低滲透油田開發(fā)技術(shù)

低滲透油田開發(fā)技術(shù)低滲透油田開發(fā)技術(shù)提綱1.國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀

2.低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

3.人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇4.低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律

7.低滲透油藏提高采收率技術(shù)

5.低滲透油田增產(chǎn)措施及效果評價

6.油層保護(hù)

8.低滲透油田開發(fā)效益影響因素分析

9.結(jié)論與認(rèn)識

國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀1.1國內(nèi)外低滲油田劃分標(biāo)準(zhǔn)1.2國內(nèi)外低滲油田儲量分布1.3我國低滲油田開發(fā)科學(xué)研究和生產(chǎn)試驗發(fā)展?fàn)顩r1.4國內(nèi)外低滲透油田開發(fā)現(xiàn)狀

研究報告國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀

1

國內(nèi)外低滲油田劃分標(biāo)準(zhǔn)

中國俄羅斯美國和加拿大K×10-3μm20.1≦k<11≦k<1010≦k<50烏津油田k<80薩莫特洛爾油田k<22美國把k>10×10-3μm2的儲層劃為低滲油田好儲層，美國，加拿大國家將k為0.1×10-3μm2定為有效厚度下限。類型超低滲特低滲低滲根據(jù)低滲儲層形成和埋藏的地質(zhì)物理條件劃分

研究報告單位油區(qū)探明已動用未動用占全國(×104t)(×104t)（×104t）（%）中國石油天然氣股份公司大慶75676214755420120.7吉林53346193163403013遼河400813028697953.7冀東1327062

大港3135911300200597.7華北17959986080993.1二連11621600056212.1長慶4987923887259929.9延長222615641166206.3青海8695252661692.4吐哈219681472272462.8新疆87146478313931515塔里木285421437110.3四川530453040

玉門542154210

合計43370620578522792187國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀

探明未動用低滲透儲量數(shù)據(jù)表研究報告單位油區(qū)探明已動用未動用占全國(×104t)(×104t)（×104t）（%）中國石油化工集團(tuán)公司中原247631863061332.3河南296996520040.8江蘇5301401012910.5江漢3064188711770.45安徽457349108

滇黔桂6932734200.2合計104476704613401513全國陸上油田總計538182276246261936100國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀

探明未動用低滲透儲量數(shù)據(jù)表（接上）

研究報告截至2007年，探明低滲透石油地質(zhì)儲量99.4億噸，占全國的36%國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀

我國低滲油田開發(fā)科學(xué)研究和生產(chǎn)試驗發(fā)展?fàn)顩r

由于低滲油田開發(fā)在我國石油工業(yè)持續(xù)發(fā)展的作用越來越重要，因此對低滲油田開發(fā)的科學(xué)研究，技術(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場試驗都列入了國家重點和幾大石油集團(tuán)公司的重大項目通過“九五”以來的研究攻關(guān)和試驗，我國對低滲油田的特征認(rèn)識，開發(fā)決策和工藝技術(shù)等各個方面，都有了新的較大的發(fā)展和提高研究報告國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀

國內(nèi)低滲透砂巖油田開發(fā)現(xiàn)狀

集團(tuán)公司

油藏個數(shù)地質(zhì)儲量104t百分比%

可采儲量104t年產(chǎn)油量104t累計采油104t年產(chǎn)液量104t平均含水%可采儲量采出程度%地質(zhì)儲量采油速度%剩余可采儲量采油速%中石油16613250868.532114143214917254643.846.451.087.69中石化1776082831.5129224477414128065.157.370.737.51國內(nèi)34319333610045036187922331382650.949.580.977.64國內(nèi)低滲透油藏還是以注水開發(fā)保持地層能量為主，注其它注入劑開發(fā)尚在試驗階段，由上表看出，國內(nèi)低滲透油田開發(fā)的平均采收率約為23.3%。研究報告油田國家投產(chǎn)時間年埋藏深度m油藏類型儲層時代油層有效厚度m滲透率/10-3um2地質(zhì)儲量/104t含油面積/km2井網(wǎng)密度km2/井采收率%斯普拉柏雷美國19511990-2200巖性二疊系120.512550020240.12，0.649-10北貝爾邦克美國1920853-975巖性石炭系7.6-12.1508828730.0446.19巴羅島澳大利亞1967700-800構(gòu)造白堊系10--255.712000820.16，0.0830帕賓那（J區(qū)）加拿大19581548巖性上白堊6.55839020.10.6421紅叉砂巖油田美國1940567-1330巖性上白系3.817.2

470.0424.2萊維斯.布奇美國1944

巖性石炭系4.6-610.1104

0.0415.7小牛塘美國19431403構(gòu)造石炭系

61.3

6.10.16，0.0842阿塔蒙特-布魯貝爾油田美國19712400-2500巖性石炭系

0.01-103100017502.5614.6-20草尾溪油田美國19611189構(gòu)造第三系

5.5

3.50.16

東堪頓油田美國19661403-1616巖性三疊系

<10

3380.16

北斯坦利美國

巖性志留系14300

0.0641.6西愛文特油田美國1916500-564巖性石炭系3.43.826510.70.05

朗吉累油田美國19432042構(gòu)造石炭系33.6252040077.40.16，0.0852哈米爾頓穹窿油田美國1944858構(gòu)造石炭系5.358.27394100.04，0.02

俄勒岡盆地美國19451170構(gòu)造石炭系

683650200.16

國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀

研究報告國外低滲透砂巖油田開發(fā)現(xiàn)狀國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀

油田國家投產(chǎn)時間年埋藏深度m油藏類型儲層時代油層有效厚度m滲透率103um2地質(zhì)儲量/104t含油面積/km2井網(wǎng)密度km2/井采收率%賈麥松.斯特諾油田美國19521880巖性石炭系20.70.8

1100.2117哈西.邁薩烏德阿爾及利亞19583200-3390巖性石炭系6440022000013001.5632多林麥尼利特油藏烏克蘭19501600-3200巖性寒武系30-500.1-5

22.50.1932.4多林曼尼亞夫油藏烏克蘭19582700-3000巖性漸新統(tǒng)28-455

0.229.3多林維果德油藏烏克蘭19572400-3000巖性始新統(tǒng)76.35.5

0.0843哈茨佐格德洛美國19752900巖性上白堊6.11250471241.2420新達(dá)米特里也夫庫姆油藏前蘇聯(lián)19522600-2800巖性始新統(tǒng)2-308

0.13，0.2131--34小溪油田美國19593280巖性下白堊8.865145724.80.1646比弗溪麥迪遜美國19453420巖性

461210005.10.240快樂泉弗朗梯爾“A”油藏美國19503060巖性

6.55042.910.1848麥克阿瑟河美國19652900巖性

11.91-105370240.4626

研究報告

國外低滲透砂巖油田開發(fā)現(xiàn)狀表（續(xù)上）國內(nèi)外低滲油田開發(fā)簡況和現(xiàn)狀

小結(jié)

國外低滲油田開發(fā)已經(jīng)有100多年的歷史，他們認(rèn)為低滲油田尤其是低滲異常高壓油田，初期壓力高，天然能量充足，可先采用自然能量開采，盡量延長無水期和低含水期，一般先用彈性能量和溶解氣驅(qū)能量開采，但油層產(chǎn)能遞減快，一次采收率低，只有8~15%

國內(nèi)外大量研究實踐表明，當(dāng)前低滲油田開發(fā)中，已廣泛應(yīng)用并取得明顯經(jīng)濟(jì)效益的主要技術(shù)，仍然是注水保持地層能量，壓裂改造油層和注氣技術(shù)，儲層地質(zhì)研究和保護(hù)油層措施是油田開發(fā)過程中的關(guān)鍵技術(shù)

國外不同規(guī)模礦場試驗，見到效果的提高采收率方法有混相驅(qū)，CO2驅(qū)，水氣交替注入，水氣混注和周期注氣等研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

低滲透油藏滲流基本特征及規(guī)律地層水和原油流經(jīng)低滲多孔介質(zhì)時的滲流特征存在啟動壓力梯度的產(chǎn)量計算公式壓裂改造提高油層滲透率采用合理注采井距采用大壓差生產(chǎn)降低原油滲流時剪切應(yīng)力嚴(yán)格注入水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)

研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

低滲透油藏滲流基本特征及規(guī)律

低滲透油藏與中高滲油藏根本性的差異在于低滲油藏儲層巖石孔喉直徑偏小，當(dāng)流體在孔喉中流動時流固耦合效應(yīng)凸顯，即存在著所謂的啟動壓力和非線性滲流現(xiàn)象。液體在低滲多孔介質(zhì)中滲流時具有非達(dá)西滲流特征λ為啟動壓力梯度，即當(dāng)壓力梯度大于λˊ時液體開始流動.

低滲巖樣中液體滲流速度與壓力梯度關(guān)系示意圖

研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

地層水和原油流經(jīng)低滲多孔介質(zhì)時的滲流特征江漢油田勘探開發(fā)研究院研究了地層水和不同粘度原油在低滲多孔介質(zhì)中的滲流特征，如圖所示。

同一粘度（μw=0.891mPa·s）地層水在不同滲透率巖樣中的滲流曲線

同一粘度(μo=2.3mPa·s)原油在不同滲透率巖樣中的滲流曲線研究報告不同粘度原油在同一滲透率（k=0.00718μm2）巖樣中的滲流曲線

原油邊界層厚度與原油瀝青質(zhì)含量的關(guān)系曲線由圖看出，即使原油中僅含2.0％瀝青質(zhì)，邊界層厚度可達(dá)0.22um這對低滲地層來說將大大影響地層滲透率研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

地層水和原油流經(jīng)低滲多孔介質(zhì)時的滲流特征Qo——油井產(chǎn)量，m3/sΦ——孔隙度，%——極限剪應(yīng)力μ——粘度，MPa.sS——表皮因子K——滲透率，×10-3μm2h——油層射開厚度，mPR、Pwf——分別為地層壓力和流動壓力，MPare、rw——分別為供給半徑和井徑，m低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

存在啟動壓力梯度的產(chǎn)量計算公式

研究報告安塞油田（K=2.2×10-3μm2

，μo

＝2.2mPa·s）不同供油半徑下的產(chǎn)量變化幅度E，和不同生產(chǎn)壓差下的產(chǎn)量變化幅度E，如圖：產(chǎn)量減小幅度與供油半徑的關(guān)系曲線

產(chǎn)量減小幅度與生產(chǎn)壓差關(guān)系曲線

研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

存在啟動壓力梯度的產(chǎn)量計算公式

影響油井產(chǎn)量下降的主要因素：

滲透率越低，油井產(chǎn)量越低，產(chǎn)量降低幅度越大。

供油半徑越大，油井產(chǎn)量越低，產(chǎn)量降低幅度也越大。

生產(chǎn)壓差越小，油井產(chǎn)量越小，產(chǎn)量下降幅度也越大。

原油在滲流過程中極限剪切應(yīng)力愈大，產(chǎn)量下降幅度也越大。

研究報告要開發(fā)好低滲油藏，應(yīng)從這幾個方面考慮低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

存在啟動壓力梯度的產(chǎn)量計算公式

根據(jù)吉林紅崗油田經(jīng)驗，對于低滲油田應(yīng)在原始地層壓力附近壓裂最為有效。如右圖所示，（原始地層壓力12.25MPa）。紅崗油田地層壓力與壓裂效果關(guān)系圖低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

壓裂改造提高油層滲透率

原始地層壓力12.25MPa研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

合理注采井距

右表為國內(nèi)部分低滲油藏井距變化前后的開發(fā)效果變化情況?？梢钥闯?，200m左右井距是大多數(shù)低滲透油藏開發(fā)效果變化的轉(zhuǎn)折點。335300212300212油藏名稱滲透率10-3m2粘度mPa·s原井網(wǎng)（m）開發(fā)效果改造后井網(wǎng)（m）開發(fā)效果渤南500.7500-800生產(chǎn)被動V=1.5-0.6250m并壓裂改造qo=55t/dV=1.0-1.2留路油田17斷塊43300壓裂酸化后V=0.5-0.6ql=6.4t/dqi=17m3/d150-200m壓裂V=1.8-2.6ql=12.5t/dqi=55m3/d文東鹽間層29.20.72300-400ER=14.9%,fw=71.9%V=0.83200ER=35.6%,fw=87.6%,V=4.93新民油田7.48.7300m反九點ER=6.77%,fw=37.7%試驗區(qū)150m反九點ER=35.08%,fw=35.8%大慶朝陽溝12.710.4300m反九點V=0.74224V=1.8-2.1大港六拔油田31.37.5口/km2V=0.8,fw=41.3%15.7口/km2V=2.1,fw=32.8%榆樹林東14塊2.263.83001993年投入注水開發(fā)1998年采油速度降至0.28212(試驗區(qū))調(diào)整后采油速度由0.28上升0.85扶楊631區(qū)塊<10300V=0.56212V=1.74長慶馬嶺753.0350-425qo=3.81t/dfw=66.6%250qo=6.7t/d,fw=48.1%(據(jù)30口加密井統(tǒng)計)研究報告吉林新民油田小井距開采方式試驗（300m－150m）

新民油田19-6加密井位示意圖

小井距實驗效果對比圖小井距單井日產(chǎn)油量為全油田的2倍，小井距采出程度35.08%，綜合含水35.8%；全油田采出程度僅6.77%，而綜合含水高達(dá)37.7%研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

合理注采井距

增加壓差有兩種方式：①提高地層壓力；②降低流壓。

油田開發(fā)實踐表明，地層壓力愈高采油（液）指數(shù)愈高；流動壓力愈低采油（液）指數(shù)愈低。

沙丘3油藏采液指數(shù)與地層壓力關(guān)系馬西深層無因次采油指數(shù)與無因次壓力關(guān)系低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

采用大壓差生產(chǎn)

研究報告馬西深層無因次采油指數(shù)與井底壓力關(guān)系平均無因次產(chǎn)量與流動壓力關(guān)系研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

采用大壓差生產(chǎn)

從提高產(chǎn)量的角度出發(fā)當(dāng)然是壓差愈大（即驅(qū)替速度大）愈好。但從提高驅(qū)油效率再度出發(fā)，并非是驅(qū)替速度愈大愈好。驅(qū)替速度與水驅(qū)油效率關(guān)系

在相同滲流速度下，水驅(qū)油效率隨滲透率的增加而增加研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

采用大壓差生產(chǎn)

固液界面的附著功大小可表征固液兩相界面分子力作用的強(qiáng)弱西安石油學(xué)院鄧英爾等配置了附著功分別為57.2、77.2、70mJ/m2，粘度為0.75mPa·s的液體1、2、3，流經(jīng)巖樣1、2、3的實驗結(jié)果如下圖：

低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

降低原油滲流時剪切應(yīng)力

W液體1=57.2mJ/m2W液體2=77.2mJ/m2W液體3=70mJ/m2W液體1=57.2mJ/m2W液體2=77.2mJ/m2W液體3=70mJ/m2研究報告巖樣1（K=6.3×10-3μm2）、2（K=5.0×10-3μm2）、3（K=36.9×10-3μm2）W液體1=57.2mJ/m2W液體2=77.2mJ/m2W液體1=70mJ/m2W液體1=57.2mJ/m2W液體2=77.2mJ/m2W液體1=70mJ/m2W液體1=57.2mJ/m2W液體2=77.2mJ/m2W液體1=70mJ/m2W液體1=57.2mJ/m2W液體2=77.2mJ/m2W液體1=70mJ/m2結(jié)論：1）流體流經(jīng)低滲巖樣時，可流動滲透率Kd隨壓力梯度變化。壓力梯度越大，可流動滲透率愈大，注水開發(fā)低滲油藏應(yīng)保持較高的壓力梯度2）液體與固體之間的附著功愈?。ㄒ后w1）在不同的壓力梯度下，其可流動滲透率Kd變化愈小，即愈接近達(dá)西滲流。研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

降低原油滲流時剪切應(yīng)力

長江大學(xué)油層物理實驗室也曾做過在注入水中加入少量表面活性劑驅(qū)替實驗巖樣號流體介質(zhì)流量ml/min巖樣兩端壓差MPa1地層水0.20.0245地層水+活性劑0.20.0052地層水0.50.0534地層水+活性劑0.50.015研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

降低原油滲流時剪切應(yīng)力

油田實踐也是如此，阿爾蘭油田阿西特區(qū)是一個非均質(zhì)嚴(yán)重，滲透率較低油藏。該區(qū)在含水達(dá)60%-80%后，在13口注水井中加入濃度為0.051%OP-10表面活性劑，注入量為4.9%PV。實施結(jié)果如下表所示：次序123注入劑水表面活性劑溶液后續(xù)注水測試項目垂向波及系數(shù)%吸水指數(shù)m3/d·MPa垂向波及系數(shù)%吸水指數(shù)m3/d·MPa垂向波及系數(shù)%吸水指數(shù)m3/d·MPa效果I-VI層37.062.048.5I-V層33.820.060.037.046.025.0研究報告低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

降低原油滲流時剪切應(yīng)力

低滲透油藏滲流機(jī)理及開發(fā)對策

嚴(yán)格注入水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)

中國低滲油田（部頒標(biāo)準(zhǔn)）加拿大帕賓那油田1.懸浮小于1mg/l；2.雜質(zhì)顆粒直徑小于2um；3.腐生菌小于100個；4.硫酸鹽還原菌小于100個/L；5濾膜系數(shù)大于20；6.總鐵含量小于0.5mg/l；7.溶解氧含量小于0.05mg/l；8.平均腐蝕率小于0.076mm/a；9.游離CO2含量小于10mg/l；10.化物（二價硫）小于10mg/l；11.含硫量小于10mg/1.雜質(zhì)顆粒小于巖石孔徑的1/10；2.機(jī)械雜質(zhì)含量0.1-0.5mg/l；3.水中含氧量小于0.05mg/l；4.細(xì)菌含量為0；5.腐蝕率小于0.12mm/a；6.含油量小于10mg/l；7.粘土膨脹率小于0.5％/d.研究報告地層壓力保持水平注水時機(jī)的選擇（或人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇）

常壓油藏

深層異常高壓油藏地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇研究報告中科學(xué)滲流力學(xué)研究所選用裂縫性低滲砂巖和基質(zhì)砂巖進(jìn)行了孔隙度、滲透率隨上覆巖層壓力變化的實驗室實驗裂縫性低滲砂巖及基質(zhì)砂巖孔隙度，滲透率隨上覆巖層壓力變化裂縫性巖心只恢復(fù)到原始滲透率的1/10左右基質(zhì)巖心只恢復(fù)到原始滲透率27%左右

研究報告地層壓力保持水平

地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇我國勝利油田做了滲透率隨上覆巖層壓力變化的實驗室研究。從圖可以很直觀的看出上覆巖層壓力變化對不同滲透率的影響程度。

不同上覆壓力下的巖心空氣滲透率測定結(jié)果地層壓力保持水平

研究報告地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇俄國人A.T.ToPbyHOB也進(jìn)行了類似的實驗,如下圖所示:對于裂縫性低滲油田和低滲油田最好將地層壓力維持在原始地層壓力附近開采，否則將會使原本是低滲油藏的滲透率降得更低。實際油田開采反映的情況亦是如此。

研究報告地層壓力保持水平

地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇該油藏為低滲砂巖油藏，局部有裂縫（K=4.2mD，u=1.9mPa·s，Pi=20.3MPa，Pb=12.7MPa，H中深=1770m,壓力系數(shù)1.17)1）該油藏在原始地層壓力附近進(jìn)行系統(tǒng)試井符合達(dá)西滲流規(guī)律SQ1113井系統(tǒng)試井指示曲線SQ1154井系統(tǒng)試井指示曲線

新疆準(zhǔn)東沙南油田沙丘3油藏

研究報告地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇SQ3井系統(tǒng)試井指示曲線

由上圖看出：這3口井系統(tǒng)試井的指示曲線均為直線呈達(dá)西滲流，產(chǎn)量都很高，井底附近的地層中可能存在裂縫，在原始地層壓力的情況下，裂縫呈張開狀態(tài)，這再次表明對于這類可能存在有裂縫低滲油藏必須使地層壓力保持在原始地層壓力附近開采，力爭達(dá)到達(dá)西滲流。研究報告新疆準(zhǔn)東沙南油田沙丘3油藏

地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇地層壓力愈高采液指數(shù)愈高沙丘3油藏采油指數(shù)與地層壓力的關(guān)系

表明了對于這類油藏的開發(fā)，地層壓力保持在原始地層壓力附近開采，這樣才能充分發(fā)揮地層的滲流能力，提高采油速度。

研究報告新疆準(zhǔn)東沙南油田沙丘3油藏

地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇Pb=12.7該油藏為低滲超高壓砂巖油藏（Ka=11mD,u=0.38mPa·s,Pi=56.78MPa,Pb=38.45MPa,H中深=3908.2m,壓力系數(shù)1.48)。由圖看出，地層壓力愈高采油指數(shù)愈高。超高壓低滲油藏與常壓低滲油藏不同。這類低滲油藏一旦地層壓力降至靜水柱壓力采油指數(shù)（或滲透率）將損失很大。因此必須研究低滲超高壓油藏地層壓力保持多大較為合適。

馬西深層無因次采油指數(shù)與無因次壓力關(guān)系大港馬西深層油藏

研究報告地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇在注水開發(fā)的前提下保持合理的地層壓力界限應(yīng)考慮:1）注水系統(tǒng)的壓力(泵壓,破裂壓力,啟動壓力)2）采油系統(tǒng)壓力(生產(chǎn)井流壓,井口壓力)針對馬西深層油藏進(jìn)行討論：馬西深層合理地層壓力界限應(yīng)該滿足當(dāng)時油田的開發(fā)方針：①注水井注入壓力不得超過地層破裂壓力.②地層壓力必須高于飽和壓力（38.5MPa），層內(nèi)不發(fā)生油氣兩相流動。③開發(fā)前10年采油速度保持在2.0%以上④綜合含水70%以前油井保持自噴研究報告大港馬西深層油藏

地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇由上述兩個油藏保持壓力水平資料看出：（1）常壓低滲油藏將地層壓力保持在原始地層壓力（2）超高壓低滲透油藏

若要保持地層壓力開采：注水泵的工作條件是否能滿足方案對配注量的要求；注入壓力是否會超過地層破裂壓力若降壓開采，必須考慮由此引起的滲透率損失，即地層壓力降低多少才比較適宜研究報告注水時機(jī)選擇

地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇由于降壓后地層形變及其不可逆性，認(rèn)識到要開發(fā)好低滲油田最好不要使地層壓力下降，為此，采用早期—先期注水。1.常壓油藏大慶朝陽溝榆樹林油田做了不同時間注水的現(xiàn)場試驗，及數(shù)值模擬研究，如圖所示。朝陽溝油田不同注水時機(jī)采油強(qiáng)度對比圖超前4-6月注水滯后4-5月注水同步注水研究報告注水時機(jī)選擇

地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇榆樹林油田不同注水時機(jī)動態(tài)曲線圖大慶朝陽溝榆樹林油田試驗超前2個月注水滯后5個月注水同步注水研究報告注水時機(jī)選擇

地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇靖安油田五里灣一區(qū)現(xiàn)場試驗情況五里灣一區(qū)注水開發(fā)時機(jī)單井產(chǎn)量曲線圖長慶靖安和安塞油田現(xiàn)場試驗

超前3個月注水同步注水滯后3個月注水研究報告地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇注水時機(jī)選擇

安塞油田2001年超前、同步（滯后）現(xiàn)場試驗井區(qū)區(qū)域試油井?dāng)?shù)口物性（電測）施工參數(shù)試油成果投產(chǎn)初期厚度m孔隙度%滲透率砂量砂比%排量動液面m油量t/d水量井?dāng)?shù)口液量油量t/d含水%王窯區(qū)超前1824.413.11.426.335.61.999023.5110.641158.9829.6同步或滯后3823.713.222535.5265011.8430.212612.495.2850.3杏河區(qū)超前171811.81.925.736.11.9833425.14613.889.0223.6同步或滯后1421111.121.834.61.8114414.989.798.675.0831通過上述大慶、長慶超前、同步、滯后注水的實例對比，表明超前注水確實是注水開發(fā)低滲常壓油田的成功經(jīng)驗研究報告長慶靖安和安塞油田現(xiàn)場試驗

地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇注水時機(jī)選擇

一般主張早期注水，保持較高壓力水平，如美國路易斯安那州的福爾道奇油田我國的幾個超高壓油田多數(shù)主張：把地層壓力降到靜水柱壓力附近再開始注水，一方面現(xiàn)有注水設(shè)備可以基本適應(yīng)需要，注水井吸水能力可以滿足要求，同時利用油田自然彈性能量可以采出一定程度的地質(zhì)儲量，這樣總的開發(fā)效果比較好國外國內(nèi)2.深層異常高壓油藏

研究報告地層壓力保持水平及人工補(bǔ)充能量時機(jī)選擇油藏開采層位埋藏深度m滲透率mD原始地層壓力MPa壓力系數(shù)飽和壓力MPa注水時2000年底預(yù)測最終采收率%地層壓力MPa采出程度%采出程度%綜合含水%采油速度%大港馬西SI下39441156.81.4738.638.87.235.163.30.6850.7中原文東SⅡ段34503259.91.7734.733.54.919.377.3

29中原文13北SⅢ段35007.9861.01.7830.531.43.6910.8382.60.2818勝利牛20SⅢ段305018.945.51.497.9523.93.8510.757

16.6青海乃爾斯庫勒E3134784859.11.7311.8739.38.1425.9421.7737國內(nèi)異常高壓油田開發(fā)簡況統(tǒng)計表通過對上述幾個油田了解，初步意識到：對異常高壓油田開發(fā)必須采取注水（注氣）保持壓力的開采方式。注水時機(jī)宜將地層壓力降至接近于靜水柱壓力后再開始注水比較可行研究報告

低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律1吉林乾安油田

2中原油田文13北塊3馬西深層油藏4準(zhǔn)東沙丘35沙1096王窯7緬甸M區(qū)附件CHK油田和YNG油田研究報告1吉林乾安油田

圖4-1吉林乾安油田產(chǎn)量遞減曲線（k=4.22×10-3μm2）遞減率＝0.2138（a-1）

Q（t）

=90691e-0.2138t其遞減規(guī)律如下圖所示，從圖中看出吉林乾安油田的遞減規(guī)律符合指數(shù)式遞減，其遞減公式為：研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律

1吉林乾安油田

圖4-1吉林乾安油田高產(chǎn)井產(chǎn)量遞減曲線圖4-1吉林乾安油田低產(chǎn)井產(chǎn)量遞減曲線分析了累積產(chǎn)油在3萬噸以上的9口高產(chǎn)井的遞減情況，其遞減曲線如下圖所示。

Q（t）=45717e-0.2523t

遞減率＝0.2523（a-1）分析了平均年產(chǎn)油小于1000噸的9口低產(chǎn)井的遞減情況，其遞減曲線如下圖所示。

Q（t）=10994e-0.1209t

遞減率＝0.1209（a-1）研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律

2中原油田文13北塊圖4-1中原油田文13北塊產(chǎn)量遞減曲線（k＝7.98×10-3μm2

）遞減率＝0.2463（a-1）

文13北塊1989年開始遞減，其遞減規(guī)律如下圖所示，從圖中看出中原油田文13北塊的遞減規(guī)律符合指數(shù)式遞減，其遞減公式為：Q（t）=90691e-0.2463t研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律

高產(chǎn)井從遞減開始前兩年遞減較小，遞減速度為15％左右；隨后兩年遞減速度達(dá)到了50％，而后變緩。服從指數(shù)遞減規(guī)律，從遞減第8年開始，有4口井進(jìn)行了壓裂、補(bǔ)孔、轉(zhuǎn)抽等措施，使產(chǎn)量有所回升，而后緩慢遞減。

圖4-1中原油田文13北塊高產(chǎn)井產(chǎn)量遞減曲線圖4-1中原油田文13北塊新井產(chǎn)量遞減曲線

2000年以后投產(chǎn)的新井短期達(dá)到高峰產(chǎn)量，隨后開始遞減，遞減比較快。其產(chǎn)量變化曲線如圖所示，服從指數(shù)遞減，遞減公式為：Q(t)=1463e-0.0391t，

遞減后期對8口井進(jìn)行了壓裂、補(bǔ)孔等措施，產(chǎn)量明顯上升。2中原油田文13北塊研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律

3馬西深層油藏

圖4-1馬西深層油藏產(chǎn)量遞減曲線從1988年至目前馬西深層產(chǎn)量及采油速度已進(jìn)入連續(xù)遞減狀態(tài)，截止到2000年底，采出程度達(dá)到了35.1%，綜合含水上升到63.3%。本階段統(tǒng)計的遞減規(guī)律屬調(diào)和遞減類型，其回歸式為：Q（t）=402/（1+0.019848t）研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律

4新疆準(zhǔn)東沙丘3圖4-8準(zhǔn)東沙丘3產(chǎn)量遞減曲線（k=4.216×10-3μm2）準(zhǔn)東沙丘3產(chǎn)量遞減曲線如右圖所示，從5種遞減曲線的相關(guān)性對比分析，SQ3區(qū)塊符合指數(shù)遞減規(guī)律。研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律

圖4-9SQ3高產(chǎn)井產(chǎn)量遞減曲線指數(shù)遞減圖4-10SQ3低產(chǎn)井產(chǎn)量遞減曲線雙曲遞減4新疆準(zhǔn)東沙丘3研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律

5沙109圖4-12S109高產(chǎn)井產(chǎn)量遞減曲線研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律雙曲遞減

6安塞油田王窯區(qū)圖4-14王窯低產(chǎn)井產(chǎn)量遞減曲線圖4-15王窯高產(chǎn)井產(chǎn)量遞減曲線王窯低產(chǎn)井投產(chǎn)初期產(chǎn)量上升比較快，但穩(wěn)產(chǎn)時間不長，后期遞減速度比較快從1998年10月到2002年4月開始回歸，此階段遞減規(guī)律符合直線遞減規(guī)律高產(chǎn)井，雙曲遞減研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律7M區(qū)塊附近Chauk油田研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律回歸時間從1962.12到1975.12方法調(diào)和遞減衰竭遞減雙曲遞減指數(shù)遞減直線遞減n1.0000.5000.0000.000-1.000Qo(t)2011.941218.61023.631023.63896.29Di0.06540.02260.01330.01330.0071R0.97220.99090.99590.99770.9706Chauk油田產(chǎn)量遞減曲線服從指數(shù)遞減8M區(qū)塊附近YNG油田研究報告低滲透油田產(chǎn)量遞減規(guī)律回歸時間從1967.8到2003.12方法調(diào)和遞減衰竭遞減雙曲遞減指數(shù)遞減直線遞減n10.500-1Qo(t)727.72697.22677.05677.05653.04Di0.00290.00220.00180.01330.0012R0.89290.89930.901490.90260.8992Yenangyaung油田產(chǎn)量遞減曲線服從指數(shù)遞減

根據(jù)以上遞減規(guī)律研究及調(diào)研報告的研究成果，統(tǒng)計了12個國內(nèi)外調(diào)研油田的地質(zhì)儲量、單井控制儲量、注水方式、注采井?dāng)?shù)比、單井初始產(chǎn)量、年遞減率、累計產(chǎn)油量、采收率和綜合含水，可以得到綜合統(tǒng)計表

研究報告小結(jié)1、整體壓裂優(yōu)化設(shè)計技術(shù)

整體壓裂優(yōu)化設(shè)計是以油藏總體作為一個工作單元，充分考慮其非均質(zhì)性，優(yōu)化設(shè)計水力裂縫與油藏之間的組合，預(yù)測在水力裂縫作用下，油藏在不同開發(fā)階段的動態(tài)變化及對掃油效率的影響，同時評價壓裂實施后其實際效益與設(shè)計吻合程度，為進(jìn)一步完善提高壓裂設(shè)計方案提供實踐依據(jù)。整體壓裂優(yōu)化設(shè)計應(yīng)滿足以下基本原則：1、最大限度地提高單井產(chǎn)量，以達(dá)到油田合理開發(fā)對產(chǎn)量的要求；2、最大限度地提高水驅(qū)油藏波及體積和掃油效率，以達(dá)到最高的原油最終采收率；3、合理設(shè)置壓裂參數(shù)、努力節(jié)省工程費用，最大限度地增加財務(wù)凈現(xiàn)值和提高經(jīng)濟(jì)效益。研究報告壓裂工藝技術(shù)壓裂工藝技術(shù)表

研究報告壓裂技術(shù)工藝原理適用地質(zhì)條件限流法完井壓裂工藝技術(shù)采取低密度射孔，大排量施工，依靠壓裂液通過射孔炮眼時產(chǎn)生的摩阻，大幅度提高井底壓力，從而使壓裂自動轉(zhuǎn)向，以相繼壓開破裂壓力相近的各個目的層。主要適用于縱向和平面上油水分布情況比較復(fù)雜的低滲透薄油層的多層完井改造。投球法多層壓裂工藝技術(shù)根據(jù)壓開層位吸液能力高的特點，在一個壓裂層段內(nèi)壓開第一個層后，在低壓下擠入高強(qiáng)度暫堵劑將已壓開層的炮眼堵住，提高泵壓壓開第二層，然后再堵第二層再壓第三層，可在一個層段內(nèi)形成多條裂縫，其工藝特點是單層處理強(qiáng)度低，有利于重復(fù)壓裂。可用于常規(guī)射孔井，夾層厚度小于2m，層段內(nèi)有較發(fā)育的多層不含水或低含水薄油層，且與注水井連通較好。也可用于重復(fù)壓裂，或用于注水井調(diào)剖。封隔器多層分層壓裂工藝技術(shù)該工藝使用“可反洗井多層壓裂管柱”，壓裂液經(jīng)過導(dǎo)壓噴砂封隔器內(nèi)的節(jié)流嘴，在管柱內(nèi)外造成節(jié)流壓差，使上下封隔器坐封，隔離所要處理的層位進(jìn)行壓裂。第一層壓裂完后，放掉油管壓力，上下封隔器自動解封，即可上提管柱進(jìn)行另一層段的壓裂。低滲透或特低滲透油層，高砂比（平均砂比可達(dá)到50％左右），要求形成具有高導(dǎo)流能力短寬縫的油井壓裂。壓裂工藝技術(shù)研究報告壓裂技術(shù)工藝原理適用地質(zhì)條件CO2（二氧化碳）壓裂工藝技術(shù)CO2壓裂主要指CO2泡沫壓裂。CO2泡沫液體是由液體CO2和凝膠液（壓裂基液）與發(fā)泡劑構(gòu)成的乳狀液。這種乳狀液在向井注入過程中吸收與管壁摩擦產(chǎn)生的熱量及地層的熱量，以CO2氣為分散內(nèi)相的泡沫體系，并結(jié)合常規(guī)水力壓裂作用，把支撐劑帶入油層，達(dá)到改造油層、增加產(chǎn)量的目的。主要特點：（1）攜砂性能好，造縫能力強(qiáng)，對油層損害小。（2）溶解的CO2氣體有助排作用，可以提高低壓地層的返排率。（3）CO2易溶于原油中，使其體積膨脹，粘度降低，流動性能變好。（4）CO2溶于水中后，形成低pH值酸液，不僅能溶蝕垢類，而且可抑制粘土膨脹，提高油層滲透率。高能氣體壓裂利用火藥或推進(jìn)劑的燃燒，產(chǎn)生脈沖加載并控制壓力上升速度，在井壁上形成徑向多裂縫體系來增加油氣產(chǎn)量。適用于低滲透油層油井解堵、注水井增注、探井試油與油層評價、天然裂縫發(fā)育的油氣層及水敏、酸敏油層的改造，也可作為油井水力壓裂的預(yù)處理技術(shù)。復(fù)合壓裂工藝技術(shù)首先對預(yù)處理的油層進(jìn)行高能氣體壓裂，在近井地帶形成多條多向裂縫，然后進(jìn)行水力壓裂，對已形成的多條裂縫進(jìn)行擴(kuò)展，并形成主裂縫。低、特低滲透性油藏，和致密的深層油氣藏，以及破裂壓力異常高的油氣藏。壓裂工藝技術(shù)壓裂工藝技術(shù)表

低滲透油田增產(chǎn)措施及效果1壓裂效果實例及效果評價2解堵3深抽技術(shù)研究報告1壓裂實例與效果評價

1江漢油田

江漢油田王場東區(qū)和黃場43油藏組（k＝38.7×10-3um2，Φ＝13.24％，H中深＝2802.6米，PR=34.00MPa，壓力系數(shù)為1.215）。表6-1王場東區(qū)和黃場潛43油組新井投產(chǎn)初壓裂效果井號王東8-14王東3-4黃22-46黃34-1黃18-7黃斜22-35黃8-17黃12-15黃22-44黃22.43黃斜29-1黃斜18-8射開厚度（m）4.64.23.85.07.04.47.04.04.46.06.03.4壓裂前后產(chǎn)油量ｔ/ｄ前1.800000000000后14.82.113.410.811.820.113.21.414.64.22.51.5王場東區(qū)和黃場43油藏組投產(chǎn)初期，在壓裂前沒有產(chǎn)量，壓裂后平均單井增油9.05t/d，增產(chǎn)最高的如黃斜22-35井，可以達(dá)到20.1t/d，增產(chǎn)效果明顯。研究報告低滲透油田增產(chǎn)措施及效果1壓裂實例與效果評價

由表6-2看出，在生產(chǎn)過程中進(jìn)行壓裂的井，效果并不明顯。在20井次的壓裂效果對比中，有壓裂效果和壓裂效果較好的有10井次，無壓裂效果的甚至差的10井次，各占50%。表6-２王場東區(qū)和黃場油田43油組在生產(chǎn)過程中壓裂效果井號王38王39王東13-6王東3-11王東6-8王東新13-5王東斜9-9黃16黃18射開厚度（m）8.49.09.02.66.65.05.01.811.45.65.2壓裂前后的產(chǎn)油量前01.23.23.41.110.510.20.94.24.11.0后00.90.74.71.66.611.93.412.511.513.5井號黃22-16黃22-18黃30黃35-6黃36-1黃斜35黃新斜35射開厚度（m）3.02.03.03.27.46.66.66.26.2壓裂前后的產(chǎn)油量前6.11.10.351.062.612.96.450.31.54后14.40.814.301.78.46.493.11.55研究報告低滲透油田增產(chǎn)措施及效果1壓裂實例與效果評價

2吉林乾安油田Ⅰ區(qū)

乾安油田Ⅰ區(qū)（k＝4.22×10-3um2，Φ＝13.00％，H中深＝1800米，PR=18.50MPa，壓力系數(shù)為1.05），根據(jù)壓裂前后有產(chǎn)能記錄的38口井85個層段的壓裂資料統(tǒng)計，壓前85個層段的產(chǎn)油量35t/d，壓后85個層段產(chǎn)油46.73t/d，增產(chǎn)31％。3馬西深層油藏

馬西深層油藏（k＝11×10-3um2，Φ＝13.6％，H中深＝3908.2米，PR=56.78MPa，壓力系數(shù)為1.48）。

對29口井54次壓裂，有效井次45次，占83.3％，累計增油32.55萬噸。平均單井增油1.12萬噸，平均壓裂有效期379天。其中有5口新井不能投產(chǎn)，壓裂后5口井全部投產(chǎn)初產(chǎn)能力達(dá)163t/d。對注水井壓裂也起到良好效果。壓裂前注水壓力平均為42MPa，日注量185m3，壓裂后注水壓力降至30～35MPa，日注量達(dá)300m3。研究報告低滲透油田增產(chǎn)措施及效果1壓裂實例與效果評價

4大慶外圍榆樹林油田

大慶外圍榆樹林油田（k＝2.71×10-3um2，Φ＝12.1％）75口井統(tǒng)計砂巖厚度18.36米，有效厚度12.23米，壓裂后平均日產(chǎn)油11.0t/d左右，超過方案設(shè)計要求。

5鄯善油田

鄯善油田（k＝6.2×10-3um2）1991年5月～1993年4月整體壓裂127口井，據(jù)117口井統(tǒng)計壓裂后日產(chǎn)油22.4～26.0噸，有效期1～2年占可對比井?dāng)?shù)86％。6蘇東埠寧組油藏

蘇東埠寧組油藏（k＝8.6×10-3um2）年進(jìn)行18口井19層次加砂水力壓裂有15井次有效，有效率為79％。截至2001年底壓裂累計增油1.31萬噸，投入產(chǎn)出比1：3

。研究報告低滲透油田增產(chǎn)措施及效果1壓裂實例與效果評價

7勝利利津油田853斷塊

勝利利津油田853斷塊（k＝10×10-3um2，孔隙度＝10％，H中深＝2650～2900米，PR=24.15～34.8MPa，壓力系數(shù)為0.9～1.2），2003年初，通過暫堵，投球，轉(zhuǎn)向等控制壓裂高度等工藝措施解決了儲存高濾失對加砂壓裂不利影響。壓裂有效13口井成功率93％，壓裂后平均單井日產(chǎn)油10.1t/d，至2003年7月累增油10045噸。

8吉林油田CO2泡沫液壓裂

CO2泡沫液體是由液體CO2和凝膠液（壓裂基液）與發(fā)泡劑構(gòu)成乳狀液。該技術(shù)在吉林油田扶余地區(qū)（井深500米）進(jìn)行了應(yīng)用。使用結(jié)果表明，CO2泡沫壓裂井比常規(guī)壓裂井有效率提高8.3個百分比，增產(chǎn)效率提高1.5倍，如表6-3所示：表6-3CO2泡沫壓裂與常規(guī)壓裂對比統(tǒng)計井?dāng)?shù)（口）有效井?dāng)?shù)（口）有效率（％）平均單井增產(chǎn)（t）常規(guī)壓裂21617478.756.2CO2泡沫壓裂464087144.3研究報告低滲透油田增產(chǎn)措施及效果低滲透油田壓裂實例與效果評價小結(jié)

經(jīng)過對九個低滲油田的壓裂效果統(tǒng)計和分析，可以得到以下結(jié)論：1、壓裂后產(chǎn)量可以達(dá)到10t/d以上，增產(chǎn)倍數(shù)1.3～40；2、低滲油田投產(chǎn)初期壓裂比生產(chǎn)過程中壓裂效果要好很多，生產(chǎn)過程中壓裂成功率較低，增油效果也不明顯；3、應(yīng)用新工藝壓裂，如CO2泡沫液壓裂、高能氣體壓裂、復(fù)合壓裂、限流完井壓裂、多層壓裂等，增產(chǎn)效果要比常規(guī)壓裂好很多。

研究報告低滲透油田增產(chǎn)措施及效果2解堵1擠KCl解堵通過多次擠放一定的工作液，沖洗，稀釋近井地帶的固相堵塞物，達(dá)到疏通滲流通道，恢復(fù)油氣井產(chǎn)能的目的。工作液加入KCI，可防止工作液進(jìn)入地層或引起粘土吸水膨脹。適用于底水活躍，油帽厚度小，無隔層或隔層相當(dāng)薄的底水油帽油層。2酸化解堵

該措施適用于泥質(zhì)含量高，污染嚴(yán)重或擠水無效的油層。下表是侏羅系底水油帽油層實施酸化解堵措施的7口井的試油情況統(tǒng)計表，試油平均單井日產(chǎn)油11.12t，有效率100%井號層位油層厚度(m)電測資料油層類型試油產(chǎn)量孔隙度(%)滲透率(×10-3um2)含水飽和度(%)日產(chǎn)油(t/d)日產(chǎn)水(m3/d)H612Y103.216.5334.0538.53Ⅱ15.900L103Y85.413.216.2262.85Ⅲ20.230L5-6Y95.513.407.1044.00Ⅲ10.200N7-20Y92.811.901.8057.30Ⅲ9.900XZ7-32Y94.016.2210.2852.80Ⅲ6.280H613AY103.616.2214.9042.62Ⅲ8.8442.50H304-13Y104.016.7418.1450.91Ⅲ4.354.30研究報告低滲透油田增產(chǎn)措施及效果3深抽技術(shù)

江蘇曹莊載南組（k=10.1～65×10-3um2），實施深抽前后效果對比如表6-7所示。深抽后由不出油變成出油井，低產(chǎn)井變成較高產(chǎn)井，取得了明顯增產(chǎn)效果。序號井號層位井段（m）厚度m深抽前后對比時間下泵深度（m）泵徑（mm）日產(chǎn)油量（t）1曹2Ed23116.0～3185.623.6前87.31498.228321.0后87.42508.003813.72曹3Ed22693.8～2862.425.6前87.4無法投產(chǎn)

0后87.52509.35382.53曹9Ed1+22581.8～2731.621.2前87.4無法投產(chǎn)

0后87.62487.31386.04曹4Ed12938.4～2978.811.6前87.6無法投產(chǎn)

0后87.62502.93388.05曹5Ed13052.0～3138.419.8前87.6無法投產(chǎn)

0后87.72508.95386.76曹10Ed22403.4～2524.013.0前86.121400.52321.0后87.61996.02447.67曹11Ed1+22691.2～3107.221.2前87.31602.38322.2后87.42503.313813.78曹13Ed13350.6～3436.029.2前87.31398.83449.8后87.41806.535615.49曹17Ed12755.0～2764.05.6前87.61204.47320.3后87.92505.84385.110曹23Ed1+23071.2～3076.45.2前87.51498.78321.9后87.52499.53815.311曹24Ed22680.2～3246.018.3前87.61617.213813.5后87.72111.654426.012曹25Ed12828.4～2841.812.2前87.41596.96322.7低滲透油田增產(chǎn)措施及效果

油層保護(hù)1油層損害類型及原因2油田開發(fā)中各類保護(hù)油層技術(shù)

研究報告1.油層損害類型及原因1）鉆井、完井作業(yè)過程中壓井液進(jìn)入地層；2）注入水中機(jī)械雜質(zhì)及其它不溶物（有害菌，氧氣等）進(jìn)入地層堵塞喉道；3）注入水與地層中的粘土礦物相遇造成粘土膨脹或注水速度過快造成顆粒運移堵塞喉道；4）油層在酸化作業(yè)中與地層中Fe+3，Al+3相遇生成Fe(OH)3,Al(OH)3形成膠結(jié)物沉淀堵塞喉道；5）壓裂酸化過程中返排不徹底，滯留殘渣造成傷害。

為了防止上述兩項的傷害，為此必須做好,水敏，鹽敏，速敏，酸敏等各項實驗室試驗。采取相應(yīng)的措施，防止傷害。研究報告油層保護(hù)2.油田開發(fā)中各類保護(hù)油層技術(shù)1）優(yōu)質(zhì)鉆井完井液：優(yōu)質(zhì)鉆井完井液是指性質(zhì)優(yōu)良無固相或低固相并與地層液體配伍的液體。2）平衡壓力鉆井技術(shù)：平衡壓力鉆井要求鉆井過程中井筒液柱壓力與地層孔隙壓力接近平衡，目的是減少泥漿濾失。3）屏蔽暫堵技術(shù)：利用固相離子的堵塞規(guī)律，在鉆開油層幾分鐘內(nèi)，約在30mm井壁范圍內(nèi)快速形成屏蔽環(huán)，從而防止泥漿濾液侵入。4）欠平衡鉆井技術(shù)：所謂欠平衡鉆井技術(shù)就是在鉆井過程中人為地使鉆井循環(huán)液流在井筒內(nèi)形成液柱壓力低于所鉆開油層壓力。（1）鉆井過程中油層保護(hù)研究報告油層保護(hù)屏蔽暫堵技術(shù)在我國低滲油田中已得到很好的應(yīng)用，效果顯著，如下表所示：油田平均表皮系數(shù)平均采油指數(shù)（t/d.MPa）平均單井產(chǎn)量（t/d）平均流動系數(shù)前后前后前后前后丘陵34.83.570.2040.598..25.038.533.276.6巴咯21.50.0914.121.924.981.5

實施屏蔽暫堵技術(shù)前后效果對比2.油田開發(fā)中各類保護(hù)油層技術(shù)研究報告油層保護(hù)1）改善水泥漿性能

①使用API油井水泥②使用添加劑改變水泥性能2）改進(jìn)固井技術(shù)

合理的固井壓差,要求水泥漿在注替和候凝過程中在環(huán)形空間中的液柱壓力略大于地層壓力，并且既不發(fā)生水泥漿濾失和油，氣，水外竄現(xiàn)象。（2）完井固井中油層保護(hù)2.油田開發(fā)中各類保護(hù)油層技術(shù)研究報告油層保護(hù)（3）射孔過程中油層保護(hù)技術(shù)①

選用新型無桿堵穿透能力強(qiáng)的聚能射孔彈，如YD－89,YD-102。②

改進(jìn)射孔工藝技術(shù)：采用油管傳輸負(fù)壓射孔技術(shù)。③

使用優(yōu)質(zhì)射孔液－無固相聚合物鹽水射孔液，暫堵性聚合物射孔液，陰離子有機(jī)聚合物射孔液等。（4）壓裂過程中油層保護(hù)技術(shù)

①

選用殘渣低濾失量小的壓裂液，如改性田青膠，改性胍膠壓裂液。

②

在壓裂液中加粘土穩(wěn)定劑，表面活性劑、破乳劑、破膠劑和助排劑等添加劑。

③

壓裂后及時徹底返排壓裂液。2.油田開發(fā)中各類保護(hù)油層技術(shù)研究報告油層保護(hù)（5）酸化過程中的油層保護(hù)

防止酸化對儲存?zhèn)ζ浜诵氖牵核嵋号c儲層及流體的配伍性。即如何防止鐵的沉淀，鐵主要來源地層中綠泥石、注入水中鐵離子以及地面注水管線，油套管產(chǎn)生鐵銹。

（6）注水過程中油層保護(hù)技術(shù)①

對所有地面地下管線進(jìn)行防腐處理。②

注入水質(zhì)達(dá)到低滲油田注入水水質(zhì)的部頒標(biāo)準(zhǔn)。③

如果地層中含泥質(zhì)較多，必須在注入水中加入有關(guān)處理劑，如防膨劑等。（7）生產(chǎn)和作業(yè)過程中的油層保護(hù)技術(shù)要保證下井的油管，抽油桿井下工具壓井液干凈，不發(fā)生濾失，堵塞，化學(xué)傷害等。

2.油田開發(fā)中各類保護(hù)油層技術(shù)研究報告油層保護(hù)

低滲透油藏提高采收率技術(shù)

1注氣法

2微生物采油法3化學(xué)法4“層內(nèi)爆炸”增產(chǎn)技術(shù)5震動波法6電動力學(xué)方法7低滲透油藏注氣開發(fā)技術(shù)及實例分析8水平井開發(fā)技術(shù)研究報告

注氣驅(qū)油適應(yīng)于各種類型油藏，尤其為低滲透油田提高原油采收率提供了獨特的經(jīng)濟(jì)和技術(shù)機(jī)遇，是目前挖掘低滲透油藏剩余儲量最廉價、最有發(fā)展前景的三次采油方法之一。

2008年《油氣雜志》統(tǒng)計世界低滲透油田EOR項目，統(tǒng)計油氣藏滲透率小于50毫達(dá)西。EOR總計99個，其中氣驅(qū)82個，占83%，而CO2混相驅(qū)EOR占91%。世界低滲透油田的EOR以氣驅(qū)為主，CO2氣驅(qū)項目中以CO2混相驅(qū)為主。

注氣法研究報告低滲透油藏提高采收率技術(shù)圖8-1

世界低滲透油氣開發(fā)EOR項目統(tǒng)計圖8-2

世界低滲透油氣開發(fā)氣驅(qū)EOR項目統(tǒng)計化學(xué)驅(qū)可分為3種主要的工藝技術(shù):表面活性劑驅(qū)、聚合物驅(qū)和堿水驅(qū),應(yīng)用更廣泛，研究得更多的是復(fù)合驅(qū)。復(fù)配的優(yōu)勢在于既發(fā)揮單一驅(qū)油劑的長處，又可使其產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，獲得更好的驅(qū)油效果。低滲透油藏一般不適合聚合物驅(qū)，因聚合物粘度高，低滲透油層很難注進(jìn)，但表面活性劑驅(qū)和復(fù)合驅(qū)在低滲透油藏中有較大的發(fā)展空間，可以考慮選定一些區(qū)塊，先作室內(nèi)試驗和可行性研究，如果技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上都可行，可進(jìn)行先導(dǎo)性試驗，成功后推廣。

化學(xué)法研究報告低滲透油藏提高采收率技術(shù)

為了研究對比油田注水開發(fā)和注氣開發(fā)的效果，俄羅斯對前客爾巴阡山區(qū)的多林油田的曼尼利特油藏和皮特柯夫油田的曼尼利特油藏，進(jìn)行了注水開發(fā)和注氣開發(fā)的效果比較，這兩個油藏的地質(zhì)特征、井網(wǎng)部署和開采速度等條件都很相似，所以它們的開發(fā)結(jié)果具有可比性。

實例一俄羅斯多林油田和皮特柯夫油田注氣效果對比

低滲透油藏注氣開發(fā)技術(shù)及實例分析研究報告低滲透油藏提高采收率技術(shù)多林油田注水和皮特柯夫油田注氣開發(fā)指標(biāo)對比表項目多林油田注水皮特柯夫注氣項目多林油田注水皮特柯夫注氣油藏名稱曼尼利特曼尼利特累計采油量/104t496605埋藏深度/m24002150累計采氣量/108m33082有效厚度/m4828累計采水量/108m319020孔隙度/%910.2累計注水量/108m31230260滲透率/10-3μm23～51～7累計注氣量/108m337.0地下原油粘度/MPa.s11.961980年含水/%6528.1原始地層壓力/MPa30.5271980年注采比/%137.2150.5飽和壓力/MPa2424累計注采比/%62.047.5原始?xì)庥捅?m3/m3)19640目前地層壓力/MPa21.212.3原油相對密度0.830.867總井?dāng)?shù)/口121139油藏發(fā)現(xiàn)時間/a16501651生產(chǎn)井?dāng)?shù)/口78107投入開發(fā)時間/a19561957注水井?dāng)?shù)/口4332開發(fā)注水或注氣時間/a19631964報廢井總數(shù)/口4426注水、氣前的采油量/104t273.9292.1注水、氣后報廢井?dāng)?shù)/口235注水、氣前的采氣量/108m316.5417.03注水、氣的增產(chǎn)油氣量/104t48.9385.70研究報告低滲透油藏提高采收率技術(shù)項目1964年1965年1966年1967年1968年1969年保持壓力時的年產(chǎn)油量/104t注水注氣13.6241.4113.7935.9516.4736.7718.3233.5618.8130.8617.8124.76節(jié)省開采費用/104盧布注水注氣20.2929.4883.47115.195.3676.11保持壓力時的采油成本/%注水注氣200100227.4106305.2112.7327.1121.9326.4123.9334.0146.8增加1噸采油量的費用/盧布注水注氣16.728.0526.776.2424.544.1017.593.8517.004.364.365.56多林油田注水和皮特柯夫油田注氣經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對比表注氣成本比注水方式低50%～63%，注氣方式增加1噸采油量的費用比注水方式少52%～78%。綜上所述，皮特柯夫油田曼尼利特油藏注氣開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，明顯優(yōu)于多林油田曼尼利特油藏注水開發(fā)方式。研究報告低滲透油藏提高采收率技術(shù)

CO2吞吐是在全國開展最多的，有勝利、中原、大慶、吉林、江蘇等，已基本探索出一套注氣吞吐的評價方法，富民油田最為成功。江蘇富民油田是一復(fù)雜小斷塊低滲透砂巖油藏，地質(zhì)條件差，儲層K=7.5×10-3um2，含油面積小。地質(zhì)儲量為55×104t，滲透率為7.5×10-3um2，孔隙度為11.8%，地下原油密度為0.8324g/cm3，地下原油粘度為1.6mPa·s。原始含油飽和度為70%，目前剩余油飽和度為40%，地層壓力為19.49MPa，地層溫度為102.5℃。

目前注入CO2進(jìn)行吞吐，結(jié)果表明：產(chǎn)液量、產(chǎn)油量明顯增加，含水下降。吞吐后，可提高水驅(qū)殘余油采收率10%以上，注入量越高，采收率增加幅度越大。投入產(chǎn)出比為1：5.82，內(nèi)部收益率為89%。研究表明：CO2吞吐在低滲透復(fù)雜小斷塊輕油油藏運用是可行的，增油效果和經(jīng)濟(jì)效益顯著.

實例二CO2吞吐實例研究報告低滲透油藏提高采收率技術(shù)安塞油田是一典型特低滲透油田，其儲油層為三迭系延安組致密砂巖，地質(zhì)儲量5000×104t。該區(qū)滲透率較低，平均孔隙度11.7%，平均滲透率0.9710-3um2。原油密度為0.84~0.85g/cm3，地面原油粘度為4.8~7mPa·s，地下原油粘度2~3mPa·s，油層壓力為8.31MPa，飽和壓力4.65~6.79MPa，油層溫度45℃，原始含水飽和度為0.46，原始含油飽和度為0.54，油藏?zé)o氣頂。注入天然氣，當(dāng)注入80%C2H6時，可實現(xiàn)混相驅(qū)替。計算水驅(qū)采收率是20.6%，而天然氣驅(qū)采收率是26.3%，采收率增長大于5個百分點

實例三烴類氣驅(qū)實例研究報告低滲透油藏提高采收率技術(shù)

研究表明氣-水脈沖是一種有效提高低滲透裂縫油藏采收率的方法。按照物理模擬結(jié)果，當(dāng)油藏穩(wěn)定注水水淹后，采用氣-水間歇脈沖法可平均提高原油采收率28%，采用單一氣脈沖可提高20%，單一水脈沖可提高16%。

與傳統(tǒng)的注水開發(fā)方式相比，注氣開發(fā)方式的有利因素可以歸納為：①吸氣能力強(qiáng)②注氣流壓低于注水流壓，有利于避免裂縫張開，防竄③無水質(zhì)問題，可避免一整套比較復(fù)雜的處理水質(zhì)的工藝流程設(shè)備④因水質(zhì)腐蝕和泥巖膨脹而造成的套管損壞問題較輕，報廢井較少⑤油井見注入氣的情況比見注入水的情況簡單，比較容易管理實例五氮氣-水間歇脈沖采油研究研究報告低滲透油藏提高采收率技術(shù)

水平井開發(fā)技術(shù)

低滲油田水平井開發(fā)是改善低滲油田開發(fā)效果的有效途徑，國內(nèi)外實例都證實了這一點，國內(nèi)低滲油田所鉆的水平井的開發(fā)狀況如表8-3所示。表中10口水平井產(chǎn)能為垂直井產(chǎn)能的3～5.6倍

研究報告低滲透油藏提高采收率技術(shù)油田區(qū)塊埋深（m）平均滲透率(10-3um2)平均孔隙度（%）有效厚度（m）效果勝利牛莊油田辛154塊平2井298029.220.215日產(chǎn)油量42.8t/d，是周圍直井產(chǎn)量的5.6倍勝利油區(qū)純70-平1井260017.229.21.3日產(chǎn)油量12.7t/d，是周圍直井產(chǎn)量的3.6倍大港舍女寺油田43斷塊3400水平21.0-47.3垂直10.6-23.91813.5～26.3斷塊日產(chǎn)油水平由13t/d上升到82t/d，采油速度由0.6%提高到2.6%，目前仍然保持在2.0%左右哈得454535016為階梯狀水平井，鉆穿兩個薄油層（厚度分別為1m，2m），已累積產(chǎn)油8360t安塞長慶賽平1井（長6油層）4初期日產(chǎn)油21.5m3，后穩(wěn)定在12m3左右，為相鄰直井的4～5倍大慶茂平1井5～1210～12初期日產(chǎn)油40t/d，后雖下降到20t左右，但仍為相鄰直井產(chǎn)量的5倍大慶樹平1井3～514投產(chǎn)4年來，均日產(chǎn)油10.08t/d，1996年該井產(chǎn)油9.4t/d，是相鄰直井平均單井日產(chǎn)油2.28t/d的4.12倍大慶朝平1井3～54～16日產(chǎn)油量是鄰近直井產(chǎn)量的3倍以上大慶老平1井4.8313日產(chǎn)油量是鄰近直井產(chǎn)量的3倍以上遼河油田靜17塊S34段2120～220029.2（1～43）9.3～19.330～40共鉆3口套管開窗側(cè)鉆水平井，單井產(chǎn)量比直井高4倍國內(nèi)水平井在低滲透砂巖油藏中的應(yīng)用統(tǒng)計表研究報告

水平井需要的生產(chǎn)壓差遠(yuǎn)小于直井，如匈牙利奧爾哲（Algyo）油田Alsopannon-13（簡稱AP-13,K=13×10-3um2）,油藏水平井生