第7章 非常規(guī)油氣

第1頁第七章非常規(guī)油氣第2頁主要內(nèi)容第一節(jié)低滲透油藏開發(fā)第二節(jié)致密氣藏開發(fā)第四節(jié)煤層氣藏開發(fā)第三節(jié)頁巖氣藏開發(fā)第七章非常規(guī)油氣第3頁主要內(nèi)容第一節(jié)低滲透油藏開發(fā)1.低滲透油田開發(fā)特征2.低滲透油田開發(fā)基本原則和部署3.開發(fā)低滲透油田的主要工藝技術(shù)世界上對于低滲透油田并無統(tǒng)一固定的標(biāo)準(zhǔn)和界限，只是一個相對的概念。不同國家根據(jù)不同時期石油資源狀況和技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件而制定，變化范圍較大。前蘇聯(lián)將儲層滲透率低于100×10-3m2的油田算作低滲透油田。羅蜇譚、王允誠（1986）將滲透率小于100×10-3m2的油層劃分為低滲透油層。嚴(yán)衡文等（1993）將滲透率為10-100×10-3m2的儲層劃分為低滲透儲層，0.1-10×10-3m2的儲層為特低滲透率儲層。唐曾熊（1994）劃分的低滲透油田儲層滲透率為10-100×10-3m2，小于10×10-3m2為特低滲透油田。

低滲透油田的定義第一節(jié)低滲透油藏開發(fā)低滲透油田指儲層滲透率介于0.1～50×10-3m2之間的油田（李道品等，1997）。低滲透儲層的典型特征是具有啟動壓力梯度，呈現(xiàn)出非達(dá)西型滲流特征。圖1-1不同流態(tài)的滲流曲線第一節(jié)低滲透油藏開發(fā)類型滲透率(×10-3μm2)生產(chǎn)特征實(shí)例中低滲透50-100產(chǎn)能不需壓裂也可達(dá)到工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。－一般低滲透10-50自然產(chǎn)能較低，但可達(dá)工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，壓裂后可獲較好開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益。－特低滲透1-10自然產(chǎn)能低，未達(dá)工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，需大型壓裂改造和相應(yīng)的配套措施才能有效開發(fā)。長慶油田大慶榆樹林油田吉林新民油田超低滲透0.1-1基本無自然產(chǎn)能，僅在特殊條件下方可開采。延長油礦的川口油田低滲透油田的分類注：上述分類針對油層為基質(zhì)巖塊，若存在裂縫，則分類界限需重新界定。第一節(jié)低滲透油藏開發(fā)①分布廣泛

在我國，低滲透在21個油區(qū)中皆有分布，如大慶、長慶、延長、吉林、大港、新疆、吐哈、玉門、二連、青海等油田，其中，在長慶、延長、新疆等油田，低滲透儲量在其油區(qū)原油儲量中占據(jù)了主要位置。②形成地質(zhì)時代跨度大

低滲透油層在古生代、中生代、第三系地層中均有分布。在同一油區(qū)，一般地層越老，低滲透油層所占比例越高。③儲層巖性類型豐富

低滲透儲層巖性既有碎屑巖（粉砂巖、砂巖和礫巖）、碳酸鹽巖，也有巖漿巖和變質(zhì)巖。如大慶、吉林、中原油區(qū)低滲透儲層以粉砂巖為主，新疆、二連油區(qū)以礫巖、砂礫巖為主。我國低滲透油藏的特點(diǎn)第一節(jié)低滲透油藏開發(fā)④儲量大，以大中型油藏為主

根據(jù)陸上285個低滲透油藏統(tǒng)計，地質(zhì)儲量在1×108t以上的大油田有6個，其中，低滲透油藏儲量94721×104t，占23.8%；地質(zhì)儲量在（1000-10000）×104t的中型油田有82個，其中，低滲透油藏儲量237800×104t，占59.6%；小于1000×104t的小油田197個，其中，低滲透油藏儲量僅為66199×104t，占16.6%。

⑤油藏類型以構(gòu)造巖性油藏為主⑥儲集的原油品質(zhì)較好第一節(jié)低滲透油藏開發(fā)1.低滲透油田開發(fā)特征1)自然產(chǎn)能低，生產(chǎn)壓差大，壓裂后增產(chǎn)幅度大2)消耗方式下開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，壓力下降快，一次采收率低3)注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高4)油井見注水效果緩慢5)裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重6)見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大7)原油粘度低，低含水階段含水上升較慢1.低滲透油藏開發(fā)特征1.1自然產(chǎn)能低，生產(chǎn)壓差大，壓裂后增產(chǎn)幅度大低滲透油田油井生產(chǎn)能力數(shù)據(jù)表低滲透油層在經(jīng)過壓裂后，增產(chǎn)幅度較大1.低滲透油藏開發(fā)特征1.2采用消耗方式開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，壓力下降快，一次采收率低低滲透油田一般邊底水都不活躍，天然能量不充足，再加滲流阻力大，能量消耗快，采用自然消耗方式開采，產(chǎn)量遞減快，地層壓力下降快，一次采收率低。根據(jù)國內(nèi)一些低滲透油田的統(tǒng)計，在依靠天然能量開采階段，產(chǎn)油量年遞減率一般在25-45%之間，最高可達(dá)60%，地層壓力下降快，每采出1%的地質(zhì)儲量，地層壓力下降3.2-4MPa。1.低滲透油藏開發(fā)特征油田開采層位產(chǎn)油量年遞減率(%)采1%地質(zhì)儲量壓力下降值(MPa)備注新民扶余、楊大城子604.89生產(chǎn)1年產(chǎn)量下降2/3，壓力下降50%安塞長625.8-32.23.94榆樹林扶余、楊大城子67-67沈95斷塊沙三28.7克拉瑪依八區(qū)烏爾禾45.4新井投產(chǎn)6-8月產(chǎn)量下降55%高尚堡30斷塊沙三44.22.75尕斯庫勒E31353.52純化沙二上、沙四3.19濮城沙三上5-104低滲透油田壓力、產(chǎn)量變化數(shù)據(jù)表1.低滲透油藏開發(fā)特征地層壓力在投產(chǎn)后的3個月內(nèi)，從19.76MPa下降到16.29MPa，日產(chǎn)油從平均8.5t下降到平均5.5t；動液面從1514m上升到1728m。榆樹林油田東區(qū)產(chǎn)量遞減曲線1.低滲透油藏開發(fā)特征低滲透油田依靠天然能量開采，一次采收率低。據(jù)美國和加拿大50個低滲透油田的統(tǒng)計，在滲透率分別為100-50×10-3m2，50-10×10-3m2和小于10×10-3m2時，相應(yīng)的采收率分別為14.9%、14.8%和13.1%。我國低滲透油田計算的平均彈性采收率為3.2%，平均溶解氣采收率13.9%。1.低滲透油藏開發(fā)特征1.3注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高

19801981198219831984198519861987198819891990注水井?dāng)?shù)（口）1719232324293795150180199注水井泵壓(Mpa)17181918.518.5202122252626注水井口壓力(Mpa)15.516.517.916.818.219.319.220.722.32424.2平均單井日注水量(m3)128111127106151158143132121129121視吸水指數(shù)[m3/(d?Mpa)]8.36.77.16.38.38.27.46.45.45.45渤南油田注水?dāng)?shù)據(jù)表1.低滲透油藏開發(fā)特征

199719981999200020012002200320042005注水壓力(Mpa)8.29.91111.211.611.111.411.512.2啟動壓力(Mpa)7.78.79.29.69.69.81010.510.8單井日注水量(m3)747268737363515246吸水指數(shù)(m3/(d.Mpa))726459575456585054某低滲油田歷年注水狀況數(shù)據(jù)表低滲透油田注水井吸水能力低的原因：1、油層滲透率低；2、注采井距偏大；3、油層受傷害、污染及堵塞。1.低滲透油藏開發(fā)特征注采井距偏大、油層連通性差，則注水井的能量（壓力）難以傳遞、擴(kuò)散出去，致使注水井井底附近壓力蹩得很高。這類注水井的指示曲線一般是平行上移，斜率不變，說明吸水指數(shù)并未降低，主要是驅(qū)動壓力升高，有效的注水壓差減小，導(dǎo)致注水井吸水量低。1.低滲透油藏開發(fā)特征1.3注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高注入水質(zhì)不合格或者作業(yè)壓井液不合格、不配伍，會污染和堵塞油層，也降低注水量。這類井的指示曲線一般是斜率增大，表示吸水指數(shù)下降。針對造成的油層傷害，應(yīng)采取相應(yīng)的解堵措施，恢復(fù)和提高注水井吸水能力。遼河油田靜安堡油田沈95斷塊，油層粘土含量高，注入水質(zhì)不合格，含鐵、含油嚴(yán)重超標(biāo)，結(jié)構(gòu)嚴(yán)重，導(dǎo)致注水壓力升高，吸水能力降低。1990年轉(zhuǎn)注9口井中2口井長期注不進(jìn)水，7口井初期在注水壓力16MPa下，日注水僅70-100m3，2-3個月后，日注水降為50m3，注入壓力增至20MPa。1991年采取解堵，注熱水，并擠防膨劑進(jìn)行先期處理后，注水問題得到解決。1.低滲透油藏開發(fā)特征1.4油井見注水效果緩慢，壓力、產(chǎn)量變化不如中高滲油層敏感低滲透油層滲流阻力大，注水井到油井間的壓力消耗大，注水井作用給油井的能量就很有效，因此見注水效果時間晚，見效后壓力、產(chǎn)量恢復(fù)幅度不大。根據(jù)鄯善、榆樹林、安塞、老君廟M層和新立等油田的統(tǒng)計，在井距250-300m條件下，油井一般在注水后6個月左右開始見效。1.低滲透油藏開發(fā)特征

樹61-621樹61-622樹32樹61-62樹59-60樹60-63樹61-64樹61-65有效厚度(m)12.225.433.728.922.48.710.422連通厚度(m)12.216.227.325.210.87.710.46.4初期投產(chǎn)時間(年.月)1991.61991.61991.61991.91991.51991.61991.61991.6日產(chǎn)油(t)13.313.410.911.310.310.84.910.1采油強(qiáng)度(t/(d.m))1.90.530.320.390.51.240.470.46轉(zhuǎn)注時(1991)日產(chǎn)油(t)8.37.58.49.57.68.11.76.5采油強(qiáng)度(t/(d.m))0.680.30.250.330.340.980.160.29見效期投產(chǎn)時間(年.月)1991.121991.121992.81992.11993.11992.41992.61993.1日產(chǎn)油(t)9.586.28.24.85.92.54.1采油強(qiáng)度(t/(d.m))0.780.310.180.280.210.680.240.19最高時日產(chǎn)油(t)11.612.28.28.74.876.226.1采油強(qiáng)度(t/(d.m))0.950.480.240.30.210.80.310.28穩(wěn)定時日產(chǎn)油(t)912674.561.65.6采油強(qiáng)度(t/(d.m))0.740.470.180.240.20.690.150.25榆樹林油田32井區(qū)油井見效情況表該井區(qū)油井見效時間6個月，見效后平均最高產(chǎn)量只有投產(chǎn)初期的72.6%。1.低滲透油藏開發(fā)特征油井注水見效的早晚除了與注采井距有關(guān)外，還與投注時間、注水強(qiáng)度、注采比和油層連通程度等有關(guān)。根據(jù)榆樹林油田不同注水時間、不同注水強(qiáng)度條件下油井見效快慢和效果程度的現(xiàn)場試驗(yàn)：早期（同步）注水區(qū)塊見效時間快、見效井比例大，產(chǎn)量恢復(fù)程度高；晚注水區(qū)塊見效時間慢，見效井比例小，產(chǎn)量恢復(fù)程度低。注水強(qiáng)度大、注采比高的區(qū)塊，見效狀況好。1.低滲透油藏開發(fā)特征榆樹林油田油井見效情況表區(qū)塊注水時機(jī)油井?dāng)?shù)（口）見效井?dāng)?shù)（口）見效比例(%)單井產(chǎn)量(t/d)產(chǎn)量恢復(fù)程度(%)投產(chǎn)初期見效前見效后樹32滯后5個月19126310.74.85.652.3樹332滯后6個月4121518.72.64.349.4樹34同步15106784.9675東16同步69507312.36.89.375.6東14滯后1個月361646.67.95.16.784.8全油田1791096110.45.47.370.2同步或早期注水，產(chǎn)量恢復(fù)程度高。1.低滲透油藏開發(fā)特征低滲透油層由于滲流阻力大，注水井的能量擴(kuò)散不出去，在注水井附近蹩成高壓區(qū)，使注水井地層壓力和注水壓力上升快，注水產(chǎn)量很快降低；而生產(chǎn)井難以見到效果，地層壓力和流動壓力迅速下降，產(chǎn)量迅速遞減。丘陵油田壓力剖面圖1.低滲透油藏開發(fā)特征龍虎泡高臺子油藏壓力剖面圖1.低滲透油藏開發(fā)特征1.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重火燒山油田（二疊系平地泉組，裂縫發(fā)育；1989年投注61口井，單井日注水量為30～40m3）

a、井口注入壓力為0（自吸注水）的26井（42.6%）

b、井口注入壓力為0.1～2MPa的23井（37.6%）

c、井口注入壓力大于2MPa的11井（19.8%）備注：該油層空氣滲透率15×10-3μm2，壓力恢復(fù)曲線計算的有效滲透率為25～163×10-3μm2。1、注水井生產(chǎn)特征①注水井啟動壓力和注入壓力低，吸水能力強(qiáng)1.低滲透油藏開發(fā)特征拐點(diǎn)壓力8MPa，拐點(diǎn)前吸水指數(shù)4m3/(d.MPa)，拐點(diǎn)后吸水指數(shù)增到16m3/(d.MPa)②注水井指示曲線存在拐點(diǎn)，超過拐點(diǎn)壓力，吸水量急劇增大安塞油田吸水指示曲線1.低滲透油藏開發(fā)特征拐點(diǎn)壓力17MPa，拐點(diǎn)前吸水17.4m3/(d.MPa)，拐點(diǎn)后吸水指數(shù)增到40.2m3/(d.MPa)鄯善油田吸水水指示曲線1.低滲透油藏開發(fā)特征壓裂投注，吸水不均勻，局部層吸水百分比特高。③在微裂縫發(fā)育時，注水井不經(jīng)壓裂直接投注，吸水能力較好，吸水剖面比較均勻王13-18井吸水剖面圖王13-18井吸水剖面圖不壓裂投注，吸水能力較強(qiáng)，吸水均勻。1.低滲透油藏開發(fā)特征加11在1969年3月1日注水，導(dǎo)致東西向的加10、12、13和14三個月內(nèi)全部水淹。加12井在注水16h后即遭水淹，水線推進(jìn)速度達(dá)8.9m/h。④沿裂縫走向油井水竄嚴(yán)重，方向性比較明顯備注：東西向裂縫，反九點(diǎn)方式注水，井距150m扶余油田西三試驗(yàn)區(qū)井位示意圖1.低滲透油藏開發(fā)特征效果：（1）油全面見效，產(chǎn)量翻番，井組月產(chǎn)油量從190t上升到500t；（2）油層壓力穩(wěn)定回升，年上升0.05-0.13MPa；（3）含水穩(wěn)定；（4）修井次數(shù)大幅度減少。⑤沿裂縫注水，兩側(cè)油井見注水效果較好措施：1965年10月147、161注水，后根據(jù)水竄方向陸續(xù)轉(zhuǎn)注148、149、693、95、128、135，形成95－693和128-135兩條水線玉門石油溝油田147井組井位圖1.低滲透油藏開發(fā)特征老君廟油田

1975-1976間，注入水壓力從15.8MPa提高到19MPa，注采壓差由11.1MPa增大到17.3MPa，注水壓力超過地層破裂壓力1.3倍，導(dǎo)致裂縫水竄。至1980年底，先后出現(xiàn)油水井裂縫串通井165對，包括層內(nèi)和上下相鄰層間的裂縫串通。裂縫串通引起油井暴性水淹，1975-1980年間先后水淹井78口，日減產(chǎn)154.9t，年產(chǎn)量從1975年的23.8×104t，降至1979年的19.25×104t，綜合含水由41%上升至54.7%。⑥注水壓力不能超過裂縫張開或延伸壓力，注采比不能過大，防止注入水沿裂縫竄流1.低滲透油藏開發(fā)特征1.6低滲透油田見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大低滲透油田見水后，采液（采油）指數(shù)大幅度下降，一般到含水50%-60%時，降至最低點(diǎn)，無量綱采液指數(shù)降到0.4左右。在含水上升和采液指數(shù)下降的雙重影響下，采油指數(shù)下降更為嚴(yán)重，當(dāng)采液指數(shù)最低時，無量綱采油指數(shù)只有0.15。低滲透油田油井見水后，由于產(chǎn)液指數(shù)和產(chǎn)油指數(shù)的大幅度下降，造成產(chǎn)油量的急劇遞減。在這種情況下，從需要上講，油井見水后應(yīng)該逐步加大生產(chǎn)壓差，提高排液量，以保持產(chǎn)油量的穩(wěn)定。但低滲透油田由于滲流阻力大，能量消耗多，流動壓力本來就已很低，繼續(xù)加大生產(chǎn)壓差的潛力很小，因此油井見水后，一般產(chǎn)液量和產(chǎn)油量大幅度下降。盡管采取調(diào)整、綜合治理等多方面措施，但穩(wěn)產(chǎn)難度很大。1.低滲透油藏開發(fā)特征1.7低滲透油田原油粘度低，低含水階段含水上升較慢，是重要的采油期采出程度與含水率關(guān)系曲線低滲透油田原油粘度低，其曲線類型為Ⅲ－Ⅴ類，即含水初期含水率上升慢，在這一期間的采出程度可以達(dá)到很高。1.低滲透油藏開發(fā)特征2.1開發(fā)程序2.2開發(fā)方式2.3開發(fā)層系劃分與組合2.4井網(wǎng)密度2.5注采井網(wǎng)部署2.6裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)井網(wǎng)部署2.7應(yīng)用水平井開發(fā)低滲透油層2.8提高采收率方法2.9改善水驅(qū)效果方法2.低滲透油田開發(fā)基本原則和部署2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2.1低滲透油田開發(fā)程序（1）開發(fā)提前介入，落實(shí)生產(chǎn)能力，優(yōu)選富集區(qū)塊（2）進(jìn)行早期油藏評價，編制開發(fā)概念設(shè)計（3）加深油藏研究試驗(yàn)，編制和優(yōu)選正式總體開發(fā)方案（4）整體部署，分批實(shí)施，跟蹤研究，及時調(diào)整（5）加強(qiáng)動態(tài)觀察分析，逐步加強(qiáng)和完善注采系統(tǒng)2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2.2低滲透油田開發(fā)方式我國低滲透油田計算采收率匯總表與依靠天然能量采油相比，注水開發(fā)能補(bǔ)充低滲透油藏能量，保持油層壓力，因而能更大程度提高低滲透油田的采收率。1)注水開發(fā)低滲透油田2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署同步采油注水及時補(bǔ)充了地層能量，可以保持較高的壓力水平，降低油井產(chǎn)量的遞減速度。2)早期注水保持壓力朝陽溝油田不同注水時機(jī)采油強(qiáng)度對比圖2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署3）彈性能量較大和異常高壓的低滲透油田，可以適當(dāng)推遲注水時間，盡量增加無水采油量彈性能量較大的低滲透油田－龍虎泡油田開發(fā)實(shí)例

原始地層壓力14.71MPa，飽和壓力10.78MPa，具有一定的彈性能量，原始?xì)庥捅?5m3/m3，地層原油粘度2.5mPa.s，原油性質(zhì)較好。1985-1987年利用天然能量開采，采出程度5.76%，地層壓力下降到10.2MPa（略低于飽和壓力）。1988年開始全面注水。到1994年底，采出程度23.6%，綜合含水43.4%，開發(fā)效果較好。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署4）注氣開采①注天然氣前蘇聯(lián)多林油田注水與皮特科夫油田注氣經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表項(xiàng)目1964年1965年1966年1967年1968年1969年保持壓力時的年產(chǎn)油量(×104t)注水13.6213.7916.4718.3218.8117.81注氣41.4135.9536.7733.5630.8624.79節(jié)省開采費(fèi)用(×104盧布)注水

注氣20.2929.4883.47115.195.3676.11保持壓力時的采油成本(%)注水200227.4305.2327.1326.4330.4注氣100106112.7121.9123146.8增加1t采油量的費(fèi)用(盧布)注水16.7226.7724.5417.591717.14注氣8.056.244.13.854.365.56注氣開采比注水開采增產(chǎn)效果更好，成本更低。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署安塞油田巖心實(shí)驗(yàn)計算不同方案開發(fā)指標(biāo)對比表注伴生氣開采最終采收率最高，注水與注干氣開發(fā)效果相差無幾。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署有利因素：（1）吸氣能量強(qiáng)，且能保持穩(wěn)定，易于實(shí)現(xiàn)注采平衡，保持地層壓力。（2）注氣流壓低于注水流壓，有利于避免裂縫張開，防止產(chǎn)生竄進(jìn)現(xiàn)象。（3）沒有水質(zhì)問題，可以節(jié)省水質(zhì)處理費(fèi)用。（4）因水質(zhì)腐蝕和泥巖膨脹而造成的套管損壞問題較輕，報廢井少。不利因素：（1）技術(shù)、設(shè)備較復(fù)雜，在我國實(shí)踐較少。（2）天然氣與原油粘度差別大，氣油流度比高，易造成粘滯指進(jìn)，產(chǎn)生氣竄（原油粘度越高，影響越大）。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署注空氣驅(qū)油的機(jī)理：一是傳統(tǒng)的注氣效應(yīng)；二是由于注入氣中存在氧氣而產(chǎn)生的熱化學(xué)物理反應(yīng)。當(dāng)空氣注入輕質(zhì)油層中時，氧與原油發(fā)生熱化學(xué)物理反應(yīng)，這種反應(yīng)熱使溫度上升，從而使部分輕質(zhì)油汽化，驅(qū)動氣體由空氣轉(zhuǎn)為就地產(chǎn)生CO、CO2、N2和汽化的輕質(zhì)烴組成的煙道氣。對注空氣來說，最重要的是油藏溫度必須足夠高，保證空氣中的氧氣能通過就地燃燒反應(yīng)而消耗掉，否則將存在氧氣可能導(dǎo)致發(fā)生爆炸和嚴(yán)重的腐蝕。②注空氣2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2.3低滲透油田開發(fā)層系劃分與組合開發(fā)層系劃分與組合的一般原則1、一套開發(fā)層系中的油藏類型、油水分布、壓力系統(tǒng)和流體性質(zhì)等特征應(yīng)基本一致2、一套開發(fā)層系中油層沉積條件應(yīng)該大致相同，油層滲透率差異不應(yīng)過大（K級差不超過5-10倍）3、一套開發(fā)層系中油層不能太多，井段不能太長（一個層系主力油層一般2-3個，一口井油層總數(shù)一般6-9個）4、一套開發(fā)層系中要有一定的厚度（15米左右）、油井生產(chǎn)能力和單井控制儲量5、不同開發(fā)層系之間要有比較穩(wěn)定的泥巖隔層2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署低滲透油田開發(fā)層系劃分與組合原則1、通常，如果低滲透油田滲透率絕對差值較小，開采過程中的流動壓力較低，層間干擾相對較輕，且單位厚度油層采油指數(shù)小，則開發(fā)層系劃分可以采用“多層油層一套開發(fā)層系－合層開采”，但井網(wǎng)密度要保持合理；2、如果油層層數(shù)多、厚度大，非均質(zhì)比較嚴(yán)重，層間矛盾突出，在油層厚度、儲量和經(jīng)濟(jì)條件允許的情況下，應(yīng)分不同層系開采；若油層厚度、儲量和經(jīng)濟(jì)條件不允許劃分更多的層系開采，在原油性質(zhì)較好時，可以用一套合理的井網(wǎng)密度，逐步上返開采。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2.4低滲透油田開發(fā)井網(wǎng)密度油田開發(fā)走過的歷程表明：由于儲層的非均質(zhì)性，因此要提高油田的最終采收率，必須采取較大井網(wǎng)密度開采的辦法。從低滲透油田的地質(zhì)特點(diǎn)和開發(fā)需要看：也應(yīng)該采用較小的注采井距、較大的井網(wǎng)密度，才會取得較好的開發(fā)效果。但是，低滲透油田單井控制儲量低、單井產(chǎn)量低，如果井網(wǎng)密度大，則經(jīng)濟(jì)效益變差。因此，對低滲透油田而言，合理的井網(wǎng)密度是關(guān)系其開發(fā)成敗的關(guān)鍵問題之一。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署1）合理井網(wǎng)密度的概念和原則合理井網(wǎng)密度以經(jīng)濟(jì)效益為中心，同時要合理地考慮油藏的地質(zhì)特點(diǎn)，具體考慮基本原則包括：①井網(wǎng)密度首先要適應(yīng)油層的分布特征，每套開發(fā)井網(wǎng)要控制一定的水驅(qū)儲量，水驅(qū)儲量控制程度要達(dá)到80％以上，水驅(qū)動用程度達(dá)到70%以上；②井網(wǎng)密度要充分考慮油層的特點(diǎn)，使注入水能夠發(fā)揮有效的驅(qū)替作用，生產(chǎn)井能夠見到較好的注水效果，保持較長的穩(wěn)產(chǎn)時間；③井網(wǎng)密度要保證一定的采油速度和穩(wěn)定產(chǎn)量，以適應(yīng)國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展宏觀上對原油產(chǎn)量的需要。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署合理井網(wǎng)密度以經(jīng)濟(jì)效益為中心，同時要合理地考慮油藏的地質(zhì)特點(diǎn)，具體考慮基本原則包括：④井網(wǎng)密度要達(dá)到較高的最終采收率，以充分開采地下原油資源；⑤井網(wǎng)密度要有一定的靈活性，為以后油田發(fā)生新的情況和變化、需要調(diào)整時留有余地；⑥井網(wǎng)密度要進(jìn)行優(yōu)化和篩選，要對技術(shù)經(jīng)濟(jì)和效果效益等多項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)作綜合分析評價，并以經(jīng)濟(jì)效益為中心進(jìn)行最終優(yōu)化篩選。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署低滲透油田一般油砂體分布范圍小、連續(xù)性差，必須用較小的井距、較大的井網(wǎng)密度，才能提高水驅(qū)控制程度，提高油井之間的連通程度。鄯善油田水驅(qū)控制程度與井網(wǎng)密度關(guān)系圖2）影響低滲透油田合理井網(wǎng)密度的因素①油層連續(xù)性－水驅(qū)控制程度2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署②油井產(chǎn)量低滲透油田加密井距可以提高油井產(chǎn)量，改善開發(fā)效果。華北油田留17斷塊加密綜合調(diào)整效果表留17斷塊井距從300m加密到150-200m，輔以壓裂、注水等綜合措施，使得該斷塊水驅(qū)控制程度從49.6%增加到81.3%，單井日產(chǎn)液提高一倍，單井日注水量增加二倍，采油速度提高2.6倍。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署③原油采收率國外不同類型油田井網(wǎng)密度與采收率關(guān)系數(shù)據(jù)表要達(dá)到同樣的采收率，低滲透（5-80×10-3m2）油田的井網(wǎng)密度要比高滲透率（300-600×10-3m2）油田的井網(wǎng)密度大得多。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署低滲透油田要達(dá)到較高的采收率，必須采用較大的井網(wǎng)密度。我國不同類型油田井網(wǎng)密度與采收率數(shù)據(jù)表當(dāng)井網(wǎng)密度為10口/時，I類油田（高滲透）最終采收率為49.7%，V類油田(低滲透)最終采收率只有14.3％;要達(dá)到30%的采收率,I類油田井網(wǎng)密度為2.8口/,V類油田的井網(wǎng)密度為35.7口/。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署

④采油速度采油速度要適應(yīng)國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展需要和經(jīng)濟(jì)形勢的需要，適應(yīng)國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展需要的采油速度計算方法為：井網(wǎng)密度與采油速度成正比關(guān)系。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署低滲透油田合理實(shí)用井網(wǎng)密度應(yīng)介于經(jīng)濟(jì)最佳和極限井網(wǎng)密度之間,且偏近于經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度。低滲透油田開發(fā)要在確保較好經(jīng)濟(jì)效益(不一定是最大經(jīng)濟(jì)效益)前提下,采取合理實(shí)用的井網(wǎng)密度,使注水有效驅(qū)替原油,達(dá)到一定的采油速度和采收率,同時,采取措施降低成本,并爭取國家給予必要的優(yōu)惠政策。3）低滲透油田合理實(shí)用的井網(wǎng)密度①低滲透油田合理實(shí)用井網(wǎng)密度篩選依據(jù)2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署②低滲透油田合理實(shí)用井網(wǎng)密度實(shí)例－新民油田小井距試驗(yàn)新民油田19-6小井距試驗(yàn)區(qū)加密井位示意圖新民油田：開采層位為扶余、楊大城子，油層平均滲透率7.4×10-3m2，1990年采用300m井距、反九點(diǎn)法注采系統(tǒng)開發(fā)。至1996年，采油速度1.09%，采出程度6.77%，綜合含水37.7%。小井距試驗(yàn)區(qū)：在該油田西壘塊19-6井區(qū)，在19-6井周圍鉆8口加密井，把原來的300m井距、正方形、反九點(diǎn)法系統(tǒng)變?yōu)?50m井距、正方形、反九點(diǎn)法系統(tǒng)。試驗(yàn)區(qū)1991年投產(chǎn)，至1996年底，采油速度5.7%，采出程度35.08%，綜合含水35.8%。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署③低滲透油田合理實(shí)用井網(wǎng)密度實(shí)例－文東油田小井距逐層上返開采試驗(yàn)文東油田開發(fā)層位為沙三中，分5個油層組，平均滲透率29.2×10-3m2。1986年用300-400m井距，分兩套層系注水開發(fā)。由于極少數(shù)層單層突進(jìn)，大多數(shù)層因井距大而見不到注水效果，開發(fā)效果很不理想。為了改變被動局面，在文東13-128區(qū)塊開展了縮小井距、加密井網(wǎng)、逐層上返的先導(dǎo)試驗(yàn)。分四段逐層上返注水開采。第一段為沙三中下8-10，分5個小層。采用三角形井網(wǎng)，井距200m，取得了顯著效果。項(xiàng)目井距(m)井網(wǎng)密度(口/km2)水驅(qū)控制程度(%)采出程度(%)采油速度(%)綜合含水(%)油田平均300-40013.254.714.90.8371.9文13試驗(yàn)區(qū)20026.380.635.64.9387.9文東油田小井距逐層上返試驗(yàn)效果表2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2.5低滲透油田開發(fā)注采井網(wǎng)部署低滲透油層傳導(dǎo)能力差，生產(chǎn)能力低，行列注水方式（兩排注水井中間夾3排以上生產(chǎn)井）下，注水井與生產(chǎn)井距離偏大，一般不太適應(yīng)，大多數(shù)常規(guī)（無裂縫）的低滲透油田都采用面積注水方式。根據(jù)國內(nèi)和國際油田開發(fā)注采井網(wǎng)部署的經(jīng)驗(yàn)，低滲透油田開發(fā)注采井網(wǎng)以正方形井網(wǎng)、反九點(diǎn)法面積注采方式比較合適。該方法靈活性好，可以在加密和注采方式上作多種調(diào)整。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署正方形井網(wǎng)加密調(diào)整示意圖2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署

1978年油田投入開發(fā)，采用大井距(550m)、正方形井網(wǎng)，井網(wǎng)密度3口/，進(jìn)行開發(fā)，油井產(chǎn)量高，但遞減很快。

1983年第一次加密，井距388m，井網(wǎng)密度增加到6口/，但井距仍然很大，產(chǎn)量壓力繼續(xù)下降。

1992-1993年第二次加密，井距縮小到273m，井網(wǎng)密度增加到13/，開采速度從0.4%提高到0.8%以上?？死斠烙吞锇藚^(qū)烏爾禾組井網(wǎng)加密調(diào)整示意圖2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署

2.6裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)井網(wǎng)部署1）國外裂縫性砂巖油田注水開發(fā)井網(wǎng)布置美國的斯普拉柏雷油田：儲層平均有效厚度67-79m，平均孔隙度7-19%，基質(zhì)滲透率小于1×10-3m2；垂直裂縫十分發(fā)育，間距0.2-2.1m。油田投產(chǎn)后，地層壓力急劇下降，油井產(chǎn)量大幅度遞減，月遞減幅度達(dá)7.5-15%。隨后，在試驗(yàn)基礎(chǔ)上，從1961年開始大規(guī)模注水，注水井排方向平行于裂縫方向（北東50°）。初期因注水壓力過高，開采速度過快，幾個月內(nèi)含水上升高達(dá)80-90%，以后逐漸改為間歇注水、低壓穩(wěn)定注水?？偟膩砜?，注水效果較好。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署美國斯普拉柏雷油田井位圖和開采曲線圖2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2）我國裂縫性砂巖油田注水開發(fā)井網(wǎng)實(shí)施狀況①初期階段，沿裂縫自然水線注水階段玉門油田147井組沿裂縫注水效果表注水5年，井組日產(chǎn)油量上升69%，含水保持穩(wěn)定。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署②第二階段，將井排方向與裂縫方向錯開22.5°將井排方向與裂縫方向錯開22.5°后，初期效果較好，注水井兩邊的油井見水時間延長，水淹延遲，開發(fā)指標(biāo)較好。但到中后期，注水井注入水沿裂縫方向竄進(jìn)，與相隔兩個井位的生產(chǎn)井形成新的水線。這樣每口生產(chǎn)井都與注水井形成水線，生產(chǎn)井一旦見水，含水率迅速上升，很難再進(jìn)行調(diào)整改善。井排方向與裂縫方向錯開22.5o布井示意圖2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署③第三階段，將井排方向與裂縫方向錯開45°第一步：將井排方向與裂縫方向錯開45°采用正方形井網(wǎng)、反九點(diǎn)法注采方式。注采比1：3，延長了裂縫方向油井水淹時間，初期效果好。第二步：裂縫方向油井完全水淹后，調(diào)整為沿裂縫方向線狀注水方式，取得了較好效果。井排方向與裂縫方向錯開45o布井示意圖2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署④第四階段，進(jìn)一步縮小排距的調(diào)整和試驗(yàn)階段新民油田早期采用井排方向與裂縫錯開45°的300m、正方形、反九點(diǎn)法注采井網(wǎng)。初期實(shí)行反九點(diǎn)法注水，中后期角井高含水后轉(zhuǎn)注，即形成424m（井距）×212m（排距）的線狀注水方式。到后期，注水井壓力越來越高，部分甚至達(dá)到地層破裂壓力或注不進(jìn)水，而生產(chǎn)井見注水效果差，地層壓力只有原始地層壓力的40%左右，產(chǎn)量遞減嚴(yán)重。調(diào)整方案：①在原兩老井排之間鉆一排加密井，形成兩排注水井中間夾三排生產(chǎn)井（排距106m）的開發(fā)井網(wǎng)；②在原兩老井排之間鉆兩排加密井，構(gòu)成兩注水井排之間夾5排生產(chǎn)井（排距70m）的開發(fā)井網(wǎng)。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署項(xiàng)目穩(wěn)定生產(chǎn)狀況產(chǎn)量(t/d)含水(%)距注水井排距離70m排2.845.1106m排4.616.7140m排3.716.7212m排216新民油田加密調(diào)整生產(chǎn)數(shù)據(jù)表井排方向與裂縫成45o夾角井網(wǎng)調(diào)整示意圖2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署3）裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)井網(wǎng)部署基本原則①平行裂縫方向布井，采用線狀注水方式理論研究和生產(chǎn)實(shí)際都已證明，對裂縫性砂巖實(shí)行平行裂縫方向注水，垂直裂縫方向驅(qū)油，即平行裂縫方向布井，可以最大限度地減緩注水向生產(chǎn)井竄進(jìn)和造成生產(chǎn)井暴性水淹的現(xiàn)象，提高注入水驅(qū)油效率，改善油田開發(fā)效果。裂縫性低滲透油田，垂直裂縫方向驅(qū)油阻力大，生產(chǎn)井見注水效果的難度大，只能采取線狀注水的方式。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署②充分發(fā)揮壓裂作用，井距可以加大低滲透儲層裂縫規(guī)模小，在地下多處于閉合狀態(tài)，且基質(zhì)滲透率低，往往沒有自然產(chǎn)能，因此必須采取壓裂措施，并合理加大壓裂規(guī)模，達(dá)到提高油井產(chǎn)量，同時適當(dāng)拉大井距，減少鉆井?dāng)?shù)量。裂縫方向油層滲透率高，注入水推進(jìn)快，所以沿裂縫方向的井距應(yīng)該加大。注水井一般不采取壓裂措施，可防止單層吸水過多、減少單層突進(jìn)現(xiàn)象。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署③排距需要縮小裂縫性低滲透油田，油層基質(zhì)滲透率比裂縫滲透率小很多，注入水垂直裂縫方向驅(qū)油的阻力很大，只有縮小排距，縮短水線至油井排的距離，減少阻力，才能使生產(chǎn)井見到比較充分的注水效果，保持壓力和產(chǎn)量的相對穩(wěn)定。低滲透油田開發(fā)實(shí)踐說明，原有開發(fā)方案排距偏大，在油田綜合治理中，當(dāng)把排距縮小后，都見到了比較良好的效果。排距的具體大小，應(yīng)根據(jù)油層基質(zhì)滲透率的高低和裂縫密度的大小而定。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署4）裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)井網(wǎng)部署步驟①第一步：初期階段一注井注水、二注井排液拉水線階段。二注井應(yīng)當(dāng)適當(dāng)加大生產(chǎn)壓差、增強(qiáng)排液，以利于水線的形成。生產(chǎn)井則應(yīng)控制生產(chǎn)壓差，以保持油田總產(chǎn)量和開采速度的穩(wěn)定平衡。②第二步：正式線狀注水階段排液井高含水后轉(zhuǎn)為注水，形成正規(guī)的線狀注水。采油井可逐步加大生產(chǎn)壓差，提高產(chǎn)量，以接替、補(bǔ)償排液井轉(zhuǎn)注所減少的產(chǎn)量。③中后期階段當(dāng)油井生產(chǎn)壓差不能繼續(xù)放大，或生產(chǎn)井含水上升影響到全油田產(chǎn)量時，在經(jīng)過研究、掌握剩余油分布基礎(chǔ)上，可在原生產(chǎn)井之間補(bǔ)打加密調(diào)整井，以延長油田穩(wěn)產(chǎn)時間，提高原油最終采收率。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署裂縫性砂巖油田開發(fā)井網(wǎng)部署方案的參考表2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2.7應(yīng)用水平井開發(fā)低滲透油層2.7.1水平井開發(fā)裂縫性低滲透油田應(yīng)滿足的地質(zhì)條件（1）構(gòu)造、斷層和油水分布關(guān)系比較清楚簡單;（2）主力油層厚度單一，厚度大于6-8m，厚度（h）與

（）的乘積h?<100m；（3）砂體分布比較穩(wěn)定，面積較大，連通性好（一般砂體寬度應(yīng)大于300-400m，長度應(yīng)大于800-1000m）;（4）地應(yīng)力和天然裂縫發(fā)育狀況清楚，分布關(guān)系比較簡單。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2.7.2裂縫性低滲透油田水平井開發(fā)注采井網(wǎng)布置方式優(yōu)點(diǎn)：生產(chǎn)井距注水井距離好掌握，注水井垂于裂縫方向向生產(chǎn)井驅(qū)油，推進(jìn)均勻。缺點(diǎn)：水平井平行于最大主地應(yīng)力，壓裂效果受影響。水平井平行于裂縫方向布井示意圖①水平井方向平行于裂縫方向2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署優(yōu)點(diǎn)：生產(chǎn)井可多段壓裂，形成多條裂縫，初期產(chǎn)量較有把握。缺點(diǎn)：生產(chǎn)井的水平階段距注水井的距離難掌握，注入水可能沿距離最近的裂縫突入生產(chǎn)井。水平井垂直于裂縫方向布井示意圖②水平井方向垂直于裂縫方向2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2.8低滲透油田提高采收率方法低滲透油田提高采收率方法初步篩選數(shù)據(jù)表a、CO2混相驅(qū)提高采收率方法比較適合于低滲透油田；b、烴類混相驅(qū)可提高低滲透油層采收率，但不適合于裂縫性低滲透儲層；c、聚合物驅(qū)對低滲透油層適應(yīng)性差，而表面活性劑驅(qū)不適合。2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署2.9低滲透油田改善水驅(qū)效果方法改善水驅(qū)效果的方法很多，根據(jù)我國低油田特點(diǎn)和實(shí)際開發(fā)狀況，著重介紹具有較大現(xiàn)實(shí)意義的周期注水（水動力學(xué)調(diào)整方法）改善低滲透油田水驅(qū)效果方法。周期注水原理－高低滲透區(qū)間的油水交滲效應(yīng)在注水升壓半周期時，注入水在壓力梯度作用下沿高低滲透層之間的交滲面強(qiáng)化滲入低滲層；在停注降壓半周期中，高滲透層壓力迅速下降，低滲透層彈性能量釋放，孔隙內(nèi)流體反向流入高滲層；同時，部分滲入水被滯留在低滲孔隙中，被滯留水取代的原油在降壓半周期中流入高滲透層后采出。交滲效應(yīng)的強(qiáng)弱取決于：1、毛管力，主要為地層孔隙結(jié)構(gòu)、潤濕性和界面張力，一般親水地層交滲效益較強(qiáng)，2、高低滲透區(qū)間壓力差的大小2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署①周期注水開始周期的效果較好，以后逐漸減弱；②一個周期內(nèi)不對稱的注、停制度中短注長停比長注短停效果好；③周期注水量應(yīng)保持在常規(guī)注水總注水量的80-100%，以保持總的地層能量和供液能力；④在注水升壓期間停止采油，在降壓采油期間停止注水效果最好。周期注水調(diào)控制度此外，周期注水常與改變液流方向相結(jié)合，可以取得較好的水驅(qū)效果2.低滲透油藏開發(fā)基本原則和部署3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)3.1油層保護(hù)技術(shù)3.2高效射孔技術(shù)3.3壓裂改造油層技術(shù)3.4高效注水技術(shù)3.5機(jī)械采油和防臘降粘技術(shù)3.6油田動態(tài)監(jiān)測技術(shù)3.7叢式定向井和小井眼開采技術(shù)3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)3.1油層保護(hù)技術(shù)低滲透儲層具有泥質(zhì)含量高、孔喉細(xì)小、結(jié)構(gòu)復(fù)雜、原始水飽和度高、非均質(zhì)性嚴(yán)重等特點(diǎn)，決定了油層在鉆井和開采過程中易受污染和損害，且一旦受到損害，恢復(fù)十分困難。因此開發(fā)低滲透油田要重視對油層的保護(hù)。1)鉆井過程中的油層保護(hù)技術(shù)鉆井過程造成的油層損害包括：鉆井液和完井液性能差、失水量大；密度高、壓差大；固相含量高、濾餅作用??；浸泡油層時間長以及濾液化學(xué)成分與產(chǎn)層水不配伍等。采取的相應(yīng)油層保護(hù)技術(shù)：平衡壓力鉆井技術(shù)；優(yōu)選鉆井液完井液；屏蔽暫堵技術(shù)；欠平衡鉆井技術(shù)。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)2)完井固井中的油層保護(hù)技術(shù)固井過程造成的損害包括：水泥漿顆粒引起的損害；水泥漿濾液對地層的損害；水泥漿濾液中無機(jī)物結(jié)晶沉淀對地層的損害。固井過程中的保護(hù)油層技術(shù)包括：改善水泥漿性能；改進(jìn)固井技術(shù)：如合理壓差固井、提高水泥頂替效率和采用低密度水泥固井技術(shù)3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)3)射孔過程中的油層保護(hù)技術(shù)射孔過程的油層損害包括：射孔彈的碎屑物堵塞孔眼；射孔液的固相和濾液傷害油層。射孔過程中的保護(hù)油層技術(shù)包括:選用新型無杵堵、穿透能力強(qiáng)的聚能射孔彈；改進(jìn)射孔工藝技術(shù)；使用優(yōu)質(zhì)射孔液。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)4)壓裂過程中的油層保護(hù)技術(shù)壓裂過程造成的損害包括：壓裂液殘渣損害填砂裂縫導(dǎo)流能力；壓裂液濾液損害油層滲流能力；返排液不及時且返排不徹底損害油層。壓裂過程中的保護(hù)油層技術(shù)包括：選用殘渣低、濾失量小的壓裂液；在壓裂過程中加入粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑、破乳劑、破膠劑和助排劑等添加劑；壓裂后及時徹底返排壓裂液。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)5)注水過程中的油層保護(hù)技術(shù)注水過程造成的損害包括：注入水中的機(jī)械雜質(zhì)、鐵離子和細(xì)菌等物質(zhì)直接堵塞油層孔道；水中氧離子和細(xì)菌腐蝕管線設(shè)備，產(chǎn)生雜質(zhì)堵塞油層；注入水使油層中的粘土膨脹或顆粒運(yùn)移堵塞油層；注入水與地層不配伍，發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，產(chǎn)生鹽類沉淀(結(jié)垢)。注水過程中保護(hù)油層技術(shù)：對注入水精細(xì)過濾、除菌和殺菌；管線設(shè)備的腐蝕處理；對注水井進(jìn)行粘土穩(wěn)定處理。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)3.2高效射孔技術(shù)1)合理確定布孔相位角；2)過油管射孔技術(shù)；3)負(fù)壓射孔技術(shù)；4)油管輸送式射孔技術(shù)；5)高孔密射孔技術(shù)；6)優(yōu)選射孔液；7)優(yōu)化射孔方案；8)深穿透射孔技術(shù)。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)3.3壓裂改造油層技術(shù)水力壓裂既可使單井增產(chǎn)增注，也能通過采用油、水井對應(yīng)壓裂和分區(qū)塊的整體壓裂，達(dá)到有效調(diào)整非均質(zhì)多油層在縱向和橫向上的差異，起到提高注水效果、改善開發(fā)狀況的目的。1)整體壓裂優(yōu)化設(shè)計技術(shù)最大限度提高單井產(chǎn)量最大限度提高水驅(qū)油藏的波及體積和掃油效率合理設(shè)置壓裂參數(shù)、努力節(jié)省工程費(fèi)用整體壓裂優(yōu)化設(shè)計基本原則：整體壓裂優(yōu)化設(shè)計以油藏總體作為一個工作單元，充分考慮其非均質(zhì)性，優(yōu)化設(shè)計水力裂縫與油藏之間的組合，預(yù)測在水力裂縫作用下，油藏在不同開發(fā)階段的動態(tài)變化及對掃油效率的影響，同時評價壓裂實(shí)施后其實(shí)際效益與設(shè)計吻合程度。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)鄯善油田的整體壓裂優(yōu)化設(shè)計及實(shí)施與評估技術(shù)：方案設(shè)計；壓前地層評估；壓裂液優(yōu)選與評估；支撐劑優(yōu)選與評估；水力裂縫診斷；分壓評估；壓后評估；建立壓裂數(shù)據(jù)庫。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)鄯善油田整體壓裂優(yōu)化方案壓后評估：①壓后產(chǎn)能達(dá)到了設(shè)計指標(biāo)：設(shè)計單井日產(chǎn)量21-33t，采油指數(shù)0.143-0.197t/(d?MPa?m)，實(shí)際日產(chǎn)油22.4-26t，采油指數(shù)0.169t/(d?MPa?m)。②實(shí)際支撐縫基本達(dá)到了預(yù)期結(jié)果：總體方案優(yōu)選支撐縫半長75m，壓后試井分析支撐縫半長為61.7-72.1m，數(shù)模計算為72.5-76.3m。③實(shí)際導(dǎo)流能力達(dá)到了預(yù)期效果：總體方案要求支撐縫導(dǎo)流能力為30-45m2?cm，壓后試井分析為44.1m2?cm。④增產(chǎn)效果和經(jīng)濟(jì)效益顯著：兩年時間累計增產(chǎn)原油37.19×104t，凈現(xiàn)值2.11億元。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)2)壓裂工藝技術(shù)限流法完井壓裂技術(shù)投球法多層壓裂技術(shù)封隔器多層分層壓裂技術(shù)CO2壓裂技術(shù)高能氣體壓裂技術(shù)復(fù)合壓裂技術(shù)3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)限流法完井壓裂技術(shù)工藝原理

采取低密度射孔、大排量施工，依靠壓裂液通過射孔炮眼時產(chǎn)生的摩阻，大幅度提高井底壓力，從而使壓裂液自動轉(zhuǎn)向，壓開破裂壓力相近的目的層。適用地質(zhì)條件縱向上和平面上油水分布情況比較復(fù)雜的多層低滲透薄油層。技術(shù)關(guān)鍵根據(jù)目的層物性、厚度、縱向上相鄰油層情況及平面上的連通關(guān)系，制定合理的布孔方案，確定每個目的層所射炮眼數(shù)量及直徑，以此控制不同油層的處理強(qiáng)度，獲得所需的產(chǎn)液剖面。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)②投球法多層壓裂技術(shù)工藝原理

根據(jù)壓開層位吸液能力高的特點(diǎn)，在一個壓裂層段內(nèi)壓開第一個層后，在低壓下擠入高強(qiáng)度暫堵劑將已壓開層的炮眼堵住，提高泵壓壓開第二個層，然后再堵第二個層，再壓第三個層。適用范圍

a、常規(guī)射孔井，要求夾層厚度多小于2m，層段內(nèi)有較發(fā)育的多層含水或低含水薄油層，且與注水井連通較好；

b、重復(fù)壓裂，達(dá)到一井壓多段，一段壓多層，提高油井產(chǎn)量；

c、注水井調(diào)剖，以提高注水井的吸水能力技術(shù)特點(diǎn)

單層處理強(qiáng)度低，有利于重復(fù)壓裂。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)封隔器多層分層壓裂技術(shù)工藝原理使用“可反洗井多層壓裂管柱”，壓裂液經(jīng)過導(dǎo)壓噴砂封隔器內(nèi)的節(jié)流嘴，在管柱內(nèi)外造成節(jié)流壓差，使上下封隔器坐封，隔離所要處理的層位進(jìn)行壓裂。第一層壓裂完后，放掉油管壓力，上下封隔器自動解封，即可上提管柱進(jìn)行另一層段的壓裂。適用范圍低滲透或特低滲透油層，高砂地比（平均砂地比可達(dá)到50%），要求形成具有高導(dǎo)流能力短寬縫。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)泡沫壓裂技術(shù)工藝原理用氣、液乳化液－泡沫代替常規(guī)的水基壓裂液進(jìn)行壓裂。適用地質(zhì)條件a、低滲透率、低孔隙度、低壓力系數(shù)、高粘土含量的水敏性油氣藏；b、壓裂深度一般在2500m以內(nèi)。技術(shù)特點(diǎn)攜砂能力強(qiáng)、濾失量低、返排速度快。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)泡沫壓裂技術(shù)－CO2壓裂技術(shù)CO2泡沫壓裂增油機(jī)理液體CO2和凝膠液（壓裂基液）與發(fā)泡劑構(gòu)成乳狀液。乳狀液在向井下注入過程中吸收與管壁摩擦產(chǎn)生的熱量及地層的熱量，從而使溫度上升，當(dāng)溫度超過31℃時，液態(tài)CO2開始汽化，并在高速流動狀態(tài)下形成以壓裂稠化液為分散介質(zhì)的外相，以CO2氣為分散內(nèi)相的泡沫體系，并結(jié)合常規(guī)水力壓裂作用，把支撐劑帶入油層，達(dá)到改造油層、增產(chǎn)的目的。同時,CO2還有可大量溶解在原油中等許多有利的增產(chǎn)因素，因此對低滲透油田來說是一種比較理想的增產(chǎn)措施。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)CO2壓裂特點(diǎn)

a、CO2泡沫液濾失量小、粘度高，是理想的前置液和攜砂液，攜砂性能好，造縫能力強(qiáng)，對油層損害小。

b、CO2泡沫界面張力低，而且溶解的CO2氣體有助排作用，可以提高低壓地層的返排率。

c、CO2易溶解于原油中，使原油體積膨脹，粘度降低，流動性能變好。

d、CO2溶于水中后，形成低pH酸液，不僅能溶蝕垢類，而且可抑制粘土膨脹，提高油層滲透率。泡沫壓裂技術(shù)－CO2壓裂技術(shù)3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)泡沫壓裂技術(shù)－

CO2壓裂技術(shù)榆樹林油田不同壓裂方法效果對比表吉林扶余油田不同壓裂方法效果對比表3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)高能氣體壓裂技術(shù)工藝原理利用火藥或推進(jìn)劑的燃燒，產(chǎn)生脈沖加載并控制壓力上升速度，在井壁上形成徑向多裂縫體系來增加油氣產(chǎn)量。適用范圍低滲透油層油井解堵、注水井增注、探井試油與油層評價以及天然裂縫發(fā)育的油氣層和水敏、酸敏油層的改造。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)作用機(jī)理①用高加載速率的氣體壓力形成徑向裂縫體系，解除污染、溝通天然裂縫；②火藥燃燒釋放熱量溶解近井地帶臘質(zhì)和瀝青質(zhì)，解除油層孔隙堵塞；③火藥燃燒生成的CO、CO2、HCl等氣體遇水形成酸液，酸化解堵近井地帶；④高能氣體壓裂過程中伴隨的振動有利于解除機(jī)械雜質(zhì)堵塞，并可改變原油結(jié)構(gòu)，降低粘度，減少巖層中孔隙界面張力。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)中原油田不同高能氣體壓裂數(shù)據(jù)表壓力發(fā)生器類型最大裝藥量(kg)升壓時間最大作用時間(ms)井深(m)井溫(℃)單井累積增油量(t)有彈殼固體火藥40毫秒級<250560-1600<120212無彈殼固體火藥100秒級1000>2300100-150

液體火藥2000秒級1000>23002503933.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)復(fù)合壓裂技術(shù)工藝原理先對欲處理的油層進(jìn)行高能氣體壓裂，在近井地帶形成多條多向裂縫，然后進(jìn)行水力壓裂，對已形成的多條裂縫進(jìn)行擴(kuò)展，形成主裂縫。適用范圍低、特低滲透油藏，致密深層油氣藏，以及破裂壓力異常高的油氣藏。工藝特點(diǎn)①油層處理半徑大，可達(dá)水力壓裂形成的裂縫半徑；②既具有裂縫高導(dǎo)流能力的增油機(jī)理，又具有高能氣體壓裂中熱化學(xué)作用、水力沖擊作用增油的機(jī)理；③壓裂順序可以變化；④充分利用了兩種壓裂技術(shù)造縫機(jī)理的差異互補(bǔ)性。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)區(qū)塊項(xiàng)目對比井?dāng)?shù)(口)壓裂厚度采液強(qiáng)度增加值[t/(d?m)]采油強(qiáng)度增加值[t/(d?m)]砂巖(m)有效砂巖(m)太南復(fù)合壓裂23.53.32.712.41普壓24.53.11.61.11葡萄花復(fù)合壓裂37.24.54.952.15普壓375.21.730.87朝陽溝復(fù)合壓裂8

140.310.18普壓8

19.40.280.24平均復(fù)合壓裂13

10.71.790.93普壓13

14.40.820.52大慶外圍低滲透油田復(fù)合壓裂與同區(qū)塊普壓對比表3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)①重復(fù)壓裂總體方案內(nèi)容

a、根據(jù)全油田調(diào)整方案要求進(jìn)行先導(dǎo)性試驗(yàn)，為整體重復(fù)壓裂編制方案提供理論和實(shí)踐依據(jù)；

b、油層整體改造，油井普遍實(shí)施二次或多次壓裂，提高油層滲流能力；

c、與井組、區(qū)塊注水、抽油、堵水相結(jié)合選好壓裂井層；

d、逐步完善重復(fù)壓裂工藝。3）重復(fù)壓裂3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)②重復(fù)壓裂的原則

a、掌握重復(fù)壓裂的有利時機(jī)：中低含水期為主力油層重復(fù)壓裂的最佳時期，中高含水期為非主力油層或接替層重復(fù)壓裂的最佳時期；

b、分析增產(chǎn)有效壓力界限；

c、優(yōu)選壓裂方式：以重復(fù)壓裂后能控制含水上升和提高增產(chǎn)幅度為原則優(yōu)選；

d、確定合理加砂：注水開發(fā)油田加砂應(yīng)保證不穿透油水間高含水前緣的位置。3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)3.4高效注水技術(shù)1）水質(zhì)處理工藝技術(shù)精細(xì)過濾技術(shù)除氧滅菌技術(shù)全程內(nèi)防腐技術(shù)水質(zhì)達(dá)標(biāo)工藝技術(shù)低滲透油層致密、彈性能小、導(dǎo)壓系數(shù)低、驅(qū)油能量消耗大，要使油井產(chǎn)量保持穩(wěn)定，必須及時注水補(bǔ)充地層能量。但低滲透油層吸水能力又差，且易被污染堵塞，因此，高效的注水技術(shù)對開發(fā)低滲透油田十分關(guān)鍵。低滲透油層孔喉細(xì)小，多在1-2μm以下，極易堵塞，因此對注入水水質(zhì)要求特別嚴(yán)格，由此形成的水質(zhì)處理技術(shù)包括：3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)中原油田原來注入水質(zhì)具有很強(qiáng)的腐蝕性，污水處理工藝技術(shù)復(fù)雜且難度大，導(dǎo)致生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕嚴(yán)重，1994年生產(chǎn)系統(tǒng)年腐蝕穿孔平均8345次，平均腐蝕速率達(dá)3mm/a。近年來，中原油田注水系統(tǒng)緊緊圍繞搞好污水處理，實(shí)現(xiàn)注入水水質(zhì)達(dá)標(biāo)，減緩腐蝕這個中心開展注入水水質(zhì)綜合治理工作，注水系統(tǒng)不斷配套完善了6大技術(shù)：清污先混合后處理水質(zhì)改性技術(shù)、井口精細(xì)過濾技術(shù)、污水處理自動化控制技術(shù)、殘渣處理技術(shù)、無害化學(xué)清洗和物理清洗技術(shù)、高壓封隔器分注和測試技術(shù)。水質(zhì)達(dá)標(biāo)工藝技術(shù)－以中原油田為例3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)中原油田污水處理站濾后歷年腐蝕速度變化圖3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)中原油田水質(zhì)處理前后指標(biāo)對比表3.開發(fā)低滲透油藏的主要工藝技術(shù)2）注水井試注技術(shù)強(qiáng)排液試注技術(shù)通過采取深抽強(qiáng)排措施，在最短時間內(nèi)盡可能地排出油層內(nèi)地堵塞物。熱泡沫混氣水洗井試注工藝技術(shù)用泵車向井內(nèi)擠入發(fā)泡劑和熱水，按一定比例配制成泡沫洗井液，同時用壓風(fēng)機(jī)混氣進(jìn)行循環(huán)洗井。試注：把井筒、井底和井眼附近的油層清洗干凈，并采取