普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)的相關(guān)調(diào)研

普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)的相關(guān)調(diào)研第1頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五匯報(bào)提綱一、稠油油藏類型及特征二、普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)存在的問題三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度五、油藏水驅(qū)開發(fā)評(píng)價(jià)六、致謝第2頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五稠油油藏特征1、油藏埋深較淺國外絕大多數(shù)大型稠油油藏埋深小于1000m，中國稠油油藏埋藏較深，大于900m的已探明儲(chǔ)量占六成以上，部分油藏埋深在1300-1700m。吐哈油區(qū)的吐玉克油田，深度達(dá)3300m。2、儲(chǔ)層膠結(jié)疏松巖石物性較好稠油油藏儲(chǔ)集層多為粗碎屑巖，中國的稠油油藏多為砂巖、砂礫巖，沉積類型一般為河流相或河流三角洲相，儲(chǔ)層膠結(jié)疏松，成巖作用低，固結(jié)性能差。國外稠油油藏儲(chǔ)層性普遍較好，具有孔隙度高、滲透率高的特點(diǎn)。3、原油中膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高，飽和壓力低稠油中的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量高，且密度和黏度隨著其含量的增加也逐漸增加。稠油油藏在形成過程中的生物降解作用和氧化作用，天然氣和輕質(zhì)組分在次生運(yùn)移過程中產(chǎn)生逸散，從而導(dǎo)致稠油油藏飽和壓力低，氣油比低，原油體積系數(shù)較小。一、稠油油藏類型及特征第3頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五一、稠油油藏類型及特征按照流體性質(zhì)分類分類第一指標(biāo)第二指標(biāo)黏度，mPa·s60℉（15.6℃）相對(duì)密度60℉（15.6℃）重度，oAPI重質(zhì)油100～100000.934～1.00020～10瀝青>10000>1.000<10分類分類標(biāo)準(zhǔn)重質(zhì)原油（1）相對(duì)密度為0.934～1.000（10～20oAPI）（2）黏度小于10000mPa·s特重原油（1）相對(duì)密度大于1.000（小于10oAPI）（2）黏度小于等于10000mPa·s瀝青（1）相對(duì)密度大于1.000（小于10oAPI）（2）黏度大于10000mPa·s分類第一指標(biāo)第二指標(biāo)開采方式黏度，mPa·s相對(duì)密度（20℃）普通稠油50＊（或100）～10000>0.9200可以先注水再熱采亞類50＊～150＊>0.9200150＊～10000>0.9200熱采特稠油10000～50000>0.9500熱采超稠油>50000>0.9800熱采聯(lián)合國訓(xùn)練

研究署委內(nèi)瑞拉能源礦業(yè)部中國第4頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五按照流體性質(zhì)分類1、各種分類指標(biāo)基本類似，利于國際交流與合作。2、中國將稠油分為普通稠油、特稠油、超稠油，便于進(jìn)行資源評(píng)價(jià)和開采方式的選擇。3、中國以黏度作為第一指標(biāo)，相對(duì)密度作為輔助指標(biāo)。二者發(fā)生沖突時(shí)，按黏度分類。4、中國標(biāo)準(zhǔn)對(duì)于普通稠油，黏度較小時(shí)，可以油層條件下的黏度作為分分類指標(biāo)(*)；黏度較大時(shí)，以油層溫度條件下的脫氣原油黏度分類指標(biāo)。一、稠油油藏類型及特征不同油品類型油藏開采技術(shù)接替關(guān)系水驅(qū)蒸汽吞吐蒸汽吞吐SAGD聚合物驅(qū)蒸汽驅(qū)蒸汽驅(qū)SAGD火燒油層50*100*150*350*10000500001000001002504001000第5頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五按照油藏特征分類（1）油藏的分類方法：單因素、多因素綜合、油藏成因、構(gòu)造形態(tài)、儲(chǔ)層儲(chǔ)油空間類型或油氣水分布狀況、原油性質(zhì)、驅(qū)動(dòng)類型等。（2）現(xiàn)階段稠油油藏以注蒸汽開發(fā)為主，儲(chǔ)層發(fā)育狀況極大的影響到注蒸汽開發(fā)的效果。分類時(shí)推薦以儲(chǔ)層類型及其發(fā)育狀況為基礎(chǔ)進(jìn)行分類。分類典型代表塊狀稠油油藏氣頂、巨厚塊狀油藏遼河高升油田蓮花油層邊底水塊狀油藏曙光油田曙175塊大凌河油層勝利單家市油田單2塊沙河街組油層多油組互層狀稠油油藏多油組厚互層狀油藏遼河歡喜嶺錦45塊的于樓和興隆臺(tái)油層多油組薄互層狀油藏遼河曙光油田一區(qū)杜家臺(tái)油層河南井樓和古城油田單層塊狀稠油油藏單層狀構(gòu)造巖性稠油油藏新疆克拉瑪依油田九區(qū)薄層狀稠油油藏井樓零區(qū)一、稠油油藏類型及特征第6頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五匯報(bào)提綱一、稠油油藏類型及特征二、普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)存在的問題三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度五、油藏水驅(qū)開發(fā)評(píng)價(jià)六、致謝第7頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五

二、普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)存在的問題第8頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五水驅(qū)在勝利油田的應(yīng)用勝利油田尚二區(qū)主要含油層系為館陶組和東營組，含油面積為8.1km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為800×104t，油藏埋深為1023～1260m。地層溫度為44～52℃，館陶組原油黏度范圍為526～4931mPa·s，平均為1199mPa·s；東營組原油黏度為465～6066mPa·s，平均為1562mPa·s，屬于普通稠油油藏。

該區(qū)塊于1989年開始注水，截至目前，累計(jì)采油量為69.77×104t，累計(jì)采水量為76.44×104m3，累計(jì)注水量為7.87×104m3，綜合含水為50.43%，累計(jì)注采比為0.054。勝利油區(qū)常規(guī)開發(fā)的普通稠油油藏儲(chǔ)量十分豐富，由于稠油為非牛頓流體，因此在相同的壓力梯度條件下，原油粘度越高，滲流速度越慢，水驅(qū)驅(qū)油效率越低，從而導(dǎo)致剩余油在平面和縱向上分布高度分散，油水關(guān)系復(fù)雜，開發(fā)效果并不理想。二、普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)存在的問題第9頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五渤海SZ36-1油田水驅(qū)降粘研究現(xiàn)狀及存在問題

渤海SZ36-1油田屬海上重質(zhì)稠油油田，常規(guī)注水開發(fā)采收率較低。提出水驅(qū)降粘開采新思路，即在常規(guī)注水開發(fā)的基礎(chǔ)上,向注入水中加入少量高效經(jīng)濟(jì)的降粘劑，如堿降粘、表面活性劑降粘、堿和活性劑復(fù)配降粘。使注入水不但能驅(qū)油，而且能降粘，改善水油流度比，達(dá)到改善開發(fā)效果、提高采出程度的目的。（1）堿對(duì)某一酸值的原油存在一個(gè)最佳的濃度范圍。在此范圍之外，降粘效果將會(huì)變差。堿與稠油中有機(jī)酸反應(yīng)生成天然乳化劑能形成O/W乳狀液，但不穩(wěn)定，且脫水不能滿足要求，因此，堿需和其它降粘劑復(fù)配使用。（2）表面活性劑能形成穩(wěn)定的O/W乳狀液,且穩(wěn)定性好，但脫水困難。采出液破乳難和活性劑價(jià)格昂貴限制了單一活性劑的使用。（3）堿和表面活性劑復(fù)配有明顯協(xié)同效應(yīng)，實(shí)驗(yàn)篩選的復(fù)合降粘體Na2CO3(0.3%)+OP(0.1%)可直接用地層水配制，可以滿足穩(wěn)定性與破乳的要求，能滿足海上油田生產(chǎn)的需要。

二、普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)存在的問題第10頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五二、普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)存在的問題（1）對(duì)于常規(guī)Ⅰ類稠油油藏，采用前期常規(guī)注水，后期加密調(diào)整的開發(fā)方式。（2）對(duì)于常規(guī)Ⅱ類稠油油藏，采用水平井水驅(qū)與弱凝膠調(diào)驅(qū)相結(jié)合的開發(fā)方式。（3）對(duì)于非常規(guī)Ⅰ類稠油油藏開展熱采先導(dǎo)試驗(yàn)。（1）常規(guī)Ⅰ類稠油油藏，注水層間及層內(nèi)矛盾突出。受儲(chǔ)層物性差異和注水水質(zhì)的影響，層間及平面矛盾逐漸暴露，注水井各層吸水不均，各油井水驅(qū)狀況差異大。（2）常規(guī)Ⅱ類稠油油藏水油流度比大，含水上升快。邊底水較發(fā)育的低幅油藏，井含水上升快，位于過渡帶區(qū)域的油井，均已進(jìn)入高含水階段。（3）非常規(guī)Ⅰ類稠油油藏?zé)岵蔁崃繐p失大，熱效率低。油藏儲(chǔ)層薄、凈總厚度比低，導(dǎo)致熱損失較大；油藏埋藏較深，導(dǎo)致沿程熱損失嚴(yán)重，井底難以產(chǎn)生蒸汽干度；底水儲(chǔ)量比例大（達(dá)67％），難以保證熱采效果。第11頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五二、普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)存在的問題相關(guān)結(jié)論：（1）常規(guī)稠油油藏一般采用注水開發(fā)的開采方式，也有少數(shù)油田采用注熱水開采。（2）常規(guī)稠油油藏應(yīng)根據(jù)各油藏的油層分布特點(diǎn)及地理位置和開發(fā)策略的不同，采取相應(yīng)的儲(chǔ)量動(dòng)用策略。（3）常規(guī)稠油油藏主要是通過油層的泄油面積的增加、油層的改造、增加流體流動(dòng)性能、強(qiáng)化采油等方法來提高單井產(chǎn)量。（4）針對(duì)常規(guī)稠油油藏膠結(jié)疏松，易出砂特點(diǎn)，在鉆、完井過程中，對(duì)不同的井型應(yīng)采取不同的完井方式，并且采用適用的防砂工藝措施，改善開采效果。（5）通過合理細(xì)分開發(fā)層系，改善分層動(dòng)用狀況，提高注水波及體積和注水采收率。加強(qiáng)調(diào)整注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)控制程度和注水采收率。加強(qiáng)注采調(diào)整，控制含水升素度，提高采收率。（6）通過三次采油方法化學(xué)驅(qū)、熱力采油、聚合物驅(qū)等方法提高常規(guī)稠油油藏的采收率。第12頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五匯報(bào)提綱一、稠油油藏類型及特征二、普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)存在的問題三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度五、油藏水驅(qū)開發(fā)評(píng)價(jià)六、致謝第13頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線常規(guī)稠油水驅(qū)就是油水兩相在油藏條件（溫度、壓力、儲(chǔ)層物性等）下相互作用的過程，相對(duì)滲透率曲線是對(duì)這種作用過程最簡單和直接的反應(yīng)。相對(duì)滲透率曲線的重要性1、相對(duì)滲透率曲線是油藏工程和油藏?cái)?shù)值模擬的基礎(chǔ)，相滲曲線的形態(tài)特征反映了儲(chǔ)層性質(zhì)。2、在數(shù)值模擬的應(yīng)用中，沒有合理準(zhǔn)確的相滲曲線，無論是對(duì)歷史擬合還是后續(xù)的預(yù)測(cè)方案的影響都極為重大；在實(shí)際生產(chǎn)中，可以根據(jù)相滲曲線的特征指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)的施工作業(yè)。3、油水相對(duì)滲透率曲線資料是研究油水兩相滲流的基礎(chǔ)，是油田開發(fā)參數(shù)計(jì)算、動(dòng)態(tài)分析，以及油藏?cái)?shù)值模擬等方面不可缺少的重要資料。第14頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線相對(duì)滲透率曲線的相關(guān)應(yīng)用1、計(jì)算油井產(chǎn)量，水油比和流度比2、分析油井產(chǎn)水規(guī)律3、確定油水在儲(chǔ)層中的垂向分布4、確定自由水面5、計(jì)算驅(qū)油效率和油藏水驅(qū)采收率6、判斷油藏潤濕性第15頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線因高黏度特征和稠油轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)替的可能等方面的考慮，在測(cè)量普通稠油油藏油水相對(duì)滲透率方面，遼河油田勘探開發(fā)研究院等單位發(fā)布了相關(guān)的測(cè)量標(biāo)準(zhǔn)。最新的標(biāo)準(zhǔn)為《SY/T6315—2006稠油油藏高溫相對(duì)滲透率及驅(qū)油效率測(cè)定方法》。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)可以一維兩相水驅(qū)油的基本理論為依據(jù)，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)資展開不同油藏條件下一維恒速水驅(qū)實(shí)驗(yàn)。數(shù)據(jù)處理綜合采用JBN方法或基于JBN方法的新計(jì)算方法以及稠油松散巖心相對(duì)滲透率曲線的最優(yōu)化算法。通過實(shí)驗(yàn)方案的設(shè)計(jì)，可以對(duì)比不同油藏條件（溫度、黏度、滲透率、孔隙度）下油水相對(duì)滲透率曲線、特征點(diǎn)，分析相對(duì)滲透率曲線特征、束縛水飽和度、殘余油飽和度及水相端點(diǎn)值的變化規(guī)律。第16頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線相關(guān)實(shí)驗(yàn)流程圖：流程圖1流程圖2具體實(shí)驗(yàn)步驟參考相關(guān)文獻(xiàn)資料第17頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線JBN方法介紹：1、流動(dòng)是一維流動(dòng)并穩(wěn)定的；2、巖心為線性均質(zhì)的；3、毛管力的作用黏滯力作用可以忽略不計(jì)。通常這些假設(shè)得不到滿足，巖心多半是非均質(zhì)的，驅(qū)動(dòng)力往往比較小，混合潤濕性等等。數(shù)據(jù)處理公式：

第18頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線最優(yōu)化歷史擬合的數(shù)值模擬方法

第19頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例一：不同油藏條件下的相滲曲線分析實(shí)驗(yàn)用的巖心來源于多個(gè)不同條件的油藏，實(shí)驗(yàn)用油取自多個(gè)油田的地面脫氣原油，實(shí)驗(yàn)前進(jìn)行脫水及過濾處理，配制不同的地層水作為驅(qū)替流體，分析不同油藏條件下原油黏度、滲透率對(duì)相滲曲線的影響。實(shí)驗(yàn)為三組相同黏度、不同實(shí)驗(yàn)溫度和三組相同實(shí)驗(yàn)溫度、不同黏度的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。第20頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例一：不同油藏條件下的相滲曲線分析相同黏度不同實(shí)驗(yàn)溫度的相滲對(duì)比曲線溫度升高，束縛水飽和度逐漸增加，殘余油飽和度降低，殘余油飽和度對(duì)應(yīng)的水相相對(duì)滲透率增加。等滲區(qū)面積大幅度增加，等滲點(diǎn)對(duì)應(yīng)的含水飽和度變化不大，等滲點(diǎn)對(duì)應(yīng)的滲透率大幅上升。溫度對(duì)相滲曲線的影響較大，主要有兩方面的原因：1）隨著溫度的增加，分子熱運(yùn)動(dòng)加劇，流動(dòng)阻力降低，溫度的增加也會(huì)導(dǎo)致巖石的膨脹，使得孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生變化。2）隨著溫度的大幅度上升，原油黏度變化比較明顯，尤其是當(dāng)溫度升高到120℃時(shí)，原油黏度只有19.6mPa·s。此時(shí)的相滲曲線已經(jīng)不具備稠油油藏相滲曲線的特征。第21頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例一：不同油藏條件下的相滲曲線分析相同溫度不同黏度的相滲對(duì)比曲線隨著原油黏度增加，油相相對(duì)滲透率降低，等滲點(diǎn)對(duì)應(yīng)的相對(duì)滲透率逐漸降低，等滲點(diǎn)左移，相滲曲線的等滲區(qū)面積逐漸降低，殘余油飽和度降低，、殘余油飽和度對(duì)應(yīng)的水相相對(duì)滲透率降低。黏度對(duì)相滲曲線的形態(tài)影響較大。1）原油黏度增加，油水黏度比增大，流動(dòng)阻力不斷增大，前緣推進(jìn)不均勻，導(dǎo)致黏性指進(jìn)，驅(qū)替能力下降，驅(qū)油效率降低。2）在稠油中巖石滲透率較大，巖石疏松。此時(shí)儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的應(yīng)力敏感性，在驅(qū)替過程中，黏度越大，流動(dòng)阻力增大越明顯，使得油相相對(duì)滲透率降低、水相相對(duì)滲透率增加的幅度也越來越小。第22頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例一：不同油藏條件下的相滲曲線分析不同黏度條件下采液指數(shù)變化曲線采液指數(shù)是表示油井生產(chǎn)能力的指標(biāo)，通過采液指數(shù)曲線可以評(píng)價(jià)產(chǎn)能，是否進(jìn)行提液措施。通過相滲曲線歸一化后求取不同不同黏度和滲透率下的采液指數(shù)。由于油水黏度比非常大，隨著含水率的變化，無因次采液指數(shù)一直處于上升狀態(tài)，原油越稠，無因次采液指數(shù)越大。尤其是處于高含水期，無因次采液指數(shù)隨著含水率的增加其值大幅度上升。第23頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例一：不同油藏條件下的相滲曲線分析結(jié)論：稠油油藏水驅(qū)相滲曲線的整體規(guī)律為束縛水飽和度較低，殘余油飽和度較高，水相相對(duì)滲透率很低，等滲區(qū)范圍較寬，等滲點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的相對(duì)滲透率值小，等滲區(qū)面積較小，等滲點(diǎn)靠右，一般大于50％。無因次采液指數(shù)隨著含水率的變化逐漸增加，高水期上升幅度明顯。第24頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例二：稠油油田油水相對(duì)滲透率和水驅(qū)油效率研究針對(duì)稠油油藏地質(zhì)特點(diǎn)和流體性質(zhì)特征，恒定實(shí)驗(yàn)溫度為50℃，研究稠油油藏不同原油粘度、不同驅(qū)替速度條件下油水相對(duì)滲透率和水驅(qū)油效率及其影響因素，分析稠油油藏水驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)特征。表實(shí)驗(yàn)記錄數(shù)據(jù)第25頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例二：稠油油田油水相對(duì)滲透率和水驅(qū)油效率研究圖：原油黏度對(duì)相對(duì)滲透率的影響第26頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例二：稠油油田油水相對(duì)滲透率和水驅(qū)油效率研究結(jié)論：1）原油粘度增高，束縛水飽和度降低，殘余油飽和度升高，改變了油水兩相在油藏中的分布，油相相對(duì)滲透率降低，曲線右端點(diǎn)和等滲點(diǎn)向含水飽和度降低的方向移動(dòng)，驅(qū)替能力下降。2）原油粘度增加，油水流度比增大，使得驅(qū)替相與被驅(qū)替相流度比增，前緣推進(jìn)不均勻，產(chǎn)生嚴(yán)重的粘性指進(jìn)現(xiàn)象，從而油水相對(duì)滲透率發(fā)生了明顯的變化，波及體積降低，影響最終采收率。3）在注入能力和經(jīng)濟(jì)效益允許的條件下，應(yīng)盡可能提高驅(qū)替相粘度或降低被驅(qū)替相粘度，改善驅(qū)替相與被驅(qū)替相流度比，進(jìn)而改善油水相對(duì)滲透率特征，減少粘性指進(jìn)現(xiàn)象的發(fā)生，使前緣推進(jìn)均勻，擴(kuò)大波及體積，提高稠油油藏的最終采收率。第27頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例二：稠油油田油水相對(duì)滲透率和水驅(qū)油效率研究圖：驅(qū)替速度對(duì)油水相對(duì)滲透率的影響第28頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例二：稠油油田油水相對(duì)滲透率和水驅(qū)油效率研究結(jié)論：1）當(dāng)驅(qū)替速度在等滲點(diǎn)后由0.3mL/min提高到0.5mL/min時(shí)，油水相對(duì)滲透率發(fā)生了變化，水相滲透率降低，油相滲透率升高，油水相對(duì)滲透率右端點(diǎn)向右移動(dòng)。說明通過提高驅(qū)替速度，可以增加驅(qū)替壓力，減少指進(jìn)現(xiàn)象的發(fā)生，改善驅(qū)替效果。2）隨著水驅(qū)過程的深入，束縛水飽和度和殘余油飽和度以及油水相對(duì)滲透率的變化說明儲(chǔ)集層結(jié)構(gòu)及流體滲流特征發(fā)生了變化。水驅(qū)作用使儲(chǔ)集層的孔隙度增大、粘土礦物減少、孔隙表面更親水，反映在相滲曲線上即束縛水飽和度減小、等滲點(diǎn)含水飽和度增大。殘余油飽和度的減少主要與孔隙比表面積減少有關(guān)。孔隙度越大，小孔隙所占比例越小，孔隙比表面積越小，必然殘余油降低，驅(qū)油效率提高，殘余油飽和度下的水相滲透率增大則說明水驅(qū)結(jié)束后，該儲(chǔ)集層的綜合滲流能力有所增加。第29頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例二：稠油油田油水相對(duì)滲透率和水驅(qū)油效率研究水驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)結(jié)果水驅(qū)油效率動(dòng)態(tài)曲線第30頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例二：稠油油田油水相對(duì)滲透率和水驅(qū)油效率研究結(jié)論：1)隨著原油粘度的增加，水驅(qū)采收率值逐漸下降，由于原油粘度增加，驅(qū)替相與被驅(qū)替相的流度比增大，被驅(qū)替相流動(dòng)能力下降，說明流度比發(fā)生變化對(duì)驅(qū)替效率存在較大影響。2）相同原油粘度條件下，提高驅(qū)替速度時(shí)，水驅(qū)采收率值有所增加。當(dāng)原油粘度為193.3和603.5mPa.s時(shí)，驅(qū)替速度在等滲點(diǎn)后由0.3提高到0.5mL/min，最終采收率值分別增加了2.8％和2.1％。3）驅(qū)替速度增加，增大了生產(chǎn)壓力梯度，有效地降低了啟動(dòng)壓力梯度的影響。4）增大生產(chǎn)壓力，驅(qū)替壓差增大，從而擴(kuò)大波及體積，產(chǎn)油量和產(chǎn)液量增大，階段采出程度和水驅(qū)采收率提高。第31頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例三：由水驅(qū)相滲曲線求解油藏遞減方程由滲流力學(xué)理論，在注水保持地層壓力的情況下，一口井的產(chǎn)量采用國際單位表示為：

在目前定壓生產(chǎn)方式保持不變的情況下，只要知道該井相滲曲線，便可根據(jù)上述公式建立不同形式的產(chǎn)量遞減方程。第32頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例三：由水驅(qū)相滲曲線求解油藏遞減方程油相相對(duì)滲透率呈直線形式時(shí)，可得水驅(qū)指數(shù)遞減方程

第33頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例三：由水驅(qū)相滲曲線求解油藏遞減方程油相相對(duì)滲透率呈冪函數(shù)形式時(shí)，可得水驅(qū)雙曲遞減方程

第34頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例三：由水驅(qū)相滲曲線求解油藏遞減方程油相相對(duì)滲透率呈指數(shù)形式時(shí)，可得水驅(qū)調(diào)和遞減方程

第35頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例四：結(jié)合物質(zhì)平衡方程判斷水驅(qū)控制儲(chǔ)量由物質(zhì)平衡方法可知單井控制地層內(nèi)平均含油飽和度為

第36頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例四：結(jié)合物質(zhì)平衡方程判斷水驅(qū)控制儲(chǔ)量J5和J9井是渤海A稠油油田的定向生產(chǎn)井，采用反九點(diǎn)面積注水井網(wǎng)開發(fā)，井距350m，容積法計(jì)算得到J5和J9的地質(zhì)控制儲(chǔ)量分別分165.2X104m3，174.7X104m3，J5井的累產(chǎn)油量為28.04X104m3，綜合含水率87%，J9井的累產(chǎn)油量為44.97X104m3，綜合含水率86%。第37頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線案例四：結(jié)合物質(zhì)平衡方程判斷水驅(qū)控制儲(chǔ)量

利用上述方法得到J5和J9井的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量分別是71.12X104m3，99.01X104m3，J5和J9井的水驅(qū)動(dòng)用程度僅為43.1%和56.6%?？梢奐5和J9井之間還有部分未動(dòng)用儲(chǔ)量。因而可在J5和J9井之間新增加一口調(diào)整井K1來充分挖潛J5和J9井之間的未動(dòng)用儲(chǔ)量。第38頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五匯報(bào)提綱一、稠油油藏類型及特征二、普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)存在的問題三、普通稠油油藏水驅(qū)相滲曲線四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度五、油藏水驅(qū)開發(fā)評(píng)價(jià)六、致謝第39頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度普通稠油油藏水驅(qū)的滲流形態(tài)描述一1）I型曲線：擬線性滲流壓力梯度必須大于“啟動(dòng)壓力梯度”，原油才能開始滲流，滲流速度隨著壓力梯度增大而增加。在不流動(dòng)時(shí)，稠油具有的三維網(wǎng)狀空間結(jié)構(gòu)“剛性”較強(qiáng)，當(dāng)打開井進(jìn)行生產(chǎn)時(shí)，壓力梯度必須大于某一值時(shí)，才能破壞原油的三維網(wǎng)狀空間結(jié)構(gòu)，使原油流動(dòng)起來。2）Ⅱ型曲線：分段線性(或擬線性)滲流壓力梯度小于某一值時(shí)，原油的三維網(wǎng)狀空間結(jié)構(gòu)未被破壞，原油滲流速度隨著壓力梯度增大而緩慢增加；當(dāng)其壓力梯度大于某一值時(shí)，三維網(wǎng)狀空間結(jié)構(gòu)被完全破壞，滲流速度隨著壓力梯度增大而較快增加，表現(xiàn)為擬線性滲流。3）Ⅲ型曲線：三分段線性(或擬線性)滲流壓力梯度小于某一值時(shí)，原油滲流隨著壓力梯度增大而緩慢增加；當(dāng)其壓力梯度大于某一值時(shí)，滲流速度隨著壓力梯度增大而較快增加，表現(xiàn)為擬線性滲流；當(dāng)超過另一壓力梯度值后，原油的三維網(wǎng)狀空間結(jié)構(gòu)被完全破壞，滲流表現(xiàn)為達(dá)西滲流。稠油因富含膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、蠟等高分子聚合物而表現(xiàn)出非牛頓性，從而導(dǎo)致其在地層中表現(xiàn)出多種滲流形態(tài)。第40頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度普通稠油油藏水驅(qū)的滲流形態(tài)描述二稠油油藏由于原油粘度高，滲流阻力大，液固界面及液液界面的相互作用力大造成的具有啟動(dòng)壓力梯度。從而導(dǎo)致稠油滲流規(guī)律產(chǎn)生變化而偏離達(dá)西定律。當(dāng)驅(qū)動(dòng)壓力梯度超過其初始?jí)毫μ荻葧r(shí)，稠油才開始流動(dòng)，其滲流特征如圖所示。A：最小啟動(dòng)壓力梯度，高于此點(diǎn)對(duì)應(yīng)的壓力梯度稠油才開始流動(dòng)；C：最大啟動(dòng)壓力梯度或臨界壓力梯度。當(dāng)壓力梯度增大到此值后滲流速度呈現(xiàn)直線性增加；B：平均啟動(dòng)壓力梯度或擬啟動(dòng)壓力梯度。

第41頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度稠油流變實(shí)驗(yàn)研究當(dāng)脫氣原油以恒定速度通過多孔介質(zhì)時(shí)，測(cè)定進(jìn)出口兩端的流量和壓差,在忽略滑脫效應(yīng)和端點(diǎn)效應(yīng)的前提下，計(jì)算滲流速度、壓力梯度、流度、剪切應(yīng)力、剪切速率，以描述該原油的流變行為。稠油的流變方程可表述為：

實(shí)驗(yàn)裝置圖第42頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度稠油滲流特征普通稠油在多孔介質(zhì)下滲流，表現(xiàn)為擬塑型滲流特征。其滲流形態(tài)按如下公式描述：

第43頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度普通稠油啟動(dòng)壓力梯度確定剪切速率與壓力梯度為凹形曲線，曲線存在兩個(gè)切線點(diǎn)：一個(gè)是A點(diǎn)，為初始啟動(dòng)壓力梯度，克服該點(diǎn)流體開始流動(dòng)，B點(diǎn)為臨界壓力梯度，壓力梯度大于該值，流體轉(zhuǎn)換為牛頓流體，出現(xiàn)擬線性滲流。第44頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度影響稠油啟動(dòng)壓力梯度因素稠油則是由于原油粘度高而造成具有啟動(dòng)壓力梯度的現(xiàn)象，受到多種因素的影響。有研究表明，啟動(dòng)壓力梯度表達(dá)式如下：啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的平方根成反比，與孔隙度的平方根成正比。極限剪切應(yīng)力的大小受固液界面大小相互作用制約，是多孔介質(zhì)特性、液體物化性質(zhì)所處的環(huán)境條件的函數(shù)。

第45頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度影響稠油啟動(dòng)壓力梯度的因素1）在相同滲流條件下，啟動(dòng)壓力梯度隨著原油粘度增加而增加。2）在相同原油粘度下，隨著多孔介質(zhì)滲透率的增加，啟動(dòng)壓力梯度下降。3）在多孔介質(zhì)條件下，隨著溫度的增加，啟動(dòng)壓力梯度降低。其關(guān)系形態(tài)和粘溫關(guān)系形態(tài)相似。第46頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度影響稠油啟動(dòng)壓力梯度因素4）從多孔介質(zhì)下視粘度與壓力梯度關(guān)系看，稠油在多孔介質(zhì)條件下具有剪切變稀的特性，其轉(zhuǎn)變點(diǎn)可確定臨界壓力梯度，隨著瀝青質(zhì)含量的增加，臨界壓力梯度是增加的。對(duì)初始啟動(dòng)壓力梯度具有相同趨勢(shì)。第47頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度啟動(dòng)壓力梯度的計(jì)算與應(yīng)用1）巖石絕對(duì)滲透率對(duì)啟動(dòng)壓力梯度的影響（單相原油）：測(cè)量在某一原油粘度條件下，巖石絕對(duì)滲透率與啟動(dòng)壓力梯度間的變化關(guān)系。2）原油粘度對(duì)啟動(dòng)壓力梯度的影響（單相原油）：配置不同黏度的稠油，測(cè)量不同黏度條件下的啟動(dòng)壓力梯度隨滲透率的變化關(guān)系。3）根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)啟動(dòng)壓力梯度與原油黏度、巖心滲透率之間的關(guān)系，并得出關(guān)系式；4）測(cè)量不同束縛水飽和度條件下的啟動(dòng)壓力梯度。得出實(shí)驗(yàn)關(guān)系式：

第48頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度啟動(dòng)壓力梯度的計(jì)算與應(yīng)用1）確定極限泄油半徑和井距為使原油流動(dòng)，極限生產(chǎn)壓差▽P產(chǎn)生的壓力梯度應(yīng)大于啟動(dòng)壓力梯度：根據(jù)不同區(qū)塊的參數(shù)，可以確定不同原油黏度和儲(chǔ)層滲透率之間的極限泄油半徑。一般而言，普通稠油泄油半徑大于超稠油的泄油半徑，可以通過見低黏度來增加泄油半徑。

第49頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度啟動(dòng)壓力梯度的計(jì)算與應(yīng)用2）解釋稠油初期開發(fā)含水原因當(dāng)生產(chǎn)壓差產(chǎn)生的壓力梯度不能克服啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，理論上只會(huì)有水相的滲流，這時(shí)含水率可能達(dá)到100%，當(dāng)生產(chǎn)壓差產(chǎn)生的壓力梯度大于啟動(dòng)壓力梯度后，才會(huì)有油水兩相滲流，因而稠油水驅(qū)開采初期均有一定程度的含水，低飽和度稠油更是如此。常規(guī)試油、試采容易把稠油層解釋為油水同層或水層。

第50頁，共59頁，2023年，2月20日，星期五四、普通稠油油藏水驅(qū)的啟動(dòng)壓力梯度啟動(dòng)壓力梯度的計(jì)算與應(yīng)用（產(chǎn)能的影響）3）存在啟動(dòng)壓力梯度時(shí)對(duì)產(chǎn)能的影響

假設(shè)一直井在水平、均質(zhì)、等厚的圓形地層，供給邊緣半徑為re，原始地層壓力為P