石油開采低滲透油田開發(fā)與管理

石油開采低滲透油田開發(fā)與管理第1頁/共122頁

低滲透油藏專題講座第2頁/共122頁低滲透油田的開發(fā)與管理

第一章低滲透油田概述第二章低滲透油田的地質(zhì)特征第三章低滲透油田滲流特征第四章低滲透油田的開發(fā)特征分析第五章低滲透油田開發(fā)部署與技術(shù)政策第六章低滲透油田油層保護(hù)技術(shù)

第七章低滲透油藏的開采工藝技術(shù)第八章低滲透油田提高采收率方法

第九章低滲透油田的管理第十章

低滲透油田開發(fā)實(shí)例分析

內(nèi)容提要第3頁/共122頁

特低滲透砂巖藏改善注水狀況技術(shù)第一章特低滲透砂巖油藏概述第二章特低滲透砂巖油藏注水開發(fā)第三章改善注水開發(fā)效果策略第四章改善注水開發(fā)的工藝技術(shù)第五章儲(chǔ)層改造技術(shù)第六章低滲透油田開發(fā)前景及主要攻關(guān)技術(shù)第4頁/共122頁第一章低滲透油田概述一、國內(nèi)外低滲透油田開發(fā)概況國內(nèi)低滲透油田概況

在全國陸上動(dòng)用的石油地質(zhì)儲(chǔ)量中，低滲透油層（＜50×10-3μm2)儲(chǔ)量占11％左右；在搞明未動(dòng)用的石油地質(zhì)儲(chǔ)量中，低滲透油層儲(chǔ)量占

50％以上；而在近幾年探明的石油地質(zhì)儲(chǔ)量中，低滲透油層儲(chǔ)量占

60％以上。例如：1990年探明低滲透油層地質(zhì)儲(chǔ)量21214×104t，占全年總探明儲(chǔ)量的

45．9％；1995年探明低滲透油層地質(zhì)儲(chǔ)量增加到

30796×104t，占當(dāng)年總探明儲(chǔ)量的比例高達(dá)72．7％。從上述數(shù)據(jù)可以看出，開發(fā)好低滲透油田對(duì)我國石油工業(yè)今后的持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展有著十分重要的意義。

第5頁/共122頁低滲透油藏的儲(chǔ)量分布

截止1994年底，在全國陸相地層中共發(fā)現(xiàn)和探明的低滲透油田285個(gè)（不包括地礦部的油田），儲(chǔ)量約40×104t（見下表），分布于21個(gè)油區(qū)。油層一般埋深＜1000~4000m，儲(chǔ)量主要集中在1001~3200m的深度內(nèi)，占儲(chǔ)量的86.5%，大于3200和小于1000m的油田僅占13.5%。第6頁/共122頁國內(nèi)低滲透油田儲(chǔ)量數(shù)據(jù)表區(qū)號(hào)油區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量（104t）可采儲(chǔ)量（104t）占全國低滲透儲(chǔ)量（%）1大慶58274942314.622吉林375887769.849.433遼河354467007.58.894華北156152226.33.925二連7452910.41.876大港245744997.26.167冀東620105.60.168勝利4898210818.112.289中原237196249.95.9510河南32645.70.0910江漢2592689.70.6512江蘇2950361.50.7413新疆6241313284.215.5614塔里木16134160.4015吐哈1635352234.116青海84451330.42.1217玉門34221854.51.3618長慶203724207.95.1119延長22858.92162.45.7320滇黔桂69394.50.1721四川24132410.61第7頁/共122頁國外低滲透油田概況國外也有大量的低滲透油田，其開發(fā)問題受到各石油公司的重視，不但開發(fā)新技術(shù)來降低開采成本。高砂比壓裂工藝、低壓油井的泡沫壓裂、水力化學(xué)壓裂、改變應(yīng)力的壓裂及改善井底附近滲流狀況的工藝措施國外低滲透油特點(diǎn)儲(chǔ)層物性差、滲透率底原始含水飽和度高(60%)，原油物性好油層泥砂交互，非均質(zhì)嚴(yán)重天然裂縫相對(duì)發(fā)育油層受巖性控制，水動(dòng)力聯(lián)系差油田壓裂后才能投產(chǎn)儲(chǔ)層保護(hù)及其重要（損失產(chǎn)量達(dá)50%）第8頁/共122頁國外低滲透油田情況低滲透油田采收率狀況低滲透油田采收率狀況第9頁/共122頁二、低滲透油田的定義以儲(chǔ)層滲透率小于(或等于）50×10-3

μm2為判定低滲透率砂巖油藏的標(biāo)準(zhǔn)，滲透率小于10×10-3

μm2者定為特低滲透率砂巖油藏第10頁/共122頁三、低滲透油田開發(fā)中面臨的問題1、孔喉細(xì)、油層小、比表面積大、滲透率低

低滲透油層以小—微孔隙和細(xì)一微細(xì)喉道為主，平均孔隙直徑一般為26~43μm，喉道半徑中值只有0.1~2.0μm，比表面積高達(dá)2~20m2／g。儲(chǔ)層孔喉細(xì)小和比表面積大，不僅直接形成了滲透率低的結(jié)果，而且是低滲透油層一系列開采特征的根本原因。第11頁/共122頁

2、滲流規(guī)律不遵循達(dá)西定律，具有啟動(dòng)壓力梯度低滲透儲(chǔ)層由于孔喉細(xì)小、比表面積和原油邊界層厚度大、賈敏效應(yīng)和表面分子力作用強(qiáng)烈，其滲流規(guī)律不遵循達(dá)西定律，具有非達(dá)西型滲流特征。滲流直線段的延長線不通過坐標(biāo)原點(diǎn)（達(dá)西型滲流通過坐標(biāo)原點(diǎn)），而與壓力梯度軸相交，其交點(diǎn)即為啟動(dòng)壓力梯度，滲透率越低，啟動(dòng)壓力梯度越大（如下圖）第12頁/共122頁啟動(dòng)壓力與滲透率關(guān)系曲線第13頁/共122頁低滲透巖心中液流滲流特征（據(jù)何慶來）

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3、彈性能量小，利用天然能量方式開采其壓力和產(chǎn)量下降快低滲透油田由于儲(chǔ)層連通性差、滲流阻力大，一般邊、底水都不活躍，彈性能量很小。除少數(shù)異常高壓油田外，彈性階段采收率只有1％－2％，溶解氣驅(qū)采收率也不高。在消耗大然能量方式開采條件下，地層壓力大幅度下降，油日產(chǎn)量急劇遞減，生產(chǎn)管理都非常被動(dòng)。第15頁/共122頁4、產(chǎn)油能力和吸水能力低，油井見注水效果緩慢

低滲透油層自然生產(chǎn)能力很低，甚至沒有自然產(chǎn)能，一般都要經(jīng)過壓裂改造后才能正式投入生產(chǎn)。即使經(jīng)過壓裂改造，其生產(chǎn)能力也都很低，采油指數(shù)一般只有l(wèi)－2t／（MPa·d）低滲透油層注水井不僅吸水能力低，而且啟動(dòng)壓力高，注水井附近地層壓力上升很快，甚至井口壓力和泵壓達(dá)到平衡而停止吸水。不少油田的注水井因注不進(jìn)水而被迫關(guān)井停注，或轉(zhuǎn)為間歇注水。由于低滲透層滲流阻力大，大部分能量都消耗在注水井周圍，油井見注水效果程度差。在250－300m井距條件下，一般注水半年至一年后油井才能見到注水效果，見效后油井壓力、產(chǎn)量相對(duì)保持穩(wěn)定，上升現(xiàn)象很不明顯。第16頁/共122頁

5、油井見水后產(chǎn)液（油）指數(shù)大幅度下降

由于油水粘度比和巖石潤濕性等多種因素的影響，低滲透油井見水后產(chǎn)液（油）指數(shù)大幅度下降。當(dāng)含水達(dá)到50％－60％時(shí)，無因次產(chǎn)液指數(shù)最低，只有0．4左右，無因次采油指數(shù)更低，只有0．15（如下圖）。低滲透油層的這種特性對(duì)油井見水后的提液和穩(wěn)產(chǎn)造成極大的困難。第17頁/共122頁無因次采液、采油指數(shù)含水率（%）低滲透油層無因次采液(油)指數(shù)變化曲線《據(jù)范乃?！?/p>

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6、裂縫性低滲透砂巖油田，沿裂縫方向油井水竄、水淹嚴(yán)重

我國帶裂縫的砂巖油田其基質(zhì)巖塊絕大多數(shù)都是低滲透油層，構(gòu)成裂縫性低滲透砂巖油田。這類油田注水井吸水能力高，沿裂縫方向的油井水竄、水淹現(xiàn)象十分嚴(yán)重。有的油田在注水井投注幾天甚至幾小時(shí)后，相鄰的油井即遭到暴性水淹。但裂縫具有雙重作用，調(diào)整、控制得當(dāng)，也可取得較好的開發(fā)效果。

第19頁/共122頁第二章低滲透油田的地質(zhì)特征一、儲(chǔ)層特征1、儲(chǔ)層特性

我國低滲透率砂巖儲(chǔ)層就沉積特征而言，與中高滲透率砂巖儲(chǔ)層一樣，具有陸相沉積的普遍特征；河流——三角洲相砂體仍占主導(dǎo)地位；陸相碎屑巖礦物、結(jié)構(gòu)成熟度較低的特點(diǎn),只能加劇砂巖儲(chǔ)層向低滲透率演化;儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性,由于仍然受控于沉積相而較為嚴(yán)重.2、孔隙結(jié)構(gòu)

以粒間孔為主,原生粒間孔和次生粒間孔溶蝕孔都有發(fā)育.微孔相對(duì)較多第20頁/共122頁3、油藏非均質(zhì)性

宏觀儲(chǔ)層非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層層間、平面、層內(nèi)非均質(zhì)性。若儲(chǔ)層屬深水重力流沉積，主體砂巖為重力流水道巖，儲(chǔ)層非均質(zhì)性則顯示一般重力流水道砂體的特征4、裂縫分布規(guī)律低滲透率砂巖儲(chǔ)層普遍伴生有構(gòu)造裂縫，一般來說，砂巖儲(chǔ)層愈致密，滲透率愈低，裂縫發(fā)育的機(jī)率和強(qiáng)度也愈大。也有一些低滲透率砂巖儲(chǔ)層，其裂縫并不顯著發(fā)育（裂縫在流體儲(chǔ)集和滲流中不起作用）。一般屬兩種情況：一是儲(chǔ)層埋深大，高溫高壓下巖石可朔性相對(duì)增大，或埋深下空隙流體形成異常高壓，裂縫不易發(fā)育。二是構(gòu)造活動(dòng)非常微弱的地區(qū)。第21頁/共122頁中原文13北油藏裂縫分布規(guī)律第22頁/共122頁中原文13北油藏裂縫分布規(guī)律第23頁/共122頁第24頁/共122頁二、油藏構(gòu)造特征

低滲透率砂巖油藏成藏圈閉條件以構(gòu)造控制為主，即以各種成因的背斜構(gòu)造和斷塊構(gòu)造為主。但經(jīng)常也局部伴有巖性圈閉因素，上傾方向?yàn)槌蓭r作用引起的巖性圈閉，按占有石油地質(zhì)儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)，我國現(xiàn)已探明低滲透率碎屑巖油藏中，巖性圈閉為主者約占15.5%,構(gòu)造圈閉占84.5%,其中約一半局部有巖性因素。多層砂泥巖間互的儲(chǔ)層，油氣成藏總體上受構(gòu)造圈閉控制。第25頁/共122頁三、油藏流體物性1、原油

低滲透率砂巖油藏原油多為含硫低、含蠟量和凝固點(diǎn)高的石蠟基原油，屬原生油藏，不見高粘、重質(zhì)組分高的次生油藏地面原油密度：最小0.83g/cm3，最大0.89g/cm3，一般0.83-0.86g/cm3。脫氣原油密度（50℃

時(shí)）：最低4.8mPa?s,最高57mPa?s，一般7-33mPa?s。地層原油粘度：最低0.38mPa?s,最高10.4mPa?s，一般0.7-8.7mPa?s第26頁/共122頁2、天然氣

除少數(shù)低滲透率砂巖油藏具有氣頂外，大部分為不具天然氣頂?shù)娘柡陀筒?。天然氣屬于油藏的伴生氣，在油藏條件下，多溶解于原油中，具有典型的油藏氣特點(diǎn)，即天然氣密度大，甲烷含量較低，C2以上組分含量較高。3、油層水性質(zhì)

低滲透率砂巖油藏油層水性質(zhì)，取決于所在盆地總的古水文地化條件，因油層水相對(duì)不活躍，封閉條件稍好，而礦化度略高。第27頁/共122頁四、油藏溫度壓力系統(tǒng)特征1、壓力系統(tǒng)

低滲透率砂巖油藏多數(shù)屬于正常壓力系統(tǒng)，即壓力系數(shù)（油層原始?jí)毫?相同深度靜水柱壓力）在1.0左右。然而在快速沉積引起欠壓實(shí)地質(zhì)背景下，低滲透率層狀砂巖油藏，更易于形成異常高壓油藏。至于構(gòu)造活動(dòng)因素引起異常高壓和低壓，低滲透率砂巖油藏和中高滲透率砂巖油藏有同樣的機(jī)遇。2、溫度系統(tǒng)

油藏溫度場(chǎng)取決于所在盆地地溫場(chǎng)及局部因素（如巖漿活動(dòng)因素等）的影響，低滲透率砂巖油藏從屬于總的規(guī)律。然而高地溫梯度有助于原油粘度降低，則是開發(fā)深層低滲透率砂巖油藏的有利因素。第28頁/共122頁第三章低滲透率油田滲流特征一、低滲透率砂巖油藏主要油層物理特征1、小喉道連通的孔隙體積比例大

碎屑巖儲(chǔ)層成為低滲透率的根本原因，是巖石結(jié)構(gòu)引起的孔喉尺寸變小。碎屑巖儲(chǔ)層滲透率可與毛管壓力曲線得出的平均喉道半徑建立很好得線性關(guān)系。且滲透率愈低，小喉道所占有的孔隙體積愈多。第29頁/共122頁2、低滲透率油層巖石表面油膜量大原油是由烴類和非烴類化合物組成的復(fù)雜混合物含有大量的極性物質(zhì)。在原油和巖石顆粒表面直接接觸的地方，將吸附原油中的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等活性成分，形成一個(gè)原油邊界層，其厚度與原油的物理化學(xué)性質(zhì)、孔隙孔道半徑大小及驅(qū)動(dòng)壓力梯度等因素有關(guān)。邊界層中原油具有較高的粘度和極限剪切應(yīng)力，必須在非常大驅(qū)動(dòng)壓力梯度下才能流動(dòng)。第30頁/共122頁3、毛管力的影響顯著毛管力用下式表示

PC1=2δ（cosθ–0.5)/r

當(dāng)珠泡克服上述阻力而運(yùn)動(dòng)時(shí)，珠泡的彎月面產(chǎn)生形變，又產(chǎn)生第二種毛管力

PC2=2δ（1/R″–1/Rˊ)δ———界面張力；θ———潤濕接觸角；r———毛管半徑；

Rˊ=cosθˊ/r;R″=cosθ″/r;

從上式知，毛管半徑越小，毛管力越大。當(dāng)珠泡流動(dòng)到孔道窄口時(shí)，產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，則珠泡遇阻變形產(chǎn)生第三種毛管力

Pc3=2δ（1/R1–1/R2)第31頁/共122頁二、低滲透率油層滲流的特殊性1、滲流規(guī)律呈非線性特征；2、低滲透多孔介質(zhì)的滲透率并非常數(shù)；3、低滲透多孔介質(zhì)中流體流動(dòng)的橫截面積數(shù)是可變的；4、低滲透率油層中滲流時(shí)出現(xiàn)啟動(dòng)壓力梯度。

壓力梯度較低時(shí)，滲流速度的增加呈下凹非線性曲線；當(dāng)壓力梯度較大時(shí)，滲流速度呈直線性增加。第32頁/共122頁三、低滲透率油層油水單相滲流規(guī)律低滲透率油層中，流體的滲流受多種力作用。特別是液固界面的分子作用力顯著增強(qiáng)，使流體成分在孔道中的分布變得有序和不均勻；原油中極性物質(zhì)和重質(zhì)成分更富集于固體表面；原油粘度隨孔道變小而增大，又隨壓力梯度變化而增減。

第33頁/共122頁1、實(shí)驗(yàn)規(guī)律1）當(dāng)壓力梯度較低時(shí)，滲流速度的增加呈下凹非線性曲線；2）當(dāng)壓力梯度較大時(shí)，滲流速度呈直線性增加；3）該直線段的延伸與壓力梯度軸交于某點(diǎn)而不經(jīng)過坐標(biāo)原點(diǎn)，稱這個(gè)交點(diǎn)為啟動(dòng)壓力梯度；4）在實(shí)驗(yàn)范圍內(nèi)湍流影響不明顯；5）滲流特征與滲透率及流體性質(zhì)有關(guān)，滲透率愈低或原油粘度愈大；上凹非線性曲線段延伸愈長，啟動(dòng)壓力梯度愈大。第34頁/共122頁2、滲流方程流體在低滲透率多孔介質(zhì)中的滲流規(guī)律：

vi=K(△p/L–Gi)/μ2?fi

當(dāng)壓力梯度較大和滲透率較高時(shí)，則

fi=1,Gi=0當(dāng)壓力梯度相當(dāng)大時(shí)，fi→1，Gi→G, 此時(shí)滲流過程發(fā)展到線性段。第35頁/共122頁3、啟動(dòng)壓力梯度在原油滲流曲線圖中，直線段的延伸與壓力梯度軸交于某點(diǎn)而不經(jīng)過坐標(biāo)原點(diǎn)，稱這個(gè)交點(diǎn)為啟動(dòng)壓力梯度。某種流體（原油）在一系列不同滲透率巖樣的啟動(dòng)壓力梯度的變化規(guī)律如下：△p0/L=G(K)=A/KnG(K)———啟動(dòng)壓力梯度,MPa/m;K———滲透率,10-3μm2;A———常數(shù)，不同油樣有不同的值；n———常數(shù)，不同油樣有不同的值。第36頁/共122頁4、啟動(dòng)壓力梯度對(duì)單井產(chǎn)量的影響當(dāng)存在啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，單井產(chǎn)量的計(jì)算公式為：由上式可看出，當(dāng)存在啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，單井產(chǎn)量將減小，其影響因素為：1）滲透率越低，油井產(chǎn)量降低程度越大；2）在滲流過程中原油的極限剪切應(yīng)力越大，油井產(chǎn)量降低程度越大；3）井距越大，油井產(chǎn)量降低程度越大；4）生產(chǎn)壓差越小，油井產(chǎn)量降低程度越大；第37頁/共122頁四、低滲透率油層中兩相滲流特征1）當(dāng)存在啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，油相相對(duì)滲透率曲線上升，水相相對(duì)滲透率曲線下降；2）啟動(dòng)壓力梯度越大，油水兩相相對(duì)滲透率曲線上升或下降的幅度越大；3）隨著含水飽和度的增加，油相相對(duì)滲透率極劇下降，而水相相對(duì)滲透率卻升不起來。4）在水驅(qū)油過程中，第三種毛管力（賈敏效應(yīng)）是增加阻力的主要因素。第38頁/共122頁第五章低滲透油田開發(fā)部署與技術(shù)政策一、開發(fā)部署對(duì)策1、開發(fā)層系劃分1）同一開發(fā)層系中油藏類型、油水分布、壓力系統(tǒng)和流體性質(zhì)等特征應(yīng)基本相同；2）同一開發(fā)層系中油層沉積條件大體相同，油層性質(zhì)基本一致；3）一套開發(fā)層系油層不能太多，井段不能太長；4）一套開發(fā)層系油層要有一定厚度、油井生產(chǎn)能力和單井控制儲(chǔ)量；5）不同開發(fā)層系之間要有比較穩(wěn)定的泥巖隔層，保證在油田開發(fā)中或井下作業(yè)后，層系之間不串通。第39頁/共122頁2、注水方式及注采井網(wǎng)型式一般采用面積注水方式，且采用較小的注采井距。1）帶裂縫的低滲油藏：注水井和采油井排應(yīng)平行于裂縫走向，使注入水垂直裂縫走向向采油井方向驅(qū)油（即線狀面積注水）。2）孔隙型低滲油藏：其儲(chǔ)油層幾乎都經(jīng)過人工壓裂改造并形成人工裂縫，其井網(wǎng)布署原則與上同。第40頁/共122頁3、井網(wǎng)密度1）井網(wǎng)密度必須適應(yīng)儲(chǔ)層連續(xù)性，盡可能提高水驅(qū)控制程度和采收率；2）井網(wǎng)密度必須滿足一定采油速度的要求；3）井網(wǎng)密度必須保證足夠的單井控制儲(chǔ)量；4）注采井距必須滿足一定的驅(qū)替壓力梯度；5）井距必須與人工壓裂裂縫縫長相匹配。第41頁/共122頁二、主要開發(fā)技術(shù)政策1、嚴(yán)格油層保護(hù)措施對(duì)于粘土含量高，孔吼較小的低滲儲(chǔ)層，尤為重要。另外，油藏注水開發(fā)時(shí)存在新生礦物成淀結(jié)垢問題。2、實(shí)施油藏整體壓裂技術(shù)實(shí)施油藏整體壓裂技術(shù)，已成為開發(fā)低滲油藏一項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)。3、優(yōu)化注采壓力系統(tǒng)1）油井生產(chǎn)壓差；2）油層壓力；3）油井流動(dòng)壓力；4）注水壓力；5）注采壓力系統(tǒng)評(píng)價(jià)。第42頁/共122頁4、建立油藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)1）產(chǎn)量監(jiān)測(cè)；2）壓力監(jiān)測(cè)；3）分層流量監(jiān)測(cè)；4）流體性質(zhì)監(jiān)測(cè)；5）分層水淹程度監(jiān)測(cè)。第43頁/共122頁第六章低滲透油田油層保護(hù)技術(shù)根據(jù)造成低滲透油田油層損害的機(jī)理，大致可分為四種類型：1）外來液體與儲(chǔ)層巖石礦物不配伍造成的損害；2）外來液體與儲(chǔ)層流體不配伍造成的儲(chǔ)層損害；3）固相顆粒堵塞引起的儲(chǔ)層損害；4）毛細(xì)管現(xiàn)象造成的儲(chǔ)層損害。第44頁/共122頁一、我國已成功采用的儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)1、敏感性測(cè)定技術(shù)在油田投入開發(fā)之前，進(jìn)行系統(tǒng)評(píng)價(jià)，研究儲(chǔ)層的損害規(guī)律。通過室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，對(duì)儲(chǔ)層的物性巖石成分、結(jié)構(gòu)以及儲(chǔ)層中流體性質(zhì)進(jìn)行分析研究，用開發(fā)過程中所能接觸到的流體進(jìn)行摸擬實(shí)驗(yàn)，檢驗(yàn)其損害程度，對(duì)儲(chǔ)層的敏感性進(jìn)行系統(tǒng)評(píng)價(jià)。2、鉆井完井中保護(hù)油層技術(shù)1）優(yōu)化鉆井液完井液保護(hù)油層技術(shù)；2）平衡壓力鉆井技術(shù)；3）射孔作業(yè)中保護(hù)油層技術(shù)。第45頁/共122頁3、壓裂保護(hù)油層工藝技術(shù)壓裂是改造油層的重要措施，但壓裂不當(dāng)，也可能產(chǎn)生相反的效果，不僅不能增加產(chǎn)量，還可能造成油層污染，損害油氣層。4、注水中保護(hù)油層技術(shù)1）水質(zhì)滿足基本要求；2）水質(zhì)滿足主要控制指標(biāo)；3）水質(zhì)滿足輔助性指標(biāo)。第46頁/共122頁二、油田防垢技術(shù)1、控制結(jié)垢的一般方法1）控制物理?xiàng)l件；2）從水中除去成垢物質(zhì)；3）避免不相容的水混合；4）加入防垢劑。2、注水地層結(jié)垢的防治技術(shù)1）注水站投加垢劑；2）近井地層結(jié)垢的擠注法處理。第47頁/共122頁3、地面集輸系統(tǒng)的防垢根據(jù)不同的結(jié)垢情況，采用各種不同的防垢劑配方及工藝技術(shù)。4、油井井下防垢措施原油在采出過程中是一個(gè)降壓過程，井下管柱尾管的篩孔常因CO2逸出而結(jié)垢。應(yīng)采用如下防垢方法：1）長效固體防垢塊；2）油井連續(xù)注防垢劑。第48頁/共122頁第七章低滲透油藏的開采工藝技術(shù)一、超完善完井工藝技術(shù)第49頁/共122頁第50頁/共122頁第51頁/共122頁第52頁/共122頁第53頁/共122頁第54頁/共122頁第八章低滲透油田提高采收率方法完善注采井網(wǎng)加強(qiáng)精細(xì)地質(zhì)研究和儲(chǔ)層評(píng)價(jià);開展低滲透油藏縮小井距開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn),通過適當(dāng)加密井網(wǎng),建立有效生產(chǎn)壓差,改善開發(fā)效果;根據(jù)區(qū)塊的具體情況,有條件時(shí)可采取細(xì)分開發(fā)層系或逐層上返等措施。

第55頁/共122頁加強(qiáng)注入水質(zhì)量管理

注水站要安裝精細(xì)過濾裝置,以除掉過量的懸浮固含物和含油量;要嚴(yán)格控制化學(xué)添加劑質(zhì)量,改善水質(zhì)條件;注水管線要進(jìn)行防腐處理,井口加精細(xì)過濾裝置,定期采取洗井措施。通過以上措施,使站、管線、井口、井底水質(zhì)一致。特別是投轉(zhuǎn)注井要嚴(yán)格洗井,使進(jìn)出口水質(zhì)保持一致。另外,還須從低滲透油藏地質(zhì)和儲(chǔ)層滲流機(jī)理方面深入研究水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn),因地制宜,對(duì)不同類型的低滲透油藏采用不同的標(biāo)準(zhǔn)。

第56頁/共122頁完善主導(dǎo)開采工藝技術(shù)

壓裂改造對(duì)不同類型低滲透油藏,采用不同的井網(wǎng)及壓裂策略(不同導(dǎo)流能力及縫長)。完善注采井網(wǎng),優(yōu)化水力裂縫參數(shù),開發(fā)流固耦合整體改造方案的優(yōu)化技術(shù);為了提高壓裂液的性能,努力降低稠化劑的濃度,力爭達(dá)到國際先進(jìn)水平;研制導(dǎo)流能力穩(wěn)定的支撐劑,延長壓裂有效期。

第57頁/共122頁高壓分層注水工藝針對(duì)高壓深井分層注水存在的問題,主要開展以下工作:優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu),在分層注水管柱上增加錨定和補(bǔ)償裝置,改善封隔器的受力狀況,延長管柱工作壽命;研制耐高壓(大于35ＭＰａ)、高溫(大于150℃)的深井封隔器,對(duì)封隔件的材料、幾何形狀和坐封力等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化研究;研制耐高溫、高壓的井下流量計(jì);研制測(cè)試投撈下井新工藝及配套工具;力爭分層注水有效期達(dá)到2ａ以上。

第58頁/共122頁第59頁/共122頁優(yōu)化開采方式

研究和生產(chǎn)表明,采用水動(dòng)力學(xué)方法,如周期注水、改變液流方向和間注間采等,可明顯改善低滲透油藏、特別是裂縫性低滲透油藏的開發(fā)效果。ＣＯ2混相驅(qū)和烴類氣體混相驅(qū)是提高低滲透油藏采收率的有效手段,采收率可以提高10%左右。應(yīng)積極開展混相驅(qū)提高采收率的研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

第60頁/共122頁發(fā)展水平井技術(shù)

國內(nèi)已在低滲透油藏鉆了10余口水平井。鉆井效果表明:儲(chǔ)層物性相對(duì)較好,滲透率相對(duì)較高(20×10-3～50×10-3μｍ2)的水平井效果較好。

第61頁/共122頁第九章低滲透油田的管理第62頁/共122頁第十章低滲透油田開發(fā)實(shí)例分析安塞特低滲透油藏開發(fā)實(shí)踐第63頁/共122頁油田基本情況地質(zhì)特征安塞油田地處延安，海拔1100~1500。油田主要產(chǎn)層為上三迭系延長組，是以內(nèi)陸淡水湖泊河拄三角洲為主的沉積體系．區(qū)域構(gòu)造為平緩西傾單斜，其上分布一些固沉積差異壓實(shí)而形成的低緩鼻狀隆起．第64頁/共122頁主要沉積類型有：三角洲平原分流河道砂體：砂巖厚度大于20m，以細(xì)砂為主，正韻律組合．三角洲前綠水下分流河道砂體：以細(xì)砂巖為主，由4～6個(gè)砂體迭置而成，單旋口2．5～5．0m，巖厚20～25m，正韻律．三角洲前緣河口壩朵狀砂體：由細(xì)砂巖和粉一細(xì)砂巖組成．常見丙套以反旋回為主的砂巖，上旋口為河口壩沉積，厚13m左右．下旋口為遠(yuǎn)端壩沉積，不含油或含油根嘗．第65頁/共122頁儲(chǔ)層巖性細(xì)粒硬砂質(zhì)長石砂巖，長石含量48.6%、石英20.1％、巖屑8.6％，分選校好，膠結(jié)物含量11～14％，主要為次生綠泥石，次為濁沸石和方解石．第66頁/共122頁油層及流體性質(zhì)油層埋深（m）1000～1300油層厚度（m）11～14有效孔隙度（％）11～14空氣滲透率（10-3μm2

）l.29原始含油飽和度（％）55.5原始地層壓力（MPa）8.3～9·8原始炮和壓力（MPa）6.2～6·8原始油氣比（m3/t）66～76地層原油密度（g／ml）0.755～0.768地層原油粘度（mPa·s）2.0第67頁/共122頁主要做法安塞特低滲透油田的開發(fā)，工作方針是“堅(jiān)持程序，搞好試驗(yàn)，依靠科技，攻克低滲，提高單井產(chǎn)能．”基本思路是“合理利用油氣資源；適用技術(shù)配套；提高單井產(chǎn)能，提高整體開發(fā)效益；先肥后瘦，先易后難；先評(píng)價(jià)，后方案；先試驗(yàn)，后開發(fā)．”第68頁/共122頁前期油藏工程前期油藏工程研究，主要抓5個(gè)工作，即早期介入，可行性研究，先期試驗(yàn)，綜合評(píng)價(jià)，開發(fā)方案．早期介入，做到了勘探與開發(fā)同步，奠定了前期油藏工程研究的地質(zhì)基礎(chǔ)．主要工作有：取芯59口井（探井117口），收獲率93．3％室內(nèi)分析試驗(yàn)39項(xiàng)32300塊次．油基泥漿，大直徑取芯3口井．試油58口井，肝層，2．5段．高壓物性、油氣水分析68口井，163井次．投入試采井12口·第69頁/共122頁可行性研究在油藏早期評(píng)價(jià)的同時(shí)即開展此項(xiàng)工作。先后有美國CER公司，石油天然氣總公司研究院，長慶研究院進(jìn)行了油田開發(fā)可行性攻關(guān)研究。一致認(rèn)為安塞油田可以實(shí)施注水開發(fā)。第70頁/共122頁先期試驗(yàn)針對(duì)油田低壓、低滲、低產(chǎn)特點(diǎn)，先后開展了井組、先導(dǎo)性和工業(yè)化三次先期開發(fā)試驗(yàn)，解決全面投入開發(fā)前的關(guān)鍵技術(shù)，為經(jīng)濟(jì)有效地投入開發(fā)提供了依據(jù)．第71頁/共122頁井組開發(fā)試驗(yàn)共開辟了三個(gè)試驗(yàn)井組，試驗(yàn)結(jié)果：17口井清水或龍膠液壓裂，加砂3.9~17.6m3/井，砂比14.7％～20.1％，在較為簡易的采油工藝條件下，單井產(chǎn)能1.65~3.23t/d，平均2.14t/d。塞6—71井試驗(yàn)注水壓力8.0MPa，日注32m3，最高達(dá)70m3。第72頁/共122頁先導(dǎo)性開發(fā)試驗(yàn)建立產(chǎn)能4×104t

，試驗(yàn)結(jié)果：46口井羥乙基田青液壓裂，平均單井加砂16.3m3，砂比31.2％，采用防氣，防蠟技術(shù)，平均單井日產(chǎn)油提高到3.29t/m，試注四個(gè)注水井組，注水半年后開始見效。第73頁/共122頁工業(yè)化開發(fā)試驗(yàn)建產(chǎn)能8×104t

，試驗(yàn)結(jié)果：82口井平均加砂17.3m3，砂比32.7％，油層射開程度由42.2％提高到77.5％，分壓井由15.6％提高到61.9%，平均單井產(chǎn)能達(dá)到3.64t/d。注采同步精細(xì)過濾嚴(yán)格控制注入水質(zhì)，合理注水參數(shù)，注水開發(fā)井組的平均單井日產(chǎn)能4.15t/d，見效井日產(chǎn)油達(dá)到5.30t/d。第74頁/共122頁結(jié)論

三次先期試驗(yàn)，使油田單井產(chǎn)能由2.14t/d提高到3．64t/d，明確了注水補(bǔ)充能量的開發(fā)方式，并初步探索，總結(jié)了適應(yīng)低滲透油藏開發(fā)的配套工藝技術(shù)，第75頁/共122頁綜合評(píng)價(jià)主要進(jìn)行了油藏描述，儲(chǔ)層評(píng)價(jià)，儲(chǔ)量評(píng)價(jià)，產(chǎn)能評(píng)價(jià)和注水評(píng)價(jià)。綜合評(píng)價(jià)是在室內(nèi)試驗(yàn)和礦場(chǎng)試驗(yàn)的基礎(chǔ)上進(jìn)行的。主要結(jié)論是：油田三角洲砂體規(guī)模宏大，厚度穩(wěn)定，分布連片，生、儲(chǔ)、蓋配置良好，成藏條件優(yōu)裕．儲(chǔ)量計(jì)算可靠，資源豐富，但豐度較低，僅以41.2×104t。單并產(chǎn)能通過配套技術(shù)的應(yīng)用已由2.14t/d提高到3．64t/d，進(jìn)一步優(yōu)化油層改造和注水受效后，油藏主體部位大面積單井產(chǎn)能可達(dá)4.0t/d。長6油層低壓、低產(chǎn)，彈性采收率0.8％，預(yù)測(cè)自然能量的最終采收率8%。儲(chǔ)層以酸敏為主，水敏礦物甚少，中性混合潤濕，低粘原油，沉積的反韻律，為油氣滲流和注水開發(fā)提供了較好條件．但儲(chǔ)層局部存在的天然微細(xì)裂縫，將給注水開發(fā)帶來問題．第76頁/共122頁方案編制在上述基礎(chǔ)上，采用礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)對(duì)比分析，數(shù)值模擬和經(jīng)濟(jì)技術(shù)綜合評(píng)價(jià)，以及價(jià)值工程與優(yōu)化決策方法，對(duì)開采方式、井網(wǎng)密度，壓力系統(tǒng)、采油速度、采收率和經(jīng)濟(jì)效益等進(jìn)行了深入系統(tǒng)的研究．對(duì)不同開發(fā)方式、不同注水時(shí)機(jī)、不同井網(wǎng)、不同工作制度的50個(gè)組合方案的未來生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行了預(yù)測(cè)，經(jīng)濟(jì)技術(shù)綜合評(píng)價(jià)和可行住論證，從中篩選出適合安塞油田地質(zhì)特點(diǎn)的可行開發(fā)方案．其要點(diǎn)是：第77頁/共122頁

開發(fā)方針：合理、適用、高效．即合理利用油氣資源，適用技術(shù)配套，提高單井產(chǎn)能，提高采油速度，提高整體效益．基本原則：整體設(shè)計(jì)、系統(tǒng)優(yōu)化、降低投入、保證質(zhì)量、技術(shù)配套、適用先進(jìn)、高速高產(chǎn)、突出效益．開發(fā)方式以注水補(bǔ)充能量，室內(nèi)水驅(qū)油效率44.7％，預(yù)測(cè)水驅(qū)采收率20％～25％．第78頁/共122頁井網(wǎng)通過室內(nèi)模擬計(jì)算和礦場(chǎng)試驗(yàn)，確是250～300m并距，反九點(diǎn)面積井網(wǎng)，井排方向與裂縫方位錯(cuò)開22.5。。壓力系統(tǒng)，以建立有效驅(qū)替為準(zhǔn)，注水井最大流動(dòng)壓力以地層破裂壓力的70％～80％為限，生產(chǎn)井流動(dòng)壓力為炮和壓力的80％，約5MPa，油層壓力要求保持在原始?jí)毫Ω浇?。?9頁/共122頁

技術(shù)政策，是經(jīng)濟(jì)有效地動(dòng)用儲(chǔ)量，整體部署，分期實(shí)施，先肥后瘦。采用先進(jìn)適用的配套技術(shù)，提高單井產(chǎn)能。鉆井、壓裂、注水、采油全部優(yōu)化設(shè)計(jì)。注采同步投入開發(fā)，嚴(yán)格注入水質(zhì)，合理注水參數(shù)。油田開發(fā)全過程的油層保護(hù)。地面建設(shè)因地制宜，簡化流程，降低投資，提高效益。建立完善的壓力、剖頁、流體性質(zhì)等動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)。第80頁/共122頁八項(xiàng)配套技術(shù)

叢式鉆井工藝技術(shù)油田地形復(fù)雜，直井開發(fā)占地多，投入高。在先期開發(fā)試驗(yàn)中就開始了叢式鉆井，一般每個(gè)井場(chǎng)布井5～6口。井口采用直線布置。井口距3～5m采用合作研制的工廠一20叢式井鉆機(jī)．通過工藝完善和枝術(shù)配套，叢式井建井周期16d，最短10d21h，平均中靶半徑20.61m．節(jié)約占地，簡化流程，方便管理，降低投資，王窯區(qū)21個(gè)叢式井組82口井，綜合經(jīng)濟(jì)效益1062×104元。1992年用12個(gè)叢式井組68口油水井開發(fā)了候市區(qū)，建成產(chǎn)能7×104t

，節(jié)約投資1031×104元。第81頁/共122頁油層壓裂改造技術(shù)

篩選研制了“羥已基田青壓裂液”，室內(nèi)配制改為現(xiàn)場(chǎng)配制，壓裂液成本較甲又基等下降2／3。定邊砂替換了蘭州砂．兩種砂源質(zhì)量指標(biāo)相當(dāng)，運(yùn)距相差1000km，成本下降55％．改進(jìn)500型機(jī)組．施工能力提到20m’，砂比最高達(dá)到56％，施工費(fèi)用降低10％．由于綜合措施，安塞油田近幾年每井層壓裂費(fèi)用控制在8.5×104元左右，效益是好的。第82頁/共122頁優(yōu)化射孔工藝技術(shù)

射孔引進(jìn)西南石油學(xué)院“油并射孔優(yōu)化設(shè)計(jì)”軟件，進(jìn)行參數(shù)優(yōu)選，數(shù)值擬。第83頁/共122頁油田注水開發(fā)技術(shù)投注方式前期全部采用壓裂、排液200m3后投注。1987～1992年112口注水井中，有92口井壓裂投注。1990年開始試驗(yàn)不壓裂投注工藝，當(dāng)年成功，隨后全面推廣．第84頁/共122頁注水工藝流程為單干管小支線、活動(dòng)洗井注水流程．水源、水質(zhì)處理應(yīng)用精細(xì)過濾器清除注入水中的固體顆粒．桂林產(chǎn)PEC管過濾器，〉2μm2顆粒去除90％，油田自行研制的PEC管井口精細(xì)過濾器，去除率達(dá)97％．地面管線襯里，井下涂料油管．通過系統(tǒng)監(jiān)測(cè)，各頂水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)全部達(dá)到部頒低滲透油田標(biāo)準(zhǔn)．第85頁/共122頁注水效果

注水壓力穩(wěn)定，吸水良好。注入壓力保持5～7MPa，平均5.67MPa。吸水厚度占總厚度75.0%。注水補(bǔ)充能量，地層壓力逐步回升。油層原始地層壓力9.13MPa，90年平均6.77MPa，1992年平均8.00MPa，目前平均8.27MPa，保待水平90.7％。油井見效后產(chǎn)量、動(dòng)液面上升，氣油比下降。油井逐年見效，目前已見效井172口，占總井?dāng)?shù)44.4%，井均日產(chǎn)油4.92t/d，動(dòng)液面508m。見效油并連片分布，含永穩(wěn)定，反映了孔隙滲流特征．局部井點(diǎn)出現(xiàn)微細(xì)裂縫滲流．第86頁/共122頁采油工藝技術(shù)

采油系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)主要是根據(jù)油田地質(zhì)、流體性質(zhì)對(duì)采油方式、采油設(shè)備、井下管桿及組合、配屬工具、設(shè)備投資進(jìn)行了優(yōu)選，并進(jìn)行參數(shù)設(shè)計(jì)、匹配．使系統(tǒng)處于最佳運(yùn)行狀態(tài)．第87頁/共122頁運(yùn)行管理系統(tǒng)工程包括17個(gè)環(huán)節(jié)，電機(jī)、泵、桿、材料、設(shè)備、工具、作業(yè)施工、生產(chǎn)運(yùn)行、集輸、計(jì)量、地酉資料錄取、井下測(cè)試、措施管理、質(zhì)量監(jiān)控、動(dòng)態(tài)分析、信息反饋、生產(chǎn)運(yùn)行問題處理．幾年來，在油田運(yùn)行管理方面按上述17個(gè)環(huán)節(jié)抓落實(shí)與協(xié)調(diào)．已初步形成了一個(gè)相互適應(yīng)、調(diào)節(jié)靈潔的運(yùn)行系統(tǒng)．第88頁/共122頁

斜井采油目前．已投產(chǎn)斜井156口，運(yùn)行正常．在造斜段，穩(wěn)斜段安裝尼龍扶正器、限位器、導(dǎo)向輪，起到扶正、減磨、刮蠟作用．斜井檢泵周期300d，比直井長40d．斜井采用長沖程、慢沖數(shù)的工作參數(shù)，減少管桿間的摩擦力．第89頁/共122頁油田動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)技術(shù)

針對(duì)特低滲透油田實(shí)際，試驗(yàn)、應(yīng)用先進(jìn)、適用、配套技術(shù)，建立完整動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，及時(shí)、準(zhǔn)確反映地下動(dòng)態(tài)，為提高油田開發(fā)水平發(fā)揮作用．動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)有六個(gè)作用：基礎(chǔ)作用、指導(dǎo)作用、評(píng)估作用、銜接作用、監(jiān)護(hù)作用、決策作用．為此，在安塞油田開發(fā)中，建立了五大監(jiān)測(cè)系統(tǒng)：壓力監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，產(chǎn)液剖面監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，吸水剖面監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，工程監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，流體性質(zhì)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)．第90頁/共122頁

注水油藏研究技術(shù)

注入水中固體顆粒對(duì)油藏的影響對(duì)精細(xì)過濾后的注入水采用亞沸濃縮、真空過濾技術(shù)，對(duì)固體顆粒收集、分析，＜3μm的顆粒占85％，成分單一，能譜分析顯示高硅質(zhì)峰．巖芯模擬說明，水中固體顆粒對(duì)巖芯無明顯傷害，顆粒大多被過濾在巖層表面．這與現(xiàn)場(chǎng)注入壓力平穩(wěn)、吸永能力穩(wěn)定的動(dòng)態(tài)一致．第91頁/共122頁油層微觀水驅(qū)油機(jī)理

應(yīng)用巖芯制成透明模型，進(jìn)行了微觀水驅(qū)油試驗(yàn)．搞清驅(qū)油機(jī)理，殘余泊分布，為提高驅(qū)油效率和最終采收率提供思路．研究了影響水驅(qū)油效率的主要因素．第92頁/共122頁注采井網(wǎng)及壓力系統(tǒng)現(xiàn)采用250～300m井距，不規(guī)則反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，水驅(qū)控制程度90.7％，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度73.6％．壓力系統(tǒng)計(jì)算值為：注水壓力8.0MPa，最大流壓（井底）18—20MPa，采油井流動(dòng)醫(yī)力5.0MPa，地層壓力保持水平90—100％，生產(chǎn)壓差3.5～4.0MPa。第93頁/共122頁油氣集輸工藝技術(shù)（地面建役工程）

原則：三從一新．就是從簡、從省、從快，適用新技術(shù)．從簡：一是開發(fā)試驗(yàn)初期，先拉后輸，先井后站，先骨架后配套．滿足地質(zhì)要求及測(cè)取資料的需要；二是正式建產(chǎn)時(shí)，因地制宜，簡化流程，簡化設(shè)施，簡化操作，達(dá)到降低投資的目的．從?。和ㄟ^節(jié)省管線，減少布站、部分設(shè)施露天設(shè)置等，進(jìn)一步節(jié)約建設(shè)投資．從快:加快建設(shè)速度，做到“提前設(shè)計(jì)，當(dāng)年建設(shè)，當(dāng)年投產(chǎn)，當(dāng)年見效”．一新：不斷采用、研制新技術(shù)、新工藝、新設(shè)備，使流程、設(shè)施愈來愈簡，而技術(shù)永平不斷提高。第94頁/共122頁

油氣集輸工藝的特點(diǎn)

根據(jù)上述原則，我們?cè)趯?shí)踐中不斷探索，逐年提高，系統(tǒng)配套，提高效益．形成了特低滲透油田的“單、短、簡、小、串”地面工程技術(shù)特點(diǎn)．第95頁/共122頁特低滲透砂巖油藏改善注水狀況技術(shù)

特低滲透砂巖油藏概述過去幾十年，我國開發(fā)的石油大部分是從滲透率大于

10×10-3μm2，的油層中開采出來的，小于10×10-3μm2的油層中有

99％的儲(chǔ)量未動(dòng)用。

通過對(duì)國內(nèi)、國外一些特低滲透油藏的研究（如表1、表2），可以得出該類油藏的基本特點(diǎn)：

第96頁/共122頁第97頁/共122頁第98頁/共122頁特低滲透砂巖油藏基本特點(diǎn)低滲、低孔、自然產(chǎn)能低，常規(guī)投入甚至不出油，必須經(jīng)過油層改造才能達(dá)到商業(yè)產(chǎn)能；原油粘度低，密度小，性質(zhì)較好；儲(chǔ)層物性差，粒細(xì)，分選差，膠結(jié)物含量高，后生作用強(qiáng)；油層砂泥巖交互，砂層厚度不穩(wěn)定，層間非均質(zhì)性強(qiáng)；油層受巖性控制，水動(dòng)力聯(lián)系差，邊底水不活躍；流體的流動(dòng)具有非達(dá)西滲流的特性。

第99頁/共122頁特低滲透砂巖油藏注水開發(fā)

低滲透油藏注水開發(fā)的基本生產(chǎn)特征是注水壓力不斷升高，油井供液不足，產(chǎn)量遞減快，采油速度低。在增產(chǎn)增注措施效果不理想的情況下，往往采用提高注水壓力的方法來提高注水量和注采壓差。高壓注水能在一定程度上增加注水量，但不能改變注水量降低和相應(yīng)生產(chǎn)井產(chǎn)液量下降的問題。當(dāng)注水壓力增加到地層破裂壓力以上時(shí)，地層產(chǎn)生裂縫。裂縫可能擴(kuò)展到泥巖層或鹽巖層，注入水會(huì)使泥巖蠕變、鹽巖溶蝕。在地應(yīng)力的作用下，地層會(huì)產(chǎn)生相對(duì)位移，使套管變形，甚至斷裂。據(jù)統(tǒng)計(jì)，注水井套管損壞遠(yuǎn)比油井嚴(yán)重。因此，注水壓力以不大干地層破裂壓力為宜。事實(shí)上，為增加注水量，許多油田的注水壓力己經(jīng)超過地層破裂壓力。油田注水狀況和生產(chǎn)形勢(shì)十分嚴(yán)峻。第100頁/共122頁注水技術(shù)

注水對(duì)特低滲透油層,注水開發(fā)應(yīng)注意下面幾項(xiàng)技術(shù)的配套使用:水井處理。特低滲透油層水井吸水能力低下,注水壓力很高。為了達(dá)到設(shè)計(jì)注水量,注水井必須進(jìn)行處理。預(yù)處理工作包括:Ａ注水井排液降壓;Ｂ注水井壓裂改造;Ｃ水井投注時(shí)防膨防垢處理。水井增注。許多特低滲透油層注水達(dá)不到配注要求或基本注不進(jìn)水,需采用增注措施。壓裂增注是常用的增注措施。嚴(yán)格水質(zhì)控制。只有進(jìn)行嚴(yán)格的水質(zhì)控制,才能保證水質(zhì),達(dá)到注優(yōu)質(zhì)水不損害油層的目的。

第101頁/共122頁脈沖注水,間隙注水,改換注水水推方向。對(duì)處于高含水期開采的特低滲透油藏,采用一定變化幅度的脈沖注水,或者采用一定周期的間隙注水,都能起到增油降水的效果。前蘇聯(lián)的多林油田曾采用間隙注水,注水周期為1月。實(shí)踐證明收到了很好效果。改換注水方向有兩種,一種是使注入水在90°左右的推進(jìn)方面上調(diào)整注采井別,以改變水推方向,另一種是注采井倒換,即在180°的水推方面上進(jìn)行注采井別調(diào)整。

第102頁/共122頁注水時(shí)機(jī)選擇。多數(shù)特低滲透油田彈性能量小,滲流阻力大,能量消耗快,油井投產(chǎn)壓力下降快、產(chǎn)量遞減大。而且壓力、產(chǎn)量降低之后,恢復(fù)起來十分困難。這樣,油田開發(fā)初期就容易形成低產(chǎn)的被動(dòng)局面。為了避免這種被動(dòng)局面,對(duì)特低滲透油田一般要早期注水保持壓力,但什么時(shí)候注水是最合理的注水時(shí)期呢?我國很多特低滲透油田曾進(jìn)行過這方面的研究和試驗(yàn)。

第103頁/共122頁榆樹林油田的試驗(yàn)結(jié)果如圖1,同步注水的東16區(qū)采油強(qiáng)度為06ｔ/ｄ

ｍ,比晚注水的樹32、樹322井區(qū)的025ｔ/ｄ

ｍ要高一倍多。另外,通過油藏?cái)?shù)值模擬可以明顯看出,同步注水比晚注水地層壓力恢復(fù)快、水平高(圖2)。

榆樹林油田不同注水時(shí)間圖

第104頁/共122頁榆樹林油田不同轉(zhuǎn)注時(shí)間動(dòng)態(tài)曲線

第105頁/共122頁通過對(duì)特低滲透長慶安塞油田33口受不同注水時(shí)間影響的情況分析對(duì)比發(fā)現(xiàn),同步注水的生產(chǎn)井比晚注水的生產(chǎn)井效果要好得多(見表)。

安塞油田不同注水時(shí)機(jī)效果對(duì)比

第106頁/共122頁通過上面實(shí)例分析可以看出,針對(duì)特低滲透油田的特點(diǎn),注采同步可以及時(shí)補(bǔ)充地層能量,保持較高的壓力水平,降低油井產(chǎn)量的遞減速度,使油田開發(fā)處于良好狀況。

第107頁/共122頁儲(chǔ)層改造技術(shù)多縫加砂支撐壓裂基本的原理：用爆炸脈沖壓裂能在井筒周圍地層產(chǎn)生多條放射狀短裂縫的特性,首先在近井帶造成短縫后,改造其地應(yīng)力場(chǎng),然后利用暫堵性壓裂液依次壓開并延伸原爆炸短縫后再填砂支撐。優(yōu)點(diǎn)：克服了常規(guī)水力壓裂受地應(yīng)力控制,水力壓裂裂縫具有的“單一性”問題,以及爆炸裂縫短,且不能支撐,導(dǎo)流能力低的弱點(diǎn),保留發(fā)揚(yáng)了水力壓裂作用距離遠(yuǎn),導(dǎo)流能力高和爆炸壓裂不受地應(yīng)力控制可形成多條放射狀短縫的優(yōu)點(diǎn),實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層壓裂的多縫支撐,達(dá)到全方位改造儲(chǔ)層的工藝目標(biāo)。

第108頁/共122頁低壓油井的泡沫壓裂技術(shù)

該壓裂技術(shù)與常規(guī)水力壓裂原理相同,但改造效果大不一樣。因?yàn)榕菽瓑毫岩红o水壓頭低,漏失比小,攜砂能力好,返排快,對(duì)地層損害小。對(duì)低滲透、低壓、水敏油層特別適用。

泡沫壓裂液以酸、水、水—酒精或烴類為外相,用表面活性劑作發(fā)泡劑,其濃度在1%以下。用一種可增能的氣體,一般用CO2或Ｎ2作為泡沫內(nèi)相,氣體起驅(qū)動(dòng)作用,促使壓裂液返排到井中。國外已研制出延緩交聯(lián)劑,該壓裂液的增產(chǎn)量為常規(guī)壓裂的4倍多。

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