低滲透油藏治理技術(shù)

1、低滲透油藏治理技術(shù)低滲透油藏治理技術(shù)第1頁(yè)匯 報(bào) 內(nèi) 容 一、低滲透油藏特點(diǎn)及開(kāi)發(fā)覺(jué)實(shí)狀況 三、勝利油田低滲透油藏開(kāi)發(fā)主要矛盾及對(duì)策 二、低滲透油藏主要配套技術(shù) 低滲透油藏治理技術(shù)第2頁(yè)（一）低滲透油田儲(chǔ)量分布特點(diǎn)（二）低滲透油田地質(zhì)特征及開(kāi)采規(guī)律（三）國(guó)內(nèi)外低滲透油田開(kāi)發(fā)覺(jué)實(shí)狀況一、低滲透油藏特點(diǎn)及開(kāi)發(fā)覺(jué)實(shí)狀況低滲透油藏治理技術(shù)第3頁(yè)1、低滲透油田廣泛分布于全國(guó)各個(gè)油區(qū)這些油區(qū)共動(dòng)用低滲透地質(zhì)儲(chǔ)量22億噸，占全國(guó)80以上。 低滲透油藏治理技術(shù)第4頁(yè)2、當(dāng)前發(fā)覺(jué)低滲透儲(chǔ)量?jī)?chǔ)層以中、深埋藏深度為主小于10001000-3000大于3000埋藏深度 m占 %5.2 43.1 36.2 15.5低滲

2、透油藏治理技術(shù)第5頁(yè)低滲透油田地質(zhì)特征油藏類(lèi)型較單一 以巖性油藏、結(jié)構(gòu)巖性油藏為主儲(chǔ)層物性差 孔隙度小、滲透率低孔喉細(xì)小、溶蝕孔發(fā)育儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重油層原始含水飽和度高儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)裂縫發(fā)育原油性質(zhì)好原油密度小、粘度小低滲透油藏治理技術(shù)第6頁(yè)（1）自然產(chǎn)能低，普通需要進(jìn)行儲(chǔ)層改造 （2）天然能量不足，地層壓力下降快 （3）低含水期含水上升慢，中低含水期是可采儲(chǔ)量主要開(kāi)采期（4）低滲透油田見(jiàn)水后無(wú)因次采液指數(shù)、采油指數(shù)隨含水上升大幅度下降，穩(wěn)產(chǎn)難度大（5）注水井吸水能力低,開(kāi)啟壓力和注水壓力高低滲透油田開(kāi)采規(guī)律低滲透油藏治理技術(shù)第7頁(yè)當(dāng)前低滲透油田主要采取注水開(kāi)采方式。在注水時(shí)機(jī)、井網(wǎng)布署、井距優(yōu)

3、化等方面取得了許多成功經(jīng)驗(yàn)。對(duì)于注氣，只是處于室內(nèi)室驗(yàn)和小型先導(dǎo)試驗(yàn)初步研究階段。當(dāng)前對(duì)低滲透油田主要采取注氣或水氣混合驅(qū)油開(kāi)采技術(shù)。國(guó)內(nèi)國(guó)外低滲透油藏治理技術(shù)第8頁(yè)匯 報(bào) 內(nèi) 容一、低滲透油藏開(kāi)發(fā)覺(jué)實(shí)狀況 二、低滲透油藏主要治理技術(shù) 三、勝利油田低滲透油藏開(kāi)發(fā)主要矛盾及對(duì)策 低滲透油藏治理技術(shù)第9頁(yè)1、井網(wǎng)布署2、注水4、整體壓裂改造和酸化技術(shù)5、利用水平井技術(shù)1、井網(wǎng)布署(二) 低滲透油田主要治理技術(shù)3、油層保護(hù)技術(shù)6、聚能射孔技術(shù)低滲透油藏治理技術(shù)第10頁(yè)不一樣井網(wǎng)與裂縫方向最正確匹配示意圖矩形井網(wǎng)當(dāng)前認(rèn)為矩形井網(wǎng)更適合于低滲透油藏開(kāi)發(fā)。井網(wǎng)布署低滲透油藏治理技術(shù)第11頁(yè)當(dāng)前低滲透油田普

4、遍存在著注水井蹩成高壓區(qū)，注不進(jìn)水；采油井降為低壓區(qū)，采不出油，油田生產(chǎn)形勢(shì)被動(dòng)，甚至走向癱瘓。處理這一矛盾重點(diǎn)是適當(dāng)縮小井距，合理增大井網(wǎng)密度。只有這么才能建立起有效驅(qū)動(dòng)體系，使油井見(jiàn)到注水效果，保持產(chǎn)量穩(wěn)定和提升采收率。合理井距低滲透油藏治理技術(shù)第12頁(yè)靖安油田矩形井網(wǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)長(zhǎng)慶靖安油田南部ZJ60區(qū)塊特低滲透油田已經(jīng)實(shí)施了矩形井網(wǎng)開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，井排距分別為960m480m165m。從ZJ60區(qū)塊試驗(yàn)區(qū)實(shí)施結(jié)果來(lái)看，因?yàn)閴毫芽p長(zhǎng)度加大，新井單井試油日產(chǎn)量為18.637.5m3，平均25.7m3，是以前反九點(diǎn)井網(wǎng)單井產(chǎn)量1.75倍，預(yù)計(jì)第采出程度提升7%左右。低滲透油藏治理技術(shù)第13頁(yè)為何注水

5、井排井距大于油井排井距因?yàn)樽⑺畨毫押罅芽p受注水壓力支撐難以閉合（甚至還要延長(zhǎng)、擴(kuò)張），而油井流動(dòng)壓力低，壓裂后裂縫仍會(huì)遲緩閉合，所以注水井吸水能力將大大高于油井排液能力，這么就可抽稀注水井排注水井。低滲透油藏治理技術(shù)第14頁(yè)2、注水時(shí)機(jī)1、 井網(wǎng)布署3、油層保護(hù)技術(shù)4、整體壓裂改造和酸化技術(shù)(二) 低滲透油田主要配套技術(shù)5、利用水平井技術(shù)6、聚能射孔技術(shù)2、注水低滲透油藏治理技術(shù)第15頁(yè)注水時(shí)機(jī)前 蘇聯(lián)早期注水保持地層壓力，能夠取得較長(zhǎng)時(shí)期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，從而縮短開(kāi)采年限。美國(guó)晚期注水先利用天然能量開(kāi)采，當(dāng)?shù)貙訅毫档斤柡蛪毫Ω浇鼤r(shí)開(kāi)始注水。在飽和壓力附近，地下原油流動(dòng)條件最好；對(duì)地下油層特征認(rèn)識(shí)

6、較清楚，開(kāi)發(fā)較主動(dòng)；低滲透油藏治理技術(shù)第16頁(yè)國(guó)內(nèi)低滲透油田普通天然能量小，彈性采收率和溶解氣驅(qū)采收率都非常低國(guó)內(nèi)普通認(rèn)為，應(yīng)該立足于早期注水，最好是超前注水。早期注水低滲透油藏治理技術(shù)第17頁(yè)上覆壓力與巖心滲透率和孔隙度關(guān)系曲線（榆樹(shù)林油田）低滲透油層滲透率和孔隙度在壓力作用下，其改變過(guò)程為一不可逆過(guò)程。所以，低滲透油田必須早注水，以保持較高地層壓力，預(yù)防油層孔隙度和滲透率大幅度下降，保持良好滲流條件。低滲透油藏治理技術(shù)第18頁(yè)地質(zhì)特點(diǎn)：結(jié)構(gòu)巖性油藏，砂體規(guī)模小，分布零碎，油層薄，滲透率低，天然能量不足。 大慶永樂(lè)油田肇291地域超前注水實(shí)例目標(biāo)：為提升開(kāi)發(fā)效果，探索經(jīng)驗(yàn)，在整個(gè)區(qū)塊實(shí)現(xiàn)同時(shí)

7、注水基礎(chǔ)上，在州184井區(qū)進(jìn)行超前兩個(gè)月注水試驗(yàn)，經(jīng)過(guò)一年生產(chǎn)證實(shí)，超前注水取得了很好開(kāi)發(fā)效果。低滲透油藏治理技術(shù)第19頁(yè)(1) 州184投產(chǎn)早期產(chǎn)量較高，采油強(qiáng)度大，雖有產(chǎn)量遞減過(guò)程，但遞減幅度不大。(2)州184油井受效后，單井產(chǎn)量恢復(fù)程度較高。油井產(chǎn)油量對(duì)比表低滲透油藏治理技術(shù)第20頁(yè)提前6個(gè)月提前1個(gè)月同時(shí)注水(3)超前注水時(shí)間越長(zhǎng)，前幾年累積產(chǎn)量越高，越有利于早日收回投資。低滲透油藏治理技術(shù)第21頁(yè)立足超前注水?dāng)?shù)值模擬結(jié)果表明，超前注水比同時(shí)注水可提升采收率35，投資回收期比同時(shí)、滯后注水提前1年，且內(nèi)部收益率高出45個(gè)百分點(diǎn)。油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)也得到一樣結(jié)果。超前注水優(yōu)于同時(shí)注水和滯后注

8、水。所以高效開(kāi)發(fā)低滲透油田一定要確保早注水，最好爭(zhēng)取超前注水。低滲透油藏治理技術(shù)第22頁(yè)2、注水1、 井網(wǎng)布署4、整體壓裂改造和酸化技術(shù)(二) 低滲透油田主要配套技術(shù)3、合理井距5、利用水平井技術(shù)6、聚能射孔技術(shù)3、油層保護(hù)技術(shù)低滲透油藏治理技術(shù)第23頁(yè)注水：美國(guó)、俄羅斯等國(guó)低滲透油田，依據(jù)地質(zhì)情況及所處地理環(huán)境不一樣確定注入水質(zhì)射孔：打開(kāi)油層時(shí)采取良好入井液保護(hù)油層，推廣負(fù)壓射孔和深穿透射孔。國(guó)外油層保護(hù)技術(shù)油層改造：采取低殘?jiān)驘o(wú)殘?jiān)鼔毫岩?。比如，?guó)外應(yīng)用最多羥丙基瓜膠（HPG）壓裂液（工業(yè)品殘?jiān)怀?%）、油基壓裂液、泡沫壓裂液及液態(tài)CO2壓裂液等無(wú)殘?jiān)鼔毫岩?。另外，防膨、防乳化、殺?/p>

9、、助排等一系列入井液添加劑都配套應(yīng)用。油層改造：采取低殘?jiān)驘o(wú)殘?jiān)鼔毫岩?。比如，?guó)外應(yīng)用最多羥丙基瓜膠（HPG）壓裂液（工業(yè)品殘?jiān)怀?%）、油基壓裂液、泡沫壓裂液及液態(tài)CO2壓裂液等無(wú)殘?jiān)鼔毫岩?。另外，防膨、防乳化、殺菌、助排等一系列入井液添加劑都配套?yīng)用。低滲透油藏治理技術(shù)第24頁(yè)欠平衡壓力鉆井技術(shù)屏蔽暫堵技術(shù)鉆井工程油層保護(hù)技術(shù)優(yōu)質(zhì)低傷害鉆井液完井液技術(shù)鉆井屏蔽暫堵技術(shù)關(guān)鍵橋塞粒子選擇粒子濃度確實(shí)定 國(guó)內(nèi)油層保護(hù)技術(shù)低滲透油藏治理技術(shù)第25頁(yè) 優(yōu)質(zhì)低傷害鉆井液完井液技術(shù) 強(qiáng)水敏性油層油基鉆井液或仿油性水基鉆井液深層鹽膏地層飽和鹽水鉆井液低壓易漏失層泡沫鉆井液弱水敏性油層聚合物銨鹽鉆井液

10、中水敏性油層正電膠（正電性）鉆井液海上油田海水低固相不分散鉆井液低滲透油藏治理技術(shù)第26頁(yè)作業(yè)屏蔽暫堵技術(shù)射孔技術(shù)解堵工藝技術(shù)粘土穩(wěn)定技術(shù)采油工程油層保護(hù)技術(shù)泵丟手工具雙向錨定封隔器液壓平衡式封隔器單流控制閥篩 管絲 堵采油層封隔層油氣層保護(hù)管柱技術(shù)國(guó)內(nèi)油層保護(hù)技術(shù)低滲透油藏治理技術(shù)第27頁(yè)2、注水1、 井網(wǎng)布署3、油層保護(hù)技術(shù)4、整體壓裂改造和井筒舉升技術(shù)(二) 低滲透油田主要配套技術(shù)5、利用水平井技術(shù)6、聚能射孔技術(shù)4、整體壓裂改造和酸化技術(shù)低滲透油藏治理技術(shù)第28頁(yè)將油藏作為整體進(jìn)行壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)優(yōu)選壓裂液優(yōu)選支撐劑整體壓裂技術(shù)優(yōu)選壓裂井低滲透油藏治理技術(shù)第29頁(yè)酸化技術(shù)重點(diǎn)推廣整體壓裂、

11、限流壓裂和分層壓裂技術(shù)。酸化工藝方面主要是推廣低傷害酸酸化及酸化負(fù)壓轉(zhuǎn)向解堵工藝技術(shù)。低滲透油藏治理技術(shù)第30頁(yè)帕賓那油田是加拿大最大低滲透油田，其中卡迪姆油藏是帕賓那最大低滲透砂巖油藏。含油面積：1910km2地質(zhì)儲(chǔ)量：11億噸地質(zhì)儲(chǔ)量 9.2059 108t油層深度 1548m孔隙度 14.7滲透率 2410-3m2地下原油粘度 0.58mPa.s束縛水飽和度 11原始油層壓力 19.4MPa低滲透油藏治理技術(shù)第31頁(yè)a、從壓力恢復(fù)分析得出表皮因子，選取表皮因子較高（污染重）井。b、選取比產(chǎn)液能力（當(dāng)前產(chǎn)液量與峰值產(chǎn)液量比值）較低井c、選取水油比較低井d、選取油井采收率為該油區(qū)平均值井e、

12、選取從未進(jìn)行過(guò)壓裂井或過(guò)去5年內(nèi)未進(jìn)行過(guò)壓裂井篩選原則19851989年，對(duì)卡迪姆油藏共壓裂83井次。低滲透油藏治理技術(shù)第32頁(yè)壓裂增油日產(chǎn)油m3/d水油比m3/m3盡管壓裂后產(chǎn)量顯著提升了，但水油比并沒(méi)有顯著上升，這說(shuō)明壓裂穿透了一些滲透率較低、水驅(qū)未涉及到區(qū)域，從而到達(dá)了增加可采儲(chǔ)量目標(biāo)。壓裂效果102030100503020101982198419861988199019921994壓裂使用期 6.45年壓裂后單井次增產(chǎn)倍數(shù) 2.3倍低滲透油藏治理技術(shù)第33頁(yè)3258104t埋深3000m平均滲透率6.2md壓力系數(shù)0.95含油面積27.37km2地質(zhì)儲(chǔ)量問(wèn)題提出： 1、油田進(jìn)入中高含水

13、期開(kāi)發(fā)，層間、平面矛盾增大，含水上升速度較快，產(chǎn)量下降幅度較大。2、二次壓裂效果逐步變差，壓裂增產(chǎn)幅度減小，壓裂使用期縮短。鄯善油田中高含水低滲透油藏壓裂取得顯著效果低滲透油藏治理技術(shù)第34頁(yè)1、要有較充分物質(zhì)基礎(chǔ),選擇剩下可采儲(chǔ)量在50%以上井層2、要有很好水驅(qū)能量基礎(chǔ),選擇壓力系數(shù)在0.7MPa/100m以上井層3、選擇水驅(qū)情況好井層,水驅(qū)方向?yàn)殡p向和多向4、要有很好增產(chǎn)潛力,選擇有一定有效厚度和較高地層系數(shù)井層,優(yōu)先選擇新補(bǔ)層、潛力層或低含水主力層,含水要低于30%選井選層主要量化指標(biāo)低滲透油藏治理技術(shù)第35頁(yè)2、注水1、 井網(wǎng)布署3、油層保護(hù)技術(shù)4、整體壓裂改造和酸化技術(shù)(二) 低滲透

14、油田主要配套技術(shù)5、利用水平井技術(shù)，提升油井產(chǎn)量和采收率5、利用水平井技術(shù)6、聚能射孔技術(shù)低滲透油藏治理技術(shù)第36頁(yè)鉆遇更多天然裂縫大幅度增加泄油面積，提升單井產(chǎn)油量增加可采儲(chǔ)量、提升油藏最終采收率水平井優(yōu)點(diǎn)生產(chǎn)壓差小低滲透油藏治理技術(shù)第37頁(yè)匈牙利奧爾哲油田AP-13油藏為奧爾哲油田最大低滲透濁積砂巖油藏,利用水平井開(kāi)發(fā)取得好效果。 老油田利用水平井降低井筒周?chē)鷫航祰?guó)內(nèi)外低滲透油田水平井在不一樣類(lèi)型油藏應(yīng)用實(shí)例低滲透油藏治理技術(shù)第38頁(yè)水平井與直井單井測(cè)試資料對(duì)比低滲透油藏治理技術(shù)第39頁(yè) 水平井多段壓裂開(kāi)發(fā)特低滲透砂巖油藏大慶長(zhǎng)垣外圍低滲透油田扶、楊油層平均空氣滲透率只有1510-3m2，

15、個(gè)別達(dá)1010-3m2，屬于特低滲透儲(chǔ)層，油井自然產(chǎn)能很低，不經(jīng)壓裂得不到較理想產(chǎn)量。在投產(chǎn)扶、楊油層4口水平井中，經(jīng)過(guò)水平井多段壓裂，取得了很好開(kāi)發(fā)效果。低滲透油藏治理技術(shù)第40頁(yè)6、聚能射孔技術(shù)2、注水1、 井網(wǎng)布署3、油層保護(hù)技術(shù)4、整體壓裂改造和井筒舉升技術(shù)(二) 低滲透油田主要配套技術(shù)5、利用水平井技術(shù)6、聚能射孔技術(shù)低滲透油藏治理技術(shù)第41頁(yè)聚能射孔技術(shù)應(yīng)用 聚能?chē)娏魃淇灼魇且粋€(gè)無(wú)彈頭式射孔器，它特點(diǎn)是操作可靠，功率大，射入深度大，能適應(yīng)各種各種完井工作需要。聚能?chē)娏魃淇灼髡ㄋ幐邏菏菇饘傺ㄈ刍?，形成一股?lèi)似針狀高密度細(xì)小金屬粒子高速?lài)娏?，器壓力可達(dá)30000MPa,溫度，溫度高達(dá)30005000，噴流速度達(dá)90001 m/s。所以，它在穿透套管和水泥環(huán)后還能深深地?cái)z入地層。低滲透油藏治理技術(shù)第42頁(yè)匯 報(bào) 內(nèi) 容一、低滲透油藏開(kāi)發(fā)覺(jué)實(shí)狀況 三、勝利油田低滲透油藏開(kāi)發(fā)主要矛盾 及對(duì)策二、低滲透油藏主要配套技術(shù) 低滲透油藏治理技術(shù)第43頁(yè)（1）完善注采井網(wǎng)，提升儲(chǔ)量動(dòng)用程度1、低滲透油田提升采收率主要對(duì)策（2）深入研究停產(chǎn)停注原因，加強(qiáng)扶停工作，填補(bǔ)老區(qū)欠帳（3）嚴(yán)把水質(zhì)關(guān)，提升低滲透油田注水開(kāi)發(fā)效果。(4) 大力推廣成熟配套先進(jìn)技術(shù)低滲透油藏治理技術(shù)第44頁(yè)（6）主動(dòng)開(kāi)展低滲透油藏水平井技術(shù)