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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
2、渗透油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
3、内低渗透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
4、大幅度下降，稳产难度大,（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
5、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,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。,
6、大庆永乐油田肇291地区超前注水实例,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
7、高压区，注不进水；采油井降为低压区，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
8、的关系式,R油井的泄油半径（m） K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
9、距大，为400-450米 2层系划分粗：划分为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
10、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23104t，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
11、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
12、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,(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,0.9
13、8.910-3um2,11%,35%,混相驱,最终采收率,70.3%,46%,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-1
14、3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
15、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
16、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9000m3/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
17、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
18、，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 ！,