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1、低渗油田超级水增注技术研究,汇报提纲,一.国内外开发现状与研究重点,二、低渗储层的物性与渗流特征研究,五、结论,四、综合治理对策,三、目前注水开发现状与问题,国外关于低渗油藏开发的研究美国TEXAS Spraberry Trend 油田开采状况挪威北海Ekofisk低渗油田开采现状国内低渗油田开发现状长庆安塞低渗透油田注水开发现状吉林扶余油田裂缝性低渗油田开发现状,国外低渗透油藏渗流特征研究情况,低渗透裂缝性油藏采收率情况,第一类油藏的基质孔隙度和渗透率低（超低孔低渗），裂缝既提高储集能力，也提供流体流动通道。第二类油藏的基质孔隙度和渗透率都低（低孔低渗），基质提供储集能力，裂缝则提供流动通道
2、第三类（微孔隙）油藏的基质孔隙度高和渗透率低（高孔低渗），基质提供储集能力，裂缝则提供流体流动通道。第四类（大孔隙）油藏的基质孔隙度高和渗透率高（高孔高渗），基质既提供储集能力又提供流体流动通道，而裂缝只是增加了渗透率。,裂缝性油藏分类,裂缝性油藏采收率（100个油田统计数据）第一、二、三和四类裂缝性油藏的平均最终采收率为26%。三分之二油藏的采收率均高于20%26个二类油藏（低孔低渗），有20个油藏的统计数据表明其采收率有效范围从9%到56%，平均值为26%。20个三类油藏（高孔低渗），有15个油藏的统计数据表明其采收率有效范围在7.6%到44%，平均值达24%。,低渗透裂缝性油藏采收率情况
3、,实例一：美国Spraberry Trend 油田,1949年发现，位于西德克萨斯州Midland盆地，是一个含油面积6475平方公里的二叠系油藏。地质储量100亿桶（15亿吨），累积开采原油8.5亿桶，天然气3000亿立方英尺，采出程度8%。共钻18000采油和采气井，目前有10000口井正在生产生产层的孔隙度为12-14%，平均渗透率为0.1-0.5毫达西，有主孔隙系统和次孔隙系统两套孔隙系统。主孔隙系统主要是粒间孔隙，次生孔隙主要是胶结物和颗粒溶蚀过去该油田是“世界上最大的不经济油田”,天然裂缝发育，由岩心和水平钻井观察到裂缝分布有规律，东北方向的裂缝贯穿整个Spraberry Tren
4、d 油田。90年代新钻的井，单井产量30-50BOPD，初期递减50-90%，转入注水开发。目前累积产油量8.5亿桶。预计油田最终采收率为10%-12%，即最终采油1到1.2亿桶原油,实例一：美国Spraberry Trend 油田,裂缝系统对水驱效果的影响,对于大多数Spraberry油田水驱只提高采收率2%到5%，为什么采收率这么低，提出了许多假设：井网不封闭，注水井密度低裂缝走向为N50，导致有些油区井网布置不合理基质渗透率太低（1md），渗吸速度太小油藏岩石不是强水湿，毛管力小，渗吸速度太小水驱开始时，油藏压力低，初始含气饱和度高，基质油相渗透率低,影响采收率的主要因素,裂缝形油藏有两
5、个主要参数控制着采收率：1.裂缝渗透率的大小与非均质性，决定井的导流能力，非均质性决定了水的流量。2.裂缝与基质之间的交换能力，决定油藏高采收率最主要的因素。,注CO2/水交替先导试验(1995),共15口先导性试验井，4口CO2注入井，3口中心生产井，2口观察井，6口注水井统计周围30口产油井，7口产油井沿着裂缝分布，23口产油井不沿裂缝分布30口井从CO2驱前200桶增加到每天400桶。7口沿着裂缝的产油井增油明显，23口不沿着裂缝的产油井增油不明显。水驱1.5年后累计增油75,000桶，7口沿裂缝分布的井每天增油150200桶，单井每天增油20桶这个结果改变了沿着裂缝方向布置注入井与裂缝
6、构成了流动通道，使产油井迅速见水，不能通过渗吸提高油井产量的观点。,实例二、挪威Ekofisk低渗透油田,Ekofisk低渗透油田于1969年发现，位于挪威北海境内；原油地质储量为70亿桶(11亿吨），天然气储量为10万亿立方英尺。主轴在南北方向，控制面积为12，000（公亩）有两个生产层：Ekofisk层和Tor层，两层中间有一个致密不渗透的薄泥岩隔层。Ekofisk层厚350500英尺，占储量的2/3，Tor层厚250500英尺，占储量的1/3岩性为白垩岩,Ekofisk储层分5层，上3层成为EA，EB，EC，岩石主要是石英砂，中等程度裂缝，400英尺厚度。Ekofisk的下层称为ED，平
7、均孔隙度超过30%，含水饱和度低于10%，裂缝在顶部密集，平均厚度100英尺。Ekofisk的第5层和最下一层为“致密层”（EE），厚度为50100英尺。Ekofisk低渗透油田基质渗透率为0.1md到8md，基质孔隙度2040%Tor储层分3层。Tor层和Ekofisk层的孔隙结构基本相同；平均孔隙度为25-35%，含水饱和度为15-30%，300到500英尺厚。,挪威Ekofisk低渗透油田开发,在Ekofisk油田开展了大量的实验和数值模拟研究，研究水驱对开发效果的影响，同时开展注水先导试验；先导性试验的目的确定水突破是否与实验室渗吸实验结果一致，水是否能够按照设计的注入速度注入问题；室
8、内岩心渗吸实验是水驱评价项目的主要部分；,挪威Ekofisk低渗透油田开发,实验结果证明，Tor层的渗吸效果好于Ekofisk层的吸渗效果，Tor层和Ekofisk层的渗吸结果不同是由于岩石表面化学引起的首先在Tor层进行水驱先导性实验（1981，41984，6）。现场结果很好，将Tor层的水驱推广到整个Ekofisk油田，取得了非常可观的效益。目前有76口斜井和水平井，有37口注入井，日注入量为800，000桶日产原油310，000桶。衰竭开采的采收率为18%，水驱最终采收率为38%。,挪威Ekofisk低渗透油田开发,安赛油田是处于边际的特低渗油田，主要开采层位为三叠系延长组长6层。油藏非
9、均质性强，原始地层压力低，地饱压差小，天然能量缺乏，启动压力梯度较大。注水开发的主要矛盾有：1.油井见效不均衡，见水后采液采油指数下降快。2.局部微裂缝发育，水驱储量动用程度低3.启动压力梯度较大,长庆安赛特低渗油田开发实例,采取的注水开发调整技术：强化注水。在注采同步井区实行早期强化注水，目的是提高见效程度和单井产量。不稳定注水。为控水稳油，1996年以来共对151个井组实施不稳定注水沿裂缝线状注水。1996年以来先后沿20条裂缝注水，单井注入量由20M3提高到30M3，最高达80M3。连续5年生产动态好转，裂缝侧向油井压力缓慢上升，产量稳定或小幅上升。裂缝侧向紧密调整。在特低渗透油田裂缝发
10、育区建立有效的驱替压力系统，加密井平均增加可采储量7000吨，预计提高采收率7左右。,长庆安赛特低渗油田开发实例,达到的开发效果：注水压力稳定，水驱储量动用程度较高。长6油层吸水状况良好，注入压力平稳。单井初期注水约30M3，目前为23M3，平均注水压力为5-6MPa,目前7-8MPa。孔隙渗流区水驱效果好，预期采收率较高。王窑区中西部是安赛油田注水开发最早的地区，目前采出程度17.3，含水53.2，水驱特征曲线法预测最终采收率在30左右。,长庆安赛特低渗油田开发实例,小 结,国外在低渗油田开发方面研究的方向：如何利用基质的毛细管力提高渗吸率速率替换出基质中的原油。开发方式建议采用注水开发方式
11、及不稳定注水和沿裂缝方向线性注水等。部分油田采用CO2驱，取得较好效果。国内研究低渗油田的方向：如何利用基质的毛管力，提高启动压力驱替出基质原油。开发方式一般采用注水和小井距注水，提高注入流量，补充能量共同的结果：注水开发取得了较好的效果,汇报提纲,一.国内外开发现状与研究重点,二、低渗储层的物性与渗流特征研究,五、结论,四、综合治理对策,三、目前注水开发现状与问题,储层图像粒度数据对比表,储层颗粒细小,0.3mD类储层颗粒细小，以细砂岩为主，细砂组分平均比0.5mD储层高13%左右，粒度中值只有0.5mD储层的84%左右。,低渗储层的岩石物性研究,储层胶结物组分对比表,胶结物含量高陇东地区粘
12、土矿物含量较高；陕北浅层浊沸石含量较高。,庄125-19井，伊利石，长6，（1578.881578.38）,庄59-20井，绿泥石膜厚15m，(2077.82m),低渗储层的岩石物性研究,0.3mD储层,大于0.5mD储层,恒速压汞研究成果显示，0.3mD储层与0.5mD储层相比，孔隙差别不大，但喉道半径分布差异较大，0.3mD储层以微细喉道为主，喉道半径小于1.0m。,于44-35井长4+5孔隙半径、喉道半径分布频率图（1940m，=13.6，K=2.19mD）,董81-50井长8孔隙半径、喉道半径分布频率图（1999.3m，=12.7，K=0.24mD）,低渗储层的岩石物性研究,低渗储层的
13、岩石物性研究,低渗储层孔喉道分布特征,孔道半径分布,喉道半径分布,低渗储层孔喉半径累计分布特征,孔道,喉道,低渗储层喉道对渗透率的贡献,喉道中值半径一般小于1.5 微米。渗透率越低，小孔隙所占份额越大。,低渗储层的岩石物性研究,大庆：峰值半径小，峰值半径含量高，喉道的分布非常集中和均匀。长庆：峰值半径含量显著较小，喉道半径展布范围宽。渗透率相同的情况下，长庆低渗透岩心的平均喉道半径和主流喉道半径均大于大庆的相应值,大庆,长庆,不同低渗储层孔隙结构的差别,证实了低渗非达西渗流现象普遍存在,大量渗流试验证实，超低渗储层渗流不符合达西定律。,驱替压力梯度驱替速度关系曲线,低渗储层渗流机理研究,沿12
14、0-173 k=0.1mD,发现微尺度效应的存在,水在直径为250m的石英管中的流动实验结果发现，水在直径小于10m管中呈现明显的低速非线性流动特性。阻力系数高于经典的流体力学理论计算结果，随驱动力的增大而减小，趋近于一稳定值。,低渗储层渗流机理研究,室内试验发现,启动压力梯度随渗透率的减小而增大。当渗透率小于一定值（0.5mD左右）时，启动压力梯度急剧增大.按非达西渗流确定的合理井排距要明显小于达西渗流时的井排距。,揭示了启动压力梯度随渗透率变化关系,低渗储层渗流机理研究,特低渗透油藏普遍存在应力敏感性，但0.3mD类储层敏感性更强。,发现了特低渗透油藏具有压力敏感特征,渗透率与应力敏感系数
15、关系,低渗储层渗流机理研究,西13井，长8，2128.31m，单偏光x100。层间缝。,西44-6-87-221-4 裂缝岩心渗透率与有效上覆应力关系图,含微裂缝储层与无裂缝储相比，应力敏感性更强，在开发过程中更应重视防止由于地层压力降低而造成的压敏伤害。,裂缝开度与静围压的关系曲线,渗流机理研究,确认了非达西渗流对油水运动的影响规律,启动压力梯度对含水率的影响,在低含水期，非达西流的含水率与达西渗流相并差不大，但中含水期，非达西渗流含水上升加快。因此，应降低注水强度，延长低含水采油期。,渗流机理研究,对于中高渗油藏，随着含水升高，采液指数一直上升，采油指数在高含水阶段出现下降；对于低渗油藏，
16、由于油水两相渗流的特点，随着含水的上升，采油指数下降较快，增大了油田中后期提液和稳产的难度。,长庆安塞相对采液/油指数,大庆喇嘛甸相对采液/油指数,低渗储层的油水渗流特征,低渗储层的油水渗流特征,渗透率 1910-3m2束缚水饱和度：33%两相流范围：30.3%水相渗透率：23.1%,渗透率 8.3910-3m2束缚水饱和度：58.2%两相流范围：22%水相渗透率：15,低渗储层相渗曲线两相流动区域仅为30,低渗储层的油水渗流特征,渗透率 1.5410-3m2束缚水饱和度：47.52%两相流范围：26.76%水相渗透率：9.6%,渗透率 4.7410-3m2束缚水饱和度：42.46%两相流范围
17、：29.35%水相渗透率：11,长庆低渗岩芯,大庆高渗岩芯,两相共流区范围窄，水驱采收率低是提高采收率的关键；,低渗透油藏两相渗流特征：束缚水饱和度高，一般35-45；随着含水饱和度增加，油相渗透率急剧下降，水相渗透率缓慢上升；两相共流区范围窄，仅30。,低渗储层的油水渗流特征,1.在没有粘土矿物所填制的岩心中渗流曲线呈线性，不存在启动压力梯度，而在含有膨润土的低渗岩心中出现非线性渗流现象；2.通过抑制微粒运移和粘土膨胀，可以克服或避免启动压力梯度；因此，通过低渗油藏渗流力学分析认为，低渗油藏注水是可行的。,325目长石+5膨润土K=0.769md,325目石英5膨润土K=3.06md,325
18、目石英K=8.25md,低渗储层渗流机理研究,粘土膨胀及颗粒运移是生产非达西渗流的主要因素,以长庆油田为例，储层中以酸敏矿物为主（绿泥石、浊沸石等)；水敏矿物（蒙脱石、伊蒙混层等）较少。但是由于储层渗透率超低，微粒运移及粘土膨胀等容易造成储层伤害。,低渗储层渗流机理研究,粘土膨胀及颗粒运移是生产非达西渗流的主要因素,长庆油田,随着注入水的矿化度降低,低渗透油藏岩石的渗透率显著减少。注入水为纯净水时的最低岩石渗透率只有初始渗透率的20%。,低渗储层渗流机理研究,根据国内外关于水膜厚度理论与实验研究结果可知，水膜厚度很薄，但大大小于低渗油藏岩石孔隙喉道半径，从水膜厚度(h=0.0050.03 m)
19、与孔隙喉道半径(r0.2 m)对比分析可以说是“水是无孔不入”。目前低渗透油藏注不进水不是因为水膜厚度大于孔隙喉道半径导致的，而是因为粘土膨胀、微粒运移、地层伤害等因素导致的。增加低渗透油藏注水量，关键是减少油藏岩石的水敏与地层伤害。,低渗储层渗流机理研究,小 结,低渗储层岩石颗粒细小，粘土含量高。喉道中值半径一般小于1.5 微米。渗透率越低，小孔隙所占份额越大。低渗储层呈明显的非达西渗流特征，表现在非线性渗流，较高的启动压力和渗透率的压力敏感性。低渗储层相渗曲线的两相共流区小，束缚水饱和度高，水相渗透率低，仅为1015，注水采收率较低。研究表明，粘土膨胀及颗粒运移对低渗储层的渗流有较大的影响
20、。,汇报提纲,一.国内外开发现状与研究重点,二、低渗储层的物性与渗流特征研究,五、结论,四、综合治理对策,三、目前注水开发现状与问题,碎屑岩油藏注水水质推荐标准（SY/T5329-94）,低渗油藏注水工艺技术现状,低渗油藏污水处理工艺流程及理论性能指标,低渗油藏污水处理工艺,用于低渗油藏回注的污水处理工艺基本上采用“三段常规”/“改进三段”处理（前端处理）+“精细过滤”流程。主要区别在于根据油水的性质区别以及油藏对水质的要求不同来选用“三段”处理方式（前端处理）和精细过滤工艺。,1、“三段”处理方式（前端处理）,2、“精细过滤”工艺,低渗油藏污水处理工艺流程及理论性能指标,低渗油藏注水工艺技术
21、现状,“三段”流程中主要设备理论性能参数表,低渗油藏注水工艺技术现状,精细过滤区,一级,二级,初滤区,混凝沉降区,图1 混凝除油污水处理流程示意图,1、“三段”处理方式（前端处理）,混凝除油“三段”处理方式,该处理方式目前油田应用最多，如大庆、长庆、吉林等低渗油藏的污水站。,低渗油藏注水工艺技术现状,污水处理工艺概况,经过多年实践，部分油田公司污水处理逐步形成了目前的五种污水处理工艺模式，其中有代表性的模式为以下两种：,污水处理现状分析,（1）多功能核桃壳+纤维球精细处理模式,（2）三级纤维球精细处理模式,低渗油藏注水工艺技术现状,多功能核桃壳+两级纤维球精细处理模式,现最大处理能力为1380
22、m3/d，目前处理污水量1000m3/d，而该联合站日来污水1800m3左右。,污水处理现状分析,低渗油藏注水工艺技术现状,多功能核桃壳+两级纤维球精细处理模式,低渗油藏注水工艺技术现状,多功能核桃壳+两级纤维球精细处理模式,靖一联,低渗油藏注水工艺技术现状,多功能核桃壳+两级纤维球精细处理模式,低渗油藏注水工艺技术现状,多功能核桃壳+两级纤维球精细处理模式,低渗油藏注水工艺技术现状,三级纤维球精细处理模式,靖三联水处理工艺导向图,靖三联始建于2001年，2003年扩建后最大处理能力为1200m3/d，目前处理污水量800m3/d，而该联合站日来污水680m3左右。,长庆油田采油三厂污水处理现
23、状分析,靖三联,低渗油藏注水工艺技术现状,三级纤维球精细处理模式,靖三联,低渗油藏注水工艺技术现状,三级纤维球精细处理模式,低渗油藏注水工艺技术现状,三级纤维球精细处理模式,低渗油藏注水工艺技术现状,污水处理工艺特点（两低一慢）,一般为短流程工艺，仅适合于来水水质稳定、达标且处理量小的污水处理工艺，不符合目前低渗油藏精细污水处理工艺及水质标准的要求标准低；各段流程中设备均不能达到目前处理量要求，为超负荷运行，前端处理远没有达到后段精细处理的要求，水质超标严重设计能力低；污泥干化工艺落后，滤后污水严重污染工艺流程；缺乏水质在线检测手段水质资料反馈慢。,污水处理现状分析,低渗油藏注水工艺技术现状,
24、水质严重超标，回注率仅为27.8%；而回灌率高达72.2%，严重污染环境和且浪费资源；污水中SS含量的严重超标，导致了注水井压力的提高；超标污水导致管柱以及井筒腐蚀、结垢严重。,目前污水处理现状对低渗油藏开发生产的影响,污水处理现状分析,低渗油藏注水工艺技术现状,目前污水处理现状对低渗油藏开发的影响,低渗油藏注水工艺技术现状,目前污水处理现状对低渗油藏开发的影响,低渗油藏注水工艺技术现状,从油水两相渗流规律来看，两相共流饱和度低是制约注水开发效果的关键因素；低渗油藏中胶结物含量较高，微粒运移及粘土膨胀容易造成储层伤害；从开发方式来看，压裂虽然提高了导流能力，但也造成油层被裂缝切割，限制了水驱波
25、及范围；水处理工艺不达标，水质问题是制约注水能力的重要因素。,小 结,汇报提纲,一.国内外开发现状与研究重点,二、低渗储层的物性与渗流特征研究,五、结论,四、综合治理对策,三、目前注水开发现状与问题,低渗油藏注水综合治理办法,研究目标：,在低渗油藏注水开发可行性研究以及注水影响因素分析的基础上，通过以下方式,形成低渗油藏综合治理开发技术，实现低渗油藏高效注水开发，实现提高低渗油田开发的采收率。1.减少粘土膨胀的影响，实现稳定注水2.采用超精细注水工艺，提高注入能力3.通过改善两相渗流能力，进一步提高采收率,通过研究一种阴离子表面活性剂减少粘土膨胀，同时改善两相渗流能力；采用超精细注水过滤工艺，
26、保证水质等超级水的理念，实现低渗储层注水开发：减少粘土膨胀的影响，实现稳定注水通过改善两相渗流能力，进一步提高采收率采用超精细注水工艺，提高注入能力,低渗油藏注水综合治理办法,低渗油藏高效注入能力研究,研制新型化学剂，抑制解决粘土膨胀和微粒运移；降低低渗油藏流动阻力研究，建立低渗油藏有效驱动能力。,低渗油藏注水综合治理办法,润湿性翻转驱油体系的确定,岩心驱油实验结果,实验结果的比较,低渗油藏油水两相渗流力学研究,长庆长8岩芯驱油实验表明，添加渗析剂后，能够改善低渗岩芯的两相渗流特征，两相共流区范围显著增大。,低渗油藏注水综合治理办法,图 润湿反转剂注入试验区井网分布图,润湿反转剂现场试验,润湿
27、反转剂现场试验,低渗油藏注水开发方式研究,通过岩石力学的分析研究，计算低渗油藏温和注水（少压裂或不压裂）开发的理论最低注入压力；建立在理论计算以及岩芯实验基础上的数值模拟研究。,低渗油藏注水综合治理办法,低渗油藏“超级水”技术研究,低渗油藏超精细污水处理技术；研究超精细过滤新技术，如金属膜过滤器、纤维素预膜过滤器等在低渗油藏超精细处理中的应用和工艺，达到低渗油藏注“超级水”技术的注水要求；,低渗油藏注水综合治理办法,“精细过滤”工艺,精细过滤主要设备理论性能参数表,利用特定性能滤料所形成的滤床和滤芯对初滤后污水中的含油以及固体悬浮物进行进一步过滤。,低渗油藏注水工艺技术,汇报提纲,一.国内外开发现状与研究重点,二、低渗储层的物性与渗流特征研究,五、结论,四、综合治理对策,三、目前注水开发现状与问题,结 论,国内外研究与应用实践表明，低渗储层注水开发是一种可行的方法，国内外均有成功的实例在低渗储层注水开发方面，需要有一个高起点，高投入，高标准的理念和做法。低渗储层对注水过程中产生的水敏与颗粒运移过于敏感，需要特殊防护。低渗储层基质孔隙结构小，需要采用物理和化学的方法促进渗吸平衡，提高开采速度。可以尝试“超级水”的做法，简化化学药剂的投放，提高工艺水平，实现稳定注水和提高采收率的目标。,谢 谢！,
