石油开采低渗透油田开发与管理.ppt

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1、,长江大学刘德华 教授2003年7月,低渗透油藏专题讲座,低渗透油田的开发与管理 第一章 低渗透油田概述第二章 低渗透油田的地质特征第三章 低渗透油田渗流特征第四章 低渗透油田的开发特征分析第五章 低渗透油田开发部署与技术政策第六章 低渗透油田油层保护技术第七章 低渗透油藏的开采工艺技术 第八章 低渗透油田提高采收率方法第九章 低渗透油田的管理 第十章 低渗透油田开发实例分析,内容提要,特低渗透砂岩藏改善注水状况技术第一章 特低渗透砂岩油藏概述 第二章 特低渗透砂岩油藏注水开发第三章 改善注水开发效果策略第四章 改善注水开发的工艺技术第五章 储层改造技术第六章 低渗透油田开发前景及主要攻关技术

2、,第一章 低渗透油田概述,一、国内外低渗透油田开发概况国内低渗透油田概况 在全国陆上动用的石油地质储量中，低渗透油层（5010-3m2)储量占11左右；在搞明未动用的石油地质储量中，低渗透油层储量占 50以上；而在近几年探明的石油地质储量中，低渗透油层储量占 60以上。例如：1990年探明低渗透油层地质储量21214 104t，占全年总探明储量的 459；1995年探明低渗透油层地质储量增加到 30796104t，占当年总探明储量的比例高达727。从上述数据可以看出，开发好低渗透油田对我国石油工业今后的持续稳定发展有着十分重要的意义。,低渗透油藏的储量分布 截止1994年底，在全国陆相地层中共

3、发现和探明的低渗透油田285个（不包括地矿部的油田），储量约40 104t（见下表），分布于21个油区。油层一般埋深10004000m，储量主要集中在10013200m的深度内，占储量的86.5%，大于3200和小于1000m的油田仅占13.5%。,国内低渗透油田储量数据表,国外低渗透油田概况,国外也有大量的低渗透油田，其开发问题受到各石油公司的重视，不但开发新技术来降低开采成本。高砂比压裂工艺、低压油井的泡沫压裂、水力化学压裂、改变应力的压裂及改善井底附近渗流状况的工艺措施国外低渗透油特点储层物性差、渗透率底原始含水饱和度高(60%)，原油物性好油层泥砂交互，非均质严重天然裂缝相对发育油层受

4、岩性控制，水动力联系差油田压裂后才能投产储层保护及其重要（损失产量达50%）,国外低渗透油田情况,低渗透油田采收率状况,低渗透油田采收率状况,二、低渗透油田的定义,以储层渗透率小于(或等于）50 10-3 m2为判定低渗透率砂岩油藏的标准，渗透率小于10 10-3 m2者定为特低渗透率砂岩油藏,三、低渗透油田开发中面临的问题,1、孔喉细、油层小、比表面积大、渗透率低 低渗透油层以小微孔隙和细一微细喉道为主，平均孔隙直径一般为 2643m，喉道半径中值只有 0.12.0m，比表面积高达 220 m2g。储层孔喉细小和比表面积大，不仅直接形成了渗透率低的结果，而且是低渗透油层一系列开采特征的根本原

5、因。,2、渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度,低渗透储层由于孔喉细小、比表面积和原油边界层厚度大、贾敏效应和表面分子力作用强烈，其渗流规律不遵循达西定律，具有非达西型渗流特征。渗流直线段的延长线不通过坐标原点（达西型渗流通过坐标原点），而与压力梯度轴相交，其交点即为启动压力梯度，渗透率越低，启动压力梯度越大（如下图）,启动压力与渗透率关系曲线,低渗透岩心中液流渗流特征（据何庆来）,3、弹性能量小，利用天然能量方式开采其压力和产量下降快,低渗透油田由于储层连通性差、渗流阻力大，一般边、底水都不活跃，弹性能量很小。除少数异常高压油田外，弹性阶段采收率只有12，溶解气驱采收率也不高。在消耗大然

6、能量方式开采条件下，地层压力大幅度下降，油日产量急剧递减，生产管理都非常被动。,4、产油能力和吸水能力低，油井见注水效果缓慢,低渗透油层自然生产能力很低，甚至没有自然产能，一般都要经过压裂改造后才能正式投入生产。即使经过压裂改造，其生产能力也都很低，采油指数一般只有l2t（MPad）低渗透油层注水井不仅吸水能力低，而且启动压力高，注水井附近地层压力上升很快，甚至井口压力和泵压达到平衡而停止吸水。不少油田的注水井因注不进水而被迫关井停注，或转为间歇注水。由于低渗透层渗流阻力大，大部分能量都消耗在注水井周围，油井见注水效果程度差。在250 300 m井距条件下，一般注水半年至一年后油井才能见到注水

7、效果，见效后油井压力、产量相对保持稳定，上升现象很不明显。,5、油井见水后产液（油）指数大幅度下降,由于油水粘度比和岩石润湿性等多种因素的影响，低渗透油井见水后产液（油）指数大幅度下降。当含水达到 50 60时，无因次产液指数最低，只有 04左右，无因次采油指数更低，只有015（如下图）。低渗透油层的这种特性对油井见水后的提液和稳产造成极大的困难。,无因次采液、采油指数,含水率（%）低渗透油层无因次采液(油)指数变化曲线据范乃福,6、裂缝性低渗透砂岩油田，沿裂缝方向油井水窜、水淹严重,我国带裂缝的砂岩油田其基质岩块绝大多数都是低渗透油层，构成裂缝性低渗透砂岩油田。这类油田注水井吸水能力高，沿裂

8、缝方向的油井水窜、水淹现象十分严重。有的油田在注水井投注几天甚至几小时后，相邻的油井即遭到暴性水淹。但裂缝具有双重作用，调整、控制得当，也可取得较好的开发效果。,第二章 低渗透油田的地质特征,一、储层特征1、储层特性 我国低渗透率砂岩储层就沉积特征而言，与中高渗透率砂岩储层一样，具有陆相沉积的普遍特征；河流三角洲相砂体仍占主导地位；陆相碎屑岩矿物、结构成熟度较低的特点,只能加剧砂岩储层向低渗透率演化;储层宏观非均质性,由于仍然受控于沉积相而较为严重.2、孔隙结构 以粒间孔为主,原生粒间孔和次生粒间孔溶蚀孔都有发育.微孔相对较多,3、油藏非均质性 宏观储层非均质性是指储层层间、平面、层内非均质性

9、。若储层属深水重力流沉积，主体砂岩为重力流水道岩，储层非均质性则显示一般重力流水道砂体的特征4、裂缝分布规律 低渗透率砂岩储层普遍伴生有构造裂缝，一般来说，砂岩储层愈致密，渗透率愈低，裂缝发育的机率和强度也愈大。也有一些低渗透率砂岩储层，其裂缝并不显著发育（裂缝在流体储集和渗流中不起作用）。一般属两种情况：一是储层埋深大，高温高压下岩石可朔性相对增大，或埋深下空隙流体形成异常高压，裂缝不易发育。二是构造活动非常微弱的地区。,中原文13北油藏裂缝分布规律,中原文13北油藏裂缝分布规律,二、油藏构造特征,低渗透率砂岩油藏成藏圈闭条件以构造控制为主，即以各种成因的背斜构造和断块构造为主。但经常也局部

10、伴有岩性圈闭因素，上倾方向为成岩作用引起的岩性圈闭，按占有石油地质储量统计，我国现已探明低渗透率碎屑岩油藏中，岩性圈闭为主者约占15.5%,构造圈闭占84.5%,其中约一半局部有岩性因素。多层砂泥岩间互的储层，油气成藏总体上受构造圈闭控制。,三、油藏流体物性,1、原油 低渗透率砂岩油藏原油多为含硫低、含蜡量和凝固点高的石蜡基原油，属原生油藏，不见高粘、重质组分高的次生油藏 地面原油密度：最小0.83g/cm3，最大0.89g/cm3，一般0.83-0.86 g/cm3。脱气原油密度（50 时）：最低4.8mPa s,最高57 mPa s，一般7-33 mPa s。地层原油粘度：最低0.38mP

11、a s,最高10.4mPa s，一般0.7-8.7 mPa s,2、天然气 除少数低渗透率砂岩油藏具有气顶外，大部分为不具天然气顶的饱和油藏。天然气属于油藏的伴生气，在油藏条件下，多溶解于原油中，具有典型的油藏气特点，即天然气密度大，甲烷含量较低，C2以上组分含量较高。3、油层水性质 低渗透率砂岩油藏油层水性质，取决于所在盆地总的古水文地化条件，因油层水相对不活跃，封闭条件稍好，而矿化度略高。,四、油藏温度压力系统特征,1、压力系统 低渗透率砂岩油藏多数属于正常压力系统，即压力系数（油层原始压力/相同深度静水柱压力）在1.0左右。然而在快速沉积引起欠压实地质背景下，低渗透率层状砂岩油藏，更易于

12、形成异常高压油藏。至于构造活动因素引起异常高压和低压，低渗透率砂岩油藏和中高渗透率砂岩油藏有同样的机遇。2、温度系统 油藏温度场取决于所在盆地地温场及局部因素（如岩浆活动因素等）的影响，低渗透率砂岩油藏从属于总的规律。然而高地温梯度有助于原油粘度降低，则是开发深层低渗透率砂岩油藏的有利因素。,第三章 低渗透率油田渗流特征,一、低渗透率砂岩油藏主要油层物理特征1、小喉道连通的孔隙体积比例大 碎屑岩储层成为低渗透率的根本原因，是岩石结构引起的孔喉尺寸变小。碎屑岩储层渗透率可与毛管压力曲线得出的平均喉道半径建立很好得线性关系。且渗透率愈低，小喉道所占有的孔隙体积愈多。,2、低渗透率油层岩石表面油膜量

13、大,原油是由烃类和非烃类化合物组成的复杂混合物含有大量的极性物质。在原油和岩石颗粒表面直接接触的地方，将吸附原油中的胶质和沥青质等活性成分，形成一个原油边界层，其厚度与原油的物理化学性质、孔隙孔道半径大小及驱动压力梯度等因素有关。边界层中原油具有较高的粘度和极限剪切应力，必须在非常大驱动压力梯度下才能流动。,3、毛管力的影响显著,毛管力用下式表示 PC1=2（cos 0.5)/r 当珠泡克服上述阻力而运动时，珠泡的弯月面产生形变，又产生第二种毛管力 PC2=2（1/R 1/R)界面张力；润湿接触角；r 毛管半径；R=cos/r;R=cos/r;从上式知，毛管半径越小，毛管力越大。当珠泡流动到孔

14、道窄口时，产生贾敏效应，则珠泡遇阻变形产生第三种毛管力 Pc3=2（1/R1 1/R2),二、低渗透率油层渗流的特殊性,1、渗流规律呈非线性特征；2、低渗透多孔介质的渗透率并非常数；3、低渗透多孔介质中流体流动的横截面积数是可变的；4、低渗透率油层中渗流时出现启动压力梯度。压力梯度较低时，渗流速度的增加呈下凹非线性曲线；当压力梯度较大时，渗流速度呈直线性增加。,三、低渗透率油层油水单相渗流规律,低渗透率油层中，流体的渗流受多种力作用。特别是液固界面的分子作用力显著增强，使流体成分在孔道中的分布变得有序和不均匀；原油中极性物质和重质成分更富集于固体表面；原油粘度随孔道变小而增大，又随压力梯度变化

15、而增减。,1、实验规律,1）当压力梯度较低时，渗流速度的增加呈下凹非线性曲线；2）当压力梯度较大时，渗流速度呈直线性增加；3）该直线段的延伸与压力梯度轴交于某点而不经过坐标原点，称这个交点为启动压力梯度；4）在实验范围内湍流影响不明显；5）渗流特征与渗透率及流体性质有关，渗透率愈低或原油粘度愈大；上凹非线性曲线段延伸愈长，启动压力梯度愈大。,2、渗流方程,流体在低渗透率多孔介质中的渗流规律：vi=K(p/L Gi)/2 fi 当压力梯度较大和渗透率较高时，则 fi=1,Gi=0当压力梯度相当大时，fi1，Gi G,此时渗流过程发展到线性段。,3、启动压力梯度,在原油渗流曲线图中，直线段的延伸与

16、压力梯度轴交于某点而不经过坐标原点，称这个交点为启动压力梯度。某种流体（原油）在一系列不同渗透率岩样的启动压力梯度的变化规律如下：p0/L=G(K)=A/KnG(K)启动压力梯度,MPa/m;K 渗透率,10-3 m2;A 常数，不同油样有不同的值；n 常数，不同油样有不同的值。,4、启动压力梯度对单井产量的影响,当存在启动压力梯度时，单井产量的计算公式为：由上式可看出，当存在启动压力梯度时，单井产量将减小，其影响因素为：1）渗透率越低，油井产量降低程度越大；2）在渗流过程中原油的极限剪切应力越大，油井产量降低程度越大；3）井距越大，油井产量降低程度越大；4）生产压差越小，油井产量降低程度越大

17、；,四、低渗透率油层中两相渗流特征,1）当存在启动压力梯度时，油相相对渗透率曲线上升，水相相对渗透率曲线下降；2）启动压力梯度越大，油水两相相对渗透率曲线上升或下降的幅度越大；3）随着含水饱和度的增加，油相相对渗透率极剧下降，而水相相对渗透率却升不起来。4）在水驱油过程中，第三种毛管力（贾敏效应）是增加阻力的主要因素。,第五章 低渗透油田开发部署与技术政策,一、开发部署对策1、开发层系划分1）同一开发层系中油藏类型、油水分布、压力系统和流体性质等特征应基本相同；2）同一开发层系中油层沉积条件大体相同，油层性质基本一致；3）一套开发层系油层不能太多，井段不能太长；4）一套开发层系油层要有一定厚度

18、、油井生产能力和单井控制储量；5）不同开发层系之间要有比较稳定的泥岩隔层，保证在油田开发中或井下作业后，层系之间不串通。,2、注水方式及注采井网型式,一般采用面积注水方式，且采用较小的注采井距。1）带裂缝的低渗油藏：注水井和采油井排应平行于裂缝走向，使注入水垂直裂缝走向向采油井方向驱油（即线状面积注水）。2）孔隙型低渗油藏：其储油层几乎都经过人工压裂改造并形成人工裂缝，其井网 布署原则与上同。,3、井网密度,1）井网密度必须适应储层连续性，尽可能提高水驱控制程度和采收率；2）井网密度必须满足一定采油速度的要求；3）井网密度必须保证足够的单井控制储量；4）注采井距必须满足一定的驱替压力梯度；5）

19、井距必须与人工压裂裂缝缝长相匹配。,二、主要开发技术政策,1、严格油层保护措施 对于粘土含量高，孔吼较小的低渗储层，尤为重要。另外，油藏注水开发时存在新生矿物成淀结垢问题。2、实施油藏整体压裂技术实施油藏整体压裂技术，已成为开发低渗油藏一项关键技术。3、优化注采压力系统1）油井生产压差；2）油层压力；3）油井流动压力；4）注水压力；5）注采压力系统评价。,4、建立油藏动态监测系统,1）产量监测；2）压力监测；3）分层流量监测；4）流体性质监测；5）分层水淹程度监测。,第六章 低渗透油田油层保护技术,根据造成低渗透油田油层损害的机理，大致可分为四种类型：1）外来液体与储层岩石矿物不配伍造成的损害

20、；2）外来液体与储层流体不配伍造成的储层损害；3）固相颗粒堵塞引起的储层损害；4）毛细管现象造成的储层损害。,一、我国已成功采用的储层保护技术,1、敏感性测定技术在油田投入开发之前，进行系统评价，研究储层的损害规律。通过室内评价实验，对储层的物性岩石成分、结构以及储层中流体性质进行分析研究，用开发过程中所能接触到的流体进行摸拟实验，检验其损害程度，对储层的敏感性进行系统评价。2、钻井完井中保护油层技术1）优化钻井液完井液保护油层技术；2）平衡压力钻井技术；3）射孔作业中保护油层技术。,3、压裂保护油层工艺技术,压裂是改造油层的重要措施，但压裂不当，也可能产生相反的效果，不仅不能增加产量，还可能

21、造成油层污染，损害油气层。4、注水中保护油层技术1）水质满足基本要求；2）水质满足主要控制指标；3）水质满足辅助性指标。,二、油田防垢技术,1、控制结垢的一般方法1）控制物理条件；2）从水中除去成垢物质；3）避免不相容的水混合；4）加入防垢剂。2、注水地层结垢的防治技术1）注水站投加垢剂；2）近井地层结垢的挤注法处理。,3、地面集输系统的防垢,根据不同的结垢情况，采用各种不同的防垢剂配方及工艺技术。4、油井井下防垢措施原油在采出过程中是一个降压过程，井下管柱尾管的筛孔常因CO2逸出而结垢。应采用如下防垢方法：1）长效固体防垢块；2）油井连续注防垢剂。,第七章 低渗透油藏的开采工艺技术,一、超完

22、善完井工艺技术,第八章 低渗透油田提高采收率方法,完善注采井网加强精细地质研究和储层评价;开展低渗透油藏缩小井距开发先导试验,通过适当加密井网,建立有效生产压差,改善开发效果;根据区块的具体情况,有条件时可采取细分开发层系或逐层上返等措施。,加强注入水质量管理,注水站要安装精细过滤装置,以除掉过量的悬浮固含物和含油量;要严格控制化学添加剂质量,改善水质条件;注水管线要进行防腐处理,井口加精细过滤装置,定期采取洗井措施。通过以上措施,使站、管线、井口、井底水质一致。特别是投转注井要严格洗井,使进出口水质保持一致。另外,还须从低渗透油藏地质和储层渗流机理方面深入研究水质标准,因地制宜,对不同类型的

23、低渗透油藏采用不同的标准。,完善主导开采工艺技术,压裂改造对不同类型低渗透油藏,采用不同的井网及压裂策略(不同导流能力及缝长)。完善注采井网,优化水力裂缝参数,开发流固耦合整体改造方案的优化技术;为了提高压裂液的性能,努力降低稠化剂的浓度,力争达到国际先进水平;研制导流能力稳定的支撑剂,延长压裂有效期。,高压分层注水工艺针对高压深井分层注水存在的问题,主要开展以下工作:优化管柱结构,在分层注水管柱上增加锚定和补偿装置,改善封隔器的受力状况,延长管柱工作寿命;研制耐高压(大于35)、高温(大于150)的深井封隔器,对封隔件的材料、几何形状和坐封力等参数进行优化研究;研制耐高温、高压的井下流量计;

24、研制测试投捞下井新工艺及配套工具;力争分层注水有效期达到2以上。,优化开采方式,研究和生产表明,采用水动力学方法,如周期注水、改变液流方向和间注间采等,可明显改善低渗透油藏、特别是裂缝性低渗透油藏的开发效果。2混相驱和烃类气体混相驱是提高低渗透油藏采收率的有效手段,采收率可以提高10%左右。应积极开展混相驱提高采收率的研究和现场试验。,发展水平井技术,国内已在低渗透油藏钻了10余口水平井。钻井效果表明:储层物性相对较好,渗透率相对较高(2010-35010-32)的水平井效果较好。,第九章 低渗透油田的管理,第十章 低渗透油田开发实例分析,安塞特低渗透油藏开发实践,油田基本情况,地质特征安塞油

25、田地处延安，海拔11001500。油田主要产层为上三迭系延长组，是以内陆淡水湖泊河拄三角洲为主的沉积体系区域构造为平缓西倾单斜，其上分布一些固沉积差异压实而形成的低缓鼻状隆起,主要沉积类型有：,三角洲平原分流河道砂体：砂岩厚度大于20m，以细砂为主，正韵律组合三角洲前绿水下分流河道砂体：以细砂岩为主，由46个砂体迭置而成，单旋口2550m，岩厚2025m，正韵律三角洲前缘河口坝朵状砂体：由细砂岩和粉一细砂岩组成常见丙套以反旋回为主的砂岩，上旋口为河口坝沉积，厚13m左右下旋口为远端坝沉积，不含油或含油根尝,储层岩性,细粒硬砂质长石砂岩，长石含量48.6%、石英20.1、岩屑8.6，分选校好，胶

26、结物含量1114，主要为次生绿泥石，次为浊沸石和方解石,油层及流体性质,油层埋深（m）10001300油层厚度（m）1114有效孔隙度（）1114空气渗透率（10-3m2）l.29原始含油饱和度（）55.5原始地层压力（MPa）8.398原始炮和压力（MPa）6.268原始油气比（m3/t）6676地层原油密度（gml）0.7550.768地层原油粘度（mPas）2.0,主要做法,安塞特低渗透油田的开发，工作方针是“坚持程序，搞好试验，依靠科技，攻克低渗，提高单井产能”基本思路是“合理利用油气资源；适用技术配套；提高单井产能，提高整体开发效益；先肥后瘦，先易后难；先评价，后方案；先试验，后开发

27、”,前期油藏工程,前期油藏工程研究，主要抓5个工作，即早期介入，可行性研究，先期试验，综合评价，开发方案 早期介入，做到了勘探与开发同步，奠定了前期油藏工程研究的地质基础主要工作有：取芯59口井（探井117口），收获率933室内分析试验39项32300块次油基泥浆，大直径取芯3口井试油58口井，肝层，25段高压物性、油气水分析68口井，163井次投入试采井12口,可行性研究,在油藏早期评价的同时即开展此项工作。先后有美国CER公司，石油天然气总公司研究院，长庆研究院进行了油田开发可行性攻关研究。一致认为安塞油田可以实施注水开发。,先期试验,针对油田低压、低渗、低产特点，先后开展了井组、先导性和

28、工业化三次先期开发试验，解决全面投入开发前的关键技术，为经济有效地投入开发提供了依据,井组开发试验,共开辟了三个试验井组，试验结果：17口井清水或龙胶液压裂，加砂3.917.6m3/井，砂比14.720.1，在较为简易的采油工艺条件下，单井产能1.653.23t/d，平均2.14 t/d。塞671井试验注水压力8.0MPa，日注32m3，最高达70m3。,先导性开发试验,建立产能 4 104t，试验结果：46口井羟乙基田青液压裂，平均单井加砂16.3m3，砂比31.2，采用防气，防蜡技术，平均单井日产油提高到3.29t/m，试注四个注水井组，注水半年后开始见效。,工业化开发试验,建产能 8 1

29、04t，试验结果：82口井平均加砂17.3m3，砂比32.7，油层射开程度由42.2提高到77.5，分压井由15.6提高到61.9%，平均单井产能达到3.64t/d。注采同步精细过滤严格控制注入水质，合理注水参数，注水开发井组的平均单井日产能4.15 t/d，见效井日产油达到5.30 t/d。,结论,三次先期试验，使油田单井产能由2.14 t/d提高到364 t/d，明确了注水补充能量的开发方式，并初步探索，总结了适应低渗透油藏开发的配套工艺技术，,综合评价,主要进行了油藏描述，储层评价，储量评价，产能评价和注水评价。综合评价是在室内试验和矿场试验的基础上进行的。主要结论是：油田三角洲砂体规模

30、宏大，厚度稳定，分布连片，生、储、盖配置良好，成藏条件优裕储量计算可靠，资源丰富，但丰度较低，仅以41.2 104t。单并产能通过配套技术的应用已由2.14 t/d提高到364 t/d，进一步优化油层改造和注水受效后，油藏主体部位大面积单井产能可达4.0 t/d。长6油层低压、低产，弹性采收率0.8，预测自然能量的最终采收率8%。储层以酸敏为主，水敏矿物甚少，中性混合润湿，低粘原油，沉积的反韵律，为油气渗流和注水开发提供了较好条件但储层局部存在的天然微细裂缝，将给注水开发带来问题,方案编制,在上述基础上，采用矿场统计对比分析，数值模拟和经济技术综合评价，以及价值工程与优化决策方法，对开采方式、

31、井网密度，压力系统、采油速度、采收率和经济效益等进行了深入系统的研究对不同开发方式、不同注水时机、不同井网、不同工作制度的50个组合方案的未来生产动态进行了预测，经济技术综合评价和可行住论证，从中筛选出适合安塞油田地质特点的可行开发方案其要点是：,开发方针：合理、适用、高效即合理利用油气资源，适用技术配套，提高单井产能，提高采油速度，提高整体效益 基本原则：整体设计、系统优化、降低投入、保证质量、技术配套、适用先进、高速高产、突出效益开发方式以注水补充能量，室内水驱油效率44.7，预测水驱采收率2025,井网通过室内模拟计算和矿场试验，确是250300m并距，反九点面积井网，井排方向与裂缝方位

32、错开22.5。压力系统，以建立有效驱替为准，注水井最大流动压力以地层破裂压力的7080为限，生产井流动压力为炮和压力的80，约5MPa，油层压力要求保持在原始压力附近。,技术政策，是经济有效地动用储量，整体部署，分期实施，先肥后瘦。采用先进适用的配套技术，提高单井产能。钻井、压裂、注水、采油全部优化设计。注采同步投入开发，严格注入水质，合理注水参数。油田开发全过程的油层保护。地面建设因地制宜，简化流程，降低投资，提高效益。建立完善的压力、剖页、流体性质等动态监测系统。,八项配套技术,丛式钻井工艺技术 油田地形复杂，直井开发占地多，投入高。在先期开发试验中就开始了丛式钻井，一般每个井场布井56口

33、。井口采用直线布置。井口距35m采用合作研制的工厂一20丛式井钻机通过工艺完善和枝术配套，丛式井建井周期16d，最短 10d21h，平均中靶半径20.61m节约占地，简化流程，方便管理，降低投资，王窑区21个丛式井组82口井，综合经济效益 1062 104元。1992年用 12个丛式井组 68口油水井开发了候市区，建成产能 7 104t，节约投资 1031 104元。,油层压裂改造技术,筛选研制了“羟已基田青压裂液”，室内配制改为现场配制，压裂液成本较甲又基等下降23。定边砂替换了兰州砂两种砂源质量指标相当，运距相差1000km，成本下降55改进500型机组施工能力提到20m，砂比最高达到56

34、，施工费用降低10由于综合措施，安塞油田近几年每井层压裂费用控制在 8.5 104元左右，效益是好的。,优化射孔工艺技术,射孔引进西南石油学院“油并射孔优化设计”软件，进行参数优选，数值拟。,油田注水开发技术,投注方式前期全部采用压裂、排液200m3后投注。19871992年112口注水井中，有92口井压裂投注。1990年开始试验不压裂投注工艺，当年成功，随后全面推广,注水工艺流程为单干管小支线、活动洗井注水流程水源、水质处理应用精细过滤器清除注入水中的固体颗粒桂林产PEC管过滤器，2 m2颗粒去除90，油田自行研制的PEC管井口精细过滤器，去除率达97地面管线衬里，井下涂料油管 通过系统监测

35、，各顶水质标准全部达到部颁低渗透油田标准,注水效果,注水压力稳定，吸水良好。注入压力保持57MPa，平均5.67MPa。吸水厚度占总厚度75.0%。注水补充能量，地层压力逐步回升。油层原始 地层压力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。油井见效后产量、动液面上升，气油比下降。油井逐年见效，目前已见效井172口，占总井数44.4%，井均日产油4.92t/d，动液面508m。见效油并连片分布，含永稳定，反映了孔隙渗流特征局部井点出现微细裂缝渗流,采油工艺技术,采油系统优化设计 主要是根据油田地质、流体性质对采油方式、采油设

36、备、井下管杆及组合、配属工具、设备投资进行了优选，并进行参数设计、匹配使系统处于最佳运行状态,运行管理系统工程,包括17个环节，电机、泵、杆、材料、设备、工具、作业施工、生产运行、集输、计量、地酉资料录取、井下测试、措施管理、质量监控、动态分析、信息反馈、生产运行问题处理几年来，在油田运行管理方面按上述17个环节抓落实与协调已初步形成了一个相互适应、调节灵洁的运行系统,斜井采油,目前已投产斜井156口，运行正常在造斜段，稳斜段安装尼龙扶正器、限位器、导向轮，起到扶正、减磨、刮蜡作用斜井检泵周期300d，比直井长40d 斜井采用长冲程、慢冲数的工作参数，减少管杆间的摩擦力,油田动态监测技术,针对

37、特低渗透油田实际，试验、应用先进、适用、配套技术，建立完整动态监测系统，及时、准确反映地下动态，为提高油田开发水平发挥作用动态监测有六个作用：基础作用、指导作用、评估作用、衔接作用、监护作用、决策作用为此，在安塞油田开发中，建立了五大监测系统：压力监测系统，产液剖面监测系统，吸水剖面监测系统，工程监测系统，流体性质监测系统,注水油藏研究技术,注入水中固体颗粒对油藏的影响对精细过滤后的注入水采用亚沸浓缩、真空过滤技术，对固体颗粒收集、分析，3m的颗粒占 85，成分单一，能谱分析显示高硅质峰岩芯模拟说明，水中固体颗粒对岩芯无明显伤害，颗粒大多被过滤在岩层表面这与现场注入压力平稳、吸永能力稳定的动态

38、一致,油层微观水驱油机理,应用岩芯制成透明模型，进行了微观水驱油试验搞清驱油机理，残余泊分布，为提高驱油效率和最终采收率提供思路研究了影响水驱油效率的主要因素,注采井网及压力系统,现采用250300m井距，不规则反九点注采井网，水驱控制程度90.7，水驱储量动用程度73.6压力系统计算值为：注水压力8.0MPa，最大流压（井底）1820MPa，采油井流动医力 5.0MPa，地层压力保持水平90100，生产压差3.54.0MPa。,油气集输工艺技术（地面建役工程）,原则：三从一新就是从简、从省、从快，适用新技术 从简：一是开发试验初期，先拉后输，先井后站，先骨架后配套满足地质要求及测取资料的需要

39、；二是正式建产时，因地制宜，简化流程，简化设施，简化操作，达到降低投资的目的从省：通过节省管线，减少布站、部分设施露天设置等，进一步节约建设投资从快:加快建设速度，做到“提前设计，当年建设，当年投产，当年见效”一新：不断采用、研制新技术、新工艺、新设备，使流程、设施愈来愈简，而技术永平不断提高。,油气集输工艺的特点,根据上述原则，我们在实践中不断探索，逐年提高，系统配套，提高效益形成了特低渗透油田的“单、短、简、小、串”地面工程技术特点,特低渗透砂岩油藏改善注水状况技术,特低渗透砂岩油藏概述过去几十年，我国开发的石油大部分是从渗透率大于 1010-3m 2，的油层中开采出来的，小于1010-3

40、m 2的油层中有 99的储量未动用。通过对国内、国外一些特低渗透油藏的研究（如表1、表2），可以得出该类油藏的基本特点：,特低渗透砂岩油藏基本特点低渗、低孔、自然产能低，常规投入甚至不出油，必须经过油层改造才能达到商业产能；原油粘度低，密度小，性质较好；储层物性差，粒细，分选差，胶结物含 量高，后生作用强；油层砂泥岩交互，砂层厚度不稳定，层间非均质性强；油层受岩性控制，水动力联系差，边底水不活跃；流体的流动具有非达西渗流的特性。,特低渗透砂岩油藏注水开发,低渗透油藏注水开发的基本生产特征是注水压力不断升高，油井供液不足，产量递减快，采油速度低。在增产增注措施效果不理想的情况下，往往采用提高注水

41、压力的方法来提高注水量和注采压差。高压注水能在一定程度上增加注水量，但不能改变注水量降低和相应生产井产液量下降的问题。当注水压力增加到地层破裂压力以上时，地层产生裂缝。裂缝可能扩展到泥岩层或盐岩层，注入水会使泥岩蠕变、盐岩溶蚀。在地应力的作用下，地层会产生相对位移，使套管变形，甚至断裂。据统计，注水井套管损坏远比油井严重。因此，注水压力以不大干地层破裂压力为宜。事实上，为增加注水量，许多油田的注水压力己经超过地层破裂压力。油田注水状况和生产形势十分严峻。,注水技术,注水对特低渗透油层,注水开发应注意下面几项技术的配套使用:水井处理。特低渗透油层水井吸水能力低下,注水压力很高。为了达到设计注水量

42、,注水井必须进行处理。预处理工作包括:注水井排液降压;注水井压裂改造;水井投注时防膨防垢处理。水井增注。许多特低渗透油层注水达不到配注要求或基本注不进水,需采用增注措施。压裂增注是常用的增注措施。严格水质控制。只有进行严格的水质控制,才能保证水质,达到注优质水不损害油层的目的。,脉冲注水,间隙注水,改换注水水推方向。对处于高含水期开采的特低渗透油藏,采用一定变化幅度的脉冲注水,或者采用一定周期的间隙注水,都能起到增油降水的效果。前苏联的多林油田曾采用间隙注水,注水周期为1月。实践证明收到了很好效果。改换注水方向有两种,一种是使注入水在90左右的推进方面上调整注采井别,以改变水推方向,另一种是注

43、采井倒换,即在180的水推方面上进行注采井别调整。,注水时机选择。多数特低渗透油田弹性能量小,渗流阻力大,能量消耗快,油井投产压力下降快、产量递减大。而且压力、产量降低之后,恢复起来十分困难。这样,油田开发初期就容易形成低产的被动局面。为了避免这种被动局面,对特低渗透油田一般要早期注水保持压力,但什么时候注水是最合理的注水时期呢?我国很多特低渗透油田曾进行过这方面的研究和试验。,榆树林油田的试验结果如图1,同步注水的东16区采油强度为0 6/,比晚注水的树32、树322井区的0 25/要高一倍多。另外,通过油藏数值模拟可以明显看出,同步注水比晚注水地层压力恢复快、水平高(图2)。,榆树林油田不

44、同注水时间图,榆树林油田不同转注时间动态曲线,通过对特低渗透长庆安塞油田33口受不同注水时间影响的情况分析对比发现,同步注水的生产井比晚注水的生产井效果要好得多(见表)。,安塞油田不同注水时机效果对比,通过上面实例分析可以看出,针对特低渗透油田的特点,注采同步可以及时补充地层能量,保持较高的压力水平,降低油井产量的递减速度,使油田开发处于良好状况。,储层改造技术,多缝加砂支撑压裂 基本的原理：用爆炸脉冲压裂能在井筒周围地层产生多条放射状短裂缝的特性,首先在近井带造成短缝后,改造其地应力场,然后利用暂堵性压裂液依次压开并延伸原爆炸短缝后再填砂支撑。优点：克服了常规水力压裂受地应力控制,水力压裂裂

45、缝具有的“单一性”问题,以及爆炸裂缝短,且不能支撑,导流能力低的弱点,保留发扬了水力压裂作用距离远,导流能力高和爆炸压裂不受地应力控制可形成多条放射状短缝的优点,实现了储层压裂的多缝支撑,达到全方位改造储层的工艺目标。,低压油井的泡沫压裂技术,该压裂技术与常规水力压裂原理相同,但改造效果大不一样。因为泡沫压裂液静水压头低,漏失比小,携砂能力好,返排快,对地层损害小。对低渗透、低压、水敏油层特别适用。泡沫压裂液以酸、水、水酒精或烃类为外相,用表面活性剂作发泡剂,其浓度在1%以下。用一种可增能的气体,一般用CO2或2作为泡沫内相,气体起驱动作用,促使压裂液返排到井中。国外已研制出延缓交联剂,该压裂

46、液的增产量为常规压裂的4倍多。,高砂比压裂技术,该项压裂技术适用于常规压裂改造不尽人意的油层,它的特点是裂缝受支撑砂支撑的高度和长度比常规压裂大,而且不会出现支撑砂嵌入。高砂比使用的地面砂比一般在600kg/m21200kg/m2之间,裂缝沉砂比均在10kg/m2以上。,水力化学压裂技术,该压裂技术是通过物理化学作用处理基岩,提高渗透率。该项技术的工序一般为:注入带表面活性剂的盐酸溶液、注入带原油和砂子的石灰粉碱性溶液、注入组分同前但不加砂的顶替液,再注入盐酸溶液,最后注入5%浓度的碱性顶替液。该压裂技术可增产2倍3倍。,油层保护技术,对特低渗透油层强调油层保护技术,并不是因为该类油层比中、高

47、渗透油层更易受损害,而是因为特低渗透油层的渗透率极低,渗透能力弱,任何轻微的损害都会导致产能的大幅度降低。因此,从钻开油层开始,直至整个开采过程,油层保护尤为重要。,具体做法如下:,以地质分析和油藏描述为基础,开展岩心孔喉结构和矿物成分的实验研究。开展岩心“五敏”实施研究。钻开油层时,选用优质钻井液或利用空气钻井尽可能避免或减少对油层的损害。重视完井射孔时压井液的选择和油层改造时压裂液的选择以及修井作业时修井液的选择。,三次采油技术,由于注水开发后几乎有一半以上的原油留在油层中,所以三次采油技术发展很快。三次采油技术,主要是通过向油层中注入化学剂或气体溶剂或热力采油。目前,运用于特低渗透油藏的

48、三次采油方法主要有:,非常规物理振动采油与压裂技术相结合,水力振荡采油技术水力振荡采油技术是利用流体通过井下振荡器腔型结构时产生的周期性剧烈振动,在目的层段产生振荡压力波,并传递到地层孔道中,使堵塞杂物与孔道壁间的结合力在疲劳应力作用下遭破坏,松动脱落的机械杂质在洗井过程中,受到上升流体的悬浮力作用而被排出井筒,达到提高渗透率而增加产量的目的。吉林、大港、胜利、大庆等十几个油田分别使用了该种技术，并取得了较好的效果。,人工地震采油技术,人工地震采油技术是利用地面可控震源,产生强大波动场,以机械波的形式对地下油层进行大面积震动处理,提高渗透率,达到增产的目的。早在上世纪80年代苏联就已经应用了该

49、种方法。,电液压冲击技术,电液压冲击技术的基本原理是将放电器置于井中油气层部位,配以相应的工作介质,产生电弧放电,反复加电可以在近井地带形成裂缝网格,改善地层渗透性。与此同时,电液压冲击也在一定程度上改善地层的物化性质,利用油水的电性差异,起到控制含水作用。,声波及超声波处理油层技术,该技术的原理是以电提供能源,由地面产生大功率的脉冲超声波信号,通过传输电缆,由井下大功率的发射器,将交变电振荡信号转换成机械振荡能声波,对油层进行机械改进,提高地层渗透性。,化学生热驱油技术,微生物采油技术微生物以水为载体进入油层,在一定的温度下代谢产生气体(主要甲烷、氢气、氧气和二氧化碳)和聚合物(多糖和蛋白质

50、)。气体不仅能增加气压,排出堵住孔隙的颗粒和残余油,提高渗透性,而且能降低原油粘度,增加其流动性。,化学驱采油技术,化学驱可分为3种主要工艺技术:表面活性剂驱;聚合物驱;碱水驱。表面活性剂和碱水驱油的机理是形成超低界面张力,而单注聚合物或注入表面活性剂后又注入聚合物,可提高流动度,增加原油产量。,电化学导流驱油,它依据的技术原理就是在外加电场和电化学助剂的作用下,利用在多孔介质中产生的电渗、电泳等现象和电动力场、水动力场的双重作用,改变油水在储层孔隙孔道中的分布状态和流动规律,迫使油相向生产井方向移动,抑制水相向生产井方向运移,促使水进入更小的孔隙孔道或低渗透层位,驱赶其中的残余油来提高水驱油