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生产测井原理-第一章-2

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生产测井 原理 第一章
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58(1)漂流模型漂流模型也称漂移流动模型,它是由 对均流模型及后面将提到的分流模型与实际两相流动之间存在的偏差而提出的特殊模型。在均流模型中,没有考虑两相间的相互作用,用平均的流动参数模拟两相介质。在分流模型中,在流动特性方面考虑了每相介质,且也考虑了两相界面上的作用力,但是每相的流动特性仍然是孤立的。漂流模型,既考虑了气液两相之间的相对速度,又考虑了空隙率和流速沿过流断面的分布规律。首先定义气相的漂移速度为:(1—90)液相的漂移速度为:(1—91)——假定气液两相无相对运动时的平均流速。由此知漂移速度反映了气相或液相与均相混合物的相对运动。其次定义任意量 的断面平均值为:F(1—92) 为持气率的局部值,定义任意量 的加权平均值—93)从漂移速度的定义出发,气相的局部流速可以表示为:(1—94)气相流速的断面平均值为:1(1—95)1—96)(1—94)式代入上式得:59(1—97)》《对上式等号右侧第一项的分子和分母同乘以 ,则:定义分布系数:(1—98))((则前式变为:(1—99)式中 表示两相的分布特性,既流型的特性,不同流型内,其值不同。式可改写为:(1—100)》《》《 由于 ,所以(1—96)式表示为1—101)用 除上式的等号两侧得:(1—102)因为 所以上式改写为:—103)(1—103)式代入(1—99)式整理得:60(1—104)—104)式又可表示为:(1—105)定义气相的漂移率为:(1—106)(1—104)式变为:(1—107)—104) 、 (1—105) 、 (1—106)就是漂流模型的基本公式。当两相间无相对运动时,, ,于是得0—108)须知道分布系数 ,和气相漂流速度的加权平均或漂移流速的断面平均值 ) 。对于生产测井而言,为了习惯上的表示》《 表示 , 表示 , 表示 , 表示 则(1—Yt》 ,《 表示为:(1—109)上式说明等气率小于含气率。由于 ,所以上式可改为:—110))(上式既为气液两相流动用于计算气相表观速度的漂流模型。各参数均为套管截面上的面积平均值。 由密度测井得到, 由流量计测井得到。 、 由实验确定, 通常用静gY ot 于泡状流动 , 由 式确定:20.1—111))2.1(1—112)对于段塞流动 仍取 用 上升速度取代:—113))2.1((1—114)对于过渡流, , 仍用 上升速度限代:1—115))(1—116)对于环雾状流动,此时,漂流速度近似为 0,气液分布均匀,即:, 般井下为段塞状和泡状流动。可以采用(1—111)至(1—114)式完成解释工作。(2)分流模型62分流模型是将两相流动看成是各自分开的流动,每相介质有其平均流速和独立的物性参数。分流模型建立的条件有两个:一个是两相介质分别有各自的按所占断面积计算的断面平均流速;二是尽管两相之间可能有质量交换,但两相之间处于热力学平衡状态,压力和密度互为单值函数。设 表示气液间的滑脱速度,则1由此得到()1(由于所以(1—118)((1—118)式即为计算气相平均速度的分流模型,通常叫滑脱模型。这里, 表示套管相面积占总截面面积的份额, 是气相的表观速度。利用(1—118)式计算由密度测井确定, 由流量计测井确定, 由实验确定。为 。司给出秒厘 可用下式确定:65.0 (1—119)1(9.[司仍用(1—119)式。人给出的计算方法是: 0e)66380b])9.([8中 ——液体密度, ;l 3英 尺磅——管径,英尺(1 英尺=) ;D——流速 ,英尺/秒(1 英尺 /秒=) ;滑脱速度,英尺/秒( 1 英尺/ 秒=) ;液体粘度, ;l秒毫 帕 ——重力加速度, ( =) 。2秒英 尺 2秒英 尺对于环雾状流动, 。0)压力梯度 将(1—56)式整理,可以得到气液两相流动中压力梯度表示方式。用 代入,g并将两边同除 得Z1)2(负号表示 的方向与梯度方向相反,若取正值,且用微分形式表示,有:64(1—120)为单位管上的总压力损失(总压力降) ; 为由于动能变化而损失的压力,为克服流体重力所消耗的压力; 为克服各种摩擦g力而消耗的压力。考虑井斜对 项的影响,该项可表示为 ( 为井筒与垂直向的夹角) 。令  高( 度(摩 擦则 加 速 度摩 擦举 高 (( ))(据流体力学管流计算公式:(1—121)摩 擦式中 ——摩擦阻力系数。f(1—121)式代入(1—120)式得(1—122)(1—122)式是适用于各种斜度管流的通用压力梯度方程。对于水平管流 ,,为了强调多相混合物流动,将方程中各项流动参数加下角“m”,则0)(举 高d(1—123)65式中 ——多相混合物的密度;m——多相混合物的流速;V——多相混合物流动时的摩擦系数。单相水平管液流的 及 均为0)加 速 度( )( 度( )零。对于气液多相管流,如果流速不大,则 很小可以忽略不计。加 速 度)( 及 就可计算出压力梯度。但是,如前所述,多相管流中这些m且在不同流动型态下的变化规律不同。在分析第三单章中的压差密度计及平衡式持水率计时要用到压力梯度方程。采油工艺设计中这一方程计算管道中的压力损失,计算中的关键问题是研究 、 及 的变化规律,不同的研究者提出的方法m于生产测井而言, 、 分别由密度和流量计测得。 由图 1—42 确定,图示, 为管子粗糙度, 为单相油、水或其两相混合物的雷诺数。d——液体粘度;l——液相密度;l——液相流速( ) 。可用下面三式计算:l(1—124))1((1—125)1—126))1(式中 ——原油粘度;o——水相粘度。常采用(1—124)式。在使用图 1—42 确定摩擦系数 (或 )时,首先要确定管子的平均绝对粗糙度按表 1—7 确定。图 1—42 采用双对数座标是为了便于整理实验结果,组成经验公式。由于实验条件不同,得出的结果也有出入。因此各种文献上介绍的经验公式的形式66和流态区图 1摩擦阻力系数曲线表 1某些管表面的平均绝对粗糙度 值管壁表面特征 ,毫米管壁表面特征 ,毫米清洁无逢钢管、铝管 铸铁管 通铸铁管 锈铸铁管 水垢铸铁管 滑水泥管 糙水泥管 皮铁管 面介绍的是我国输油部门常用的经验公式,对照图 1—42 综合如表 1—8,表 1—8 中的 1—126a 式由理论得出,1—126b 式称为伯拉休斯公式,1—126c 称为伊萨耶夫公式,1—126d 式称为尼古拉兹公式。尼古拉兹也曾提出对光滑管采用下式 实践证明也有较好的结果。表 1—8 中的 围,为了方便,可利用图 1—43 确定。 67表 1常用计算水力摩阻的经验公式流态类别 相应图上区域范围0e 水力光滑 g 左方 e ])6紊流水力粗 糙f—g 右方 l5l(三.油水两相流动流压低于泡点压力(饱和压力)时,井下呈油水两相流动,与气水或油气两相流动相比,油与水的流体性质更为接近,流型、流速分布也有所不同。人对油水两相流动流型的照相结果,将流型分为泡状流、段塞流、泡沫流和雾状流(乳状流) 。泡状流动中,水为连续相,油以泡状向上流动,泡的大小与油的含量相关。段塞状流动中,水仍为连续相,油泡相连形成更大泡体向上运动,此时,油为连续相,水呈泡滴状和油共同上升,此时滑脱速度近似为零。图 1—44 为 坐标为油水两相流动中,油的表观速度,纵坐标为水的表观速度。 结果相近。验采用油的密度是 并3厘 米克采用 64 和 127 毫米两种不同直径的管子进行实验。由图可知,无论水的流速如何,只有英尺/秒时,才有可能出生从泡流向段塞流的过渡,在常见内径为 125 毫米的套1.0一流速相当于 30 ,总流量为 若取 =90%,则 为 270日米 3日米 3流量为 300 。 这说明,在常见的生产套管中(内径为 125 毫米左右) ,日米 3日米若总流量不大于 30 ,不管含水率如何,解释层都为泡状流动。本书作者在进行油日米68水两相流动实验时也发现了这一现象(图 1—45) 。若含水率升高,从泡状流向段塞进行转变要求油的流量会更高。我国已开发油田生产井的特点是含水率高、产量低,因此,绝大多数井井下为泡状流动。油包水的雾状低含水流动很少见。通常情况下从泡状流过渡到段塞流的近似关系图 1水力摩阻经验公式适用泛围69图 1油水两相流动流型图(1 英尺=)70图 1水两相流型图为:(1—127)2)(常将其流型分为两类,一类是将段塞流和泡流合并,通称为泡流;另一类是乳状流。前者水为连续相,后者油为连续相。研究表明,持水率在 间时,将发生由泡流向乳状流的转变,即:(1—128)5 流 )泡 状 流 动 ( 泡 状 流乳 状 流 动 出的泡状流到段塞流的转换边界是(1—129)([生产测井解释时,除全流量层之外,其它各层的 、 均为待求结果。因此通常式(1—128)判断解释层的流型。式(1— 128)是流型从油连续向水连续的过渡边界,严格讲,应是从段塞流向乳状流的过渡。对于小油泡向大油段塞的过渡边界,出以下判别公式:(1—75.0~ 流段 塞 流130)泡状流与段塞流的流动规律相似,多数研究者将其归为同类处理,生产测井解释就采用这样的处理方法。即若 就认为是泡状流动。5.种是滑脱速度模型;另一种是漂流模型。(1) 滑脱速度模型滑脱速度模型的流动示意图如图 1—46 所示。将油水看作是各自分开的流动,油水间的滑脱速度为,若水的流速是 ,则油的流速由于 , (1—131) (1—132)以(1—133)(1—132)式与(1—133)式联立得(1—134)()((1—135)中 ——油的表观速度;水的表观速度。—134)式即为确定油定油相表观速度的滑脱模型。 确定后,利用(1—135)式即油水滑脱模型示意图72可求出水的表观速度 ,与气液两相流动滑脱模型类似。近似为零,此时o(1—136)(—137) Y对于泡状流动 ((1—138)(1—138)式说明 总小于 。式和 (1确定油的表观速度和含水率的主问题是确定滑脱速度。通常采用图 1—47 所给出的实验曲线确定 值。图中横轴为油水密度差,纵轴为 ,这一图版对应的计算公式是5.)(式中 ——油水滑脱速度,英尺/分(1 英尺/ 分=) 。在实验基础之上提出的计算公式是(1—140)([61.~53.(油泡较大时,趋于 之趋向 2)0应用表明 、 时效果良好。—139)式、 (1—140)式是目前应用效果较好的两个公式,此外 人也给出图 1滑动速度与密度差的关系了计算 的公式sV,)1( ([这里 是变量。5.~出的模型是(1—141)(1—134)式除计算 、 之外,还可以预测持水率,对该式变形并求解得—142)]4)1([22V在全流量层, 已知, ,用上式可以求出相应的持水率,采用井下度解释时,要用到该式。这一方法也适用于气水和气油两相流动。74给出了总流速大于 ,预测持水率的表达式, (1—143)中 ——富劳德数,无因次。—143)式对于总流速小于 ,该式是在内径为 米的管子内由实验得出的,对于与此相差不大的管子也可近似应用。(2) 漂流模型气液两相流动分析中采用漂流模型,同时也适用于油水两相流动,具体形式是(1—144))(与(1—104) 中的 表示方法类似,称为油的漂移率,表示为中 是油的漂移速度。人提出了实用的半理论表示方法—145)1((1—145)代入(1—144)式得出漂流模型的一般形式(1—146)][对于泡状流动和段塞状流动,究表明当 , 时,可以得到2.此,对于泡状流动和段塞状流动。漂流模型的具体形式是:(1—147)}])([对于乳状或雾状流动(1—148)一模型已在我国油田采用。利用(1—147)式也可以预测解释层的持水率,整理为75(1—149)([对于油水两相流,忽略加速度损失后,通用的压力梯度计算方法与气液两相流动类似,具体形式为(1—150)式中油水两相流动摩阻系数可采用表 1—8 给出公式确定。如果流速变化很大,譬如采用集流式生产测井仪器或流体从套管进入油管时,必须考虑加速项的影响,此时(1—151)2四.油、气、水三相流动在油井中,尤其是较浅的井中,经常遇到油、气、水混合物的多相流动,到目前为止,大多数研究者还只把注意力集中在气液两相流动上,即把油气水三相流动看作两相流动处理。把油水作为同一相处理,如l中 ——油水混合表面张力系数;l——油的表面张力系数;o——水的表面张力系数;w——油水混合物的粘度;l——油的粘度;o——水的粘度。相流动的最大特点是在油水混合物中出现了气相,气相的出现,76使得同时出现了三个滑脱速度(其中两个是独立的) ;另一特点是,气相的出现使得油水的分布复杂,总趋势是降低了油水间的滑脱速度,流型变化较大。油气水三相流动流型的研究还未见到有公开出版文献的报道。本书作者在大庆测试技术服务中心的模拟井上对油气水三相流动的流型进行了初步观察研究,下面介绍观察结果。实验采用的模拟井的内径为 米,气相流量范围为 6~650 ,油和水的流量日米 3范围 300 。用柴油模拟原油,密度为 实验时首先固定油与水日米 3 厘 米克的流量,然后依次增大气的流量,对于每一个油气水的流动组合,记录油和水的流量重复上述过程。表 1—9 是水的流量为 80 、油的流量为 20 时,所得到的结果,其日米 3日米 3中气的流量从 11 变化到 200 。将泡状流动划分为两种日米 3日米表 1—9 水相流量=80 方/天 油相流量=20 方/天现象气相流量 含气率% 油水 气流型11 泡直径约为 8右,在水中上升,径迹清晰,与两相流动相似,存在滑脱 气泡含量很少 泡直径为 4右,在水中向上流动 气泡为 右向上紊动 3 油泡直径为 2右,紊动 气泡直径约为 2右 水处于半乳化状态,滑脱减小 出现大泡,泡径 4右 水处于乳化状态,可见 3右的油泡 同上,程度剧烈 水处于乳化状 同上 a 型泡状流动中,用肉眼可以区分油泡、气泡在水中的运动轨迹,说明油水、气水、气油间存在着明显的滑脱。泡状流动中,可以观察出局部出现水泡,此时,油水间的滑脱速减小。主气泡的直径约为 6 厘米左右,在油水中滚动向上,油水相中含有一些小气泡,直径约在 1厘米之间;S 表示段塞流动,此时,油水呈乳状向上流动,用肉眼很难区分两者的界限,可以看到水泡在油中运动,图 1三相流动流型图77说明油水之间的滑脱速度很小,气塞直径为 10 厘米左右。这一流型与气水两相流动时的段塞状流动相似。根据以上实验结果作出图 1—48 所示的油气水三相流动流型图,横坐标为气相流量,纵坐标表示液相流量( ) 。这一研究主要集中在低流量区,图中的边界表示(1—152)((1—153)S)85从 S 流型的转变与气液两相流动类似。这一结果是在 米的管子里由实验得到的,相应的管子常数为 62104361).(4—154)秒 )厘 米(日 )米( 360管子常数可以把流速转换成每日的体积流量,上式的意义是,当流速以 1 厘米/秒的流速在 径的套管流动时,其流量为 同样,对于内径为 米的管子,可日米 ( —154)式,可以把(1—152) 、 (1—153)转变为以速度表示的方式(1—155)(1—156)于 D=流式仪器, (1—155) 、 (1—156)式两边同乘 ,得到)2.(B)06上式说明,采用集流式生产测井仪器时,很容易发生段塞状流动,气相流量。日米 的密度为 油的密度为 水的密3厘 米克 3厘 米克度为 1 左右。因此,不论各相的含量如何,油气水三相混合系统中气的流动速度3厘 米克最大,水的流动速度最小,油的流速介于二者之间。因此,本书作者将油气水分布简化成78如图 1—49 所示的简化模型。由于 VV上述五个方程分别整理得(1—157))((1—158)]1[1—159))( (1—160)式中 、 、 分别表示油水、气水、气油间的滑脱速度; 、 、 分别表示、水的持率; 、 、 分别表示油、水、气的表观速度。(1—157) 、 (1—(1—159)或(1—160)式即为用于计算油气水三相表观速度的滑脱速度模型表达式。 、 、 中任意一项为零,则可得出相应两相流动的表达式。如,若 ,时(1—157)式变为 该式与油水两相流动中用滑脱速度模型计算水相表观速度的关系式相同。利用这一模型计算 、 和 时。主要问题是确定 、 值。目前,还未有步研究发现,泡状流动中油水间的滑脱速度在 1 至 6 厘米/秒之间,段塞状流动中,分布在 1 厘米/秒左右。对于气水间的滑脱速度,在泡状流动和段塞状流动中,可采用类似于气液两相流动中给出的方法计算。图 1([)1(2~ 7.)9(5.单位为厘米/秒。—157)、(1—158)、 (1—159)变形可得(1—161)][(1—162)])1([—163)上式说明,流速提高, 趋近 ,即Yw水率总大于含水率,而持气率总小于含气率。五.烃类相态与油气两相流动油藏和井内单纯的油气两相流动很少,一般都有水相伴随。石油和天然气是由多种烃类组成的混合物,在地层和井筒条件下,它可以处于单一的液相(油),也可以处于单一的气相,还可以气油两相共存。处于油相时,表观为油水两相流动;处于气相时,表现为气水两相流动,处于油气两相时,表现为油气水三相流动。究竟处于哪种相态,主要取决于油气数量上的比例及其所处的压力和温度条件。泡点压力是中界点。随油藏开采压力的降低,在油藏或井筒中,烃类流体都会出现由单相转换为两相的过程。油藏烃类的化学组成是相态转换为两相的过程。油藏烃类的化学组成是相态转化的内因,压力和温度是产生转化的条件。油藏烃类主要是烷烃、环烷烃和芳香烃,其中尤以烷烃是天然气藏中遇到的最多者。烷烃又称石蜡族烃,其化学式为 ,在常温常压下, 为气态,它们是构成2天然气的主要成分; 是液态,它们是石油的主要成份;而 以上的烷烃为固态,165~16即石蜡。除此之外,还含有少量的氧、硫、氮化合物等,它们对石油的颜色、比重、粘度和界面张力等性质有较大影响。进行研究,也称相图。油气属多组分烃类,其相应的相图如图 1示。 C 点为临界点,该点各相的性质相同;M 点为临界凝析压力点,是油气共存平衡的最高压力点,临界点左边的两相区边线为泡点线,右边的两相区边界为露点线;由泡露= 线包围的区域为油气平衡存在的两相区。两相区内的虚线为油相(液相)等体积或等摩尔百分数的等值线。划有阴影的面积,为相态反常区,反常区内,所产生的凝析或蒸发现象,都与常态情况相反,常数温度下降低压力(常数压力下增加温度()会阁下反凝析液体。另外,在常数压力下降低温度()或在常数温度下增加压力(会产生反蒸发气体。图中不同位置的点,表示不同的油气藏。如温度为 、压力为 I 的油藏为饱和油藏。1而地层压力位于 J 点,则为未饱和油藏,只有单相液体油存在,而前者为1) 。处于 L 点的油藏有油气两相存在,称为过饱和油藏,这种油藏由油区和伴生的气顶所组成,且油区处于泡点压力下,油区处于露点压力下。气顶气一般为湿气,有时为凝析气,很少是干气。图 1—50 中,对于地层温度处于临界和临界凝析之间的 、压力等于或高于露点压2、A 点) ,地层内有凝析气体。B 点为被液体饱和的凝析气藏,又称饱和凝析气藏;而处于在 于地层温度大于临界凝析温度 和 ,原始地层3 点和 W 点的地层则分别储藏着湿气和干气,称为湿气藏和干气藏。上面的温度和压力点也可能发生在井周附近或井筒之中。在实际工作中,可以图 1多组分系统相态图图 1低收缩原油相图81利用烃类混合物的组分、产出液体的相对密度、气液比和相态图对烃类流体进行分类。根据其在地面产出的性质将原油划分为低收缩原油和高收缩原油。图 1—51 和图 1—52 分别是低收缩率原油和高收缩原油的相态图。低收缩原油的相图有两个特点,一是临界点位于临界凝析压力的右边,二是临界温度大于地层温度,且两相区内液体体积百分数等值线靠近露点线。在原始条件下,低收缩原油的油藏,可以是未饱和油藏(A’点)和饱和油藏(A 点) 。这类油藏的生产气比通常小于 100 ,从地面观3油呈黑色或深颜色,地面原油的相对密度大于 通的油藏均为低收缩原油油藏。高收缩原油比低收缩原油含有较大的轻烃组分,油藏温度通常接近于临界温度,两相区的液体等值线并不靠近露线分布。在原始条件下,高收缩原油的油藏,可以是未饱和油藏(A’ )也可以是饱和油藏( A) 。地面原油呈深褐色,地面相对密度大于 产油气比小于 1500 ,有时称为轻质油藏。及烃类混合物在地层中的状态,可将天然气划分为凝析气、湿气和干气三类。(1)反凝析气相态图图 1—53 是反凝析气的相态图。其临界点的位置,取决于轻烃含量的多少。而实际凝析气藏的温度则处于临界温度和临界凝析温度之间。由凝析气藏可以采出凝析油和天然气。处于 A’点的凝析气藏,流体是单相气体,随着流体的采出,地层压力以等温过程下降。当地层压力下降到 A 点图 1高收缩原油相图图 1反凝析气的相态图82(露点)压力之后,在地层中会产生反凝析现象。此时的地层压力由 A 点下降到 B 点的过程中,地层中的反凝析液随之增加。如果地层压力仍以等温过程继续下降,则从 B 点开始产生地层中反凝析液的反蒸发现象。这时地面烃类中将含有比高收缩原油较多的轻烃组分和少量的较重的烃组分。凝析气藏的生产气油比可以高达 12500 ,凝析油的比重低于 色呈3原始条件下,确定凝析气藏露点压力的大小,是一件重要的工作内容。可以通过样分析完成,也可以利用 人提供的经验公式加以确定:  212213 [)([])(2 7376543 1—164)}310298372 1/(C;10467.;62.;623. 331  7807544  ;.; 4987 。461610——氮气的摩尔组分含量,%;2N——二氧化碳气的摩尔组分含量,%;硫化氢气的摩尔组分含量,%;甲烷的摩尔组分含量,%;1——乙烷的摩尔组分含量,%;2C——丙烷的摩尔组分含量,%;383——丁烷的摩尔组分含量,%;4C——戊烷的摩尔组分含量,%;5——已烷的摩尔组分含量,%;6——庚烷以上组分的摩尔组分含量,%;7C——庚烷心上摩尔组分的地面密度, ; 3庚烷以上摩尔组分的分子量;7M——地层温度, ;露点压力, ;—164)是由世界范围内 480 个不同烃类系统的 579 个数建立起来的,计算的平均偏差为 所用资料的变化范围是: (2)湿气相态图湿气含有的烃类重组分比凝析气少,相态图的分布范围较窄,且临界点也向低温方向移动,见图 1—54。湿气藏开采时,整个压降开采期间都保持为单相气体,不发生反凝析现象。只有处于两相区的地面分离器条件正,才有液体产生,这种液体称为凝析油,主要成份为丙烷和丁烷。开发湿气藏的地面生产气油比高达 17800 图 1湿气相态图84,3)干气相态图干气的主要组分是甲烷和少量的乙烷,其它重烃的含量小。典型的干气相态图如图 1—55 所示。开采时在地层和分离器条件下的生产过程都处在两相区之外的单相气体区,不会产生反凝析液体。随着压力和温度的降低,经地面分离器后,能分离出少量白色的凝析油。气井凝相水的产量可由下面的经验公式估算:(1—165).)]10625.(30[ 3101098——气井凝析水的产量, ;产气量, ;气水比, ;地层温度, ;地层压力, ;矿化度校正系数;氯化钠含量,%。以上介绍的是多组分烃类的相态图。对于单组分烃类,泡点线和露点线相互重合成一条线,即所谓的蒸气压曲线,此时不存在两相共存区。除了利用相态图划分流体性质之外,还可以根据产出流体的气油比、地面原油密度和流体中甲烷的摩尔含量。对地层流体类型进行近似的划分,如表 1—10 所示。实际工作中,常把生产气油比大于 17800 的气田定为干气田,把生产油气比小于 178003叫湿气田。正如前面已提过的那样,无论是气田还是油3采时总是伴随有水的产出,在地面中表现为两相或三相渗流,在井筒内表现为两相图 1干气相态图85或三相流动。表 1—10 流体的分类和成份烃的分类气油比 3地面液体密度天然气 >18000 85 50~18000 55`1800 75~90 50~550 / 55~75 250 / <60 第四节 提高原油采收率原理生产测井技术与采油过程和提高原油采收率技术实施过程密切相连。本节介绍常用提高采收率的方法。原油采收率是采出地下原油原始储量的百分数,即采出原油量与地下原始储量的比值。一个油藏原油采收率的高低既和相应的地质条件有关,又和现有的开发采油工艺有关。一、次采油和三次采油一次采油是依靠天然压力能量进行采油的方法,天然能量包括:天然水驱、弹性能量驱、溶解气驱、气驱和重力驱等。这些能量可以同时起作用,也可顺序起作用,其中溶解气驱更为常见。在高角度倾斜油藏中,重力起主导作用。本世纪 40 年代之前,主要采用这一方法。由于天然能量不稳定,一般采收率很低,一般不超过 15%。二次采油:四十年代以后,广泛应用的注水、注气就是最常见的二次采油方法。其特点是:用注水或注气方法弥补采油的亏空体积、增补地层能量进行采油。通常二次采油紧跟在一次采油之后。国内通常是将注水与一次采油同时进行,注水方法在第一节中已作了详细的介绍。前苏联几乎 90%的原油靠注水采出,我国目前基本上也采用这一方法。二次采油的平均采收有率一般小于 50%,个别情况也有可能达到 70~80%。三次采油:其特点是针对二次采油未能采出的残余油和剩余油向地层注入其它驱油工作剂或引入其它能量的方法。可分为三种类型:化学法、热力法和混相驱法。如图 1—56所示。这些方法中,热力方法应用良好,具有广阔的前景。表面活性剂驱较为复杂,技术上还待于进一步发展。化学驱分为三种类型:表面活性剂驱、聚合物驱和碱水驱。表面活性剂驱和碱水驱是以形成超低界面张力为基础的。对高粘度原油(比重大于 ,当相应储层的孔隙度较高时,可采用热力采油方法。86根据其热量在油藏中产生的方式,将热力法分为三种类型:火烧油层、蒸汽驱和蒸汽吞吐。火烧油层时,首先点燃井周附近的原油,然后注气促进燃烧带向生产井移动。连续燃烧带的延伸几乎能清除所有的油藏流体,并在清除过的岩石中留下热量。蒸汽驱是向注入井连续注汽,生产井采油;蒸汽吞吐是在同一口井注汽,又在同一口井采油。注蒸汽比火烧油图 1三次采油的不同方法层易于控制。对于相同井网,火烧油层增产见效时间比注蒸汽慢 25~50%。混相驱的原理为,注入一种溶剂如酒精、烃、液化石油气或二氧化碳,这些溶剂能溶解在油藏原油中。注入的溶剂能够减小滞留原油的毛管力。混相驱的过程是首先注入溶剂段塞,然后注入液气或气相把溶剂和油的混合物驱替出来。混相驱法包括四种:注混相段塞、注富气、注高压贫气、注互溶剂和二氧化碳。混相段塞法的原理为注入大约等于一半油藏孔隙体积的液态烃段塞,然后注入气体或水把段塞驱替出油藏。注入富气法是,先注入富天然气段塞,然后注入贫气(干气)或贫气和水。高压注贫汽的目的是造成原油的反汽化并在原油和气之间形成由 成分组62~注入富气的方法中,中间烃 由气体变成油,而在高压注贫气方法中,62~油变成气。62~入和油混相又和水混相的溶剂(
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本文标题:生产测井原理-第一章-2
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