低渗透油藏治理技术(1).ppt

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1、低渗透油藏治理技术,汇 报 内 容,一、低渗透油藏特点及开发现状,三、胜利油田低渗透油藏开发的主要矛盾及对策,二、低渗透油藏主要配套技术,（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、低渗透油田广泛分布于全国各个油区,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、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,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

2、,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,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或水气混合驱油开采技术。,国内,国外,汇 报 内 容,一、低渗透

3、油藏开发现状,二、低渗透油藏主要治理技术,三、胜利油田低渗透油藏开发的主要矛盾及对策,1、井网部署,2、注水,4、整体压裂改造和酸化技术,5、利用水平井技术,(二)低渗透油田主要治理技术,3、油层保护技术,6、聚能射孔技术,不同井网与裂缝方向最佳匹配示意图,矩形井网,目前认为矩形井网更适合于低渗透油藏开发。,井网部署,目前低渗透油田普遍存在着注水井蹩成高压区，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。,合理井距,靖安油田矩形井网先导试验

4、,长庆靖安油田南部ZJ60区块的特低渗透油田已经实施了矩形井网开发试验，井排距分别为960m480m165m。从ZJ60区块试验区的实施结果来看，由于压裂缝长度加大，新井单井试油日产量为18.637.5m3，平均25.7m3，是以前反九点井网单井产量的1.75倍，预计第20年采出程度提高7%左右。,为什么注水井排井距大于油井排井距,2、注水时机,1、井网部署,3、油层保护技术,4、整体压裂改造和酸化技术,(二)低渗透油田主要配套技术,5、利用水平井技术,6、聚能射孔技术,注水时机,前 苏联,早期注水,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。,美国,晚期注水,在饱和压力附近，

5、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；,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。,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

6、回投资。,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。所以高效开发低渗透油田一定要保证早注水，最好争取超前注水。,2、注水,1、井网部署,4、整体压裂改造和酸化技术,(二)低渗透油田主要配套技术,3、合理井距,5、利用水平井技术,6、聚能射孔技术,注水：美国、俄罗斯等国的低渗透油田，根据地质情况及所处的地理环境不同确定注入水质,射孔：打开油层时采用良好的入井液保护油层，推广负压射孔和深穿透射孔。,国外油层保护技术,油层改造：采用低残渣或无残渣压裂液。例如，国

7、外应用最多的羟丙基瓜胶（HPG）压裂液（工业品残渣不超过3%）、油基压裂液、泡沫压裂液及液态CO2压裂液等无残渣压裂液。另外，防膨、防乳化、杀菌、助排等一系列入井液添加剂都配套应用。,油层改造：采用低残渣或无残渣压裂液。例如，国外应用最多的羟丙基瓜胶（HPG）压裂液（工业品残渣不超过3%）、油基压裂液、泡沫压裂液及液态CO2压裂液等无残渣压裂液。另外，防膨、防乳化、杀菌、助排等一系列入井液添加剂都配套应用。,欠平衡压力钻井技术,屏蔽暂堵技术,钻井工程油层保护技术,优质低伤害钻井液完井液技术,钻井屏蔽暂堵技术的关键桥塞粒子的选择粒子浓度的确定,国内油层保护技术,优质低伤害钻井液完井液技术,作业屏

8、蔽暂堵技术,射孔技术,解堵工艺技术,粘土稳定技术,采油工程油层保护技术,油气层保护管柱技术,国内油层保护技术,2、注水,1、井网部署,3、油层保护技术,4、整体压裂改造和井筒举升技术,(二)低渗透油田主要配套技术,5、利用水平井技术,6、聚能射孔技术,将油藏作为整体进行压裂优化设计,优选压裂液,优选支撑剂,整体压裂技术,优选压裂井,酸化技术,帕宾那油田是加拿大最大的低渗透油田，其中卡迪姆油藏是帕宾那最大的低渗透砂岩油藏。,含油面积：1910km2地质储量：11亿吨,地质储量 9.2059 108t油层深度 1548m孔隙度 14.7渗透率 2410-3m2地下原油粘度 0.58mPa.s束缚水

9、饱和度 11原始油层压力 19.4MPa,a、从压力恢复分析得出表皮因子，选取表皮因子较高（污染重）的井。,b、选取比产液能力（目前的产液量与峰值产液量的比值）较低的井,c、选取水油比较低的井,d、选取油井采收率为该油区平均值的井,e、选取从未进行过压裂的井或过去5年内未进行过压裂的井,19851989年，对卡迪姆油藏共压裂83井次。,尽管压裂后产量显著提高了，但水油比并没有显著上升，这说明压裂穿透了一些渗透率较低、水驱未波及到的区域，从而达到了增加可采储量的目的。,压裂效果,压裂有效期 6.45年,压裂后单井次增产倍数 2.3倍,3258104t,埋深,3000m,平均渗透率,6.2md,压

10、力系数,0.95,含油面积,27.37km2,地质储量,1、油田进入中高含水期开发，层间、平面矛盾增大，含水上升速度较快，产量下降幅度较大。2、二次压裂效果逐渐变差，压裂增产幅度减小，压裂有效期缩短。,鄯善油田中高含水低渗透油藏压裂取得显著效果,1、要有较充足的物质基础,选择剩余可采储量在50%以上的井层,2、要有较好水驱能量基础,选择压力系数在0.7MPa/100m以上的井层,3、选择水驱状况好的井层,水驱方向为双向和多向,4、要有较好增产潜力,选择有一定有效厚度和较高地层系数的井层,优先选择新补层、潜力层或低含水主力层,含水要低于30%,选井选层的主要量化指标,2、注水,1、井网部署,3、

11、油层保护技术,4、整体压裂改造和酸化技术,(二)低渗透油田主要配套技术,5、利用水平井技术，提高油井产量和采收率,6、聚能射孔技术,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-13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,水平井与直井单井测试资料对比,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

12、，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。,6、聚能射孔技术,2、注水,1、井网部署,3、油层保护技术,4、整体压裂改造和井筒举升技术,(二)低渗透油田主要配套技术,5、利用水平井技术,聚能射孔技术的应用,聚能喷流射孔器是一种无弹头式射孔器，它的特点是操作可靠，功率大，射入深度大，能适应各种各种完井工作的的需要。聚能喷流射孔器的炸药的高压使金属穴熔化，形成一股类似针状的高密度的细小金属粒子的高速喷流，器压力可达30000MPa,温度，温度高达30005000，喷流速度达900012000 m/s。所以，它在穿透套管

13、和水泥环后还能深深地摄入地层。,汇 报 内 容,一、低渗透油藏开发现状,三、胜利油田低渗透油藏开发的主要矛盾 及对策,二、低渗透油藏主要配套技术,（1）完善注采井网，提高储量动用程度,1、低渗透油田提高采收率的主要对策,（2）深入研究停产停注原因，加强扶停工作，弥补老区欠帐,（3）严把水质关，提高低渗透油田注水开发效果。,(4)大力推广成熟配套的先进技术,（6）积极开展低渗透油藏水平井技术攻关，探索改善低渗透油田开发效果的新途径,（7）立足长远，进行低渗透油田开发技术储备,(5)优化开发方式，提高原油采收率,总之，低渗透作为一种主要的油藏类型，目前面临整体采收率低和采油速度低的困境。但是，低渗透油藏蕴藏着巨大的增储、增产的潜力。只要我们以精细的地质研究为基础，突出工艺技术的配套和应用，大力开展攻关技术和储备技术研究，一定会开创低渗透油藏高效开发的新局面，为中石化油田的持续稳定发展做出新贡献。,谢谢！欢迎各位专家提出宝贵意见！,