特低滲透油田注水開發(fā)技術(shù)

1、特低滲透油田注水開發(fā)技術(shù)。 王道富李忠興楊克文史成恩李恕軍趙繼勇吳志宇 (長慶油田分公司)摘要本文根據(jù)鄂爾多斯盆地成功開發(fā)的特低滲油田安塞、靖安、華池油田 長6、長3油層的儲層特征及開發(fā)實踐，總結(jié)、提出了特低滲油田注水開發(fā)的主 要技術(shù)，即油藏綜合評價技術(shù)，優(yōu)化布井技術(shù)，精細(xì)注水工藝技術(shù)，超前注水 技術(shù)，注采參數(shù)、注水方式優(yōu)化及調(diào)整技術(shù)，加密調(diào)整技術(shù)等，從而提高單井 產(chǎn)量及最終采收率，提高整體開發(fā)效益。眾所周知，低滲、特低滲透油田只是個相對概念，且隨時間、資源狀況、 技術(shù)經(jīng)濟條件的變化而變化。根據(jù)中國石油天然氣集團公司有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)及李道品 等專家的研究成果，現(xiàn)有條件下低滲透油田分類的物性標(biāo)準(zhǔn)為：第一

2、類為一般低滲透油田，油層平均滲透率為：1010。u m2k50103u m2：第二類為特低滲透油田，油層平均滲透率為：1lo-3um2。k10l礦11 m2； 第三類為超低滲透油田，油層平均滲透率為：置1oxl0。弘112。 這一分類標(biāo)準(zhǔn)目前已在國內(nèi)廣泛應(yīng)用。 隨著勘探程度的逐步深入及油層改造工藝技術(shù)的不斷提高，低滲油田發(fā)現(xiàn)的個數(shù)及規(guī)模不斷擴大，從長慶油區(qū)2000年底石油儲量現(xiàn)狀看(表1)，探 明儲量中低滲以下儲量占793，其中特低滲油田儲量占57；未動用儲量中 低滲以下儲量高達960，其中特低滲油田儲量占727。、而且根據(jù)石油資源 評價結(jié)果來看，今后提交的探明石油地質(zhì)儲量也將以特低滲儲量為主

3、。衰1長慶油田探明石油地質(zhì)儲量構(gòu)成衰l物性分類 中高奎低洛 特低滲超低渣i() () () ()l探明石汕地質(zhì)儲量 2n7j7 8 57 0 4 5i未動朋地質(zhì)儲量 4 0 146 72 78 7o向參加本報告編寫及提供資料的熊維亮、何永宏、張釗、裳#、王永康、靳文奇、李字征等同志表示感謝由此可見，低滲、特低滲油田儲量的開發(fā)已成為長慶油田穩(wěn)定發(fā)展的主要 潛力；但其物性差、產(chǎn)量低，多屬巖性油藏，天然能量匱乏，故搞好此類油田 的注水開發(fā)，提高其開發(fā)水平和經(jīng)濟效益，是長慶油田持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵技術(shù)。本文根據(jù)鄂爾多斯盆地目前開發(fā)的主要特低滲油田安塞、靖安、華池油田長6、長3油層的地質(zhì)特點及開發(fā)實踐，總結(jié)、

4、提出了特低滲油田注水開 發(fā)的主要技術(shù)，對同類油田提高整體開發(fā)效益具有一定的指導(dǎo)意義。一、油藏地質(zhì)特征1構(gòu)造背景平緩長慶特低滲油田位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡中部，區(qū)域構(gòu)造 背景為一平緩西傾單斜，地層傾角僅半度左右。局部地區(qū)發(fā)育著近東西向的低 緩鼻狀隆起帶，隆起幅度一般lo30m，軸長212km，軸寬053km。這 些鼻狀隆起與三角洲砂體配合，對油氣的聚集起到一定作用。2三角洲前緣沉積體系，油層分布穩(wěn)定 該地區(qū)長6、長3地層屬內(nèi)陸淡水湖泊三角洲沉積體系，由于主要含油小層多以三角洲前緣水下分流河道、河口沙壩為主，各小層疊加，同時每個小層 又由數(shù)目不等(26個)的單砂體疊置而成(單旋回厚25

5、5m，偶見薄泥質(zhì) 粉砂巖隔層，厚021om的鈣質(zhì)夾層發(fā)育)，因此一般含油范圍較大(單層 含油面積1461149km2)，油層分布穩(wěn)定。3天然微裂縫發(fā)育，但在地層條件下里閉合狀態(tài) 根據(jù)取心井巖心觀察資料，有13的井見到天然微裂縫。按成因分類，有構(gòu)造應(yīng)力縫和水平成巖縫。構(gòu)造應(yīng)力縫一般傾角87。左右，有時可見到兩組 以上相互平行的垂直裂縫，裂縫大多數(shù)被方解石充填，充填厚度在05mm以 下或無充填物，一般縫長o14m，縫間距0013m。成巖縫多近水平狀態(tài)， 個別井呈密集帶分布，如zj33井巖心中有9段見到密集分布的裂縫，平均間 距為14cm。一般巖心出筒后原油順層理面呈串珠狀外滲，層理越發(fā)育，原油 外

6、滲越多。應(yīng)用古地磁測試、構(gòu)造裂縫三維數(shù)值模擬等方法，分析認(rèn)為靖安一安塞地區(qū)長6油層中主要發(fā)育近東西向和近南北向的天然微裂縫，次為北東向、北西 向，這與延長縣張家灘一呼家川剖面、佳縣西梁峁剖面觀察結(jié)果一致。另外， 根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，靖安五里灣一區(qū)長6層裂縫線密度在o206條m，裂縫間距為165m，一般為23m。美國cer公司對安塞油田長6油層試井資料分析和niper研究所的巖心 室內(nèi)試驗結(jié)果均表明，在原始地層壓力條件下，上述微裂縫一般呈閉合狀態(tài)， 對初期油氣滲流影響不大。4巖石顆粒細(xì)小，加之成巖后生作用，儲層孔喉細(xì)微，物性差儲層屬成巖型為主的沉積一成巖型硬砂質(zhì)長石細(xì)砂巖。根據(jù)巖礦薄片資料分析，長

7、石含量498512，石英含量201222，巖屑含量8615，雜基含量低(o283)。巖石顆粒分選較好(分選系數(shù)043)，粒徑 細(xì)(平均粒徑o138018mm)，粒度類型以細(xì)砂為主(細(xì)砂含量72左 右)。據(jù)分析，儲層最初沉積物中的膠結(jié)物含量極少(小于2)，推測原始孔 隙度為3540。經(jīng)過綠泥石粘土膜的析出沉淀、壓實和淋濾作用所引起的 濁沸石等沉淀，有機酸對濁沸石、長石的溶蝕等成巖及后生作用，目前孔隙度 僅為1 114。盡管以原生粒間孔為主(占總孔的59773)，但次生 孔隙較發(fā)育(占總孔的27403)，詳見表2。表2長6、長3等特低滲油層孔隙類型裹粒間孔 長石溶孔 濁沸石溶孔 其它孔隙 油層樣品

8、 面孔率 () () () ()川t位 塊數(shù) ()面孔率 占總孔 面孔率 占總7l 面孔率 占總孔 面孔率 占總孔靖安 長屯 247 729 564730 0788 102 o 5136 6 1 788102 靖安 長6l 142 63l 4 0634 0994 15 8 04” 7 8 o 823 13 o 安塞長61 1726 483 87597 0 8 12 3 1 6525 5 016 2 5 華池 長3138 702 4 88 67 6 094 13 o l 0 13 9 04 5 5根據(jù)壓汞資料，長6、長3儲層平均喉道半徑o18o43 11 m，中值半徑 o14o25111，分選系

9、數(shù)1839，退汞效率29-：36。安塞長6儲層其中 大于o81 11 m的喉道連通的孔隙體積占22，01o81 u ill的喉道連通的孔隙 體積占38；小于01 u m的喉道連通的孔隙體積占40。大中喉道連通的孔 隙體積被油占據(jù)，而40的微孔是綠泥石薄膜充填或巖石碎片充填形成，基本 為水濕不流動孔隙，反映出小孔喉高密度分布的特點。147上述特點導(dǎo)致了油層低孔、低滲，平均有效孔隙度1115，空氣滲透率110。3310。itm2。5粘土礦物以酸敏礦物為主，水敏礦物較少從儲層膠結(jié)物成分看(表3)，主要以酸敏礦物綠泥石(45471)、濁沸石(o4256)、方解石(10448)為主，占敏感礦物的80左右

10、；水敏礦物較少，主要為自生水云母及伊蒙混層礦物(一般小于1，油層部位小于o5)；雜基微粒含量一般為2左右，重結(jié)晶顯著，臨 界流速較高，通常不會發(fā)生遷移。另外，從粘土礦物成分分析(表4)來看， 結(jié)果也一致。表3長6、長3辭特徭滲儲層膠縮物成分分析簡表膠結(jié)物油層 方懈石 水云母 綠扼石鐵自云石 鐵方解石 濁沸石 其它總量剛位 () () () () () () ()()靖安 睡62 13 32 o 2 0 68 4 54 016 2 25 242 3 07 靖安 長6l 12 57 078 041 4 7 007 216 114 3 3l 安塞 長6l 14 78 014 0 57 5 28 00

11、1 0 9 2 56 5 32 華池 長3 167 01 02 71 o 7 4 7 04 3 5襄4儲屢粘土礦物x衍射分析數(shù)據(jù)表粘土礦物相對含量() 伊蒙混層汕fil 層位伊利石 綠泥石 伊蒙混層 高嶺石 蒙皂石品層安塞 長6 461 9215 2 43 0 10 靖安 長6 3 6 89 8 6 53 0 lo 華池 長3 16 8 77 3 5 8 0 nue鼉崤吲糾眥勢n譬靜聚琴 一圖2安塞油田王1320井吸水剖面圖圖3安塞油田王128井吸水剖面由于油層物性差，滲流阻力大，驅(qū)替壓力梯度大。根據(jù)現(xiàn)場生產(chǎn)動態(tài)及測 壓資料計算，即使天然微裂縫不發(fā)育、非均質(zhì)性不強的井區(qū)，驅(qū)替壓力梯度也 較大(

12、靖安油田為142mpaloom；安塞油田為174mpaloom)；對于儲層物 性更差、天然微裂縫發(fā)育的井區(qū)，側(cè)向驅(qū)替壓力梯度可達27mpaloom(王窯 區(qū)東部)22mpaloom(坪橋區(qū))。1515部分井見效緩慢，地層壓力分布不均衡 盡管位于砂體軸向或裂縫線上的油井在注水36個月后即可見到注水效果，目前注水開發(fā)的長6、長3油藏注水見效程度54386，但油井受效 不均衡，部分井見效緩慢。如安塞油田王窯區(qū)，自1989年12月開始注水，平 均注水開發(fā)時間8年以上，雖見效程度達763，但受效極不均衡，中西部目 前見效程度86以上，油井見效后產(chǎn)量增加2td左右，而東部見效程度僅43，見效井日增油不到0

13、5td，部分油井仍處于低壓、低產(chǎn)狀態(tài)。 另外，雖然安塞、靖安油田目前平均地層壓力均已保持在原始地層壓力附近，但壓力分布極不均衡。如安塞油田目前地層壓力平面分布差異較大(表8、圖4)，特別是裂縫主向與側(cè)向地層壓力相差2459mpa左右，見效井與 未見效井地層壓力相差311mpa。壓力分布的不均衡，更易導(dǎo)致注入水單向 突進，降低注入水波及系數(shù)。襄8安塞油田分區(qū)地層壓力保持水平統(tǒng)計裹(2001年6月)王 窯坪橋 候 杏壓力狀況 東韶裂縫 東部裂縫 全裂縫 裂縫 全 中西部 主向 側(cè)向區(qū) 市河 主向側(cè)i柚區(qū)目前汕層靜壓ll 0215 679 75 10931092 10199 58 7197 37(m

14、pa)捱力保持120 7 171 6 106 8 119 9 113 8 101 9 115 3 86 5 88 7水平()6見水后采液、采油指數(shù)下降由于特低滲油層中性一弱 親水的潤濕性，加之水驅(qū)過程 中局部地區(qū)出現(xiàn)水敏、水鎖、 速敏等問題，以及注水滯后， 地層壓力下降，使油層產(chǎn)生滲 透率下降的不可逆轉(zhuǎn)性，因而 油水相對滲透率曲線呈現(xiàn)出隨 含水飽和度增加，油相滲透率圖4安塞油田坪橋區(qū)東北部壓力分布圖急劇下降，水相滲透率緩慢上152升，水的相對滲透率最大不 到06；最終導(dǎo)致了隨含水 上升，采液、采油指數(shù)下降 (圖5)。根據(jù)礦場實際資 料統(tǒng)計，開發(fā)時間較長的安塞油田王窯區(qū)，目前采出程 凝靼鞭磔繇捌

15、限度1066，綜合含水由2900 10 20 3040 5060 70 8090100上升為450，采液指數(shù)由古水()088m3(a mla)降為圖5安塞油田無量綱采液、采油指數(shù)049m3(dmea)，采油指數(shù)與含水關(guān)系曲線由0605mra)下降為028v(dmpa)。采液、采油指數(shù)的下降，增大了油田中后期的提液和穩(wěn)產(chǎn)難 度。三、注水開發(fā)技術(shù)針對安塞油田低壓、低滲、低產(chǎn)的特點，先后開展了井組、先導(dǎo)性和工業(yè) 化等先期開發(fā)試驗，解決了全面投入開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，使這一被外國專家認(rèn)為 的“邊界油田”投入了經(jīng)濟有效的注水開發(fā)。靖安油田是繼安塞油田后的又一 整裝大油田，在借鑒安塞油田注水開發(fā)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，結(jié)

16、合自身特點，先后開 展了精細(xì)注水、水平井、注氣、開發(fā)壓裂等開發(fā)試驗，使靖安油田投入了高效 開發(fā)。在安塞油田王窯區(qū)等開發(fā)較早的區(qū)塊進入中高含水期后，根據(jù)油藏重新 認(rèn)識及油水運動特點，適時地進行了注采平面、注采參數(shù)、注采結(jié)構(gòu)、井網(wǎng)系 統(tǒng)調(diào)整等現(xiàn)場試驗及推廣，使開發(fā)效果不斷得到改善。通過總結(jié)、摸索，提出 了以下適應(yīng)特低滲油田特征的注水開發(fā)技術(shù)。1油藏綜合評價技術(shù)1)早期油藏評價，優(yōu)選富集區(qū) 前期油藏研究是油田開發(fā)的基礎(chǔ)。安塞油田堅持開發(fā)早期介入，做到勘探與開發(fā)同步。通過開發(fā)可行性研究、先期試驗，經(jīng)過儲層孔隙結(jié)構(gòu)、敏感性、 滲流特征、儲量、產(chǎn)能等油藏綜合評價(圖6)之后，制定出先肥后瘦、先易 后難、先

17、評價后方案、先試驗后開發(fā)的具體思路，使處于經(jīng)濟邊界的安塞油田 投入開發(fā)。153靖安油田在總結(jié)和借鑒安塞油田開發(fā)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，結(jié)合自身特點，早期 介入，開展前期油藏研究，在有利區(qū)預(yù)測的基礎(chǔ)上部署評價井(骨架井)。根 據(jù)開發(fā)井、探井、評價井等各種信息進行儲層三維精細(xì)描述，差中找優(yōu)，低中 找高，貧中選富，實現(xiàn)了邊勘探、邊建產(chǎn)、邊投入、邊受益，勘探與開發(fā)緊密 結(jié)合，使靖安油田快速高效地形成了百萬噸原油生產(chǎn)能力。至2000年底已累 計建成產(chǎn)能1477104t，預(yù)計2001年年產(chǎn)油可達到132104t(表9)。圖6安塞油田油藏評價框圖 表9安塞、靖安油田開發(fā)歷程對比表價段安塞靖安勘探階段 1983 198

18、5(3年) 19951997(3年)單井及井組試采 19851988(4年)19951997(3年)，f：發(fā)前可行性研究 19851989(5年) 19961998(3年)期準(zhǔn)備開發(fā)試驗 19871989(3年) 19961999(4年)探明儲量(104t)2“68 25032產(chǎn)能建酷階段1990目前(未完) 1995目前(來完)至2000年底已建產(chǎn)(10t)218 4 147 72000年產(chǎn)量114 53 11712年產(chǎn)量上1t301 o|t建設(shè)時間(年)8 41542)注水開發(fā)過程中油藏再認(rèn)識 在油田全面投入注水開發(fā)后，運用理論研究、室內(nèi)試驗、數(shù)值模擬與現(xiàn)場測試、生產(chǎn)動態(tài)相結(jié)合的手段，進行

19、精細(xì)油藏描述，劃分流動單元。即運用現(xiàn) 代油藏描述方法，細(xì)分小層進行細(xì)分沉積微相研究；利用古地磁、微地震聲發(fā) 射、長源距聲波測試及井間干擾試井、注示蹤劑、不穩(wěn)定注水等方法研究地應(yīng) 力、天然裂縫、人工裂縫形態(tài)及分布規(guī)律；以室內(nèi)試驗為主，結(jié)合常規(guī)油藏工 程方法，研究孔隙結(jié)構(gòu)、儲層物性隨含水、壓力的變化規(guī)律；利用動靜結(jié)合 法、數(shù)值模擬法研究剩余油分布規(guī)律等，以摸索合理的提高單井產(chǎn)能、提高水 驅(qū)油效率的對策。如安塞油田王窯區(qū)通過沉積微相、天然裂縫、儲層物性隨含 水及壓力變化規(guī)律等研究，提出了沿裂縫側(cè)向加密等平面調(diào)整措施、注采結(jié)構(gòu) 及注水參數(shù)調(diào)整、西南部擴邊等對策，取得了明顯的效果。2優(yōu)化布井技術(shù) 針對長

20、慶特低滲透油藏物性差、產(chǎn)能低、儲層具有微裂縫等地質(zhì)特征，如何充分利用微裂縫增加儲層滲流通道的特點，抑制裂縫水竄，揚長避短，提高 單井產(chǎn)量及最終采收率是井網(wǎng)部署的關(guān)鍵。1)長慶特低滲油田井網(wǎng)優(yōu)化歷程 特低滲透油藏井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)的形成經(jīng)歷了四個階段： (1)長慶油田三疊系特低滲透油藏最早投入開發(fā)的安塞油田王窯區(qū)，采用250300m正方形反九點面積注采井網(wǎng)開發(fā)，井排方向與裂縫呈225。夾 角(圖7)，目的是減緩裂縫暴性水淹。但由于天然裂縫與人工裂縫共同作 用，注入水沿裂縫方向竄進，與水井相鄰的角井或 邊井都有可能形成水線， 調(diào)整難度大。(2)在坪橋、杏河區(qū)采用250300m正方形 圖7長慶特低滲油田井

21、網(wǎng)形式演化示意圖 反九點面積注采井網(wǎng)，并 排方向與裂縫平行(圖7)。這種井網(wǎng)由于主側(cè)向井排距相同，主向油井見效 見水快，側(cè)向油井見效程度低，儲量動用程度低。(3)為了避免裂縫主向暴性水淹，靖安油田五里灣一區(qū)采用300350m正方形反九點面積注采井網(wǎng)開發(fā)，井排方向與裂縫呈45。夾角(圖7)。這種155井網(wǎng)主向油井為角井，井距相對較大，可以延長裂縫主向油井見水時間，但側(cè) 向油井由于排距仍較大，見效較慢。(4)綜合以上各種井網(wǎng)的優(yōu)缺點，以井網(wǎng)與裂縫合理匹配為中心，開展 了大量室內(nèi)研究及靈活多樣的井網(wǎng)調(diào)整試驗。研究及實踐表明，對于特低滲油 田裂縫發(fā)育區(qū)只有注水井和角井連線平行裂縫走向，放大裂縫方向的井

22、距，既 有利于提高壓裂規(guī)模、增加人工裂縫長度、提高單井產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)期，又減緩了 角井水淹速度；同時縮小排距，提高側(cè)向井受效程度，并逐步轉(zhuǎn)為線狀面積注 水，最大限度地提高基質(zhì)孔隙的波及體積。2)考慮裂縫系統(tǒng)的反九點及矩形井網(wǎng) 首先，采用古地磁法、地層傾角測試法、微地震聲發(fā)射測試法等，結(jié)合野外露頭觀察，確定各油田主力層水平最大主應(yīng)力方位、天然微裂縫的主方位、 人工縫方位(表10)。在此基礎(chǔ)上，針對儲層特點，優(yōu)選井網(wǎng)，使注采井 網(wǎng)、壓力系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)相匹配，實現(xiàn)壓、注、采一體化。表lo儲層地應(yīng)力及裂縫方位測試結(jié)果匯總寰(ne。)古地碰測定水平微地震聲 動態(tài)反映主 油田 層位 地層傾角最大主應(yīng)力方位發(fā)射

23、測試 要見水方向安塞 長6 6073 58756070 靖安 長672 269 768i70 華池 眭375796880 69787080據(jù)室內(nèi)試驗資料，安塞油田長6油層啟動壓力梯度為005mpagm左右由 理論公式計算可得，只有當(dāng)與注水井距離小于180m時，油層中任一位置其驅(qū) 動壓力梯度均大于啟動壓力梯度(圖8、圖9)，即裂縫側(cè)向排距小于180m。，、03525重簍蔦。譬餐10鐾s0距油井扼離(m)r=260m。r=200mr=llbon；r=120z_r=10加，=120t圖8不同井距下壓力分布圈(j孓15100u m2)156另外，根據(jù)安塞油田王窯區(qū)側(cè)向加密井生產(chǎn)數(shù)據(jù)來看，排距大于80m

24、，小 于150m，加密井產(chǎn)量高，遞減小(表11)。表ll王窯區(qū)不同排距加密井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表加密 初期動態(tài)半年動態(tài) el前幼態(tài) 排趴井?dāng)?shù) 日產(chǎn)油 含水 動液面 日產(chǎn)油 含水動液面 日產(chǎn)油 含水 動液而(m)(i1)(t)() (m)(t) () (m)(t) () (m)小于8012 2 41 0 10401 5 53 01180 l 9046 5 117l8012014 3 6313 6 900 3 14 16 4959 2 62 14 6 106l12015011 3 8214 9 931 2 9022 8 10132 49 23 9 1124大于1502 l 9l7 5 965l 4511 9

25、506 1 251l 9 lil 8考慮儲層中人工裂縫、滲透率各向異性，建立地質(zhì)模型，數(shù)值模擬結(jié)果表 明，對于正方形反九點井網(wǎng)來說，井排與裂縫夾角45。的開發(fā)指標(biāo)優(yōu)于夾角0。 (圖10)；而菱形反九點井網(wǎng)優(yōu)于正方形反九點井網(wǎng)(圖1 l-)，矩形井網(wǎng)又 優(yōu)于其它，且合理井距為500m左右，排距150180m(表12)。100 i ll一 丌l|l l9080， ，lll1l60e甜70rr|，j40i一4550i一 ，-j illil-30水v*扣啦驃l，廣 1 11 j20r- iiij一 一10 -ill圖ll正方形反九點與菱形反九點井網(wǎng) 含水與采出程度對比曲線油井穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量20年末采出程度

26、投資回收期 財務(wù)凈現(xiàn)值井持距(tdj() ，(年) (萬元)600m100m7 5 23 35 l17 l6480m150m 6 7 21 3 3 68740480m180m7 3 2l 3 3 8 8256450m200m 6 920 5 4 3 6602400m250m5 7 17 5 5 43762157據(jù)此就裂縫發(fā)育、較發(fā)育和不發(fā)育三種情況，分別采用矩形、斜反九點、正方形反九點三種井網(wǎng)形式開發(fā)。 對于裂縫不發(fā)育，注水后見水方向不很明顯的區(qū)塊，采用正方形反九點面積注水井網(wǎng)，井距300350m，正方形對角線方向與最大地應(yīng)力方向平行(圖7)，采油井加砂量2540m3，人工縫長160m左右。如

27、靖安油田五里灣一 區(qū)，除開發(fā)壓裂試驗區(qū)外，均采用這種井網(wǎng)，目前水驅(qū)儲量控制程度988， 水驅(qū)指數(shù)1317，存水率o949，見效程度86，地層壓力保持在原始地層壓力 的89，綜合含水85，采油速度15，采出程度414，預(yù)計采收率可達25以上。對于裂縫較發(fā)育的區(qū)塊，采用斜(菱形)反九點 注水井網(wǎng)，使菱形長對角線與最大主應(yīng)力方向平行 (圖12)，井距450520m，排距130180m，可延 緩注水井排上油井的見水甚至水淹，并使位于裂縫側(cè)向上的油井比正方形井網(wǎng)見效快，水驅(qū)動用程度高，圖12菱形井網(wǎng)何十角線與裂縫方向平行)且采油井壓裂規(guī)模大(3545m3)、人工縫長(155185m)，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)

28、。目前已在長慶特低滲油田廣泛應(yīng)用。對于儲層物性差、裂縫發(fā)育且最大主應(yīng)力方位清楚的井區(qū)，采用矩形井網(wǎng) (圖13)，井排與裂縫平行，排距130165m，井距500550m，注水井距10001loom，中后期拉通水線形成排狀注水，使裂縫側(cè)向油井見效，提高水 驅(qū)程度。般油井加砂規(guī)模3550m3，人工縫長175195m。該井網(wǎng)己在靖 安油田五里灣一區(qū)進行了開發(fā)試驗。試驗區(qū)位于五里灣一區(qū)z60井區(qū)，面積6km2，設(shè)計采油井井間距480m，注水井井間距960m，排距為165m，井排平行于最大主應(yīng)力方 向(ne70。)。設(shè)計注采井均壓裂，人工裂縫 穿透比0，7(半縫長170m左右)，最終形成排圖13矩彤井網(wǎng)(

29、井排狀注水。與裂縫方向平行)試驗區(qū)于1998年10月開始投入注水開發(fā)，至1999年2月油井開始陸續(xù) 見效，截止2001年6月底共有40口井不同程度地見到注水效果，占區(qū)內(nèi)油井 總數(shù)的952，見效程度比鄰區(qū)高104；見效周期26個月，平均45個158月，比鄰區(qū)快05個月；見效井單井產(chǎn)量由見效前的442td提高到目前的612td，比鄰區(qū)高02td左右(表13)。表13 靖安油田五里灣開發(fā)壓裂試驗區(qū)注水見效對比分析表見效前 見效后 目前預(yù)“見效川期 見效程度序號 (fj)() 門產(chǎn)：油含水 動液面 日產(chǎn)油 含水 動液面日產(chǎn)油含水功液面采收率(t)()(m)(f)m)(m)0)()(m)()全區(qū) 5 o

30、860 4 8033 1450 5 70 2 8 1368 5 99 l 0 1276 25 鄰區(qū) 5 o 84 8 4 86 3 2 1“55 77 2 9 13685 96l 0 127824 7 試驗區(qū) 4 5 952442 3 5 148l 5 33 2 3 1372 612 0 8 1264 26 2試驗區(qū)與五里灣一區(qū)其它井區(qū)進+鄰區(qū)l行平均單井產(chǎn)量對比，試驗區(qū)初產(chǎn)比 i a j+實驗區(qū)i鄰區(qū)高2otd左右，注水見效前、后 ，l與鄰區(qū)相近(55td)左右，但試驗區(qū) 沁彳蚨、產(chǎn)：，產(chǎn)量穩(wěn)定并上升，目前產(chǎn)量6td左 1、。、右，而鄰區(qū)穩(wěn)產(chǎn)4個月后開始緩慢遞時間減，產(chǎn)量由55td左右遞減為

31、48td左圖14靖安壓裂試驗區(qū)與鄰區(qū)產(chǎn)能對比圖右(圖14)。反映出矩形井網(wǎng)具有較高的見效程度、穩(wěn)產(chǎn)時間，且含水穩(wěn)定，未出現(xiàn)見 效即見水的現(xiàn)象，證實該井網(wǎng)對此類儲層有較好的適應(yīng)性，顯示出較好的推廣 應(yīng)用前景。由于井網(wǎng)形式調(diào)整后，油井壓裂規(guī)模增加(20m3 f 40m3)，人工縫長增加(100m t 160m)，單井產(chǎn)量提高(45 td f 52td)，開發(fā)成本下降了93，經(jīng)濟效益顯著。3精細(xì)注水工藝技術(shù)1)不壓裂投注技術(shù) 為了尋找特低滲油田經(jīng)濟有效的投注方式，根據(jù)儲層物性差，但具天然微裂縫、吸水能力強等特點，開展了水力加砂壓裂、深穿透負(fù)壓射孔、擠活性 水、高能氣體爆燃壓裂等投注方式試驗。經(jīng)過對比

32、分析，與水力壓裂相比，深 穿透射孔、擠活性水等不壓裂投注方式既可以滿足地質(zhì)配注要求，注水壓力相 近，且吸水厚度增加(表14)，不易形成尖峰狀吸水，吸水均勻；又可以節(jié)約 水力壓裂費用56萬元，井，目前這一投注方式已在特低滲油田得到了廣泛的 推廣應(yīng)用。159射孔段 平均有效厚度平均吸 (m)(m) 蛾水均勻井i與比例 統(tǒng)計井?dāng)?shù)投注萬t 水焊度(i】)吸水厚度 總厚度 所占比例 吸水厚度 總厚度 所占比例(m)f)(m)(m)() (m)(m)()不壓裂 4 179 ilj13 58212 f6 7527i 4蚯裂 7014 7 961l 8868l 9“ 15 026l 5 34 32)水質(zhì)處理技

33、術(shù) 針對與注水水質(zhì)有直接關(guān)系的腐蝕、堵塞和結(jié)垢三大因素，在制定和貫徹低滲透砂巖油藏注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)的同時，研究并不斷完善除氧密閉、殺菌防腐、加藥防垢的注水技術(shù)。重點研究了溶解氧、硫化氫、二氧化碳、硫酸鹽還原菌 (srb)、ph、含鹽量與腐蝕性能的關(guān)系。明確了溶解氧和srb是引起注水 系統(tǒng)腐蝕的主要因素，采用了以亞硫酸鈉和真空射流除氧、柴油和餅式氣囊密 閉的除氧密閉技術(shù)，不斷推廣和完善1227、wc_85等為主的殺菌防腐技術(shù)、 pe管(纖維束等)精細(xì)過濾技術(shù)、投加常規(guī)防垢劑的注水地層防垢技術(shù)等一 系列測試與處理技術(shù)。堅持對重點區(qū)塊的水質(zhì)調(diào)查和監(jiān)測，及時完善注入水處 理工藝，改善注水水質(zhì)，使油田注水水

34、質(zhì)保持良好，如表15所示油田各主要 區(qū)塊注入水水質(zhì)均在執(zhí)行指標(biāo)(syt5329-94)以內(nèi)運行，只有個別區(qū)塊由 于注水系統(tǒng)不完善或餅式氣囊破未及時修復(fù)或密封柴油不足造成水中溶解氧和 懸浮物含量較高。表15油田注入水水質(zhì)現(xiàn)場調(diào)查結(jié)果井站取樣 os2-efefe” srbtgb 機雜號地點 (mgl) (ragl)(mgl) (mg1)(個ml) (個ml) (mg,l) 王2-5配 匯水包 025 0005 004 1護10 ioo101 l 侯注 泵房 04 o 006 004 10010 100101l 杏注 配水間 0 40005 0031妒101 100101 l 坪一注 泵房 o 3

35、00 05 0 04 100101 l儼101 (1 靖一聯(lián) 硝水漂n47 o 003 0 020 101102 l 0 靖聯(lián)配水問 o 8 o 0l 004 101102 1 0210 l 0靖南，i轉(zhuǎn) 大罐 04 o0l 006 0100101 2靖南二注 配水問 06 o0l 0 04i101 10102(1 0注水執(zhí)行指標(biāo)0 5 00 5 、l儼 1 02l o1603)注采同步技術(shù) 根據(jù)特低滲油田壓力低、下降快的特點，采用同步注水可及時補充能量，地層壓力保持在原始地層壓力附近，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)，安塞油田王窯區(qū) 不同注水時機開發(fā)實踐證明了這一點(表16)。表16安塞油田王窯區(qū)不同注

36、水時機試驗效果裹單井日產(chǎn)抽注水u,j$l 見效日價u期見效后最高，初期見效后平均，衲期() () ()注采同步 1436 132 5 晚注8個月 59297l826 晚注18個月 53 5 744 62 3基于此，在產(chǎn)建方面積極搶投注水井，實現(xiàn)注采同步?！熬盼濉逼陂g， 安塞油田建產(chǎn)能913104l，注水井204口，當(dāng)年投注195口，基本做到了當(dāng) 年產(chǎn)能建設(shè)的注水井當(dāng)年投注(表17)。裹17 安塞油田“九五”期間注水井投注率數(shù)據(jù)表時間 產(chǎn)能 建注水井 當(dāng)年投注井 投注率(1 oit)(1-7) (口) (j1996證 28 0 76 7l 931997健 186 47439l 51998年l王o

37、 16 16 1001999年 12212 12 1002000年 19 55353 100合計 9l 3 20419595 64超前注水技術(shù)1)超前注水機理 (1)建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，提高單井產(chǎn)量及采收率。 前已述特低滲透油田存在啟動壓力梯度，且驅(qū)動壓差及梯度均較大。采用超前注水，在超前的時間內(nèi)，只注不采，提高了地層壓力，當(dāng)油井開抽時，可 以建立較高的壓力梯度，當(dāng)超前時間達到某一值后，油層中任一點的壓力梯度 均大于啟動壓力梯度，此時，便建立了有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)。據(jù)推導(dǎo)，在非達西流、超前注水條件下，其壓力分布規(guī)律為：161nr 1p2p(r,t)詛(f)+2-蘢h(in毛一；。(r-rw)

38、代入長6油層參數(shù)計算，注水井以定注入量超前注水時，地層壓力變化如圖15，由圖可以看出，超前注水時間越長，地層壓力上升越高，且在排距150200m范圍內(nèi)，地層壓力可達到原始壓力的105130，在油井以同一 采油指數(shù)和流壓生產(chǎn)時，則會獲得較高的產(chǎn)量。根據(jù)室內(nèi)不同驅(qū)替壓力下的水驅(qū)油試驗，提高水驅(qū)油的驅(qū)替壓力梯度，可以使更細(xì)小孔道的油被驅(qū)出，其驅(qū)油效率提高(圖16)。+超前1個月輻 三粼皇vn潭鼯翰白勘。塘?碉礙顰鯔白懿r咀翳_ 加 飛00050 100 150 200 250 300距水井距離(_)圖15超前注水不同時機地層壓力剖面圖同時采用超前注水，由于 均衡的地層壓力作用，注入水在 地層中將均勻

39、推進。即首先沿滲 流阻力小的較高滲透層段突進， 當(dāng)較高滲透層段的地層壓力升高 后，注入水再向較低滲透層段流 動，從而有效地提高了注入水的 有效波及體積，從而達到提高采圖16長6油層驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度收率的目的，數(shù)值模擬結(jié)果表關(guān)系曲線明，超前注水可提高采收率35，且經(jīng)濟效益顯著(見表18)。 (2)避免因壓力下降造成的儲層物性變差。 安塞長6油層實際巖心室內(nèi)試驗結(jié)果表明，在圍壓不變的條件下，隨著孔162隙壓力減小，其流量變小，再提高孔隙壓力至原始值，其流量僅為初始值的608755(圖17、圖18)，因其它參數(shù)相同，可認(rèn)為隨流體壓力下降、 上升，儲層滲透率變差，僅恢復(fù)為原始值的608755。而超前注水可提 高并保持地層壓力，避免滲透率