影响低渗透油田开发效果的因素.
影响低渗透油田开发效果的因素及对策目前,低渗透油田储量在我国油田储量中所占的比例越来越大。近年,低渗透油田石油勘探和开发程度的快速发展,为我国天然气产量快速发展和原油产量稳定增长做出了重大贡献。但随着时间的延长,低渗透油田开发过程出现一些影响开发效果的因素,不但影响了油田的安全生产,而且影响了油田开发的经济效益。
1影响低渗透油田开发效果的主要因素
影响低渗透油田的开发效果的因素有很多,其中最主要的就是技术方面的影响。
1.1油层孔喉的影响
影响低渗透油层开采根本原因是储层孔喉细小和比表面积大。低渗透油层平均孔隙直径为26~43μm;油层孔喉细小,半径中值只有0. 1~2. 0μm;比表面积相对较大,在2~20 m2/g之间;三者之间直接形成了渗透率低。
1.2渗流规律的影响
低渗透储层的渗流规律具有启动压力梯度特点,是不遵循达西定律的。低渗透油田主要表现非达西型渗流特征:表面分子力和贾敏效应作用强烈、孔喉细小、比表面积和原油边界层厚度大。渗流直线段的延长线与压力梯度轴的交点即为启动压力梯度,是不通过坐标原点而与压力梯度轴相交,由于渗透率越低,所以启动压力梯度越大。
1.3弹性能量的影响
低渗透油田弹性能量除少数异常高压油田外,一般的油田弹性阶段采收率只有1% ~2%。弹性能量小主要是由于一般底、边水都不活跃,储层渗流阻力大、连通性差引起的。在消耗天然能量方式开采条件下,弹性能量压力和产量下降快,是由于地层压力大幅度下降,油田产量急剧递减,使生产和管理都非常被动。1.4见注水效果的影响
低渗透油田开发过程中,油井见注水效果尤为重要。在井距280 m左右的条件下,注水效果需注水半年至一年时间才见效,见效后油井产量、压力相对稳定,但上升现象很不明显。有部分油田的注水井因注不进水转为间歇注水或被迫关井停注,从而影响开发效果。低渗透油层采油指数相当于高、中渗透油层的几十分
之一,只有1~2t/(MPaod。低渗透油井见注水效果程度差,停止吸水是由于泵压与井口压力达到平衡时出现的。因为启动压力很高,渗流阻力大,而且吸水能力低,大部分能量都消耗在注水井周围,使注水井附近地层压力上升很快。
1.5产液(油指数的影响
低渗透油井见水后产液(油指数大幅度下降,是由于岩石润湿性和油水黏度比等多种因素影响的。当含水达到55 %左右时,无因次产液指数最低,只有0. 4左右,无因次采油指数更低,只有0.15左右,对油井见水后的提液和稳产造成极大困难。
1.6地应力的影响
地应力的大小和方向对开发效果具有重要的影响,因此,开发方案必须考虑地应力的影响和作用。压裂开发是低渗透油田通常进行的一种开发方式,压裂裂缝的延伸方向和形状很大程度受地应力的大小和方向制约。
2低渗透油田开发的主要对策
2.1合理加密井网
目前国内外已基本建立采收率及水驱控制程度与低渗油藏井网密度的关系的一系列经验方法。开发好低渗透油田的基础和关键是合理井网部署方案。低渗油藏、小断块开发的目标定位要适当,不宜过高,要充分考虑到低渗油田开发的复杂性,为此要根据采用线状注水方式、平行裂缝主要方向布井、井距可以加大、排距应该减小的低渗透油田井网部署的基本原则,合理缩小井距,加大井网密度。
2.2合理优选储量富集区块
不少低渗透油田的含油面积虽然很大,但存在单位面积的储量较少,油层有效厚度较小的情况。因此,需要进行优选储量富集区块工作。优选开发工作应早期介入,进行早期的油藏描述。先利用钻探试油和三维地震的资料,对岩石发育区带进行预测,掌握油水变化规律。勘探与开发两方面工作要紧密合作,首先投入开发优选油层储量丰度较高、比较发育的有利区块,取得经济效益后,总结成功经验再逐步推广,开发规模进一步扩大。
2.3合理的开发层系组合
充分利用加密井实施细分层开发,把特征相近的渗透油田油层组合在一起。应考虑当前的采油工艺技术水平,在分层开采工艺所能解决的范围内,应避免划
分过细的开发层系,以减少建设工作量,提高经济效益。划分开发层系,同一油藏相邻油层应尽可能组合在一起,以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性,减少开采过程中的层间矛盾,以确保达到较好的经济指标;确保层系间不发生窜通和干扰。
2.4采用高效射孔和深抽工艺技术
高效射孔技术具有高强度、深穿透、负压和油管传输的特点。采用高效射孔技术可增强压裂效果,并降低地层破裂压力,可以提高低渗透储层油井的生产能力和完善程度。在低渗透油田开发中深抽工艺有提高抽油泵效,保持降黏防蜡作用。低渗透油田油井产液指数在见水后大幅度下降,为了增大生产压差,迅速提高油井产液量,只有不断加大抽油深度,才可能减缓递减产液大幅度下降速度,使产量相
对保持稳定。
2.5采用总体压裂改造技术
开发低渗透油田最根本的工艺技术是总体压裂优化设计和实施压裂改造。是以油藏裂缝与油水运动、注采井网和油层分布的合理配置。在低渗透油田总体优化设计的基础上,再进行单井工程设计、施工参数优化、施工过程监测和压裂效果的分
析评价。总体压裂优化设计目的是进行压裂改造,提高扫油效率,获得工业油气流,以达到持续高产稳产和最大经济效益。
2.6重视注水技术
我国低渗透油田单井产油量不高,大多数低渗透油田弹性能量很小,初期对单井注水井要求也不很高,因此开发初期注水井可以适当少些来保持地层压力。随着低渗油田含水的上升,根据中低渗油藏采液指数变化规律,低渗油藏合理的注采井数比总体上是一个上升的趋势。对于没有裂缝的低渗透油田,适当提高注采比,在地层微裂缝条件下注水,以保持地层压力在原始压力附近。对弹性能量大和异常高压的油田,可先利用天然能量开采,待地层压力降到饱和压力附近或静水注压力时再注水。在单井平均注入水平不提高的情况下,采取注水方法是增加注水井点,能大幅度增加整体注入水平。此方法能提高油藏采收率、降低油井含水上升率,可以采出较多的弹性无水原油也有利于注水工程的实施。总之,要充分认识影响低渗透油田开发效果的主要因素,去运用合理的技术方法,来提高
渗透油田开发效果,创造更大经济效益。
参考文献:
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低渗透油藏水驱提高采收率技术研究
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究
水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术。但随着低渗透油藏开发程度不断加深，开发矛盾日益突出，如何不断改善开发效果、进一步提高水驱采收率将成为低渗透油藏产量稳定的关键。本文针对低渗透油藏采用注水开采技术中存在的各种问题，总结归纳了一系列低渗透油藏水驱提高采收率的相关技术，对提高低渗油藏开发水平具有一定的借鉴意义。
标签：低渗油藏；水驱开发；采收率
中国低渗透油藏经过长期的不懈探索和实践，在开发理论和开发技术方面都取得了很大的成就。但随着低渗透油藏开发阶段的不断深入、开发对象和储层改造的日益复杂，将面临一系列新的问题。水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术，提高水驱采收率是改善低渗油田开发效果，有效动用低渗储量，对油田持续稳产、效益发展具有重要现实意义。
1 井网优化及加密调整技术
2000年以后投入开发的特低渗透油藏，结合整体开发压裂，优化并采用了非常规的菱形和矩形井网。这种井网的优点是井排距灵活可变，适应不同开发物性、不同裂缝发育程度的低渗透油藏。并且在一定程度上抑制方向性水淹速度，提高侧向井见效程度及平均水驱均匀化程度。缺点便是与基质物性匹配难度大，调整余地小，对于天然裂缝多向发育的油藏风险较大。
动态缝的延伸、沟通是低渗透油藏方向性见效、水窜的主要原因，天然裂缝方向和人工裂缝方向及相互影响决定了水窜、水淹方向。裂缝侧向基质的有效驱替范围，主要取决于基质物性，是确定合理排距或注采井距的主要依据。类块状油藏井网对河道砂体的控制和多层油藏井网对非主力层的控制是提高水驱动用的关键。单砂体注采井网的合理性和完善程度是提高水驱波及的主要因素。注采井网与砂体分布形态的合理配置，尽量避免沿河道方向注采，造成基质水驱沿主河道高渗条带突破。
井网与缝网的合理匹配是改善低渗透油藏开发效果的关键，针对不同类型油藏、不同井型、不同改造方式，优化并确定合理注采井网系统。
2 层系优化重组技术
改善低渗透油藏开发效果的方法探讨及其在文南油田的应用
ｌ６Ｏ 内蒙古石油化工 第２７卷
改善低渗透油藏开发效果的方法探讨 及其在文南油田的应用
程凤莲 陈元勇 叶治续 曹玉梅 刘云华 （中原油气高新股份有限公司采油四厂） 摘 要 在我国，低渗透油藏的储量比重越来越大，如何改善其开发效果显得日益重要。 本文从低渗透油藏的渗流机理出发，从开发中存在的主要问题着手，探讨了改善其开发效果的 主要方法：细分开发系、加密井网、压裂改造、合理部署井网等。并针对这些方法在文南油田的 具体应用取得的不错效果进行了分析．从而说明这些方法在低渗透油藏开发中具有很高的推 广价值。 关键词 低渗透 开发效果 方法 文南油田 应用
所谓低渗透油藏，一般是指储集层渗透率低， 不采取增产措施，仅靠油藏自然产能不能经济性 工业开发的油藏。对于低渗透的界线．不同地区的 石油工作者有着不同的意见，对油藏而言．一般将 ５０×１０ ／．ｔｉｎ 作为低渗透的界线。 在我国，投入开发的低渗透油田的储量，占总 动用储量的比例越来越大，截止１９９２年底，我国 已探明低渗透储量占全国总探明储量的２１． ３９％，而未动用石油地质储量中．渗透率小于５ｏ ×１０ ／．ｔｍ。低渗透油藏储量占４８．２ 。由此可见， 如何改善低渗透油藏的开发效果，提高低渗透油 藏的开发水平，有着十分重要的意义，特别是老油 田．由于多层合采、层状非均质油藏一般有ｌ／ 厚 度不能正常投入动用．这些低渗透油层是老油田 挖潜的主要对象。 １渗透油藏的渗流机理特征 １．１达西渗流特征 低渗透油藏，由于孔喉细小（孔喉半径一般小 予１～２ｖｍ）比面增大，微观孔隙结构影响增强． 当液体渗流时，固液界面上的表面分子力和微毛 细管力作用强烈，故低渗透层渗流表现为非达西 渗流特征，西安石油学院闫庆来教授等用渗透率 为１６．２×１０ ／．ｔｍ。的人造岩芯作单相水渗流实 验，证实了低渗透储层具有非达西渗流特征。 １．２存在“启动生产压差” 低渗透储层具有非达西渗流特征，直线延伸 与坐标原点不相交，与横坐标交点的压力梯度．称 作“拟初始压力梯度”，一般简称为“启动生产压 差”ｆ并且，随着渗透率的降低．启动压差增大。 ２开发低渗透油藏中面临的主要困难 低渗透油藏之所以难于开发，瘟结点就是渗 透率低．表现形式多种多样： ①油藏存在“启动生产压差”现象．渗流阻力 和压力消耗特别大。 ②大井距井网密度不适应油田开发需要。 ⑧注水井吸水能力低，采油井难以见到注水 效果。 低渗透油藏．注水井一般吸水能力低，压力扩 散慢，容易在水井井底附近形成高压带，注水更加 困难；同时，油井因地层能量得不到补充，产量大 幅度递减，注水效果很差，容易发展成“注不进，采 不出”的局面。 ④含水采油期，稳产难度大，采液指数和采油 指数下降速度快。 ３改善低渗透油藏开发效果的主要方法及其在 文南油田的应用 针对低渗透油藏开发中所面临的主要困难， 采取相应的有效措施，改善低渗透油藏的开发效 果，提高开发水平。要改善低渗透油藏的开发效 果，从根本上说应从两个方面人手：一是改善储层 物性；二是注进水，补充地层能量。文南油田位于 东濮凹陷中央隆起带，构造复杂，储集层变化大， 渗透率小于３０×１０ ／．ｔｍ。的石油地质储量占全油 田总地质储量的５７．９ ，低渗透储量比重大，通 过多年来的不断实践，摸索出了一套改善低渗透 油藏开发效果的方法，具有一定的推广意义。 ３．１ 合理缩小井距，加大井网密度，细分开发层
低渗透裂缝油藏油井高含水的原因分析与治理
201 2017年第8期科学管理
A油田受地下水活跃、裂缝发育及注水压力偏高等因素影响，油井含水上升快，高含水油井比例大，油田开发形势严峻，稳油控水难度大。通过认真分析引起油井高含水的原因，因井制宜，一井一策，详细制定治理方案，主要通过层段降水、周期注水、化学调堵及机械堵水等措施手段，共治理高含水油井32口，取得较好的增油控水效果，有效减缓了油田含水上升速度，油田开发效果得到持续改善。1 油井高含水的原因分析1.1 地下水活跃，边水或底水推进过快导致油井含水上升在油田边水或底水能量充足的地方，随着油井开采时间的延长，油层压力下降，边水或底水在外压的作用下侵入油层，使油水边界向油藏内部不断压缩。结果地下水与油层原油混合在一起，由于油水在地层中的渗透性差异，导致地下水推进过快，先于原油到达油井，使这些地区的油井过早含水或含水上升过快。而那些处在油水过渡带的油井，甚至在开发初期就进入中高含水阶段。1.2 油水层解释难度加大，误射水层或油水同层所致低渗透油田油层发育差，油藏孔隙度低、含油性差，局部井区纯油层和油水同层在测井响应上差别不大，反应在测井曲线上幅度差异不明显；加上油水层解释标准存在地区差异性和极强的经验性，导致在测井解释的时候，容易把油水同层、水层误解释为油层而进行射孔。或者是在投产开发时，放宽了射开标准，为获取更多的油量而射开油水同层。1.3 天然裂缝发育、油水井压裂投产，裂缝贯通油水井A油田为低渗透裂缝型油田，断层附近及构造高部位是裂缝相对发育区。断层走向多为南北向，通过微地震裂缝测试等监测手段，判断裂缝走向以近东西向为主。因此该油田井网为线状注水井网，线状注水被认为是目前低渗透裂缝油田最佳的注水方式。该油田油水井均压裂投产，但是，压裂时并不能完全控制裂缝的延伸方向，实际上在其他方向也产生裂缝，加上油水井距过小，油水井间的次裂缝很容易沟通，注入水沿次裂缝方向很容易到达油井，导致油井含水上升过快。1.4 注水量、注水压力超标，导致注入水推进过快低渗透油田普遍注水受效差。为了尽快恢复地层压力、增加油井的供液能力，促进油井受效，因此该油田在注水开发初期采取加强注水方式、注水量偏高，井区注采比过高，注水压力上升过快，在较高的注入压力下容易导致注水井周围裂缝的不规则延伸，可能导致次裂缝与周围油井裂缝相互串通，引起周围油井含水上升加快。1.5 注水井距断层较近时，注入水容易沿断层进入到油井中断层附近为裂缝的发育区，当注水井距断层较近时，注入水容易沿裂缝进入附近断层，当断层中的注入水累积到一定数量后，断层中的注入水发生运移再沿着裂缝进入距离较近的油井中，引起油井含水快速上升，严重时导致油井水淹。2 如何治理高含水油井2.1 治理边水或底水入侵引起的油井高含水如果油井附近边水或底水发育，地下水能量充足，这时候要控制油井的采油速度、最好是保持原始地层压力开采，防止油层亏空严重、压力下降过快而引起边水或底水过快侵入油层，最终导致油井高含水。2.2 误射水层或油水同层引起的高含水通过对射孔层位的测井曲线再解释及测油井产液剖面判断出水层位，采用机械或化学堵水的方式控制出水层出水。此外，通过总结以往经验，重新标定油水层的解释标准，避免在该油田投产新井时射开水层或价值不大的油水同层。2.3 由裂缝引起的油井高含水通过微地震裂缝监测、示踪剂试验等手段获取裂缝的发育程度和方位，初步判断油水井裂缝沟通层位，结合吸水剖面、产液剖面找出吸水量大、含水较高的出水层。找准出水层位后，利用化学调堵、机械堵水等措施封堵裂缝、控制出水层位；或通过降低层段注水量及周期注水的方式控制目的层注入及产出水量。2.4 注水量过多、注水压力过高引起的油井高含水认真分析油水井油层发育状况及砂体连通程度，结合油水井生产动态资料，严格控制注水井的注水量和注水压力，降低井组及区块注采比，防止油层超破裂压力注水，避免次裂缝开启后沟通油水井造成油井高含水。2.5 断层附近的油井高含水控制断层附近油水井的压裂规模，控制人工裂缝长度，降低注水井的注水量，或实施周期注水，降低井组注采比。此外，以后在定新井位时，注水井尽量离断层远一些。近两年来，共治理32口井，其中通过层段降水和周期注水治理13口，分层限压注水治理5口，油水井对应调堵结合治理3口，机械堵水治理11口。从单项治理效果来看，机械堵水效果最明显，但有效期短，整体上注水调整与堵水结合治理，油井降水幅度大，增油有效期长。截止目前，32口油井累积降液11342t，累积增油3584t，油田年均含水上升值减缓2.3个百分点，油田开发形势明显好转。3 结束语1）低渗透裂缝型油田油井高含水，其成因比较复杂，需要借助多种监测手段和油水井动静态数据，综合分析判断油井高含水的原因。2）通过认真分析油井高含水原因，找准出水层位，采取多种措施进行综合治理，才能达到预期的效果。3）在治理过程中发现，油井含水越高，治理难度越大、效果越不明显，因此针对油井高含水关键在于预防，并且越早治理，效果越好。参考文献 [1]王炜.稠油油藏封堵边底水技术研究与应用[D].中国石油大学硕士论文，2008.低渗透裂缝油藏油井高含水的原因分析与治理隆锋中石油大庆油田有限责任公司方兴油田 黑龙江 大庆 163416 摘要：针对A油田油井含水上升快，高含水油井占比大的实际，认真分析油井高含水成因，找准出水层位，并采取针对性的措施进行综合治理，取得较好控水增油效果，形成防治结合的治理思路，有效扭转了油田含水上升、产量递减加快的不利局面，实现了油田持续高效开发，同时为其他低渗透裂缝型油田高含水井治理提供借鉴和技术手段。关键词：低渗透油田 高含水油井 控水增油 综合治理 高效开发
渤海低渗油气田开发钻完井技术研究
渤海低渗油气田开发钻完井技术研究
摘要：我国渤海油田石油储量巨大，经过数十年的勘探开发，未来产量增长重点逐步聚焦在低渗油气田，其具有开采难度大、投入成本高的特点。单井产能需达到一定程度才可有效保证经济效益，这对钻完井技术提出了较高的要求。
关键词：渤海；低渗油气田；开发
1 渤海低渗油气田开发生产特征及存在问题
1.1 层间干扰
我国渤海低渗油气田的物性差、油层薄，并且多为砂泥岩互层。例如渤海某油气田中储层多达15个小层，储层厚度为0.8～4.4 m，平均单层厚度为2.0 m。另外，海上油井少，为了能够有效确保油井的产能，一般情况下会对多个油层进行射开进行共同开采，由于储层间物性差异较大，层间干扰严重，会严重影响到小层产能的发挥，导致油气井的产量有所降低。
1.2 井网不完善
海上油田的井网多为不规则井网，井网不完善、井距大，低渗透油气储层的连通性较差，渗流阻力大很难建立有效的驱动体系。在实际开采过程中，注水井的能量无法得到有效扩散，导致注水井的压力增加，同时会面临注不进、采不出的困难。
1.3 底层压力和产量下降块
目前渤海低渗透油气田主要是依靠天然能量衰竭或者是后期注水的方式进行开采，由于储层中岩性复杂，单砂体规模小，储层内的连通差，导致地层中的压力会呈现出下降趋势，油气田产量急剧递减。目前我国渤海油气田每采出1%的地质储量，地层内的压力下降为2～3 MPa产油量逐年递减，高达25%～45%，并且油气田的采出程度较低。 2 渤海低渗油气田开发钻完井技术
渤海低渗油气田开发难点归根结底是经济性和技术制约的问题，当前作业思路主要有两个，即钻完井提速降本技术和增产与储层改造技术。
2.1 钻完井提速降本技术
钻井速度提升的主要技术包括优快钻井技术，压力控制钻井技术等，结合海上低渗透油田中储存的实际情况，选择合适的钻井技术，能够有效减少成本的支出，从而有效提高海上油田的经济效益。钻完井提速技术的有效应用能够有效增强我国渤海钻完井作业效率，大幅度节约开发成本，提高低渗油气田开发经济性。
特低渗
特低渗透油藏开发基本特征
0 引言
鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。
1 储层的分类及特低渗储层的特征
1.1 储层的分类
不同国家和地区对储层的划分标准并统一。我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。
按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。
按渗透率
按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。
○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。
○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。
○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。
○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。
○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。 ○6类（裂缝-孔隙）：储层特征是在测试样品上肉眼是看不出裂缝的，岩石非常致密。
按启动压力分类
基于启动压力梯度对低渗透砂岩储层进行分类的方法，是为了全面反映低渗透储层的渗透特征。通过室内岩心实验表明，启动压力梯度与渗透率的变化有明显的相关性，不同储层渗透率的启动压力梯度变化熟料级别不同，具体划分如下：
浅谈低渗透油藏的特点及注汽机理
浅谈低渗透油藏的特点及注汽机理
分析国内外低渗透油藏，我们可得低渗透油藏的特点为：
（1）低渗、低孔、自然产能低，常规投产甚至不出油，注水困难；
（2）原油粘度低，密度小、性质较好；
（3）储层物性差，粒细、分选差、胶结物含量高，后生作用强；
（4）油层砂泥岩交互，砂层厚度不稳定，层间非均质性强；
（5）油层受岩性控制、水动力联系差，边底水不活跃；
（6）流体的不流动具有非达西流的特征。
低渗透储层的特征为：
低渗透储层形成有其独特的沉积环境及沉积后的成岩作用和构造作用的影响，使其具有典型的特征，主要包括：储层物性差，沉积物成熟度低，但后生成岩作用往往经较强烈；孔隙度低，孔喉半径小、毛细管压力高，原始含油饱和度低；基质渗透率低；裂缝往往比较发育；非均质性强；粘土矿物含量高，水敏、酸敏、速敏严重。正是由于这些特征，决定了低渗透储层研究的特殊性。 低渗透油藏开发特征为：
（1）低产井多。在开发过程中，油井自然产能低。渗透率低，导压系数小，压力传递慢，油井供液不足，投产后产量递减很快，出现很多低产井。
（2）采收率低。油层受岩性控制，水动力联系差，边水，底水驱动很低，自然能量补给不足，多数油藏主要靠弹性驱动和溶解气驱方式采油。一次采收率很低，一般只能达到8%-12%，注水后，一般低渗透油田二次采收率提高到25%-30%，特低渗透油田则为20%-25%。
（3）采油速度低。特低渗透油田，依靠天然能量开采，采油速度约在1%以下；注水开发，采油速度在1%左右；一般低渗透油田，注水开发，采油速度在短期能达到2%以上。
由于低渗透油质轻，又加之气易流动的特点，使注汽变得更具吸引力。关于注汽机理的论述很多，总体上可分为一次接触混相、多次接触混相、非混相驱三种，而多次接触混相又分为蒸发气驱混相和凝析气驱混相两种。
一次接触混相驱：
低渗透油藏整体压裂数值模拟系统的开发与应用
低渗透油藏整体压裂数值 模拟系统的开发与应用 (1．西南石油学院“油气藏地质致开发工程‟‟国家重点实验室， 2．大庆油田井下作业公司，3．大港油田钻采院) 赵金洲lid 郭建春1李勇明1张有才2张胜传3 擒要油薰整体压裂开发是低渗透油蘸改造技术的新发展，油藏整体压裂数值模拟为低 渗透油薰压裂开发提供决策依据；为有梭地进行油藏整体压裂开发方案的编制和单井压裂方案 的设计。在油藏压裂模拟设计与评价数学模型研究的基础上，基于目前低渗透注水开发采用的 井网模式。考虑压裂裂缝方位处于有利和不利方位的情况．研制了低渗透油藏整体压裂数值模 拟系统；通过低渗透油藏压裂开发的井网优化分析和区块整体压裂方案编制等油田实际应用表 明，该系统是进行压裂开发方案编制强有力的工具。 主题词低渗透整体压裂矩形井网 优化设计 1油藏整体压裂开发技术的发展 自20世纪80年代末以来，在压裂设计、压裂液和添加剂、支撑剂、压裂设备和监测仪 器以及裂缝检测等方面都获得了迅速的发展，使水力压裂技术在缝高控制技术、高渗层防砂 压裂、重复压裂、深穿透压裂以及大砂量多级压裂等方面都出现了新的突破。水力压裂技术 已由简单的、低液量、低排量压裂增产方法发展成为一项高度成熟的开采工艺技术，其发展 具有以下4个特点 ：(1)由单井的增产增注进展到整个油藏的总体压裂优化设计；(2)由低 渗透油藏„„压裂开采”进展到“压裂开发”；(3)在优化设计方面，水力裂缝几何模型巳由二维 进展到三维模型；(4)压裂规模从小型进展到大型压裂作业。 1。l低零通油藏压裂开发被术的应用和霞展 整体压裂改造技术是压裂工艺进入上世纪80年代以后，国内外改造低渗油藏的一项新 技术、新发展j整体难裂技术综合运用了油藏工程和压裂工艺的全部现代技术。利用水力压 裂和油藏数值模拟的手段，预测油藏通过压裂改造能够获得的效果和油井作业的投入费用， 从而进行油水并压裂作业的经济评估，选择能够获得最大经济效益的作业参数和作业方寨。 近来国内对整体压裂优化设计方法、理论及现场应用等作了大量的研究【2～4]。 整体压裂工艺是近年压裂工艺应用和发展的方向，它的意义在于对一个开发区块全面实 施压裂改造，以达到充分改造油层结构、改善油气渗流方式、提高区块总产能的目的。该工 艺与常规压裂工艺相比有以下特点伯j：(1)整体压裂针对的区块地层虽然具有低渗透特性， ●赵金僦，I啦年IO月生，教授、博士导师，从事{电气最开果、堪产技术和提高果收率等方面的科研教学工作，通 讯地址：西川新都西南石油学院研究生院．邮编：61(b00，联系电话：133****0724。 279
低渗透裂缝性油田注水开发的技术对策
低渗透裂缝性油田注水开发的技术对策
钦东科(大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆 163000) 摘 要:低渗透裂缝性油田,在注水开发过程中,由于裂缝发育水井压力上升迅速,油井见水快,调整效果不明显是一种极为普遍的现象,近两年,新肇油井见水有加剧的趋势,严重制约了油田的开发效果。本文描述了新肇注水基本特征,并对裂缝油田注水开发进行了研究,提出了几点改善措施。关键词:裂缝性油田;注水开发;合理注采比 中图分类号:TE357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0126—02
1 油田概况1.1 地质概况新肇油田位于黑龙江省大庆市肇源县新站镇北,在区域构造上位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣葡萄花构造西部的新肇鼻状构造。该油田葡萄花层砂体和断层分布较复杂,地层原油粘度1.56mPa・S,原油密度0.729t/m3,空气渗透率28.18mD,孔隙度19.5%,非均质性严重,天然裂缝比较发育,泥质含量高21.3%,粘土矿物以伊利石为主30～90%,储层强水敏,原始地层压力16.9MPa,地层压力系数1.26,属异常高压类油藏。1.2 开发现状新肇油田于2000年11月投入开发,共投产油水井398口,其中注水井105口,抽油井173口,捞油井120口。截止目前新肇油田累积产油84.6346×104t,采出程度7.33%,累积注水296.6952×104m3,累积注采比1.86,综合含水41.13%,油田地层压力11.15MPa。2 问题的提出及分析2.1 开发过程中亟待解决的问题由于及时的进行了注采系统调整,有效的控制了油田的自然递减,转注较早的古634区块自然递减率由2003年的25.06%下降到目前的17.69%,下降了7个百分点,随着油田大面积转注,水线沟通后仍保持高注采比开采,表现出三方面的矛盾:一是新肇地区葡萄花油层油藏类型主要为受断层复杂化的岩性,新肇油田存在着天然裂缝,而且极为发育,发育的裂缝,使注水方案调整更加的困难。二是油井排油井开始见水,目前共有此类见水井6口,通过方案调整含水均有下降;三是注水压力上升速度快,仅古634区块目前由于注水压力高而吸水能力下降的井19口,其中关井11口,占总井数的48.7%,有效的缓解注水压力上升速度是目前油田亟待解决的问题。2.2 裂缝对油田开发方式的影响储层中裂缝的存在对油田的注水开发影响较大。有利的是增加了储油空间与裂缝渗透率;不利的是注水开发过程中水容易沿裂缝突进,造成油层过早见水或水淹。新肇油田的裂缝在注水开发过程中产生的不利影响主要表现在两个方面:位于裂缝方向的油井含水上升过快或遭受水淹;裂缝不发育方向的油井供液不足,压力下降,使整个油田内油井压力不均衡。合理的注水压力是避免天然裂缝重新开启的重要条件。从新肇油田投注较早的52口注水井中,有1/3以上注水井在注水开发的过程中存在着注水压力持续下降,下降到一定程度后又继续上升的现象,这在没有外界因素影响的情况下是不正常的,但这与裂缝的开启过程是相吻合的。裂缝的开启过程:水驱前缘沿孔隙通道接近尚未开启的天然裂缝时,由于力的相互作用,尚未开启的天然裂缝必然要阻止水驱前缘的向前推进,致使注水压力上升;由于每条天然裂缝都具有自己的开启压力,随着注水压力的不断上升,使得注水井的注水压力达到并超过裂缝的开启压力,裂缝重新开启;由于裂缝的开启,使得水驱前缘迅速向前推进,致使注水压力下降,但是由于力的相互作用,裂缝又趋于闭合,使得注水压力回升,裂缝又趋向于重新开启,但此时裂缝的开启压力要小于裂缝第一次重新开启的压力,因此注水压力变化的过程是一个持续下降、反复进行的过程,直至与周围油井相互贯通;注水压力在油水井贯通后又继续上升则是由于见水层的吸水量要大于见水井的日产液量所造成,使得多余的注入水向裂缝两侧进行驱油,致使注水压力的进一步上升。裂缝的存在对地层压力的变化也会产生较大的影响。因为,在油田注水开发过程中,裂缝消耗了大量的注入水,并且使发育区的油井遭受水淹,而在裂缝不发育的井区,由于得不到注入水的足够补充使油井附近的地层压力下降,导致整个油田内地层压力的不均衡。新肇油田东西向裂缝发育,注入水大部126内蒙古石油化工 2012年第23期 分通过裂缝进入东西向油井,而南北方向由于裂缝不发育,该方向上的油井不能及时得到注入水的补充,导致压力下降。2.3 水井注水压力上升原因分析注水压力的上升快主要受两方面影响:一方面储层泥质含量局部高导致;另一方面是基质渗透率导致。油田的注水压力上升主要分两个阶段,一是2001年至2003年阶段,不吸水井主要集中在断层附近,期间出现不吸水井9口,均位于断层附近,影响其主要因素是油田的泥质含量,新肇地区葡萄花油层岩石类型属于长石岩屑质粉砂岩,碎屑颗粒细(以小于0.1mm为主),岩屑含量高(15%左右),泥质含量为21.3%,粘土矿物以伊利石为主(含量30～90%)。通过油田敏感性试验可知,属于中等弱速敏和强水敏。部分断层附近应该是泥质含量较高的区域,这导致断层附近注水压力上升的主要原因。众所周知新肇油田属于裂缝性油田,裂缝为构造裂缝,而在断层附近会产生断层效应的作用。在以下几个区域是裂缝较为发育的区域:一是随着距离断层的距离增大,微裂缝数明显减少,也就是说断层附近为裂缝发育区域;二是弯曲断层的外凸区是应力集中区也是裂缝相对发育带;三多组断层交汇区也是会造成应力集中的区域,也是裂缝相对发育带。由此推理,断层附近井区应该是储层渗透率相对较大的区域,注水压力应上升较缓慢。但是新肇油田却出现断层附近注水压力上升快的反向问题,通过动静态反应,主要表现一是水井排靠近断层附近油井均后见水;二是从电测曲线上看,断层附近注水压力上升快井距离断层越近泥质含量越高。由此可见断层附近注水压力上升快是由于该部位储层泥质含量较高所致。尽管断层附近储层裂缝相对较发育,但新肇油田发育的仅是微裂缝,且发育频率较低,相对沉积过程的较高泥质含量,后者其主导作用。第二阶段是2003年注采系透过调整后至目前,该阶段注水压力上升的主要原因是储层基质渗透率偏低(2005年石油学院在活性水室内试验项目中测得孔隙度14.27%,平均空气渗透率3.31mD),短时间很难建立有效的驱替压差。合理的注水压力是避免天然裂缝重新开启的重要条件。从新肇油田投注较早的52口注水井中,有1/3以上注水井在注水开发的过程中存在着注水压力持续下降,下降到一定程度后又继续上升的现象,这在没有外界因素影响的情况下是不正常的,但这与裂缝的开启过程是相吻合的。对于裂缝性低渗透油田的注水开发,水流通道主要在裂缝系统,而新肇油田的主要裂缝方向为东西向,注采系统调整后主裂缝水线沟通,注入水向南北向次方向推进,实际是一个裂缝-基质-裂缝的在固体分子和流体分子之间作用力。在其作用下,多孔介质孔隙的表面形成一个流体吸附滞留层。层厚度因流体性质不同而不同,约为0.1m。该层流体不易参与流动,只有当驱替压差达到一定程度时,才能克服表面分子作用力的影响参与流动。低渗透储层孔隙孔道异常细小,吸附滞留层对流体流动的影响较大。一般情况下,低渗透储层渗透率为(10～50)mD,平均孔隙喉道半径为1.051m;特低渗透储层渗透率在(1～10)mD,平均孔隙喉道半径仅为0.112m。这种情况下,孔隙半径和吸附滞留层厚度在同一数量级上,甚至更小,必须有足够的能量克服固液界面分子作用力,才能使吸附滞留层流体参与流动。因此,细小孔隙中的流体流动应具有启动压力,流体流动的阻力除了粘滞力,还有固液界面的分子作用力,这是低渗透储层与中、高渗储层流体流动的重要不同点,也是形成低渗透非达西渗流的主要机理。为此,随着注水压力的升高,注入水进入更小的孔隙形成新的水驱油通道,经过一段时间后,通道中形成的油滴(油柱)在运移过程中产生附加阻力,使得注入水无法再通过这一通道渗流。当压力升高后,使原通道中的油滴克服附加阻力通过喉道后,注入水在原有水驱通道上又重新流动这就需要确定低渗透油田的启动压力。2.4 确定考虑油田启动压力存在下的合理的注采压差考虑到低渗透油藏的启动压力梯度,确定低渗油藏生产压差的时候,必须要考虑到随着生产压差增加而产量降低的现象,所以井底流压要大于最小井底流压。根据低渗油藏最小井底流压确定方法,可以求得:Pwfmin=(Pr-dp)1+n(1)
浅析油藏注水开发技术
浅析油藏注水开发技术
摘要：注水开发是各油田常用的采油开发措施。不同性质的油藏或区块，从油田地质特征出发，选择合理的注水方式，有利于发挥本油藏或区块的能力，提高油藏采收率，获得最大的经济效益和社会效益。本文介绍注水开发原理，注水方式， 影响油田注水开发效果的因素，提出改善油田注水开发效果的有效途径。
关键词：
注水开发是油田开发过程中的一项重要采油技术。然而，在实际的原油注水生产过程中，由于注入的液体与储层岩石、矿物和储层流体不匹配，往往会造成地层堵塞。这将导致注水井吸水能力降低，注水压力升高。水中的腐蚀性气体和微生物也会对设备和管道造成腐蚀，不仅会增加采油成本，还会加剧油藏的堵塞。因此，在油田注水开发过程中，应注意开发技术应用中的相关问题，在结合油田地质特征的基础上，提高注水开发技术的应用水平。
1 注水开发技术的概况
1.1 技术原理
注水采油是指在证明依靠自然能源进行采油不经济或不能维持一定的采油率时，通过人工向储层注水来维持或补充储层能量来开采原油的一种方法。注入的水将原油从储层中排出。从而降低了石油开采难度，提高了油井产量和油藏采收率。油田注水是油田生产过程中最重要的工作环节之一。它不仅能有效补充地层能量，提高开发速度，提高原油采收率，而且能保证油田高产稳产。注水技术可以提高油井的产量和采收率，具有良好的经济效益，是现代油田的主要开发方式。
1.2 技术分类
根据注水时间，注水技术可分为三种类型：超前注水、同步注水和延迟注水。先进注水是指在油井投产前注入注水井，含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力，建立有效驱替体系的注采方法，提前注水可以使地层压力保持在较高水平。同步注水是指在油田进入生产阶段后的短时间内注水，使地层压力保持在饱和地层压力以上，使油井具有较高的生产能力，有利于保持较高的采油速度，实现长期稳产。滞后注水是指利用天然能源对油田进行初次开采。当天然能源不足时，进行注水二次开发。
低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术
低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术
陇东油区老油田具有地层结垢结蜡严重、井筒脏、地层压力低的特点，油层堵塞严重，目前解堵技术主要有负压泡沫洗井综合解堵技术、水力脉冲与化学复合解堵技术、二氧化氯解堵技术。
标签：油井结垢;注水;水质;水敏;水力脉冲;综合解堵
二氧化氯解堵 负压泡沫洗井
一、长庆陇东低渗透老油田地质特征
（一）储层特征
油层砂体厚度较大，分布范围广，连片性较好，非均质性较弱。原始含水饱和度高，束缚水饱和度平均达到37%，并且泥质含量越高渗透率越低，含水饱和度就越高。陇东油区地层岩石中粘土含量高，存在一定的水敏、酸敏现象，个别井区有速敏、盐敏现象。
（二）流体性质
地层水自上而下为：Na2SO4、NaHCO3、MgCl2、CaCl2型，总矿化度1200～117800mg/L，氯离子含量4903～70163mg/L，部分地层水中含有Ba2+、Sr2+成垢离子，如马岭油田南试区地层水中Ba2+、Sr2+含量高达1000～1700 mg/L。
二、油田开发现状及存在问题
（一）油井堵塞成因及特征
1、油井结垢严重
陇东油田注入水来自洛河层，平均矿化度2000～3000mg/L，地层水总矿化度高，硬度高;部分井区高含Ba2+、Sr2+等离子，与注入水相遇后在地层内形成大量的结垢物。
2、不合理的开采方式及生产参数导致油井堵塞
采取较大的生产压差造成了一定的地层伤害。这些伤害一是微粒运移在孔喉处形成“桥堵”堆集。二是疏松地层岩石骨架颗粒脱落及毛发状的粘土膨胀物缠结;三是多相流体（如油、气、水）流动度不一产生油水乳化，增加流动阻力，从而呈现油相渗透率下降的情况。
3、注入水与地层流体不配伍
注入水与地层流体不配伍可导致地层内形成盐垢，乳化物堵塞。如地层流体中的金属阳离子Ca2+、Ba2+、Mg2+、Sr2+等与注入水中的SO42-、CO32-等，反应会生成CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4等沉淀物，这些沉淀物沉积在注入水能波及到的孔隙喉道中，使孔喉流通断面不断缩小。