液量大幅减少,在原来工作制度下,排采强度将会迅速加大。这时的首要任务就是通过改变工作制度来降低排采强度,以实现对套管压力、井底压力、石油水产量的合理控制。由于此时的套管压力、动液面、石油水产量变化非常频繁,控产方式以控制井底压力为主,主要表现在对峰值、产石油高峰到来时间的长短和压降速度的控制。为了检验出石油前排采工作制度理论模型的正确性,对横沟矿区十余口测得形成储层基本参数的油田储层井进行了验证,其储层基本参数变化范围见表一。根据以上数据,应用建立的数学模型,计算得出不同形成储层条件下的初期排采强度,其变化范围从耐一耐不等,平均在而左右。并由此绘制出渗透率与排采强度的关系图,由图一可看出,形成储层渗透率与其初期排采强度之间无明显的线性关系,仅仅通过其渗透率的大小而厘定初期排采强度是不准确的。同时,利用该模型进行现场排采试验,一般未出现吐砂、吐粉现象,进一步说明了模型建立的合理性。排采过程控制随着排采生产的连续进行,井底流压和油田的压力都会逐步下降,一旦油田的压力降到油田储层的临界解吸压力时,吸附在形成储层的石油就会脱离油田的吸附随油田的水流进井筒,再经过石油水分离,使从油田产出的石油进入油、套管的环形空间,现场生产表现为套管的压力上升。3合理排采稳定排采阶段油田的压力一旦降到甲烷的临界解吸压力以下,随着排采生产的连续进行,近井区域的油田甲烷就会连续不断地解吸,油田介质内的流体就会由原来的单项流变为两相流。石油、水两相流体对形成屑和固相颗粒的携带能力就会大大加强,同时,由于石油相渗透率的升高和水相渗透率的下降,油田的供水能力也会有所下降,这时,必须控制好排水采石油的速度,保持井底流压和油田的压力相对稳定,防止石油、水混合流体在油田中流速过快，引发油田内固相颗粒的运移，避免油田受到不必要的伤害。由于地层补水能力较强，石油不能从油田中大量解吸出来，通过加大排采强度使之降低到临界解吸点;而排采强度过强经常会出现吐粉、吐沙的现象，所以应该制定合理的排采强度。31控压排水阶段随着排水采石油生产的持续进行，油田的压力不断下降，油田储层体的解吸面积也不断扩大，油田解吸的石油量逐渐增加，现场生产表现为油、套管环形空间的压力持续上升。这时应该有效地排出油田内的游离水，就需要控制好套管环形空间的压力，尽量保持油田裂隙流体的压力，控制好油田和围岩的应力差，使油田中的游离水更容易排出地面。32控压产石油阶段在油田内的游离水已经被大量地排出、油田的产水量也已经基本稳定后，可以控制套管压力进行采石油生产。在此阶段，由于油田的压力降逐步向油田的深部扩展，油田内更大面积的甲烷石油开始解吸，油田的供石油能力逐步加强，油田中的石油相渗透率升高，水相渗透率下降。现场生产表现为油田储层井的产石油量快速上升、迅速达到一个产石油峰值，而产水量快速下降。33产石油初期阶段经过一段时间连续不断的排采降压生产，当油田的压力下降到临界解吸压力后，就会有油田储层开始解吸。生产现场表现为油、套环形空间有油田储层产出，动液面会出现较大的波动，可能有部分形成屑随地层水产出。这时，就要有效地控制排采的速度，尽量保持动液面相对的稳定。建议这个阶段不要急于获得产石油量，一定要保持油田的流动压力相对地稳定，防止油田受到伤害。34控压排水阶段当油田的压力降到临界解吸压力后，随着排水生产的持续进行，油田深部的地层水将越来越多地被排出地面，油田深部的压力将逐步下降，油田中的压降面积也逐步扩展，现场生产表现为油田的产水量逐渐下降，套管压力将会逐渐上升。这时，需要严格控制套管压力，不能随便开井生产;同时保持比较低的排采速度进行排水，一般的降液速度为Sm/do35控压产石油阶段油田储层井稳定排采一段时间后，油田储层生产井的动液面将会降低到相对较低的一个水平，套管空间