低滲油氣田強(qiáng)化水驅(qū)技術(shù)

低滲透油田強(qiáng)化水驅(qū)技術(shù)中國(guó)石油大學(xué)（華東）科學(xué)技術(shù)研究院

2011年11月25日主講人：張貴才張貴才

教授、博導(dǎo)中國(guó)石油大學(xué)（華東）科學(xué)技術(shù)研究院常務(wù)副院長(zhǎng)中華環(huán)保聯(lián)合會(huì)環(huán)境與資源研究院副理事長(zhǎng)、院長(zhǎng)地址：山東省東營(yíng)市北一路739號(hào)青島經(jīng)濟(jì)技術(shù)開(kāi)發(fā)區(qū)長(zhǎng)江西路66號(hào)電話：0546-83931780532-86981178手機(jī)：1370636808013706368080郵箱zhanggc@21低滲油田開(kāi)發(fā)概述

2低滲透油田注水難的原因分析

3低滲油田降壓增注理論與方法

4低滲油田改善水驅(qū)效果的技術(shù)

5結(jié)束語(yǔ)低滲透油田強(qiáng)化水驅(qū)技術(shù)1.1低滲油田勘探開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀1.2低滲油田主要開(kāi)發(fā)方式1.3提高低滲油田注水開(kāi)發(fā)效果的途徑注進(jìn)水、注好水1低滲油田開(kāi)發(fā)概述主要產(chǎn)油國(guó)低滲透油田分布統(tǒng)計(jì)表序號(hào)國(guó)家油田個(gè)數(shù)（個(gè)）儲(chǔ)量（104t）儲(chǔ)量比例（%）1巴西2138950.04.02哥倫比亞14172.00.13委內(nèi)瑞拉4123844.03.54特立尼達(dá)和多巴哥18225.00.25墨西哥11023526.029.36美國(guó)29275288.07.97加拿大3105735.03.08澳大利亞

419278.80.69泰國(guó)111200.00.310土庫(kù)曼斯坦2100243.02.911哈薩克斯坦17392.00.212阿塞拜疆13220.00.113埃及4311161.28.914阿爾及利亞1574000.016.415希臘13780.00.116英國(guó)321574.00.61.1低滲油田勘探開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀至2008年底，全國(guó)累計(jì)探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量287億噸，其中低滲透探明儲(chǔ)量為141億噸，占49.1%，年產(chǎn)量0.71億噸，占總產(chǎn)量的37.6%。剩余油資源量為799億噸，其中低滲透資源為431億噸，達(dá)到54%。1.1低滲油田勘探開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀至2009年底，中石化動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量60.6億噸，其中低滲透油藏動(dòng)用10.5億噸，占全部動(dòng)用儲(chǔ)量的17%。1.1低滲油田勘探開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

截至2008年底，探明儲(chǔ)量7.67億噸，占全油區(qū)的15.4％；特別是2006、2007年探明分別為4331、6811萬(wàn)噸，占當(dāng)年探明儲(chǔ)量的44.7%和64.6%。勝利油區(qū)具有豐富的低滲透油藏資源勝利油區(qū)低滲透油藏歷年新增探明儲(chǔ)量柱狀圖1.1低滲油田勘探開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

“十五”以來(lái)，特低滲油藏（儲(chǔ)層空氣滲透率＜10×10－3μm2）探明儲(chǔ)量在每年低滲透新增探明儲(chǔ)量中所占的比例呈現(xiàn)增長(zhǎng)的趨勢(shì)，已逐漸成為勝利低滲透油藏新增探明儲(chǔ)量的主要類(lèi)型。勝利特低滲油藏探明儲(chǔ)量占低滲透油藏總探明比例趨勢(shì)圖百分比％1.1低滲油田勘探開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀在統(tǒng)計(jì)的68個(gè)特低滲透砂巖油田和低滲透砂巖油田中一次采油主要為溶解氣驅(qū)：（1）多數(shù)油田（約80.6%）的常規(guī)驅(qū)油方式為溶解氣驅(qū)（包括單一溶解氣驅(qū)和溶解氣為主要驅(qū)動(dòng)方式），其他驅(qū)動(dòng)方式包括氣頂氣驅(qū)、底水驅(qū)、邊水驅(qū)等，但比例較小。（2）我國(guó)特低滲透油田的常規(guī)驅(qū)油方式全部為溶解氣驅(qū)。1.2低滲油田主要開(kāi)發(fā)方式特低滲透砂巖油田二次采油方法統(tǒng)計(jì)低滲透砂巖油田二次采油方法統(tǒng)計(jì)1.2低滲油田主要開(kāi)發(fā)方式特低滲透砂巖油田采收率分布統(tǒng)計(jì)低滲透砂巖油田采收率分布統(tǒng)計(jì)1.2低滲油田主要開(kāi)發(fā)方式22.2%中石化24.8%中石油28.9%國(guó)外2.6差距就是潛力已開(kāi)發(fā)低滲油藏提高采收率潛力1.2低滲油田主要開(kāi)發(fā)方式根據(jù)勝利油田室內(nèi)試驗(yàn)、密閉取芯和礦場(chǎng)實(shí)際資料研究表明：體積波及系數(shù)驅(qū)油效率目前含水95%0.450.32體積波及系數(shù)驅(qū)油效率0.570.53采收率30.2預(yù)測(cè)低滲油藏含水95%，采收率可達(dá)30.2%，已開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量可以提高水驅(qū)采收率3%-7%（目前采收率22.2%），增加可采儲(chǔ)量2000-4000萬(wàn)噸已開(kāi)發(fā)低滲油藏提高采收率潛力1.2低滲油田主要開(kāi)發(fā)方式2低滲油田注水難的原因分析2.1基質(zhì)滲透性差2.2開(kāi)發(fā)過(guò)程對(duì)注水的影響2.3外來(lái)傷害對(duì)注水的影響2.1基質(zhì)滲透性差導(dǎo)致的注水困難2.1.1孔隙小，流動(dòng)阻力大2.1.2微孔隙存在邊界層阻力2.1.3非達(dá)西滲流，存在啟動(dòng)壓力2.1.4壓力敏感性導(dǎo)致滲透率下降滲透率（md）不同喉道連通的孔隙體積占總孔隙體積<1微米<0.75微米<0.5微米5~360~70%47~53%37~43%3~170~88%53~70%43~57%<1>88%>70%>57%喉道中值半徑一般小于1.5微米。滲透率越低，小孔隙所占份額越大。2.1.1孔隙小，流動(dòng)阻力大0.3mD儲(chǔ)層大于0.5mD儲(chǔ)層

滲透率越低，不但孔隙半徑小，喉道半徑更小：恒速壓汞研究成果顯示，0.3mD儲(chǔ)層與0.5mD儲(chǔ)層相比，孔隙差別不大，但喉道半徑分布差異較大，0.3mD儲(chǔ)層以微細(xì)喉道為主，喉道半徑小于1.0μm。于44-35井長(zhǎng)4+5孔隙半徑、喉道半徑分布頻率圖（1940m，Φ=13.6％，K=2.19mD）董81-50井長(zhǎng)8孔隙半徑、喉道半徑分布頻率圖（1999.3m，Φ=12.7％，K=0.24mD）2.1.1孔隙小，流動(dòng)阻力大在實(shí)際低滲透油藏中，由于孔隙半徑和邊界層厚度幾乎在同一數(shù)量級(jí)上或甚至更小，再加上多孔介質(zhì)以及黏土的影響，固-液邊界層的影響會(huì)大大加強(qiáng)，流體流動(dòng)的阻力除了黏滯力，還有固-液界面的分子作用力，使得流動(dòng)產(chǎn)生了非常復(fù)雜的綜合現(xiàn)象，從而影響了地層流體在低滲透油藏多孔介質(zhì)中的滲流特性。2.1.2微孔隙存在邊界層阻力水在直徑為2～50μm的石英管中的流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，水在直徑小于10μm管中呈現(xiàn)明顯的低速非線性流動(dòng)特性。阻力系數(shù)高于經(jīng)典的流體力學(xué)理論計(jì)算結(jié)果，隨驅(qū)動(dòng)力的增大而減小，趨近于一穩(wěn)定值。C*——微管中實(shí)測(cè)阻力系數(shù)與經(jīng)典流體力學(xué)理論計(jì)算阻力系數(shù)之比水在2μm圓管中的流動(dòng)特性L=20mm2.1.2微孔隙存在邊界層阻力井號(hào)樣號(hào)空氣滲透率10-3μm2不同含水飽和度下的油水兩相最小啟動(dòng)壓力，MPa/cm010%30%50%70%史1012-1010.21.11E-041.20E-037.63E-043.50E-042.30E-04史1012-1122.65.59E-053.20E-036.40E-044.30E-048.50E-05史1015-592.91.69E-056.32E-042.95E-049.50E-053.21E-05史1023-4128.50E-059.33E-046.90E-044.10E-042.50E-04史1031-12.851.65E-048.20E-034.06E-031.83E-031.71E-03史1031-44.052.72E-041.49E-028.50E-035.59E-031.40E-03史1032-42.321.95E-041.70E-029.60E-036.00E-032.10E-03史1012-1010.21.11E-041.20E-037.63E-043.50E-042.30E-04實(shí)驗(yàn)得到了不同空氣滲透率的樣品在5種含水飽和度下的油水兩相最小啟動(dòng)壓力梯度值。2.1.3非達(dá)西滲流，存在啟動(dòng)壓力建立油水兩相滲流在不同含水飽和度下的最小啟動(dòng)壓力梯度與樣品空氣滲透率關(guān)系曲線。①不同含水飽和度的兩相最小啟動(dòng)壓力梯度與空氣滲透率呈冪函數(shù)關(guān)系。2.1.3非達(dá)西滲流，存在啟動(dòng)壓力油水兩相滲流在不同含水飽和度下的最小啟動(dòng)壓力梯度與樣品空氣滲透率關(guān)系。②最小啟動(dòng)壓力梯度隨含水飽和度的增加而逐漸減小。2.1.3非達(dá)西滲流，存在啟動(dòng)壓力油水兩相滲流在不同含水飽和度下的最小啟動(dòng)壓力梯度與樣品空氣滲透率關(guān)系。③單相啟動(dòng)壓力梯度明顯小于兩相啟動(dòng)壓力梯度。2.1.3非達(dá)西滲流，存在啟動(dòng)壓力空氣滲透率10-3μm2流體粘度mPa.s井距m最小啟動(dòng)壓力MPa單相101.153003.1兩相(50%))101.1530024.52.1.3非達(dá)西滲流，存在啟動(dòng)壓力油水兩相啟動(dòng)壓力梯度包含兩個(gè)部分。一部分由于流體與孔隙介質(zhì)表面作用產(chǎn)生的粘滯阻力，另一部分由兩種流體間的相互作用產(chǎn)生的毛管阻力。流體粘度滲流速度界面張力2.1.3非達(dá)西滲流，存在啟動(dòng)壓力低滲透油藏普遍存在應(yīng)力敏感性，且滲透率越低壓力敏感性越強(qiáng)。發(fā)現(xiàn)了特低滲透油藏具有壓力敏感特征滲透率與應(yīng)力敏感系數(shù)關(guān)系滲透率隨有效上覆壓力變化曲線Ki=4.3×10-3μm2滲透率隨有效上覆壓力變化曲線Ki=0.35×10-3μm2

2.1.4壓力敏感性導(dǎo)致滲透率下降27010203040506070802201801401006020靜圍壓力（MPa）裂縫開(kāi)度（微米）西13井，長(zhǎng)8，2128.31m，單偏光x100。層間縫。西44-6-87-221-4裂縫巖心滲透率與有效上覆應(yīng)力關(guān)系圖含微裂縫儲(chǔ)層與無(wú)裂縫儲(chǔ)相比，應(yīng)力敏感性更強(qiáng)，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中更應(yīng)重視防止由于地層壓力降低而造成的壓敏傷害。裂縫開(kāi)度與靜圍壓的關(guān)系曲線2.1.4壓力敏感性導(dǎo)致滲透率下降2.2開(kāi)發(fā)過(guò)程對(duì)注水的影響2.2.1水驅(qū)油過(guò)程的壓力變化曲線2.2.2含水飽和度對(duì)啟動(dòng)壓力的影響2.2.1水驅(qū)油過(guò)程的壓力變化曲線低滲油藏水驅(qū)油過(guò)程中注入水從油井突破前水驅(qū)壓差逐步上升，且水驅(qū)殘余油階段水的相對(duì)滲透率一般小于0.3。因此在基質(zhì)滲透率低和殘余油的共同作用下，儲(chǔ)層吸水能力的70%被抑制。圖2-1B665-1巖心水驅(qū)壓力壓力變化曲線圖2-2B665-2巖心相對(duì)滲透率曲線圖5-1B665-2-3巖心水驅(qū)壓力壓力變化曲線2.2.1水驅(qū)油過(guò)程的壓力變化曲線2.2.2含水飽和度對(duì)啟動(dòng)壓力的影響2.2.2含水飽和度對(duì)啟動(dòng)壓力的影響2.3外來(lái)傷害對(duì)注水的影響2.3.1水中含油的傷害2.3.2水中機(jī)械雜質(zhì)的傷害2.3.3水中細(xì)菌的傷害2.3.4粘土膨脹傷害2.3.5結(jié)垢?jìng)?.3.1水中含油的傷害注入100PV含油污水后巖心滲透率下降情況。注入400PV不同含油量污水后巖心滲透率下降百分?jǐn)?shù)2.3.1水中含油的傷害R1R2液流方向假定完全水濕。油田油水之間界面張力為18.lmN/m；喉道半徑2×10-5m，R2=2×10-4m；油滴的長(zhǎng)度為徑4×10-4m；產(chǎn)生的阻力可由公式計(jì)算出。2.3.1水中含油的傷害

毛管阻力由下式計(jì)算：油水井距250m，油水井間壓差20MPa；計(jì)算實(shí)際油藏的平均驅(qū)替壓差為：

毛管阻力與油藏平均驅(qū)替壓差之比為：即一個(gè)液滴產(chǎn)生的附加阻力是平均驅(qū)替壓力的55.9倍

2.3.1水中含油的傷害2.3.2水中機(jī)械雜質(zhì)的傷害用B665天然巖心測(cè)定了固相顆粒含量為9.6mg/L時(shí)注入水對(duì)巖心滲透率的影響。圖2-3說(shuō)明，注入水中固相微粒對(duì)天然巖心有明顯的堵塞作用，注入孔隙體積倍數(shù)為400PV時(shí)，巖心的傷害率分別為22.8%。用滲透率為3.12×10-3μm2的人造巖心測(cè)定了不同細(xì)菌含量、注入400PV時(shí)巖心滲透率下降百分?jǐn)?shù)。隨著細(xì)菌含量的增加巖心滲透率下降百分?jǐn)?shù)直線上升。由于濱南油田注入水中細(xì)菌含量小于103，因此對(duì)儲(chǔ)層滲透率不會(huì)造成嚴(yán)重傷害。2.3.3水中細(xì)菌的傷害402.3.4粘土膨脹傷害油田、油層、地層低滲透油層的礦物成分（據(jù)19個(gè)油田，25個(gè)油層組，17135個(gè)樣品）/%克拉瑪依下烏禾組，火燒山平地泉組，丘陵、墡善三間房、西山窯組/%安塞長(zhǎng)61油層、大港棗園、孔二段油層、馬西深層板11+111組、高尚堡沙三/%大慶朝陽(yáng)溝、新民油田，扶余油層，榆樹(shù)林扶楊油層，新立姚一段：牛莊，渤南沙三油層/%馬嶺延10，奈斯庫(kù)勒，老君廟M層，文留沙三種/%粘土8.918.447.099.9710.22碳酸鹽5.085.223.815.515.58硫酸鹽0.530.190.290.121.39硅質(zhì)——0.870.36—沸石2.084.841.39—0.11其他————膠結(jié)物總量16.618.9613.4515.9617.30樣品數(shù)量171356274341027624689我國(guó)低滲透油層砂巖礦物成分對(duì)比表41蒙脫石掃描電鏡照片2.3.4粘土膨脹傷害發(fā)絲狀伊利石2.3.4粘土膨脹傷害卷片狀伊利石卷片狀伊利石2.3.4粘土膨脹傷害疊片狀高嶺石疊片狀高嶺石2.3.4粘土膨脹傷害綠泥石綠泥石2.3.4粘土膨脹傷害伊利石與伊蒙混層伊蒙混層2.3.4粘土膨脹傷害圖1孔隙充填式圖2孔壁襯貼式

照3連接搭橋式照4表層復(fù)蓋式照5顆粒包裹式照6分散附著式粘土在孔隙內(nèi)存在三種產(chǎn)狀，表面附著形態(tài)三種產(chǎn)狀。高嶺石鏡下蠕蟲(chóng)狀或書(shū)頁(yè)狀，孔隙充填式；伊/蒙混層主要孔壁襯貼式；伊利石呈絲縷狀連接搭橋式為主。2.3.4粘土膨脹傷害2.3.4粘土膨脹傷害不同水對(duì)臨盤(pán)S-3-1（0.3mD2710-2718m）巖心注水壓力影響2.3.5結(jié)垢?jìng)?低滲油田降壓增注理論與方法3.1注入水精細(xì)處理---打好基礎(chǔ)3.2儲(chǔ)層改造---創(chuàng)造條件3.3界面改性---長(zhǎng)治久安3.1注入水精細(xì)處理注入層平均空氣滲透率/<100100~60010-3×μm2標(biāo)準(zhǔn)分級(jí)A1A2A3B1B2B3控制指標(biāo)懸浮固體質(zhì)量濃度(mg/l)<1.0<2.0<3.0<3.0<4.0<5.0懸浮物顆粒直徑中值/μm<1.0<1.5<2.0<2.0<2.5<3.0含油量/(mg.1-1)<5.0<6.0<8.0<8.0<10.0<15.0平均腐蝕率/(mg.a-1)<0.076點(diǎn)腐蝕A1、B1級(jí)：試片各面都無(wú)點(diǎn)腐蝕A2、B2級(jí)：試片有輕微點(diǎn)腐蝕A3、B3級(jí)：試片有明顯點(diǎn)腐蝕SRB含量/（個(gè)/毫升）0<10<250<10<25TGB含量/（個(gè)/毫升）<102<103碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦標(biāo)準(zhǔn)（SY/T5329-94）

3.1注入水精細(xì)處理用于低滲油藏回注的污水處理工藝基本上采用“三段常規(guī)”/“改進(jìn)三段”處理（前端處理）+“精細(xì)過(guò)濾”流程。主要區(qū)別在于根據(jù)油水的性質(zhì)區(qū)別以及油藏對(duì)水質(zhì)的要求不同來(lái)選用“三段”處理方式（前端處理）和精細(xì)過(guò)濾工藝。3.1注入水精細(xì)處理“三段”流程中主要設(shè)備理論性能參數(shù)表設(shè)備名稱(chēng)主要性能來(lái)水指標(biāo)除油率SS去除率過(guò)濾精度（μm）處理后水質(zhì)指標(biāo)備注自然除油罐緩沖調(diào)儲(chǔ)，穩(wěn)

定水質(zhì)、水

量，除去污

水中的浮油。含油≤500~1000mg/L;SS≤200mg/L≥90%（浮油）≥40%≥100含油≤200mg/L;SS≤100mg/L浮油大約占懸浮雜質(zhì)的25%~50%。如果來(lái)水中含有過(guò)高，則需要兩級(jí)自然除油。絮凝沉降罐除去分散油、乳化油、粉質(zhì)和懸浮物等。含油≤200mg/L;SS≤100mg/L≥90%≥90%≥10含油≤50mg/L;SS≤50mg/L化學(xué)絮凝有利于小于10μm油珠及懸浮物除去。核桃殼過(guò)濾器等除去來(lái)水中微量油和懸浮物含油≤50mg/L;SS≤50mg/L≥80~90%≥80%

含油≤10mg/L;SS≤10mg/L該類(lèi)設(shè)備很多，均用于初濾處理；另外還有雙濾料過(guò)濾器，其過(guò)濾粒徑可以≤3μm3.1注入水精細(xì)處理多功能核桃殼+兩級(jí)纖維球精細(xì)處理模式井口沉降罐出口絮凝罐出口初濾出口精濾（一級(jí)）出口精濾（二級(jí)）出口分水器出口標(biāo)準(zhǔn)除油罐出口3.1注入水精細(xì)處理井口沉降罐出口絮凝罐出口初濾出口精濾（一級(jí)）出口精濾（二級(jí)）出口分水器出口標(biāo)準(zhǔn)除油罐出口3.1注入水精細(xì)處理三級(jí)纖維球精細(xì)處理模式井口沉降罐出口精濾（一級(jí)）出口精濾（二級(jí)）出口分水器出口標(biāo)準(zhǔn)除油罐出口精濾（三級(jí)）出口3.1注入水精細(xì)處理井口沉降罐出口精濾（一級(jí)）出口精濾（二級(jí)）出口分水器出口標(biāo)準(zhǔn)除油罐出口精濾（三級(jí)）出口3.1注入水精細(xì)處理設(shè)備名稱(chēng)來(lái)水指標(biāo)過(guò)濾精度（μm）處理后水質(zhì)指標(biāo)備注雙濾料過(guò)濾器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤3含油≤5mg/L;SS≤2mg/L該類(lèi)設(shè)備在二十世紀(jì)八、九十年代廣泛使用。但濾料再生能力較差，過(guò)濾精度偏低。纖維球（改性纖維球）過(guò)濾器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤2含油≤5mg/L;SS≤2mg/L目前大慶、吐哈、長(zhǎng)慶、大港、新疆等多家油田應(yīng)用。濾速及再生能力得到較大提高。壓緊式改性纖維系列過(guò)濾器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤1.5含油≤3mg/L;SS≤1.5mg/L目前在長(zhǎng)慶、冀東、江漢等油田應(yīng)用。反洗和再生能力進(jìn)一步改善，過(guò)濾精度高。PE、PEC燒結(jié)管過(guò)濾器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤1~6含油≤8~3mg/L;SS≤5~2mg/L該類(lèi)設(shè)備在長(zhǎng)慶等油田應(yīng)用。根據(jù)濾管數(shù)和毛細(xì)孔孔徑確定過(guò)濾精度，再生能力差。無(wú)機(jī)陶瓷膜超濾器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤0.9含油≤2mg/L;SS≤1mg/L該類(lèi)設(shè)備流程復(fù)雜，維護(hù)成本高，目前還未在油田推廣應(yīng)用。纖維素預(yù)膜過(guò)濾器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤0.3含油≤1mg/L;SS≤1mg/L該類(lèi)設(shè)備結(jié)污能力強(qiáng)，但清洗再生困難，工業(yè)化應(yīng)用成本高?，F(xiàn)主要在國(guó)外油田應(yīng)用。金屬膜過(guò)濾器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤1含油≤3mg/L;SS≤1mg/L該類(lèi)設(shè)備抗油污能力強(qiáng)，濾膜清洗再生簡(jiǎn)單，但其對(duì)進(jìn)入過(guò)濾器的水質(zhì)要求較高。目前在純梁油田應(yīng)用良好。精細(xì)過(guò)濾主要設(shè)備理論性能參數(shù)表3.1注入水精細(xì)處理3.1注入水精細(xì)處理---PTFE膜處理技術(shù)優(yōu)點(diǎn)（1）抗原油污染能力強(qiáng)，反洗效率高；（2）能定期自動(dòng)排放雜質(zhì)，延長(zhǎng)裝置的使用壽命;（3）生產(chǎn)處理量增大。來(lái)水要求出液水質(zhì)壓力MPa含油mg/L機(jī)雜Mg/L含油mg/L機(jī)雜Mg/L粒度中值um≥0.2≤100≤10≤1.0≤1.0≤1.0熱采油田的鍋爐用水、低滲油田污水回注，對(duì)水質(zhì)有較高的要求，需要對(duì)污水進(jìn)行精細(xì)處理。3.1注入水精細(xì)處理---PTFE膜處理技術(shù)PTFE荷電膜含油污水精細(xì)過(guò)濾器200m3/d水質(zhì)達(dá)A1級(jí)3.1注入水精細(xì)處理---PTFE膜處理技術(shù)63工業(yè)現(xiàn)場(chǎng)含油污水處理裝置PTFE含油污水處理裝置4000m3/d水質(zhì)A1～A2級(jí)加拿大Weyburn油田Ralph聯(lián)合站PTFE荷電膜含油污水處理裝置200m3/d工業(yè)現(xiàn)場(chǎng)含油污水處理裝置3.2儲(chǔ)層改造技術(shù)（1）水平井酸洗投產(chǎn)技術(shù)（2）酸化投產(chǎn)技術(shù)（3）壓裂投產(chǎn)技術(shù)（4）酸化壓裂投產(chǎn)技術(shù)我國(guó)水平井一般采用割縫襯管完井。采用割縫襯管完井時(shí)井壁泥餅和近井泥漿污染通常需酸洗解除。經(jīng)過(guò)對(duì)近200口不同類(lèi)型油藏酸洗投產(chǎn)水平井的分析研究，完善了酸液設(shè)計(jì)原則：

（1）有好的緩速和降濾失作用--實(shí)現(xiàn)均勻酸化；（2）對(duì)油泥分散能力強(qiáng)、溶蝕量大--確保清除徹底；（3）對(duì)固相微粒有較好的攜帶作用--避免二次污染。

二個(gè)優(yōu)異的水平井酸洗用酸液體系:

3.2儲(chǔ)層改造技術(shù)3.2.1水平井酸洗投產(chǎn)技術(shù)67（1）泡沫酸體系

酸洗措施井號(hào)洗井液量（m3）返出量（m3）漏失量（m3）漏失比例（％）常規(guī)酸洗井G104-5P3760060100G104-5P381800180100G104-5P392105016076.2暫堵酸洗井G104-5CP22120932722.5G104-5P431601322817.5G104-5P461501232718G104-5P471401192115G104-5P5246.8046.8100泡沫酸洗井G104-5P101345320257.2G104-5P100327302257.6G104-5P96298270289.3G104-5P102305290155漏失比例顯著降低，排出液攜帶出大量泥沙。酸洗返排情況68（2）強(qiáng)穿透多氫酸強(qiáng)穿透多氫酸對(duì)油泥球分散能力強(qiáng)，和常規(guī)土酸相比，酸洗后平均單井日產(chǎn)提高65%。PES穿透劑用量：0.0%0.5%1.0%3.0%5.0%10%HCl浸泡180min后693.2.2酸化投產(chǎn)技術(shù)3.2儲(chǔ)層改造技術(shù)和中高滲透油層相比，低滲儲(chǔ)層酸化必須強(qiáng)化三點(diǎn)要求：（1）低二次傷害（2）強(qiáng)深穿透能力（3）有異的助排能力3.2.3壓裂投產(chǎn)技術(shù)3.2儲(chǔ)層改造技術(shù)壓裂液的發(fā)展逐漸由低傷害向保護(hù)油氣層方向發(fā)展。聚合物類(lèi)水基壓裂液水基泡沫壓裂液水基清潔壓裂液油基清潔壓裂液油基泡沫壓裂液3.2.4酸化壓裂投產(chǎn)技術(shù)（1）應(yīng)用范圍由灰?guī)r發(fā)展到致密砂巖；（2）由酸蝕蚯蚓洞導(dǎo)流為主發(fā)展到酸蝕蚯蚓洞與支撐裂縫共存；（3）酸液由高分子稠化發(fā)展到表面活性劑稠化；（4）酸液由單純鹽酸向復(fù)合酸方向發(fā)展。3.2儲(chǔ)層改造技術(shù)3.3界面改性技術(shù)界面改性技術(shù)是最大限度發(fā)揮和保持低滲儲(chǔ)層注水能力的技術(shù)，該技術(shù)主要機(jī)理為：（1）降低殘余油飽和度機(jī)理（2）潤(rùn)濕改變機(jī)理（3）界面流體滑移效應(yīng)（4）壓縮邊界層機(jī)理3.3.1界面改性增注機(jī)理（1）降低殘余油飽和度機(jī)理3.3.1界面改性增注機(jī)理（1）降低殘余油飽和度機(jī)理（2）潤(rùn)濕改變機(jī)理3.3.1界面改性增注機(jī)理3.3.1界面改性增注機(jī)理（2）潤(rùn)濕改變機(jī)理3.3.1界面改性增注機(jī)理（3）界面流體滑移效應(yīng)Choi等認(rèn)為壓差增大會(huì)抑制氣泡在固體表面的成核，使氣層厚度變薄，滑移長(zhǎng)度減??；而速度梯度增大，會(huì)使氣泡成核率增加，從而使滑移長(zhǎng)度增加。3.3.1界面改性增注機(jī)理1978年，Wolfram提出要使液體在固體表面開(kāi)始運(yùn)動(dòng)，必須克服三相接觸線的臨界線張力。其中，σFC為臨界線張力，N/m；

θq、θh分別為前進(jìn)角和后退角；

σvl為氣液表面張力，N/m。（3）界面流體滑移效應(yīng)79ρ-密度；C-分子間長(zhǎng)程吸引作用系數(shù)；D（qll）為流體的集體擴(kuò)散系數(shù);Sl(qlI)是流體在Z方向上的結(jié)構(gòu)因子；qll是平行于表面的平面向量.

液體在固體表面的接觸角越大，滑移長(zhǎng)度越大。若接觸角接近180o，滑移為完全滑移。3.3.1界面改性增注機(jī)理（3）界面流體滑移效應(yīng)3.3.1界面改性增注機(jī)理在實(shí)際低滲透油藏中，由于孔隙半徑和邊界層厚度幾乎在同一數(shù)量級(jí)上或甚至更小，再加上多孔介質(zhì)以及黏土的影響，固-液邊界層的影響會(huì)大大加強(qiáng)，流體流動(dòng)的阻力除了黏滯力，還有固-液界面的分子作用力，使得流動(dòng)產(chǎn)生了非常復(fù)雜的綜合現(xiàn)象，從而影響了地層流體在低滲透油藏多孔介質(zhì)中的滲流特性。（4）壓縮邊界層機(jī)理親水儲(chǔ)層邊界層為緊密有序排列的水分子，這些水分子既有自由水分子，又有與離子結(jié)合的水分子。界面潤(rùn)濕性反轉(zhuǎn)、界面競(jìng)爭(zhēng)吸附等均可破壞邊界層。3.3.1界面改性增注機(jī)理（4）壓縮邊界層機(jī)理3.3.2界面改性增注技術(shù)（1）表面活性劑增注技術(shù)最理想的表面活性劑增注體系是微乳。石油磺酸鹽增注壓力變化曲線微乳增注壓力變化曲線83（2）潤(rùn)濕調(diào)節(jié)劑增注技術(shù)3.3.2界面改性增注技術(shù)（3）納米顆粒增注技術(shù)3.3.2界面改性增注技術(shù)納米減阻技術(shù)(也稱(chēng)為納米降壓增注技術(shù))是一種新興的物理法降壓增注技術(shù)。2000年，中國(guó)石油化工股份有限公司從俄羅斯引進(jìn)了納米減阻技術(shù)，在12口高壓注水井中進(jìn)行了試驗(yàn)，有效率為75%，最大降幅達(dá)9MPa，最大日增注量達(dá)101m3，降壓/增注效果顯著。4低滲油田改善水驅(qū)效果的技術(shù)4.1近井增注-遠(yuǎn)井調(diào)剖技術(shù)4.2深部調(diào)驅(qū)技術(shù)4.3水氣交替注入技術(shù)4.1近井增注-遠(yuǎn)井調(diào)剖技術(shù)

針對(duì)高溫低滲透油藏“水井注不進(jìn)”、“油井采不出”、“油層水驅(qū)效率低”等難題，經(jīng)過(guò)多年攻關(guān)，開(kāi)發(fā)了酸系、鋁系、鐵系和硅系具有增注作用的調(diào)剖劑（ZL200410023489.0），成為改善低滲透油藏水驅(qū)效果的關(guān)鍵技術(shù)之一。87該技術(shù)在渤南油田五區(qū)（地層溫度132℃、滲透率為5×10-3μm2）進(jìn)行了兩輪示范應(yīng)用，累計(jì)調(diào)驅(qū)18井次、油井解堵17井次。示范區(qū)凈增原油23050噸，提高采收率1.75%，增產(chǎn)噸油措施成本436元。4.1近井增注-遠(yuǎn)井調(diào)剖技術(shù)

884.2深部調(diào)驅(qū)技術(shù)近年來(lái)西方大石油公司的水驅(qū)采收率已接近50%，深部調(diào)驅(qū)技術(shù)是核心技術(shù)之一。目前我國(guó)已研究形成了適合不同類(lèi)型油藏的深部調(diào)驅(qū)技術(shù)。弱凝膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)泡沫深部調(diào)驅(qū)技術(shù)陽(yáng)離子微球-聚合物復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)活性樹(shù)脂溶膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)活性高分子溶膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)聚合物微球深部調(diào)驅(qū)技術(shù)中低溫、高滲、中低礦化度高中低溫、中低滲、高中低礦化度中低溫、中高滲、中低礦化度中低溫、中滲、中低礦化度高中低溫、中低滲、高中低礦化度高中低溫、中低滲、高中低礦化度

深部調(diào)驅(qū)技術(shù)

使用條件提高洗油效率起泡劑降低油水界