低渗透油藏开发调研

讨论主题： 低渗透油藏的开发

组 长：邸鹏伟 组 员：唐川东、师艳涛、刘佳丽、王妍 指导老师：*** 制作日期：2014年3月29日 一、开发背景 在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。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。经过长期不懈的探索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。 低渗透油层的特点为低孔、低渗、低丰度、裂缝不同程度发育、应力敏感性较强、层间非均质性强、水动力联系差,边底水不活跃及自然产能低等特征。 目前，我国陆上大部分主力油田进入中后期开发阶段，总体上表现出“四高”特点： ①采出程度高。地质储量采出程度24.63%，可采储量采出程度70.7%。 ②综合含水率高。总平均达到82.985，生产水油比4.9。产量占全国45%的最大主力油填--大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比8。 ③剩余可采储量开采速度高。2001年为8.4%，而剩余可采储量开采速度一般控制在6-7%左右。 ④递减率高。2001年自然递减率为12.65%，综合递减率为5.56%，比正常情况下的递减率（6-10%）高2-6个百分点。 因此，在这种形势下，动用好和开发好低渗透油田储量（目前其储量动用程度和开发程度都比较低），尤其显得重要。 一、低渗透油藏的定义 低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，通常是指低渗透的砂岩油藏。低渗透油藏是一个相对的概念，世界上没有统一固定的标准和界限，其根据不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，因此，各项参数变化较大。国际上公认的是把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。 二、低渗透油田的定义 低渗透油田只储量渗透率介于0.1~50×10-3μm2之间的油田（李道品等，1997）。 根据实际生产特征，按照油层平均渗透率的大小，进一步把低渗透储层划分为三类：一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。 四、 低渗透油藏的形成条件 我国低渗透油层，形成于山麓冲积扇－水下扇三角洲沉积体系和浊积扇沉积体系，有砾岩油层、跞状砂岩(或含跞砂岩)油层、砂岩(粗中细砂岩)和粉砂岩油层四种岩石类型。主要包括由近源沉积的油层分选差、矿物成熟度低、成岩压实作用、近源深水重力流和远源沉积物形成的油层。 五、我国低渗透油藏的特点 1、分布广泛 在我国，低渗透油藏在21个油区均有分布，如大庆、长庆、延长、吉林、大纲、新疆、吐哈、郁闷、二连、青海等油田，其中，在长庆、延长、新疆等油田，低渗透储量在其油区原油储量中占据了主要位置。 2、形成地质时代跨度大 低渗透油层在古生代、中生代、第三系地层中均有分布。在同一油区，一般底层月老，低渗透油层所占比例越高。 3、储量岩性类型丰富 低渗透储层岩性基友碎屑岩（粉砂岩、砂岩和砾岩）、碳酸盐岩，也有岩浆岩和变质岩。如大庆、吉林、中原有趣低渗透储层一粉砂岩为主，新疆、二连油区以砾岩、砂砾岩为主，辽河油田以变质岩、碳酸盐为主。 4.储量大，以大中型油藏为主 根据路上285个低渗透油藏铜及，地质储量在1*108t以上的大油田有6个，其中，低渗透油藏出量94721*10 4 t，战23.8%，地质戳靓仔（1000-10000）*10 4 t的中兴油田油82个，其中，低渗透油藏出量237800 810 4 t，占59.6%，小于1000*10 4 t的小油田197个，其中，低渗透油藏出量仅为66199*10 4 t，占16.6%。 5、油藏类型以构造岩性油藏为主 6、储集的原油品质较好 六、低渗透油天的驱动类型 1、低渗透油田一般多为低保和油田，原油中溶解气量少，对油藏驱动作用有限。 2、多数低渗透油田为构造-岩性圈闭或岩性圈闭，遍地谁能量弱，多油藏驱动作用很小。 低渗透油藏主要为弹性驱动油藏。 七、低渗透油藏开发特征 1、自然产能低，生产压差大，压裂后增产幅度大 2、消耗方式下开发，产量递减快，压力下降快，一次采收率低 3、注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高 4、油井见注水效果缓慢 5、裂缝想低渗透砂岩油田注水吸水能力强，油井水窜严重 6、见水后采油指数下降，稳产难度很大 7、原油粘度低，低含水阶段含水上升较慢 八、影响低渗透油田开发效果的主要因素 1、油层孔吼细小，比表面积大，渗透率低 2、渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度 3、弹性能量小，利用天然能量方式开采方式和产量下降快 4、产油能力和吸水能力低，油井见注水效果缓慢 5、油井见水后产液（油）指数大幅度下降 6、裂缝性低渗透砂岩油田，沿裂缝方向油井水窜、水淹严重 九、低渗透油田开发方式 1、注水开发 与依靠天然能量采油相比，注水开发能补充低渗透油藏能量，保持油层压力，因此能更大程度提高低渗透油田的采收率。 注水开发油藏在提高采收率方面早已得到证实，然而随着汽油比的增加，弹性溶解气驱采收率增高，空隙降低，水驱采收率也降低，注水开发效果变差。同时气油比高，特低渗透率的油藏，注水困难，即使压力达到35MPa，也很难注入。因此对于深层低渗高气油比油藏可考虑注气补充能量的开采方式。

1.1、超前注水 我国低渗透油藏一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低，所以需要采用早期注水、保持地层压力的开采方式，才能获得较高的开采速度和最终采收率。 降低油井产量的递减速度。 国内超前注水技术在长庆油田应用较早,1983年陕北三叠系石油勘探取得重大突破。超前注水技术作为长庆一项创造性的低渗油藏开发配套技术,已在吉林等油田大面积推广。该项技术作为低渗透油藏提高单井产量新的核心技术,我国已处于国际领先水平。 我国低渗透油田研究表明：随着上覆压力的上升，渗透率和孔隙度呈下降趋势，而且其变化过程为一不可逆过程。因此，低渗透油田比徐早注水，以保持较高的地层压力，防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降，保持良好的渗流条件。 1.2 不稳定注水 不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成的波动压差使剩余油采出,从而提高采收率。不稳定注水初期又称为周期注水或脉冲注水、间歇注水。 我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术,增产效果比较明显。各个开发阶段进行不稳定注水均可收到较好效果,与常规注水相比,可保证最多增加原油采收率达2%～10%。 1.3 增压注水 所谓增压注水,是以油田现有离心式注水泵站管网的压力作为增压泵的吸入压力,并以注水井的实注压力作为泵的排出压力。 我国大港油田早在1997年就开始应用了单井安装增压泵增压注水技术,至2002年底共实施199井次,受益油井累计增油18.62×104t。胜利油田现河采油厂于2001年开展了增压注水试验工作,达到配注要求的井由原先占总数的22.2%提高到62.5%。2000年到2001年,吐哈丘陵油田为解决欠注问题,对34口井集中高压注水,提压增注效果明显好于压裂。 1.4 水气交替 注入的水和气在低渗透多孔介质中具有较大的界面作用力,在一定程度上增加了流体通过高渗透窜流通道的流动阻力,迫使流体流动路径发生变化,部分进入低渗透层,驱出低渗透层中未动用的原油。 我国吐哈油区的温吉桑五区块早在1994年投入注水开发,于2002年底进行了地面注气系统试运行,温西一区块、温西三区块已全面实施注气方案,两个区块采收率分别提高6.84%和6.5%。 1.5、弹性能量较大和异常高压的低渗透油田，可以适当推迟注水时间，把地层压力降到静水柱压力附近再开始注水尽量增加无水采油量，以改善油田总的开发效果。 实例：龙虎泡油田 原始地层压力14.72MPa，饱和压力10.78MPa，具有一定的弹性能量，原始气油比75m3/m3，底层原油粘度2.5mPa.s，原油性质较好。1985-1987年利用天然能量开采，采出程度5.76%，地层压力下降到10.2MPa（略低于饱和压力）。1988年开始全面注水。到1994年底，采出程度23.6%，综合含水43.4%，开发效果较好。 由于压力下降导致油层渗透率不能完全恢复，裂缝不能重新完全开启，因此，异常高压油田必须采取注水（或注气）开发，并将注水时间选择在地层压力降至静水柱压力附近。 3、注气 注气机理总体上可分为一次接触混相、多次接触混相、非混相驱三种,近几年人们又提出近混相驱的概念。总的来说是降低界面张力,使毛细管力降低。注气开发的研究起源比较早,1950-1956年Whorton等人就提出并研究了蒸发气驱混相过程,后来人们针对混相驱开展了很多工作。 目前注入的气体有二氧化碳(包括烟道气)、烃类气(干气、富气)、氮气(直接制氮)和空气。注气已成为国外除热采之外最重要的提高采收率方法。20世纪80年代以来,美国、前苏联、加拿大、阿尔及利亚和其他一些石油生产国的低渗透油藏,该技术都得到成功应用,到目前为止,美国和加拿大混相驱已取得明显成果。我国在该技术领域尚处于矿场试验阶段,在我国大庆、华北、中原、江苏、吉林、长庆、吐哈等部分油田已开展注气的现场试验,有一些成功的经验。 3.1 注CO2 CO2驱油机理既有混相又有非混相,主要是降低原油粘度,使原油体积膨胀、抽提和汽化原油中轻烃,减小界面张力吞吐。 我国吉林油田自1995年开始就进行CO2单井吞吐试验,累积增油1420t;江苏富民油田1996年开展了CO2吞吐试验,累计增油1500t;胜利油田1998年开始进行CO2单井吞吐增油效果的试验,平均单井增产油量200t以上。 美国的低渗透油田东北帕蒂斯林格油田,于1953年投入开发,1980年开始实施注CO2改善开发效果方案。注CO2后原油产量大幅度上升,预计注CO2可使油田开发延长13年,多采11%的地质储量。 3.2 注天然气 近混相驱,主要的驱油机理是体积膨胀、粘度降低、相间界面张力降低、原油密度下降、以及重力稳定驱替等。 我国注天然气开采低渗透油田在中原的文南油田文72块进行矿场实验,并于2005年在河南中原油田试验成功并首次投入生产,这在国内油田中尚属首例。 3.3 注氮气 自20世纪70年代中期以来,由于N2独特的优越性,注N2开发油田得到了迅速的发展。1991年美国共实施N2驱项目31项,1998年共实施N2项目9项,2004年为6项,这些项目主要用于低渗透油田。实践证明,埋藏深的特低渗透油藏最适宜注N2。 国内注N2开发起步较晚,华北油田雁翎油田在1986年底开始与法国合作制定了一个N2驱方案,从1994～1999年共进行了三次注气,累计注气4.6×104m3,取得一定效果。江汉油田于1999年开始注N2先导试验取得一定效果。其他油田如塔西南进行了注N2开发挥发性油藏的试验研究;江汉,中原也进行过较大规模的矿场试验,均取得较好效果。