低渗透油藏注水开发中存在的问题及技术对策
161 2017年第6期科学管理
针对低渗透油藏开发，虽然已经形成了一系列方法，如储层裂缝描述、储层改造、油层保护等，但在配套注水开发方面，许多环节不够精细，甚至没有得到重视，致使低渗透油藏难以实现高效长效开发。随着大部分中高渗油藏进入双高开发阶段，低渗透油藏开发所占的比例越来越大，所以有必要针对低渗透油藏注水开发中存在的问题进行系统的研究，提出相应的技术对策。1 存在的问题研究表明，在低渗透油藏注水开发的过程中，实际开发情况与油藏认识有较大的差距，不同情况导致的开发问题也问题，为了更好地解决问题，一定要找出具体的问题产生原因，才能对症下药。1.1 水质问题影响注水水质的主要有固体悬浮物、腐蚀产物、细菌等，当然，注入水与地层水之间的配伍性程度也是影响注水水质的重要因素。固体悬浮物主要包括硫化亚铁、硫酸盐以及残留的细沙等不溶性的杂质。如果注入水中杂质含量大会造成堵塞，注入水中溶解氧含量大会造成腐蚀、结垢，注入水中含油量大会造成液阻、乳化堵塞、水相渗漏率下降等现象，注入水中细菌含量大会造成腐蚀、菌体等。1.2 储层敏感性问题一般而言，储层的敏感性是由储层岩石中含有的敏感性矿物造成的。敏感性矿物与流体接触时，会发生物理反应或者化学反应，并导致储层的渗透性发生变化。常见的敏感性矿物可分为水敏性、酸敏性、碱敏性、盐敏性及速度敏性共五个主要类型。其中，速敏和水敏是低渗透油田注水开发中储层敏感性的主要问题。水敏主要表现与地层不配伍的流体使地层中粘土矿物水化、膨胀、分散、迁移，造成渗透率大幅降低。1.3 注不进采不出的问题低渗透油藏在注水开发过程中大多存在注不进采不出的问题。主要表现低渗透油藏注水量较低时地层不吸水，当注水压力提高到一定界限时才开始吸水，启动压力高，大大降低了注水井的注水压差和实际吸水的能力。1.4 产量递减速度快的问题 低渗透油藏大多地层能力充足，初期靠天然能量自喷开采，但是产量递减一般呈指数递减趋势。在注水后，不像中高渗油藏那样很快见效，一般需要半年以上时间才能见效，油井见水后采液指数大幅下降，一般当含水60%时，产液指数只有原始值的40%，当含水进一步上升，原油产量会大幅下降。2 开发的技术对策2.1 提高注入水质量提高注入水质量，就是常说的注好水，主要从注水工艺系统考虑提高注入水质量，对储层具有较好的适应性，减少对储层的伤害，提高注水效果。总体上，注入水要稳定与油层水相混不产生沉淀，注入地层后不会造成粘土矿物产生膨胀、分散等现象，对注水设备不产生腐蚀，不携带大量悬浮物防止注水井渗滤端面堵塞等。2.2 井网层系优化调整低渗透油藏在注水开发过程中，原则上一套层系一套井网，同时考虑经济效益，设计一套合理的注采井网结构至关重要。针对低渗透整装砂岩油藏，推荐采用直井注水和水平井采油的混合井网结构。通过井间沿程压力及压力梯度公式分析不同井网系统注采井间压力和压力梯度变化规律，分析结果表明混合注采井网只需要较低的注采压差。另外，根据油藏启动压力梯度和注采压差，计算出极限井距和经济井距，结合实际开发需求，确定合理的注采井距。2.3 多措并举控递减在低渗透油藏开发初期，要提前部署注水井，先期注水，补充地层能量，然后部署采油井进行开采，能够延长稳产期。在工艺上，要对低渗透油藏进行整体压裂，改造储层裂缝和提高渗透率，提高单井产量。在注水开发后期，重点调整渗流场，提高开发效果。针对优势渗流区，要采取封、卡、堵、关井等措施，切断注水优势大通道，提高注水效果；针对主流区，要采取调剖、分注等措施进行控水降液，改善渗流场，控递减；针对次流区，要采取增注、提液等措施引导渗流方向，改变渗流场；针对滞留区，要部署新井构建渗流场，实现注水开发。通过以上做法，能够有效控制油藏递减。3 结束语制约低渗透油藏注水高效开发的因素是多方面的，只要把水质质量提上去，部署合理的注采井网，在不同注水开发阶段选择合理的渗流场调控方式，一般情况下，能够提高低渗透油藏注水开发水平。参考文献[1]林尚平.浅议低渗透油藏注水开发中存在的问题[J]中国石油和化工标准与质量，2012.[2]洪新林，徐海霞，王平贵，等.滨南油区低渗透油藏开发潜力及技术对策[J].承德石油高等专科学校学报，2008.低渗透油藏注水开发中存在的问题及技术对策章晓庆 孙琦大港油田公司油气开发处 天津 300280 摘要：科技的发展促进了石油勘探技术的进步，在勘探阶段，低渗透油藏要依靠天然能量进行开采。从已开发低渗透油藏来看，注水开发依然是提高采收率的主要技术，但是这种开发方式基本上借鉴中高渗油藏，所以低渗透油藏注水开发方式还不够完善。以低渗油藏的特点为出发点，结合国内外低渗透油藏开发技术的新进展，对低渗透油藏注水开发中存在的问题提出了解决的技术对策。关键词：低渗透油藏 注水开发 技术对策
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
滨南油区低渗透油藏开发潜力及技术对策
ＩＳＳＮ ｌ００８—９４４６ 承德石油高等专科学校学报 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｅｎｇｄｅ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｃｏｌｌｅｇｅ 第ｌ０卷第３期，２００８年９月 Ｖｏ１．１０，Ｎｏ．３，Ｓｅｐ．２００８ 滨南油区低渗透油藏开发潜力及技术对策
洪新林，徐海霞，王平贵，孙洪卫，吕维刚，张文清，王文艺 （胜利油田滨南采油厂，山东滨州 ２５６６００） 摘要：根据滨南油区低渗透油藏开发规律及存在的主要问题，提出了滚动增储、未动储量开发、井网加密调 整、精细注水，完善注采井网、应用水平井技术挖潜的潜力方向，指出下一步滨南油区低渗透油藏开发对策和 技术思路。通过以上工作的开展，进一步改善滨南油区低渗透油藏的开发效果，提高其最终采收率。 关键词：滨南油区；低渗透油藏；开发效果及潜力；技术对策 中图分类号：ＴＥ３４ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８—９４４６（２００８）０３－０００１－０４ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｃａｌ Ｓｔｒａｔｅｇｙ ｏｆ ＬＯＷ Ｐｅｒｍｅａｂｌｅ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ Ｂｉｎｎａｎ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ ＨＯＮＧ Ｘｉｎ—ｌｉｎ，ＸＵ Ｈａｉ—ｘｉａ，ＷＡＮＧ Ｐｉｎｇ—ｇｕｉ，ＳＵＮ Ｈｏｎｇ—ｗｅｉ， Ｌｆｉ Ｗｅｉ—ｇａｎｇ，ＺＨＡＮＧ Ｗｅｎ—ｑｉｎｇ，ＷＡＮＧ Ｗｅｎ—ｙｉ （Ｂｉｎｎａｎ Ｏｉｌ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｆａｃｔｏｒｙ ｏｆ Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｏｉｌｆｉｅｉｄ，Ｂｉｎｚｈｏｕ ２５６６００，Ｓｈａｎｄｏｎｇ，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｋｅｙ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｄｕｒｉｎｇ ｔｈｅ ｌｏｗ ｐｅｒｍｅａｂｌｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ａｒｅ ｓｕｍｍａｒｉｚｅｄ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ａｎａｌｙｓｅｓ ｏｆ ｃｕｒｒｅｎｔ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｓｔａｔｕｓ ａｎｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｔｈｅｏｒｙ ａｎｄ ｓｏｍｅ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎｓ ｓｕｃｈ ａｓ ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｅｓ ｂｙ ｒｏｌｌｉｎｇ ｍｅｔｈｏｄ，ｖｉｒｇｉｎ ｒｅｓｅｒｖｅｓ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｗｅｌｌ ｓｐａｃｉｎｇ ｄｅｎｓｉｔｙ ａｄｊｕｓｔｍｅｎｔ，ｆｉｎｅ ｆｌｏｏｄｉｎｇ，ｆｌｏｏｄｉｎｇ ｐａｔｔｅｒｎ ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ，ａｎｄ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｍｅｔｈｏｄ． Ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｐｏｔｅｎｔｉａｌ ａｎｄ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｃａｌ ｓｔｒａｔｅｇｙ ｆｏｒ ｌｏｗ ｐｅｒｍｅａｂｌｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ Ｂｉｎｎａｎ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ ｓｕｃｈ ａｓ ｓｙｓｔｅｍａｔｉｃ ｓｔｕｄｙ ｏｆ ｆｉｎｅ ｒｅｓｅｒｖｅｓ ｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎ ａｎｄ ｒｅｍａｉｎｉｎｇ ｏｉｌ，ｃｒｕｓｔａｌ ｓｔｒｅｓｓ，ｃｒａｃｋ ｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎ，ｓｍａｌｌ ｗｅｌｌ ｓｐａｃｉｎｇ ｄｅｎｓｉｔｙ ａｒｅ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ｉｎ ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ．Ｓｕｃｈ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ａｓ ｄｅｅｐ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ｈｉｇｈ—ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｚｏｎｅ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ， ｒｅｆｒａｃｔｏｒｙ ｒｅｓｅｒｖｅｓ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｅｃｏｎｏｍｙ ｐｏｌｉｃｙ ｆｏｒ ｌｅａｎ ｇｒａｄｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ａｎｄ ｗｅｌｌ ｓｐａｃｉｎｇ ｒｅｆｉｎｅｍｅｎｔ ａｎｄ ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ ｔｏ ｍａｎｉｐｕｌａｔｅ ｔｈｅ ｏｉｌ ｚｏｎｅ ｃｏｎｔｒｏｌ ａｎｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｓｔａｔｕｓ ａｒｅ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ｉｎ ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｗｈｉｃｈ ａｉｍ ａｔ ｉｍｐｒｏｖｉｎｇ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｒｅｓｕｌｔ ｏｆ ｌｏｗ ｐｅｒｍｅａｂｌｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ Ｂｉｎｎａｎ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ ａｎｄ ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇ ｔｈｅ ｕｌｔｉｍａｔｅ ｒｅｃｏｖｅｒｙ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｂｉｎｎａｎ ｏｉｌ ｚｏｎｅ；ｌｏｗ ｐｅｒｍｅａｂｌｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ Ｂｉｎｎａｎ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ：ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ａｎｄ ｐｏｔｅｎｔｉａｌ；ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｃａｌ ｓｔｒａｔｅｇｙ 低渗透油藏是指储层渗透率低于５Ｏ×１０～ ｍ 的砂岩油藏，根据目前中石化低渗透油藏分类指 标 ，滨南油区低渗透油藏主要包括３种，即中深层常压一般低渗透油藏、中深层常压特低渗油藏、深层 高压低渗透油藏，主要分布在滨南、平方王和利津油田３个油田，包括２３个单元，其在滨南油区持续稳 产开发中的地位越来越重要，主要表现为：１）新增探明储量中低渗透油藏储量占有较高比例，１９９５— ２００７年期间，新增低渗透油藏储量１ ９９８．８×１０ ｔ，占新增探明储量的１５．２％；２）低渗透油藏开发潜力 大。目前低渗油藏探明储量和剩余可采储量分别占滨南油区地质储量和剩余可采储量的１６．３％和 ２８．５％。滨南油区低渗透油藏自开发以来主要经历了上产阶段、稳产阶段、递减阶段三个开发阶段。目
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
浅析低渗透油藏开发技术
２…０鑫３ ～ １年１１月鞠 中国化工贸易 Ｃｈｉｎａ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｔｒａｄｅ 置油墨 浅析低渗透油藏开发技术 徐海春 （中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江５２４０５７） 摘要：＂－－３石油开发力度不断加大，低渗透油藏逐渐在油田开发中占据了越来越重的比例。但低渗透油藏由于储层本身的特性，对油田开发效 果以及储量利用程度均有着严重的制约作用。如何有效开发利用低渗透油藏，提高低渗透油藏的采收率，成为石油开发工作所面临的重要问题。通过理 论研究及实际开发经验表明，对于具有特殊表征的低渗透油藏，在开发过程中借助一些增产稳产的工艺技术，可以增加油井产量，提高油田采收率。本 文针对低渗透性油藏的特点，简要分析探讨开发技术。 关键词：低渗透油藏开发技术采收率增产 渗透率是油田开发中极为重要的参数，渗透率值的大小直接影响 到油井产量及油藏最终采收率。油藏研究中根据其渗透率大小可划分 为高渗透、中渗透及低渗透油藏三类。其中低渗油藏的开采难度最大， 在实际开发过程中，若采用的开发技术不当，低渗透油藏很难有较好 的开发效果。目前，石油资源正日益减少，生活中对石油的需求旺盛， 对于低渗透油藏的开发也日渐引起重视。为了提高储量利用程度，开 展低渗透油藏的开发技术研究具有极为重要的意义。本文从低渗透油 藏研究理论出发，探讨低渗透油藏的开发技术。 一、低渗透油藏的分类及特征 １．低渗透油藏概念 目前，对于低渗透油田的划分仍然缺乏国际公认的标准，不同国 家往往根据自身石油资源情况以及技术条件对低渗透油藏进行自主划 分界定。我国国家标准定为平均渗透率低于０．０５ ＩＩ１。为低渗透油藏。 低渗透油藏可进一步细分为一般低渗透油藏、特低渗透油藏、超低渗 透油藏，细分标准如下： １．１一般低渗透油藏：平均渗透率为０．Ｏ１—０．０５ Ｉｔ，ＩＴＩ ； １．２特低渗透油藏：平均渗透率为０．００１—０．Ｏ１ ｎｌｚ； １．３超低渗透油藏：平均渗透率为Ｏ．０００１～０．００１ ｍ 。 ２．储层特征 从储层特征上分析，低渗油藏具有物性校对较差，储层内非均质 性严重、油层束缚水饱和度相对较高等特点。 ２．１物性相对较差：砂岩粒度的分布较为广泛，砂砾混杂严重，圆 球度较差，且含有大量胶结物，颗粒不易分选； ２．２储层的层内、层间及平面的非均质性较为严重，有的发育天然 裂缝。 ２．３储层流体由于接触岩石，易产生化学及物理作用，例如淡水或 地层的矿化度水接触蒙脱石后，导致蒙脱石膨胀，缩小或堵塞孔隙道， 降低渗透率； ２．４孔隙表层较为粗糙，且半径小于１．５ ｍ，喉道较细，多为管 状或片状，孔隙曲折性因而较大； ２．５与高渗透层的原始含水饱和度相比，油层束缚水的饱和度相对 较高，通常达到２０％一５０％，最高甚至达到６０％。 ３．开发特征 与高、中渗透油藏相比，低渗透油藏由于天然能量较差，地层压 力下降，储层供压能力较差，因而产能及采收率均相对较低。低渗透 油藏因为自身特性，在开发过程中存在弹性能量小，天然能量开发方 式效果差的问题。为了能够确保维持足够的能量，保证油藏产量，在 开发过程中，通常需要采用人为方式维持地层能量，其开发特征主要 包括下列五个方面： ３．１采收率和渗透率呈正比； ３．２启动压力和渗透率呈反比； ３．３地层非均质性原因包括天然裂缝； ３．４采油速度往往低于１．５％； ３．５储层水动力的连通性相对较差，对单井控制控制泄油范围造成 了一定的限制。 二、低渗透油藏的开发措施 低渗透油藏油层孔喉细小、比表面积大，其渗流规律不遵循达西 定律，开发中具有有启动压力梯度的特点，因此产油能力和吸水能力 都很低，注水效果也很缓慢。在实际生产中，为了提高低渗透油藏的 开发效果，一般在油田开发方案前期研究阶段，开展对地应力研究、 古裂缝分布分析、压裂造缝延展等方面的研究，并辅以油藏数值模拟 技术，通过大量数据的采集机分析，建立油藏数字模型，并根据已知 油藏动态进行调整分析，并拟合油藏历史，预测油藏动态，提高开发 效益。 在实际矿场实施过程中，低渗透油藏用来改善开发效果、且经实 ｗｗｗ ｅ ｅｍｍ嵇 ｅｏｍ ｅ 中融讫工信息弼 践证明效果较好的主要措施主要有以下四种： １．早期注水 低渗透油藏往往具有天然能量小、溶解气驱采收率及弹性采收率 均较低的特点，通过早期注水能够达到保持低层压力的目的，确保高 开采速度以及高采收率。通过研究发下，当上覆压力增加时，渗透率 及孔隙度均随之下降，其变化过程不可逆，因此早期注水在低渗透油 藏的开发过程中非常必要，确保油藏保持较高地层压力，避免了渗透 率及孔隙率的剧烈下降，从而保持较好的渗流条件。然而对于弹性能 较大及异常高压的油田，则可以根据具体情况延迟注水时间，尽可能 增加无水采油量，提高改善总的开发效果。 ２．使用压裂改造技术 通常情况下，低渗透油藏自然产能无法达到工业油流标准，需要 进行压裂改造，从而确保实现有效的工业开发。其原理在于通过压裂 造缝原理，在油层中制造各种裂缝，并通过压裂技术在油井底部的储 集层中制造长度及宽度符合开发需求的填砂裂缝，改善渗透性，将油 藏渗流状态从原先的径向流改变为单向流，再变为流入井筒的双线性 流，改变储集流体的方向以及压力，对井网注采关系进行必要的改善， 此外，通过串通作用，使低渗透亚相延伸至高渗透亚相，或者将裂缝 延伸至油层深处，或联通天然裂缝，从而提高产量。此外，油层在钻 井、作业施工及生产的全过程中，均由于入井液及其他因素导致地层 堵塞，降低油层渗透性，使用压裂技术能够起到化堵作用，提高产能。 目前低渗透油藏压裂技术包括投球法多层压裂工艺技术、限流法完井 压裂工艺技术、封隔器多层分层压裂工艺技术、高能气体压裂、ＣＯ 压裂工艺技术、复合压裂工艺技术等。例如，气动力深穿透技术便是 通过使用密封容器将其中的多种药剂置入油井目的层，利用药剂产生 的高温高压气体压出裂缝，并通过多次的循环反应将裂缝延伸至地层 深处，改善渗透性。适用于低渗透油藏区块，以及遭到不溶性有机盐 沉淀、沥青胶质等污染物堵塞油藏的情况，能够改善水井注水压力增 大而注水减少、油气减产等情况，并能够清除地层污染，改善渗透性， 达到增注增产的目的。 ３．增压注水调剖技术 通常情况下，造成低渗透油藏的注水困难源自多种因素，多为地 层条件差、渗透性低、喉道半径窄小等因素，或者异常高压性油藏在 打开油层时能量及压力造成的地层塑变，影响到注水作业。而此类情 况使用化学改造的方式往往很难达到预期效果，采用增压注水调剖技 术能够杜绝使用化学药剂造成的污染，适用于高敏感性的低渗透油藏。 使用增压注水调剖技术能够通过供水３０ＭＰａ将地层压力提升至 ４０ＭＰａ。 ４．酸化改造技术 酸化改造技术是指利用酸液发挥溶蚀作用，以及通过对地层挤酸 所产生的水力作用溶蚀堵塞物以及矿物，扩大沟通缝洞及具备导流能 力的裂缝，提高渗透性，使流体在井底流动的阻力减少，并促使注水 井的驱动力有所提高，实现油水井的增油增注效果，是一种补充手段， 用于特殊井位，可分为常规酸化、压裂酸化及酸洗三种类型。 三、结束语 综上所述，通过对地应力及裂缝分布规律的合理分析，在实际开 发中选用合适的开发方案，以及选用配套工艺，能够有效提高低渗透 油藏的渗透性，达到增加采收率的目的，确保油田资源得以通过合理 化利用。 参考文献 ［】】马新华，“四丈”创新破解超低渗透油藏开发难题［Ｊ】中国石油企业２０１０ｆ１０｝：１１３ ［２】孙莉，王俊英长庆超低渗透油藏有效开发技术研究ＩＪ．企业导报２０１１１１３｝：２８４ 【３】孙伟，李丽周炳军，张明刚低渗透油藏增效开发技术研究与应用…中国石油和化工标准与 质量２０１ｌ，３１｛０７｝：６３ 【４＿李道品低渗透油田开发概论【』Ｉ大庆石油地质与开发１９９７（９） 作者简介：徐海春（１９８０一）女，汉族，山东潍坊人，工程师，主要从事油田开发生产 工作。 ｅ ；辨轾ｅ 采ｍｉ。魏ｌ 嬲姆ｌ中国化工贸易ｌ
低渗透油田注水开发规律与调整对策
理论广角
Ｉ■
低渗透油田注水开发规律与调整对策
张汾琰 （胜利油田纯梁采油厂采油一矿）
［摘要］本文论述了低渗透油田开发动态特征，针对油藏地质一动态特征，多年来通过室内研究和现场试验，初步形成注水与采油同步进行技术系列，保持 油井具有较高的产量，初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力，进行井网加密调整，缩小注采井距，提高水驱控制程度等措施，大大提高注入水的 波及系数，提高油田的注水开发效果。 ［关键词］低渗透油田注水井网波及系数对策 中图分类号：Ｃ９３９；ＴＥｌ３２ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９—９１４Ｘ（２０１４）０７—０３９６—０１
１开发动态特征 １ １受构造、断层与岩性因素综合影响的复合型油藏
一是平面及纵向上油水分布错综复杂，试油井中油水同出现象较为普遍，
增加了油田布井与开发的难度；二是储层砂体规模小，开发井网水驱控制程度
低。油田在３００ｍ井距反九点注水方式下，７５％的储量井网水驱控制程度不到
６０％，影响了油田注水开发效果的提高。
１．２储层渗透能力低，油层薄
作为开发目的层的扶余油层属于特低渗透ｆ生储层，井点平均空气渗透率只
有（５．Ｏ～３０．１）×１０—３“ｍ２，平均有效孔隙度１４．７７～１７．７７％。由于油层物性
差，油井自然产能低或根本无自然产能，必须压裂改造才能出油。开发中表现为
注水井整压严重，采油井底压力很低。有３０％的注水井日注水量小于５ｍ３／ｄ，有
２０％的油井不能正常出油，注不进采不出成为开发中的主要矛盾。 １ ３天然能量普遍较低，油井投产后压力、产量下降较快
采油厂某区块天然能量开采８个月，地层压力由８．４ＭＰａ下降到６．ＯＭＰａ，单
井产量由９．８ｔ／ｄ下降到２．５ｔ／ｄ。１．４储层裂缝发育，注水开发中水沿定向裂缝
推进较快油田主体区块，注水过程中１／３油井含水上升快，产量递减快；２／３油 井注水受效差，压力产量低，开发过程中平面矛盾十分严重。
低渗油藏注水保护技术研究
低渗油藏注水保护技术研究X
冯明华,郝恒泽(中石化胜利油田分公司东辛采油厂,山东东营 257094) 摘 要:低渗透油藏具有孔隙喉道小、泥质含量高、渗透率低等特点。在注水过程中,注入水与储层里的粘土作用,造成渗流阻力大,注水压力上升。注水压力高导致低渗油藏长期欠注,油藏采出程度低,是低渗透油藏开发遇到的普遍难题。本文根据低渗油藏注水损害机理,筛选和研制了适合低渗透油藏的保护剂,该保护剂具有防膨、驱油、润湿反转效果,在莱113-1井应用效果明显,实现了低渗油藏降压增注的目的。关键词:低渗油藏;注水;保护剂;降压;增注 中图分类号:TE357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)07—0083—02 低渗透油藏一般粘土含量高、孔喉半径小、渗透率低,注水过程中应当注意对储层的保护,防止粘土膨胀、微粒运移等对地层造成的伤害。低渗透油藏注水保护技术得到国内外普遍重视,1991年,Himes等研制生产出了低聚合物的新型粘土稳定剂用于处理低渗透地层[1]。SharmaB.G.提出用可聚合的超薄薄膜控制孔隙表面的微粒运移[2]。BurnettM.L1996年报道了甲酸盐成功用于现场,减轻了粘土膨胀[3]。降低低渗油藏注水压力,增加注水量,一直是低渗透油田研究的热点问题。本文针对胜利油田东辛采油厂莱113区块水井欠注问题,综合考虑防膨和降低渗流阻力等因素,开发研制出了适合滩坝砂高泥质储层的注水保护剂,形成了针对高泥质低渗透储层的降压增注技术。1 试验区块注水现状与储层结构性质1.1 欠注状况分析莱113块储层岩石渗透率低,对注水的水质要求高,自1987年实施注水开发以来,初期吸水能力好,但吸水能力快速降低,导致莱113块长期处于欠注状态。2010年莱113块有注水井6口,日配注590m3,日注385m3,日欠水205m3,欠注井4口,欠注严重。1.2 储层结构性质研究莱113-1试验井注水层位为纯上5。储层物性数据见表1,平均渗透率50.52×10-3Lm2,平均孔隙度16.46%,属低渗透储层。储层粘土矿物平均含量为20.16%,其中伊/蒙间层含量较高(表2),注入水遇粘土发生水化膨胀,造成注水压力升高,吸水量减少。表1莱113-1井纯上5井段储层物性层位井段孔隙度(%)渗透率(×10-3Lm2)含水饱和度(%)泥质含量(%)解释结果纯上512746.2-2747.919.984.96471.720.7油水同层纯上512748.7-2751.117.1128.7787.36.5含油水层纯上522752.6-2754.416.719.193.532.9含油水层纯上522756.8-2758.5147.20394.724.5含油水层纯上522778.8-2780.114.612.56494.716.2水层表2 莱113-1井粘土矿物X-衍射分析报告(温度:23℃;湿度:50%RH)层位样品数井段(m)粘土矿物组分相对含量(%)伊/蒙间层伊利石高岭石绿泥石伊/蒙间层比纯上592745.4-2753.68242841720表3显示莱113-1井储层粒间孔变化范围在7Lm～58Lm之间,喉道变化范围在6Lm～11Lm之间,粒间孔隙分布比较均匀,微孔<5Lm,孔隙结构表现为小孔细喉型。表3莱113块孔隙特征参数表砂体号样品块数岩性孔隙特征粒间孔(Lm)喉道(Lm)微孔(Lm)其他自生矿物
改善低渗透油藏水驱开发效果的技术方法探讨
改善低渗透油藏水驱开发效果的技术方法探讨 姜明玉１ 唐群英１ 李国艳１ 李显明１ 万有余２ （１中国石油青海油田公司勘探开发研究院 ２中国石油青海油田公司钻采工艺研究院 甘肃 敦煌 ７３６２０２） 摘要：文章针对南翼山油田水驱开发中存在的问题，通过分析影响水驱的主要因素，提出 改善低渗透油藏水驱开发效果的技术方法。 关键词：低渗透油田；水驱开发；主要因素；技术方法 中图分类号：ＴＥ３４８ 文献标识码：Ａ ｄｏｉ：１０．３９６９￣．ｉｓｓｎ．１６６５—２２７２．２０１３．１０．０８３ １油田概况 南翼山油田地处青海省柴达 木盆地西部北区．属于西部坳陷区 茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个 三级构造 油层钻遇新近系上新统 的上、下油砂山组．是在一种清澈 的浅湖咸水、缺乏陆源物供应的温 暖环境下形成的陆源碎屑与湖相 碳酸盐岩混积沉积．由深色的泥岩 类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及 白云岩等岩性组成 储层平均孑Ｌ隙 度为１４．６％．平均渗透率为２．９８ｒｏＤ， 储层排驱压力、饱和中值压力低． 孔喉半径小．储层渗流性能差 南 翼山油田注采井网采用２８０ｍ Ｘ ２８０ｍ的反九点法开发．注水开发 过程中的问题及矛盾也日益突出 南翼山油田天然能量不足．采用自 然枯竭方式开发．地层能量和产量 递减快：注水井吸水能力低，启动 压力和注水压力高，层间、层内矛 盾日益加剧：受益油井见注水效果 较慢．压力、产量变化不敏感 ２低渗储层渗流特点 低渗储层由于储层渗透率低、 孑Ｌ喉半径细小，孔隙结构复杂，渗 流阻力大。固液表面分子作用力 强，使流体的渗流特征与中、高渗 收稿日期：２０１３—０８—１６ 油层中的渗流特征有很大的不同． 具有非达西定律特征 ２．１孔喉细小 低渗透储层以中孑Ｌ、小孑Ｌ为 主 喉道以管状和片状的细喉道为 主．喉道中值半径一般小于１．５１ｘｍ． 低渗储层存在塑性和低速非达西 渗流性 ２．２渗流阻力大 固体表面吸附具有很高的抗 剪切能力．而且牢固的吸附层很难 去除 在岩石孑Ｌ隙中．吸附的水在 孔隙内壁表面上形成牢固的吸附 层．孔隙半径小于吸附层厚度的孑Ｌ 隙．就不会再有储油价值 ２．３具有多相渗流特征 低渗透储层喉道半径小．其毛 细管力非常大．对渗流的影响也相 当显著 当驱动压力不足以抵消毛 细管力效应时．连续油流将被卡 断．变为分散的油滴．导致渗流阻 力的增大和驱油效率的降低 ２．４存在渗流启动压力 低渗透层存在使流体开始流 动的启动压力 低渗透储层由于 孔喉微细．流体在渗流过程中受 到岩石孑Ｌ壁与流体固、液界面上 的表面分子力的强烈作用．因此 需要一个启动压差．才能使流体 开始流动 ３影响水驱效果的主要因素 ３．１注水水质影响 当注入水中固体悬浮物、油含 量超标．堵塞储层的流通孑Ｌ道。注 人水与地层水配伍性差．造成储层 内结垢堵塞孔吼通道．导致注入压 力上升．油层吸水能力下降．水驱 效果变差 ３．２储层敏感性影响 在水驱开发中．由于注入速度 过快．使胶结物和粘土微粒发生运 移．导致近井地带储层发生速敏伤 害．使储层渗透性变差 水敏伤害 是由于地层水的浓度降低或组成 发生变化．使粘土矿物在地层水中 处于溶胀状态．导致粘土发生膨 胀，从而降低了储层渗透性。 ３．３储层有效应力影响 注采系统的不平衡和地层压 力的下降．使得储层的有效应力变 大．造成储层骨架会发生弹塑变 形．依附在壁上的松散颗粒脱落． 在孑Ｌ隙中运移并在细小的孑Ｌ隙或 喉道处堆集、堵塞，使储层渗透率 降低 ３．４过度压裂影响 过度压裂或超破裂压力注水 易造成裂缝将油层切割．导致注人 水将沿裂缝窜流．油井暴性水淹． ＰＩＯＮＥＥＲＩＮＧ ＷＩＴＨ ＳＣＩＥＮＣＥ＆ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ ＭＯＮＴＨＬＹ ＮＯ．１ ０ ２０１
提高低渗透油藏开发效果的思考
技术创新 南忙科技２ｏｏ８￣第３期１ ２２
提 高低渗 透油藏开发效果的思考
陈建东
（胜利油Ｅ【ｊ滨南采油厂）
摘要低渗透油藏开发是一大难题，但要实现稳产增产目标，必须正视开发低渗透油藏面临的问题，了解低渗透油藏开发的难
点，寻求相应的改善低渗透油藏开发状况的思路，找出解决低渗透油藏开发的有效途径 只有这样，才能让这类难动用储量成为现实
的石油产量：
关键词低渗透油藏开发效果有效途径
国际上把渗透率在０．１毫达西至５（｝毫达西之ｆＨＪ的油藏界定为低渗
透油藏。随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开
发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之
路。
１ 低渗透油藏开发中普遍存在的问题
在低渗透油藏的开发 ｐ暴露出来的矛盾，主要表现在主力低渗透
油藏开发单元已进入中高含水期，低渗透油藏开发系统工程技术需要
完善配套，超深层低渗透油藏开采效益差。
（１）绝大部分低渗透油藏天然能量不足且消耗快 低渗透油藏
依靠弹性能量开发的采收率一般低于５％，油井自然产能很低，一般
只有１吨至８吨，甚至没有自然产能。经压裂后，平均单井日产油量可
达到３．６吨至２７．７吨。
（２）注水井吸水能力低，注水见效差。低渗透油层一般吸水能 力低，加之油层中黏土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等
凶素导致的油层伤害，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，
致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量迅速
递减
（３）油井见水后产量递减快 低渗透油藏的油水黏度比一股小
于５，见水后，采油指数连续大幅度下降，采液指数急剧下降．．虽在
高含水期采液指数慢慢回升，但最终也不能恢复到原始采液指数。此
外，由于低渗透油层渗流阻力大，通常采用较大的生产压差投产，
（４）裂缝性低渗透砂岩油藏注水水窜严重。低渗透砂岩油藏往 往有天然裂缝，由于需压裂投产，还存在人工压裂裂缝。这类油藏一
旦注水压力超过破裂压力或裂缝开启压力，裂缝即处于开启状况，导
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)
海上低渗透油田开发特征及开发技术对策
第１８毫簟２期 ２０＇１年４月 黯 油 瀛 文章编号：１００６—６５３５（２０１１）０２—００６６—０３ 海上低渗透油田开发特征及开发技术对策 曾祥林 ，梁丹 ，孙福街 （１．中海油研究总院，北京１０００２７；２．中海油高效开发国家重点实验室，北京１０００２７） 摘要：海上新开发油气田中，低渗透油藏储量所占比例越来越大。与陆上低渗透油田相比，海 上低渗透油田的开发更具有挑战性。在对海上低渗透油藏地质特征深入研究的基础上，总结 分析了其开发生产特征及开发过程中面临的问题，结合陆上低渗透油田开发实践经验，提出了 适用于海上低渗透油田开发的技术对策，对今后海上低渗透油田的开发具有重要的借鉴意义。 关键词：海上油田；低渗透；开发特征；技术对策 中图分类号：ＴＥ３４８ 文献标识码：Ａ 引 言 随着海上油田开发力度的加大，越来越多的优 质储量已被动用，未开发储量中低渗透难采储量所 占比例已达２０％左右。２００８年，海上低渗透油田 原油产量为１５０×１０ ｍ ，天然气产量为４．１× １０ ｍ。，分别占总产量的４．３％和３．８％，远低于全 国的平均水平。由于受环境的制约和成本的限制， 海上低渗透油田的开发较陆上低渗透油田更加困 难。为充分动用海上低渗透油田的储量，技术上必 须更先进，否则将面临很大的风险。因此，加强海 上低渗透油田地质渗流特征和开发技术的研究，进 一步经济有效地开发好低渗透油田，对海上石油工 业持续稳定增长具有至关重要的作用。 １油藏地质特征 目前发现的海上低渗透油田主要是沉积型储 层，根据沉积环境、砂体展布规律可以进一步将海 上低渗透油田细分为海相低渗透砂岩油藏、长流程 辫状河三角洲前缘和扇三角洲前缘沉积相砂岩油 藏以及短流程扇三角洲前缘相和冲积扇沉积砂岩 油藏等３类。海上低渗透油藏埋深大，除文昌油田 群的低渗透油田埋深较浅（１ ０００～１ ４００ ｍ）外，其 他低渗透油田的埋深基本在２ ５００ ｍ以上，平均达 到３ ０８７ ｒｎ，大部分属于中深层、深层油藏。该类油 藏储量丰度低，平均为１７７×１０ ｒｎ ／ｋｍ 。 海上９个低渗透油田２１１块样品的统计结果 表明，平均孔隙度为１６．２％，平均渗透率为１０× １０一 ～５０×１０一 Ｉ，ｚｍ 的占２１．７９％，／Ｊ、于１０×１０一 ｍ 的占６３．５ｌ％。地层原油黏度一般为０．３４— １．４４ ｍＰａ・ｓ，地层原油密度一般为０．６２２～０．７７２ ｇ／ｅｍ 。海上大部分低渗透油藏为正常压力系统， 只有部分油藏属于异常高压系统，原始地层压力高 达５０ＭＰａ，压力系数为１．３３，地饱压差大。地层温 度为９５～１４０℃，其中ＷＺ１１—７油田地温梯度达到 ０．０４３ ３℃／ｍ ２开发生产特征及存在问题 ２．１层间干扰影响油井产能 大部分低渗透油藏物性差，油层薄，多为砂泥 岩互层，如ＷＺ１１—７油田Ａ井Ｌ３段多达１５个小 层，单层厚度为０．７～４．４ ｍ，平均仅为２．０ ｍ。由 于海上油井少，为保证油井具有一定的产能，一般 射开多个油层进行合采，由于层间物性差异，层间 干扰加剧，影响部分小层产能的发挥。 ２．２井网不完善。难以建立有效的驱替体系 海上油田的开发井网多为不规则井网，井网不 完善，井距大（一般为３００～６００ ｍ），低渗透油藏储 层连通性差，渗流阻力大，难以建立有效的驱动体 系。注水井能量扩散不出去，致使注水井井底压力 收稿日期：２０１００７０９；改回日期：２０１００９１０ 基金项目：中海油总公司“十一五”科研课题“海上三低油田开发关键技术评价研究”（２００８ＹＸＫＪＢ一０２） 作者简介：曾祥林（１９６７一），男，高级工程师，博士，１９９０年毕业于中国石油大学（华东）热能工程专业，现从事提高采收率方面的研究工作。