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1、国内外低渗透油田开发技术调研,汇 报 内 容,一、低渗透油田特点及开发现状,三、对胜利油田低渗透油田开发的一点建议,二、低渗透油藏重点开发技术,（一）低渗透油田的储量分布特点（二）低渗透油田地质特征及开采规律（三）国内外低渗透油田的开发现状,一、低渗透油藏特点及开发现状,1、世界低渗透油田储量分布特点,1999年报道石油业,原油粘度大多10mPa.s以下，有效厚度为2-10米，埋深1200-4000米，采出程度较低,渗透率低于50md储层中储量150亿吨，占俄罗斯可采储量30%以上。,低渗透储层的储量达数百亿吨,大部分已投入开发,俄罗斯,1、世界低渗透油田储量分布特点,1998年报道,低渗透油
2、气田可采储量占全国总储量的10%,20-1 md的占30%,20-100 md的约占60%,低于1 md约占5%,渗透率一般从几个md到几十个md,据北美172个低渗透砂岩油藏的统计,美国,国内探明地质储量52.1亿吨，占26.1,国内已动用地质储量26.7亿吨，占25.5,这些油区共动用低渗透地质储量22亿吨，占全国的80以上。,2、国内低渗透油田分布状况,目前发现的低渗透储量储层以中、深埋藏深度为主,埋藏深度 m,占%,5.2,43.1,36.2,15.5,国内低渗透油田分布特点,低渗透储层中特低渗透及超低渗透储量占有较大的比例,一般低渗透10-50md,国内低渗透油田分布特点,国内低渗透
3、油藏岩性以砂岩为主。,20%,国内低渗透油田分布特点,（一）低渗透油田的储量分布特点（二）低渗透油田地质特征及开采规律（三）国内外低渗透油田的开发现状,一、低渗透油藏特点及开发现状,低渗透油田地质特征,油藏类型较单一 以岩性油藏、构造岩性油藏为主储层物性差 孔隙度小、渗透率低孔喉细小、溶蚀孔发育储层非均质性严重,油层原始含水饱和度高储层敏感性强裂缝发育原油性质好原油密度小、粘度小,（1）自然产能低，一般需要进行储层改造,（2）天然能量不足，地层压力下降快,（3）低含水期含水上升慢，中低含水期是可采储量的主要开采期,（4）低渗透油田见水后无因次采液指数、采油指数随含水上升大幅度下降，稳产难度大,
4、（5）注水井吸水能力低,启动压力和注水压力高,低渗透油田开采规律,（一）低渗透油田的储量分布特点（二）低渗透油田地质特征及开采规律（三）国内外低渗透油田的开发现状,一、低渗透油藏特点及开发现状,国外低渗透砂岩油田地质开发综合数据表,16,目前低渗透油田主要采取注水的开采方式。在注水时机、井网部署、井距优化等方面取得了许多成功的经验。对于注气，只是处在室内室验和小型先导试验的初步研究阶段。,目前对低渗透油田主要采取注气、水气交注、水气混注、周期注气以及美国近年来开展的人造气顶驱等。,国内,国外,低渗透砂岩油藏采收率对比,国内,中石油,中石化,采收率,国外,胜利,汇 报 内 容,一、低渗透油田开发
5、现状,二、低渗透油田重点开发技术,三、对胜利油田低渗透油田开发的一点建议,二、低渗透油藏重点开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,（一）注水时机,前 苏联,早期注水,美国,晚期注水,在饱和压力附近，地下原油流动条件最好；,对地下油层特征认识较清楚，开发较主动；,保持地层压力，可以获得较长时期的高产稳产，从而缩短开采年限。,有利于早日收回投资,上覆压力与岩心渗透率和孔隙度关系曲线（榆树林油田）,地质特点：构造岩性油藏，砂体规模小，分布零散，油层薄，渗透率低，天然能量不足。,大庆永乐油田肇291地区超前注
6、水实例,目的：为提高开发效果，摸索经验，在整个区块实现同步注水的基础上，在州184井区进行超前两个月注水的试验，经过一年的生产证明，超前注水取得了较好的开发效果。,(1)州184投产初期产量较高，采油强度大，虽有产量递减过程，但递减幅度不大。,(2)州184油井受效后，单井产量的恢复程度较高。,油井产油量对比表,(3)超前注水时间越长，前几年的累积产量越高，越有利于早日收回投资。,二、低渗透油藏重点开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,目前低渗透油田普遍存在着注水井蹩成高压区，注不进水；采油井降为低压
7、区，采不出油，油田生产形势被动，甚至走向瘫痪。解决这一矛盾的重点是适当缩小井距，合理增大井网密度。只有这样才能建立起有效的驱动体系，使油井见到注水效果，保持产量稳定和提高采收率。,(二)井距优化,低渗透油田井网密度与采收率关系计算表,国内外研究、试验都已证明，油田采收率与井距和井网密度有密切关系。例如根据我国实际资料归纳出来的经验公式计算，低渗透油田井网密为5口/km2时，采收率只有5.3%；井网密度加大到20口/km2时，采收率可以达到24.2%。,前苏联季雅舍夫等人在分析整理罗马什金油田的大量开发资料后,R=171.8+0.5K,油井的泄油半径与油层渗透率的关系式,R油井的泄油半径（m）K
8、油层的有效渗透率（10-3um2）,式中,渗透率为120md的深层低渗透油藏,井距宜加密到250米左右。,多林纳油田维果德油藏,开发初期,以不小于250m的井距钻加密井是经济的。,井网,三角形,井距,300m,井网密度,6口/km2,由于非均质严重,造成各部分开发很不均匀,井网密度14.3口/km2,共钻加密井51口,问题,技术经济评价,做法,效果,150万吨,年产油量,69万吨,井距在250米以上,井距增至220米,不存在干扰,井间干扰明显减弱,井间干扰大,动采分析,井距155米以下,埋深24003000m平均渗透率5.5md,开发存在的主要问题：1井距大，为400-450米2层系划分粗：划
9、分为2套开发层系，每套层系含油小层达22个，含油井段达250米。3.注不进、采不出，采油速度0.3%,面积：4.5Km2储量：368104t油藏埋深:2900-3400m储层渗透率:15-32 md储层有效厚度：35.7m,小井距逐层上返中原文33沙三上,文33沙三上构造井位图,文33逐层上返先导试验区,试验方式:小井距（200-250m）,密井网,强注强采,一套井网,多套层系（细分为四套层系）,逐层高速开发.,试验目的:主要解决深层低渗透层间矛盾突出和钻井成本高的问题，寻求这类油藏开发的有效途径.,采出程度%,文33块沙三上采油速度采出程度关系曲线,水驱控制储量提高49%,可采储量增加231
10、04t，提高采收率10个百分点。,采油速度%,二、低渗透油藏重点开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,国外主张“稀井网、强驱油”，达到这一目的的最佳技术是水平井、分支井。,国内主张“密井网、强驱油”，主张用正方形井网、矩形井网、菱形井网等。,裂缝性油藏扶余油田、朝阳、新立、朝阳沟、新民、头台油田井网部署图,注采方向与裂缝走向成-900菱形井网图,a.由于注采井同处在主裂缝走向上，注采井与裂缝走向成一定夹角，无裂缝沟通，虽然注水井排与最近的采油井垂直距离较短，极大地减小了水淹井，能有效地避免因油井水淹而
11、出现的严重后果。,b.由于缩小了排距，油井易于受注水，使油井地层压力保持较高的水平。同时，由于注采井直线距离比较长，没有裂缝沟通，所以虽然受效，但不会造成水淹。,c.由于油井受两口注水井驱油，先是受最近注水井的驱动，可使油井稳产，之后又受较远注水井的驱动，使油井较反九点井网油井稳产时间长。,菱形井网的优点,d.油井多、水井少，它特别适合裂缝性油藏水平一般吸水能力强，不需要更多的注水井,e.若加密油井可以最大限度减少死油区，如在油井排间加密一排油井，加密后注采井数比为1：3。对于裂缝性油藏这一注采井数比能满足注水要求。,菱形井网的优点,二、低渗透油藏重点开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,
12、(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,油田名,渗透率,采收率增加值,缔拉瓦拉油田（澳）,布里杰湖油田（美）,1-15 10-3m2,7.9 10-3m2,20%,17.4%,国外天然气资源丰富，采用烃类混相驱开发取得较高采收率。,20%,26%,注水采收率,最终采收率,40%,43.4%,东北帕迪斯格林油田(美）,2460-3060 m,油田名,渗透率,注水采收率,小溪油田（美）,33 10-3m2,45%,油藏埋深,注CO2采收率,25.3%,3280 m,0.98.910-3um2,11%,35%,混相驱,最终采收率,70.3%,46%,
13、非混相驱,注CO2,高峰日增油为2.8万桶,美国实施氮气驱现状,注N2,美国实施N2驱的几个成功方案,美国N2驱实例_福多契(Fordoche)油田,异常高压油气藏,W-8和W-12油藏注气量曲线,W-8和W-12油藏产油量曲线,二、低渗透油藏重点开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,钻遇更多天然裂缝,大幅度增加泄油面积，提高单井产油量,增加可采储量、提高油藏最终采收率,水平井的优点,生产压差小,匈牙利奥尔哲油田AP-13油藏为奥尔哲油田最大的低渗透浊积砂岩油藏,利用水平井开发取得好效果。,老油田利用
14、水平井降低井筒周围的压降,国内外低渗透油田水平井在不同类型油藏的应用实例,天然能量开发阶段(19781986),注水开发阶段(19871992),利用水平井 开发阶段（19931997）,阶段末采出程度 8.5,阶段末采出程度12.2,阶段末采出程度20.9,注水阻止了压力进一步下降，但压力仍然保持在较低水平，不足以改善区块的开发效果，平均单井日产油313方。,考虑到水平井能降低井筒周围的压降，19931997年在该油藏共钻水平井12口，全部为利用报废井的侧钻水平井，单井初产油70方。,水平井与直井单井测试资料对比,水平井多段压裂开发特低渗透砂岩油藏,大庆长垣外围低渗透油田扶、杨油层平均空气渗
15、透率只有1510-3m2，个别达1010-3m2，属于特低渗透储层，油井自然产能很低，不经压裂得不到较理想的产量。在投产扶、杨油层的4口水平井中，通过水平井多段压裂，取得了较好的开发效果。,阿曼Saih Rawl油田的低渗透Shuaiba油藏采用多分支井注水开发获得成功。,Saih Rawl Shuaiba不同时期的原油产量。油田发现于1971年，但直到20世纪90年代才正式投入商业生产。,目前，该油田的注水井网中已经使用了高达7个分支的多分支井。储层中的单井裸眼总长度达到了11km。到2001年中期为止，已钻了166km生产裸眼井段和107km注入裸眼井段，有167个水平井眼，产油量高达90
16、00m3/d。最初的生产井段与注入井段之间的距离为250m，现已逐渐减小到60m，但仍满足经济标准，真正实现了“稀井网、强驱油”。,二、低渗透油藏重点开发技术,(一)注水时机,(二)井距优化,(三)井网部署,(四)注气开发低渗透油田,(五)水平井开发低渗透油田,(六)油层保护技术,(六)油层保护技术,1.确定合理生产压差，以免破坏储层孔隙结构,2.针对敏感性特点，确定适合的注入水水质和注水强度,3.完善措施作业工艺，降低油层伤害,4.积极采取油层解堵措施，改善油层渗流能力,汇 报 内 容,一、低渗透油田开发现状,二、低渗透油田重点开发技术,三、对胜利油田低渗透油田开发的一点建议,数值模拟结果表
17、明，超前注水比同步注水可提高采收率35，投资回收期比同步、滞后注水提前1年，且内部收益率高出45个百分点。油田现场试验也得到同样的结果。超前注水优于同步注水和滞后注水。所以对于常压低渗透油田要保证早注水，最好争取超前注水。,1、建议早期注水,加强地质研究，搞好储层评价，研究砂体展布规律及井网适应性。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，有条件的可以细分开发层系或逐层上返。,2、建议合理缩小井距,根据各油田的实际情况，合理部署井网，注水井排井距可以适当大于油井排井距，注水井排与油井排之间的排距可以适当缩小。,3、建议合理布署井网,4、建议建立注N2先导试验区,经室内细管实验和长岩芯实验表明，注N2的采收率可达5060，是提高采收率的有效手段。氮气的化学性质极不活泼，在常态下表现出很大的惰性，不易燃、无爆炸性、无毒、无腐蚀性，使用安全可靠。氮气不管与天然气还是与CO2相比都价廉易得,空气中可分离出99.99mol%的氮气。生产实践证明，氮气驱可成功用于深层低渗透油气藏、深层稠油油藏等难采储量的开采。,5、建议采用水平井多段压裂技术与分支井注水技术,利用水平井开采，实现“稀井网、强驱油”，达到了直井“密井网、强驱油”的开发效果，并节省了成本。,欢迎各位专家代表进行指导！,
