低渗透油田开发技术[理论实操].ppt

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1、低渗透油田开发技术,1,行业进步,低渗透油田开发技术,提纲,2,行业进步,国内外低渗油田开发简况和现状 1.1 国内外低渗油田划分标准 1.2 国内外低渗油田储量分布 1.3 我国低渗油田开发科学研究和生产试验发展状况 1.4 国内外低渗透油田开发现状,研究报告,3,行业进步,国内外低渗油田开发简况和现状 1 国内外低渗油田划分标准,研究报告,4,行业进步,国内外低渗油田开发简况和现状 探明未动用低渗透储量数据表,研究报告,5,行业进步,国内外低渗油田开发简况和现状 探明未动用低渗透储量数据表（接上）,研究报告,截至2007年，探明低渗透石油地质储量99.4亿吨，占全国的36%,6,行业进步,

2、国内外低渗油田开发简况和现状 我国低渗油田开发科学研究和生产试验发展状况,由于低渗油田开发在 我国石油工业持续发展的作用越来越重要，因此对低渗油田开发的科学研究，技术攻关和现场试验都列入了国家重点和几大石油集团公司的重大项目 通过“九五”以来的研究攻关和试验，我国对低渗油田的特征认识，开发决策和工艺技术等各个方面，都有了新的较大的发展和提高,研究报告,7,行业进步,国内外低渗油田开发简况和现状 国内低渗透砂岩油田开发现状,国内低渗透油藏还是以注水开发保持地层能量为主，注其它注入剂开发尚在试验阶段，由上表看出，国内低渗透油田开发的平均采收率约为23.3%。,研究报告,8,行业进步,国内外低渗油田

3、开发简况和现状,研究报告,国外低渗透砂岩油田开发现状,9,行业进步,国内外低渗油田开发简况和现状,研究报告,国外低渗透砂岩油田开发现状表（续上）,10,行业进步,国内外低渗油田开发简况和现状 小 结,国外低渗油田开发已经有100多年的历史，他们认为低渗油田尤其是低渗异常高压油田，初期压力高，天然能量充足，可先采用自然能量开采，尽量延长无水期和低含水期，一般先用弹性能量和溶解气驱能量开采，但油层产能递减快，一次采收率低，只有815% 国内外大量研究实践表明，当前低渗油田开发中，已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术，仍然是注水保持地层能量，压裂改造油层和注气技术，储层地质研究和保护油层措施是油田

4、开发过程中的关键技术 国外不同规模矿场试验，见到效果的提高采收率方法有混相驱，CO2驱，水气交替注入，水气混注和周期注气等,研究报告,11,行业进步,低渗透油藏渗流机理及开发对策 低渗透油藏渗流基本特征及规律 地层水和原油流经低渗多孔介质时的渗流特征 存在启动压力梯度的产量计算公式 压裂改造提高油层渗透率 采用合理注采井距 采用大压差生产 降低原油渗流时剪切应力 严格注入水水质标准,研究报告,12,行业进步,低渗透油藏渗流机理及开发对策 低渗透油藏渗流基本特征及规律,低渗透油藏与中高渗油藏根本性的差异在于低渗油藏储层岩石孔喉直径偏小，当流体在孔喉中流动时流固耦合效应凸显，即存在着所谓的启动压力

5、和非线性渗流现象。液体在低渗多孔介质中渗流时具有非达西渗流特征 为启动压力梯度，即当压力梯度大于时液体开始流动.,低渗岩样中液体渗流速度与压力梯度关系示意图,研究报告,13,行业进步,低渗透油藏渗流机理及开发对策 地层水和原油流经低渗多孔介质时的渗流特征,江汉油田勘探开发研究院研究了地层水和不同粘度原油在低渗多孔介质中的渗流特征，如图所示。,同一粘度（w=0.891mPas）地层水在 不同渗透率岩样中的渗流曲线,同一粘度(o=2.3mPas)原油在 不同渗透率岩样中的渗流曲线,研究报告,14,行业进步,不同粘度原油在同一渗透率 （k=0.00718m2）岩样中的渗流曲线,原油边界层厚度与原油沥

6、青质 含量的关系曲线,由图看出，即使原油中仅含2.0沥青质，边界层厚度可达0.22um这对低渗地层来说将大大影响地层渗透率,研究报告,低渗透油藏渗流机理及开发对策 地层水和原油流经低渗多孔介质时的渗流特征,15,行业进步,Qo油井产量，m3/s 孔隙度，% 极限剪应力 粘度，MPa.s S表皮因子 K渗透率，10-3m2 h油层射开厚度，m PR、Pwf 分别为地层压力和流动压力，MPa re、rw 分别为供给半径和井径，m,低渗透油藏渗流机理及开发对策 存在启动压力梯度的产量计算公式,研究报告,16,行业进步,安塞油田（K=2.2 10-3m2 ，o 2.2mPas）不同供油半径下的产量变化

7、幅度E，和不同生产压差下的产量变化幅度E，如图 ：,产量减小幅度与供油半径的关系曲线,产量减小幅度与生产压差关系曲线,研究报告,低渗透油藏渗流机理及开发对策 存在启动压力梯度的产量计算公式,17,行业进步,影响油井产量下降的主要因素：,渗透率越低，油井产量越低，产量降低幅度越大。 供油半径越大，油井产量越低，产量降低幅度也越大。 生产压差越小，油井产量越小，产量下降幅度也越大。 原油在渗流过程中极限剪切应力愈大，产量下降幅度也越大。,研究报告,要开发好低渗油藏，应从这几个方面考虑,低渗透油藏渗流机理及开发对策 存在启动压力梯度的产量计算公式,18,行业进步,根据吉林红岗油田经验，对于低渗油田应

8、在原始地层压力附近压裂最为有效。如右图所示，（原始地层压力12.25MPa）。,红岗油田地层压力与压裂效果关系图,低渗透油藏渗流机理及开发对策 压裂改造提高油层渗透率,原始地层压力12.25MPa,研究报告,19,行业进步,低渗透油藏渗流机理及开发对策 合理注采井距,右表为国内部分低渗油藏井距变化前后的开发效果变化情况。可以看出，200m左右井距是大多数低渗透油藏开发效果变化的转折点。,335,300,212,300,212,研究报告,20,行业进步,吉林新民油田小井距 开采方式试验（300m150m）,新民油田19-6加密井位示意图,小井距实验效果对比图,小井距单井日产油量 为全油田的2倍，

9、小井距采出程度35.08%，综合含水35.8%；全油田采出程度仅6.77%，而综合含水高达37.7%,研究报告,低渗透油藏渗流机理及开发对策 合理注采井距,21,行业进步,增加压差有两种方式：提高地层压力；降低流压。,油田开发实践表明，地层压力愈高采油（液）指数愈高； 流动压力愈低采油（液）指数愈低。,沙丘3油藏采液指数与地层压力关系,马西深层无因次采油指数与无因次压力关系,低渗透油藏渗流机理及开发对策 采用大压差生产,研究报告,22,行业进步,马西深层无因次采油指数与井底压力关系,平均无因次产量与流动压力关系,研究报告,低渗透油藏渗流机理及开发对策 采用大压差生产,23,行业进步,从提高产量

10、的角度出发当然是压差愈大（即驱替速度大）愈好。但从提高驱油效率再度出发，并非是驱替速度愈大愈好。,驱替速度与水驱油效率关系,在相同渗流速度下，水驱油效率随渗透率的增加而增加,研究报告,低渗透油藏渗流机理及开发对策 采用大压差生产,24,行业进步,固液界面的附着功大小可表征固液两相界面分子力作用的强弱,西安石油学院邓英尔等配置了附着功分别为57.2、77.2、70mJ/m2，粘度为0.75mPas的液体1、2、3，流经岩样1、2、3的实验结果如下图：,低渗透油藏渗流机理及开发对策 降低原油渗流时剪切应力,W液体1=57.2mJ/m2 W液体2=77.2mJ/m2 W液体3=70mJ/m2,W液体

11、1=57.2mJ/m2 W液体2=77.2mJ/m2 W液体3=70mJ/m2,研究报告,岩样1（K=6.310-3m2）、2（K=5.010-3m2）、3（K=36.9 10-3m2）,25,行业进步,W液体1=57.2mJ/m2 W液体2=77.2mJ/m2 W液体1=70mJ/m2,W液体1=57.2mJ/m2 W液体2=77.2mJ/m2 W液体1=70mJ/m2,W液体1=57.2mJ/m2 W液体2=77.2mJ/m2 W液体1=70mJ/m2,W液体1=57.2mJ/m2 W液体2=77.2mJ/m2 W液体1=70mJ/m2,26,行业进步,结论： 1）流体流经低渗岩样时，可流

12、动渗透率Kd随压力梯度变化。压力梯度越大，可流动渗透率愈大，注水开发低渗油藏应保持较高的压力梯度 2）液体与固体之间的附着功愈小（液体1）在不同的压力梯度下，其可流动渗透率Kd变化愈小，即愈接近达西渗流。,研究报告,低渗透油藏渗流机理及开发对策 降低原油渗流时剪切应力,27,行业进步,长江大学油层物理实验室也曾做过在注入水中加入少量表面活性剂驱替实验,研究报告,低渗透油藏渗流机理及开发对策 降低原油渗流时剪切应力,28,行业进步,油田实践也是如此，阿尔兰油田阿西特区是一个非均质严重，渗透率较低油藏。该区在含水达60%-80%后，在13口注水井中加入浓度为0.051%OP-10表面活性剂，注入量

13、为4.9%PV。实施结果如下表所示：,研究报告,低渗透油藏渗流机理及开发对策 降低原油渗流时剪切应力,29,行业进步,低渗透油藏渗流机理及开发对策 严格注入水水质标准,研究报告,30,行业进步,地层压力保持水平 注水时机的选择（或人工补充能量时机选择） 常压油藏 深层异常高压油藏,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,研究报告,31,行业进步,中科学渗流力学研究所选用裂缝性低渗砂岩和基质砂岩进行了孔隙度、渗透率随上覆岩层压力变化的实验室实验,裂缝性低渗砂岩及基质砂岩孔隙度，渗透率随上覆岩层压力变化,裂缝性岩心只恢复到原始渗透率的1/10左右,基质岩心只恢复到原始渗透率27%左右,研究报告,地

14、层压力保持水平,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,32,行业进步,我国胜利油田做了渗透率随上覆岩层压力变化的实验室研究。从图可以很直观的看出上覆岩层压力变化对不同渗透率的影响程度。,不同上覆压力下的岩心空气渗透率测定结果,地层压力保持水平,研究报告,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,33,行业进步,俄国人A.T.ToPbyHOB也进行了类似的实验,如下图所示:,对于裂缝性低渗油田和低渗油田最好将地层压力维持在原始地层压力附近开采，否则将会使原本是低渗油藏的渗透率降得更低。实际油田开采反映的情况亦是如此。,研究报告,地层压力保持水平,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,34,行业

15、进步,该油藏为低渗砂岩油藏，局部有裂缝（K=4.2mD，u=1.9mPas，Pi=20.3MPa，Pb=12.7MPa，H中深=1770m,压力系数1.17),1）该油藏在原始地层压力附近进行系统试井符合达西渗流规律,SQ1113井系统试井指示曲线,SQ1154井系统试井指示曲线,新疆准东沙南油田沙丘3油藏,研究报告,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,35,行业进步,SQ3井系统试井指示曲线,由上图看出：这3口井系统试井的指示曲线均为直线呈达西渗流，产量都很高，井底附近的地层中可能存在裂缝，在原始地层压力的情况下，裂缝呈张开状态，这再次表明对于这类可能存在有裂缝低渗油藏必须使地层压力保持

16、在原始地层压力附近开采，力争达到达西渗流。,研究报告,新疆准东沙南油田沙丘3油藏,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,36,行业进步,地层压力愈高采液指数愈高,沙丘3油藏采油指数与地层压力的关系,表明了对于这类油藏的开发，地层压力保持在原始地层压力附近开采，这样才能充分发挥地层的渗流能力，提高采油速度。,研究报告,新疆准东沙南油田沙丘3油藏,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,Pb=12.7,37,行业进步,该油藏为低渗超高压砂岩油藏（Ka=11mD, u=0.38mPas, Pi=56.78MPa, Pb=38.45MPa,H中深=3908.2m, 压力系数1.48)。,由图看出，地

17、层压力愈高采油指数愈高。超高压低渗油藏与常压低渗油藏不同。这类低渗油藏一旦地层压力降至静水柱压力采油指数（或渗透率）将损失很大。因此必须研究低渗超高压油藏地层压力保持多大较为合适。,马西深层无因次采油指数与无因次压力关系,大港马西深层油藏,研究报告,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,38,行业进步,在注水开发的前提下保持合理的地层压力界限应考虑:,1）注水系统的压力(泵压,破裂压力,启动压力) 2）采油系统压力(生产井流压,井口压力),针对马西深层油藏进行讨论：,马西深层合理地层压力界限应该满足当时油田的开发方针：,注水井注入压力不得超过地层破裂压力. 地层压力必须高于饱和压力（38.5

18、 MPa），层内不发生油气两相流动。 开发前10年采油速度保持在2.0%以上 综合含水70%以前油井保持自喷,研究报告,大港马西深层油藏,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,39,行业进步,由上述两个油藏保持压力水平资料看出：,（1）常压低渗油藏 将地层压力保持在原始地层压力,（2）超高压低渗透油藏 若要保持地层压力开采：注水泵的工作条件是否能满足方案对配注量的要求；注入压力是否会超过地层破裂压力 若降压开采，必须考虑由此引起的渗透率损失，即地层压力降低多少才比较适宜,研究报告,注水时机选择,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,40,行业进步,由于降压后地层形变及其不可逆性，认识到要开

19、发好低渗油田最好不要使地层压力下降，为此，采用早期先期注水。,1.常压油藏,大庆朝阳沟榆树林油田做了不同时间注水的现场试验，及数值模拟研究，如图所示。,朝阳沟油田不同注水时机采油强度对比图,超前4-6月注水,滞后4-5月注水,同步注水,研究报告,注水时机选择,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,41,行业进步,榆树林油田不同注水时机动态曲线图,大庆朝阳沟榆树林油田试验,超前2个月注水,滞后5个月注水,同步注水,研究报告,注水时机选择,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,42,行业进步,靖安油田五里湾一区现场试验情况,五里湾一区注水开发时机单井产量曲线图,长庆靖安和安塞油田现场试验,超前

20、3个月注水,同步注水,滞后3个月注水,研究报告,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,注水时机选择,43,行业进步,安塞油田2001年超前、同步（滞后）现场试验,通过上述大庆、长庆超前、同步、滞后注水的实例对比，表明超前注水确实是注水开发低渗常压油田的成功经验,研究报告,长庆靖安和安塞油田现场试验,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,注水时机选择,44,行业进步,一般主张早期注水，保持较高压力水平，如美国路易斯安那州的福尔道奇油田,我国的几个超高压油田多数主张：把地层压力降到静水柱压力附近再开始注水，一方面现有注水设备可以基本适应需要，注水井吸水能力可以满足要求，同时利用油田自然弹性能量

21、可以采出一定程度的地质储量，这样总的开发效果比较好,国 外,国 内,2. 深层异常高压油藏,研究报告,地层压力保持水平及人工补充能量时机选择,45,行业进步,国内异常高压油田开发简况统计表,通过对上述几个油田了解，初步意识到：对异常高压油田开发必须采取注水（注气）保持压力的开采方式。注水时机宜将地层压力降至接近于静水柱压力后再开始注水比较可行,研究报告,46,行业进步,低渗透油田产量递减规律 1 吉林乾安油田 2 中原油田文13北块 3 马西深层油藏 4 准东沙丘3 5 沙109 6 王窑 7 缅甸M区附件CHK油田和YNG油田,研究报告,47,行业进步,1 吉林乾安油田,图4-1 吉林乾安油

22、田产量递减曲线（k=4.2210-3m2）,递减率0.2138（a-1）,Q（t） =90691e-0.2138t,其递减规律如下图所示，从图中看出吉林乾安油田的递减规律符合指数式递减，其递减公式为：,研究报告,低渗透油田产量递减规律,48,行业进步,1 吉林乾安油田,图4-1 吉林乾安油田高产井产量递减曲线,图4-1 吉林乾安油田低产井产量递减曲线,分析了累积产油在3万吨以上的9口高产井的递减情况，其递减曲线如下图所示。 Q（t）=45717e-0.2523t 递减率0.2523（a-1）,分析了平均年产油小于1000吨的9口低产井的递减情况，其递减曲线如下图所示。 Q（t）=10994e-

23、0.1209t 递减率0.1209（a-1）,研究报告,低渗透油田产量递减规律,49,行业进步,2 中原油田文13北块,图4-1 中原油田文13北块产量递减曲线（k7.9810-3m2 ）,研究报告,低渗透油田产量递减规律,50,行业进步,高产井从递减开始前两年递减较小，递减速度为15左右；随后两年递减速度达到了50，而后变缓。服从指数递减规律，从递减第8年开始，有4口井进行了压裂、补孔、转抽等措施，使产量有所回升，而后缓慢递减。,图4-1 中原油田文13北块高产井产量递减曲线,图4-1 中原油田文13北块新井产量递减曲线,2000年以后投产的新井短期达到高峰产量，随后开始递减，递减比较快。其

24、产量变化曲线如图所示，服从指数递减，递减公式为：Q(t)=1463e-0.0391t ， 递减后期对8口井进行了压裂、补孔等措施，产量明显上升。,2 中原油田文13北块,研究报告,低渗透油田产量递减规律,51,行业进步,3 马西深层油藏,图4-1 马西深层油藏产量递减曲线,研究报告,低渗透油田产量递减规律,52,行业进步,4 新疆准东沙丘3,图4-8 准东沙丘3产量递减曲线（k=4.21610-3m2）,准东沙丘3产量递减曲线如右图所示，从5种递减曲线的相关性对比分析，SQ3区块符合指数递减规律。,研究报告,低渗透油田产量递减规律,53,行业进步,图4-9 SQ3高产井产量递减曲线,指数递减,

25、图4-10 SQ3低产井产量递减曲线,双曲递减,4 新疆准东沙丘3,研究报告,低渗透油田产量递减规律,54,行业进步,5 沙109,图4-12 S109高产井产量递减曲线,研究报告,低渗透油田产量递减规律,双曲递减,55,行业进步,6 安塞油田王窑区,图4-14 王窑低产井产量递减曲线,图4-15 王窑高产井产量递减曲线,王窑低产井投产初期产量上升比较快，但稳产时间不长，后期递减速度比较快从1998年10月到2002年4月开始回归，此阶段递减规律符合直线递减规律,高产井，双曲递减,研究报告,低渗透油田产量递减规律,56,行业进步,7 M区块附近Chauk油田,研究报告,低渗透油田产量递减规律,

26、Chauk油田产量递减曲线 服从指数递减,57,行业进步,8 M区块附近YNG油田,研究报告,低渗透油田产量递减规律,Yenangyaung油田产量递减曲线 服从指数递减,58,行业进步,根据以上递减规律研究及调研报告的研究成果，统计了12个国内外调研油田的地质储量、单井控制储量、注水方式、注采井数比、单井初始产量、年递减率、累计产油量、采收率和综合含水，可以得到综合统计表,研究报告,小 结,59,行业进步,1、整体压裂优化设计技术,整体压裂优化设计是以油藏总体作为一个工作单元，充分考虑其非均质性，优化设计水力裂缝与油藏之间的组合，预测在水力裂缝作用下，油藏在不同开发阶段的动态变化及对扫油效率

27、的影响，同时评价压裂实施后其实际效益与设计吻合程度，为进一步完善提高压裂设计方案提供实践依据。 整体压裂优化设计应满足以下基本原则： 1、最大限度地提高单井产量，以达到油田合理开发对产量的要求； 2、最大限度地提高水驱油藏波及体积和扫油效率，以达到最高的原油最终采收率； 3、合理设置压裂参数、努力节省工程费用，最大限度地增加财务净现值和提高经济效益。,研究报告,压裂工艺技术,60,行业进步,压裂工艺技术表,研究报告,压裂工艺技术,61,行业进步,研究报告,压裂工艺技术,压裂工艺技术表,62,行业进步,低渗透油田增产措施及效果 1 压裂效果实例及效果评价 2 解堵 3 深抽技术,研究报告,63,

28、行业进步,1 压裂实例与效果评价,1 江汉油田 江汉油田王场东区和黄场43油藏组（k38.710-3um2，13.24，H中深2802.6米，PR=34.00MPa，压力系数为1.215）。,表6-1 王场东区和黄场潜43油组新井投产初压裂效果,王场东区和黄场43油藏组投产初期，在压裂前没有产量，压裂后平均单井增油9.05t/d，增产最高的如黄斜22-35井，可以达到20.1t/d，增产效果明显。,研究报告,低渗透油田增产措施及效果,64,行业进步,1 压裂实例与效果评价,由表6-2看出，在生产过程中进行压裂的井，效果并不明显。在20井次的压裂效果对比中，有压裂效果和压裂效果较好的有10井次，

29、无压裂效果的甚至差的10井次，各占50% 。,表6- 王场东区和黄场油田43油组在生产过程中压裂效果,研究报告,低渗透油田增产措施及效果,65,行业进步,1 压裂实例与效果评价,2 吉林乾安油田区 乾安油田区（k4.2210-3um2，13.00，H中深1800米，PR=18.50MPa，压力系数为1.05），根据压裂前后有产能记录的38口井85个层段的压裂资料统计，压前85个层段的产油量35t/d，压后85个层段产油46.73t/d，增产31。,3 马西深层油藏 马西深层油藏（k1110-3um2，13.6，H中深3908.2米，PR=56.78MPa，压力系数为1.48）。 对29口井54

30、次压裂，有效井次45次，占83.3，累计增油32.55万吨。平均单井增油1.12万吨，平均压裂有效期379天。其中有5口新井不能投产，压裂后5口井全部投产初产能力达163t/d。对注水井压裂也起到良好效果。压裂前注水压力平均为42MPa，日注量185m3，压裂后注水压力降至3035MPa，日注量达300m3。,研究报告,低渗透油田增产措施及效果,66,行业进步,1 压裂实例与效果评价,4 大庆外围榆树林油田 大庆外围榆树林油田（k2.7110-3um2，12.1）75口井统计砂岩厚度18.36米，有效厚度12.23米，压裂后平均日产油11.0t/d左右，超过方案设计要求。,5 鄯善油田 鄯善油

31、田（k6.210-3um2）1991年5月1993年4月整体压裂127口井，据117口井统计压裂后日产油22.426.0吨，有效期12年占可对比井数86。,6 苏东埠宁组油藏 苏东埠宁组油藏（k8.610-3um2）年进行18口井19层次加砂水力压裂有15井次有效，有效率为79。截至2001年底压裂累计增油1.31万吨，投入产出比1：3 。,研究报告,低渗透油田增产措施及效果,67,行业进步,1 压裂实例与效果评价,7 胜利利津油田853断块 胜利利津油田853断块（k1010-3um2，孔隙度10，H中深26502900米，PR=24.1534.8MPa，压力系数为0.91.2），2003年

32、初，通过暂堵，投球，转向等控制压裂高度等工艺措施解决了储存高滤失对加砂压裂不利影响。压裂有效13口井成功率93，压裂后平均单井日产油10.1t/d，至2003年7月累增油10045吨。,8 吉林油田CO2泡沫液压裂 CO2泡沫液体是由液体CO2和凝胶液（压裂基液）与发泡剂构成乳状液。该技术在吉林油田扶余地区（井深500米）进行了应用。使用结果表明，CO2泡沫压裂井比常规压裂井有效率提高8.3个百分比，增产效率提高1.5倍，如表6-3所示：,表6-3 CO2泡沫压裂与常规压裂对比,研究报告,低渗透油田增产措施及效果,68,行业进步,低渗透油田压裂实例与效果评价小结,经过对九个低渗油田的压裂效果统

33、计和分析，可以得到以下结论： 1、压裂后产量可以达到10t/d以上，增产倍数1.340； 2、低渗油田投产初期压裂比生产过程中压裂效果要好很多，生产过程中压裂成功率较低，增油效果也不明显； 3、应用新工艺压裂，如CO2泡沫液压裂、高能气体压裂、复合压裂、限流完井压裂、多层压裂等，增产效果要比常规压裂好很多。,研究报告,低渗透油田增产措施及效果,69,行业进步,2 解堵,1 挤KCl解堵 通过多次挤放一定的工作液，冲洗，稀释近井地带的固相堵塞物，达到疏通渗流通道，恢复油气井产能的目的。工作液加入KCI，可防止工作液进入地层或引起粘土吸水膨胀。适用于底水活跃，油帽厚度小，无隔层或隔层相当薄的底水油

34、帽油层。 2 酸化解堵 该措施适用于泥质含量高，污染严重或挤水无效的油层。下表是侏罗系底水油帽油层实施酸化解堵措施的7口井的试油情况统计表，,试油平均单井日产油11.12t，有效率100%,研究报告,低渗透油田增产措施及效果,70,行业进步,3 深抽技术,江苏曹庄载南组（k=10.16510-3um2），实施深抽前后效果对比如表6-7所示。深抽后由不出油变成出油井，低产井变成较高产井，取得了明显增产效果。,低渗透油田增产措施及效果,71,行业进步,油层保护 1 油层损害类型及原因 2 油田开发中各类保护油层技术,研究报告,72,行业进步,1. 油层损害类型及原因,1）钻井、完井作业过程中压井液

35、进入地层； 2）注入水中机械杂质及其它不溶物（有害菌 ，氧气等）进入地层堵塞喉道； 3）注入水与地层中的粘土矿物相遇造成粘土膨胀或注水速度过快造成颗粒运移堵塞喉道； 4）油层在酸化作业中与地层中Fe+3，Al+3相遇生成Fe(OH)3,Al(OH)3形成胶结物沉淀堵塞喉道； 5）压裂酸化过程中返排不彻底，滞留残渣造成伤害。 为了防止上述两项的伤害，为此必须做好,水敏，盐敏，速敏，酸敏等各项实验室试验。采取相应的措施，防止伤害。,研究报告,油层保护,73,行业进步,2.油田开发中各类保护油层技术,1）优质钻井完井液：优质钻井完井液是指性质优良无固相或低固相并与地层液体配伍的液体。 2）平衡压力钻

36、井技术：平衡压力钻井要求钻井过程中井筒液柱压力与地层孔隙压力接近平衡，目的是减少泥浆滤失。 3）屏蔽暂堵技术：利用固相离子的堵塞规律，在钻开油层几分钟内，约在30mm井壁范围内快速形成屏蔽环，从而防止泥浆滤液侵入。 4）欠平衡钻井技术： 所谓欠平衡钻井技术就是在钻井过程中人为地使钻井循环液流在井筒内形成液柱压力低于所钻开油层压力。,（1）钻井过程中油层保护,研究报告,油层保护,74,行业进步,屏蔽暂堵技术在我国低渗油田中已得到很好的应用，效果显著，如下表所示：,实施屏蔽暂堵技术前后效果对比,2.油田开发中各类保护油层技术,研究报告,油层保护,75,行业进步,1）改善水泥浆性能 使用API油井水

37、泥 使用添加剂改变水泥性能 2）改进固井技术 合理的固井压差,要求水泥浆在注替和候凝过程中在环形空间中 的液柱压力略大于地层压力，并且既不发生水泥浆滤失和油，气，水外窜现象。,（2）完井固井中油层保护,2.油田开发中各类保护油层技术,研究报告,油层保护,（3）射孔过程中油层保护技术, 选用新型无杆堵穿透能力强的聚能射孔弹，如YD89,YD-102。 改进射孔工艺技术：采用油管传输负压射孔技术。 使用优质射孔液无固相聚合物盐水射孔液，暂堵性聚合物射孔液，阴离子有机聚合物射孔液等。,76,行业进步,（4）压裂过程中油层保护技术, 选用残渣低滤失量小的压裂液，如改性田青胶，改性胍胶压裂液。 在压裂液

38、中加粘土稳定剂，表面活性剂、破乳剂、破胶剂和助排剂等添加剂。 压裂后及时彻底返排压裂液。,2.油田开发中各类保护油层技术,研究报告,油层保护,（5）酸化过程中的油层保护,防止酸化对储存伤害其核心是：酸液与储层及流体的配伍性。即如何防止铁的沉淀，铁主要来源地层中绿泥石、注入水中铁离子以及地面注水管线，油套管产生铁锈。,77,行业进步,（6）注水过程中油层保护技术, 对所有地面地下管线进行防腐处理。 注入水质达到低渗油田注入水水质的部颁标准。 如果地层中含泥质较多，必须在注入水中加入有关处理剂，如防膨剂等。,（7） 生产和作业过程中的油层保护技术,要保证下井的油管，抽油杆井下工具压井液干净，不发生

39、滤失，堵塞，化学伤害等。,2.油田开发中各类保护油层技术,研究报告,油层保护,78,行业进步,低渗透油藏提高采收率技术 1 注气法 2 微生物采油法 3 化学法 4 “层内爆炸”增产技术 5 震动波法 6 电动力学方法 7 低渗透油藏注气开发技术及实例分析 8 水平井开发技术,研究报告,79,行业进步,注气驱油适应于各种类型油藏，尤其为低渗透油田提高原油采收率提供了独特的经济和技术机遇，是目前挖掘低渗透油藏剩余储量最廉价、最有发展前景的三次采油方法之一。 2008年油气杂志统计世界低渗透油田EOR项目，统计油气藏渗透率小于50毫达西。EOR总计99个，其中气驱82个，占83%，而CO2混相驱E

40、OR占91%。世界低渗透油田的EOR以气驱为主，CO2气驱项目中以CO2混相驱为主。,注气法,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,图8-1 世界低渗透油气开发EOR项目统计,图8-2 世界低渗透油气开发气驱EOR项目统计,80,行业进步,化学驱可分为3种主要的工艺技术:表面活性剂驱、聚合物驱和碱水驱 ,应用更广泛，研究得更多的是复合驱。复配的优势在于既发挥单一驱油剂的长处，又可使其产生协同效应，获得更好的驱油效果。 低渗透油藏一般不适合聚合物驱，因聚合物粘度高，低渗透油层很难注进，但表面活性剂驱和复合驱在低渗透油藏中有较大的发展空间，可以考虑选定一些区块，先作室内试验和可行性研究，如果技术和经

41、济上都可行，可进行先导性试验，成功后推广。,化学法,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,81,行业进步,为了研究对比油田注水开发和注气开发的效果，俄罗斯对前客尔巴阡山区的多林油田的曼尼利特油藏和皮特柯夫油田的曼尼利特油藏，进行了注水开发和注气开发的效果比较，这两个油藏的地质特征、井网部署和开采速度等条件都很相似，所以它们的开发结果具有可比性。,实例一 俄罗斯多林油田和皮特柯夫油田注气效果对比,低渗透油藏注气开发技术及实例分析,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,82,行业进步,多林油田注水和皮特柯夫油田注气开发指标对比表,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,83,行业进步,多林油田注水和皮特柯

42、夫油田注气经济指标对比表,注气成本比注水方式低50%63%，注气方式增加1吨采油量的费用比注水方式少52%78%。综上所述，皮特柯夫油田曼尼利特油藏注气开发效果和经济指标，明显优于多林油田曼尼利特油藏注水开发方式。,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,84,行业进步,CO2吞吐是在全国开展最多的，有胜利、中原、大庆、吉林、江苏等，已基本探索出一套注气吞吐的评价方法，富民油田最为成功。江苏富民油田是一复杂小断块低渗透砂岩油藏，地质条件差，储层K=7.510-3um2，含油面积小。地质储量为55104t，渗透率为7.510-3um2，孔隙度为11.8%，地下原油密度为0.8324g/cm3，地下原

43、油粘度为1.6mPas。原始含油饱和度为70%，目前剩余油饱和度为40%，地层压力为19.49MPa，地层温度为102.5。 目前注入CO2进行吞吐，结果表明：产液量、产油量明显增加，含水下降。吞吐后，可提高水驱残余油采收率10%以上，注入量越高，采收率增加幅度越大。投入产出比为1：5.82，内部收益率为89%。研究表明：CO2吞吐在低渗透复杂小断块轻油油藏运用是可行的，增油效果和经济效益显著.,实例二 CO2吞吐实例,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,85,行业进步,安塞油田是一典型特低渗透油田，其储油层为三迭系延安组致密砂岩，地质储量5000104t。该区渗透率较低，平均孔隙度11.7%

44、，平均渗透率0.9710-3um2。原油密度为0.840.85g/cm3，地面原油粘度为4.87mPas，地下原油粘度23 mPas，油层压力为8.31 MPa，饱和压力4.656.79 MPa，油层温度45，原始含水饱和度为0.46，原始含油饱和度为0.54，油藏无气顶。注入天然气，当注入80%C2H6时，可实现混相驱替。计算水驱采收率是20.6%，而天然气驱采收率是26.3%，采收率增长大于5个百分点,实例三 烃类气驱实例,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,86,行业进步,研究表明气-水脉冲是一种有效提高低渗透裂缝油藏采收率的方法。按照物理模拟结果，当油藏稳定注水水淹后，采用气-水间歇脉

45、冲法可平均提高原油采收率28%，采用单一气脉冲可提高20%，单一水脉冲可提高16%。 与传统的注水开发方式相比，注气开发方式的有利因素可以归纳为： 吸气能力强 注气流压低于注水流压，有利于避免裂缝张开，防窜 无水质问题，可避免一整套比较复杂的处理水质的工艺流程设备 因水质腐蚀和泥岩膨胀而造成的套管损坏问题较轻，报废井较少 油井见注入气的情况比见注入水的情况简单，比较容易管理,实例五 氮气-水间歇脉冲采油研究,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,87,行业进步,水平井开发技术,低渗油田水平井开发是改善低渗油田开发效果的有效途径，国内外实例都证实了这一点，国内低渗油田所钻的水平井的开发状况如表8-

46、3所示。 表中10口水平井产能为垂直井产能的35.6倍,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,88,行业进步,国内水平井在低渗透砂岩油藏中的应用统计表,研究报告,89,行业进步,水平井需要的生产压差远小于直井，如匈牙利奥尔哲（Algyo）油田Alsopannon-13（简称AP-13,K=1310-3um2）,油藏水平井生产差值只有直井的0.4倍，低渗透油田生产压差较大，其正常生产压差已经接近最大值，随含水上升放大生产压差余地很小。进入开发中后期的低渗老油田，压降普遍较大，利用水平井开发优势非常明显，奥尔哲低渗油藏水平井的成功开发充分证明了这一点。AP-13油藏历年水平井与直井的产能如图8-3所

47、示。,水平井开发技术,奥尔哲油田水平井与直井单井日产油量对比图,研究报告,低渗透油藏提高采收率技术,90,行业进步,影响低渗透开发效益的因素可以分为以下几类： 钻井工程:指钻前准备工程、钻井工程、测井工程、固(完) 井工程、试井工程、施工管理工程和井口装置工程等; 采油工程:指将原油举升到地面的相关工程,包括一、二、三次采油等; 集输工程:指输送的管线、装置及油气的储运等; 酸化压裂工程:指由外界的影响损害了油层,致使渗透率下降,或油层本身就很致密,渗透性能极差,需采用酸化压裂的方法改造油气层; 辅助工程:指供水、电信工程及公路、住房生活设施等工程; 净化工程:指对油气进行净化处理等工程 总结

48、起来，影响开发经济效益的因素主要表现为下列方面：油层埋深、油层面积，油层压力、油层渗透率、油气成分、集输距离。,研究报告,低渗透油田开发效益影响因素分析,91,行业进步,第一，低渗透油田由于需采用相对密井网、小井距开发，钻井投资更大； 第二，低渗透油田油井一般需要经过压裂改造才能获得工业性油流，措施成本远高于常规油田； 第三，由于介质形变的问题使得低渗透油田应尽量保持在较高地层压力水平下生产，因此一般采用早期补充地层能量方式开采，从而增加了单位采油成本； 第四，保持地层压力方法主要有注水和注气。由于低渗透油田储层比中高渗透油田存在更多、更强的储层敏感性，对注入水水质及注水工艺有更高的要求，增加

49、了注水成本 总之，与中高渗透率的常规油田相比，低渗透油田由于投资大、产能低，开发效益较差，要提高开发效益，也应该从以上方面入手。,研究报告,低渗透油田与常规油田开发效益差异,低渗透油田开发效益影响因素分析,影响其开发效益因素的基本构成是相同的，但影响程度相差悬殊,92,行业进步,1)、采用水平井、多支井技术，有效减少总井数，大幅度降低钻井投资成本 2)、采用注气技术提高低渗透油藏采收率和开发效益 注气驱油适应于各种类型油藏，尤其为低渗透油田提高原油采收率提供了独特的经济和技术机遇，是目前挖掘低渗透油藏剩余储量最廉价、最有发展前景的三次采油方法之一,提高低渗透油田开发效益的设想,研究报告,低渗透

50、油田开发效益影响因素分析,93,行业进步,结论与认识,1、通过对国内外低渗透油气田开发现状的调研，对典型油田开发过程、开发数据等的解剖、分析研究，总结规律，吸收先进技术和方法，吸取经验和教训，对类似油田有效和高效开发具有理论及实际指导意义 2、低渗透油田数量众多，储藏着丰富的油气资源，美国、俄罗斯、加拿大等产油国都发现了大量的低渗透油田。我国已探明储量约99亿吨，动用储量不到一半，开发潜力巨大,研究报告,94,行业进步,3、低渗透油藏一般存在非线性渗流和启动压力梯度现象，影响非线性程度及启动压力梯度大小的关键因素是介质渗透率和流体粘度 4、形变是低渗透油藏开发过程中存在的普遍现象，其主要特征是