低渗开发模式.doc

1、低渗透油藏开发优化模式1 低渗透油藏地质描述油藏地质描述： 利用油藏精心描述技术， 从构造、储层物性以及砂体微相方面开展详细的地质研究工作，主要包括 (1) 、油藏类型，埋藏深度，含油面积，砂体厚度，油藏压力、温度； （ 2）、储层物性，油层孔、渗、饱；（ 3）、储层孔喉结构；（4）、储层的非均质性；（5）、天然裂缝发育状况；（6）、储层敏感性；（7）、储层流体的物理性质。2 低渗透区块地应力分布规律的研究低渗透地层不压裂几乎没有工业油流， 油层压裂是开采低渗透油藏的主要手段之一，而压裂产生的人工裂缝走向受地层三向应力制约， 其延伸方向与地层中最大主应力方向平行， 而垂直于最小主应力。 弄清地

2、应力方向后， 可优化布局井网，避免水窜，增强注水体积，改善压裂效果，提高油田采收率。低渗透油藏中， 天然裂缝是普遍存在的， 这些天然裂缝在油田开发有好的一面，增加渗流面积，也有不利的一面，给地层注水带来一定困难。当天然裂缝与人工裂缝的走向正交或斜交， 油藏底层的井排方向与人工裂缝走向错开的角度较小情况下一出现水淹水窜， 是地层综合含水上升速度较高， 严重影响最终采收率。研究方法：（1）利用岩石应力记忆功能确定就地三向应力大小； （2）用岩芯波速各向异性测地层中三向应力分布； （ 3）用岩芯差应变方法；（4）用古地磁方法；（ 5）超声波井下电视法；（ 6）用井孔崩落掉块及双井径测井； （ 7）地

3、层柱状应力；（8）水力压裂瞬时停泵法； （ 9）用微地震波直接测量3 井网布局、井距大小对储量控制程度的影响，优化开发井网和合理井距合理的井网密度：确定原则，保证较高的油层连通厚度和水驱控制程度；保证较高的采收率和较好的开发效果；保持具有较好的经济效益。国内外研究、试验都以证明，油田采收率与井距和井网密度有密切关系。见下表：井距与采收率的关系井距（ m）井网密度（口 /km 2）采收率（ %）44755 33161014 62581520 32242024 2菱形井网在低渗透油田开发中的可行性分析井排按顺时针方向旋转45。，即把角井与注水井布在了裂缝的延伸方向上，这种步井方式的出发点是使水井与

4、角井距离是与边井距离的2 倍；注水后各方向的采收井见水相对均匀； 利用角井采收出一定量的原油， 当角井暴性水淹或含水达到一定程度后， 将其转注，将反九点注水转成线状注水， 从而提高油田的开发效果。通过数值模拟计算结果表明， 在井网密度相近的情况下， 矩形井网比反九点和变形反九点井网的单井产量高， 采油速度高， 见水时间推迟， 无水期和相同含水条件下采出程度高（尤其在低含水期更明显） ，开发指标最优。在区块整体改造中， 首先要选择有潜力的区块及井组单元， 该区块储层砂体厚度大于 6 米，井段范围在 50 米以内，单井剩余可采储量大于 1.3 万吨，储层内不含夹层水，含油饱和度大于 40%，油藏压

5、力系数大于 0.7 ，井组内有注水井，但注水压力高，且达不到配注要求 ( 甚至注不进水 ) ，油井动液面较深，流压远小于油藏压力，油井低产低效，油水井对应关系明确。具体实施时，在该井组 3-4 口油水井中， 按照选井选层的技术条件， 综合考虑，选择 1 口井先进行中等规模的压裂 ( 如果因水井欠注，急需补充地层能量，先压水井 ) ，实时监测水力裂缝方向，并根据水力裂缝方向与井网的相对关系， 研究下一口的压裂方案，如果水力裂缝方向与两井连线在同一条线上， 该连线上的下一口井不能压裂以免水窜，而选择另一口井压裂，连线与水力裂缝方向最好有 45 -90 的夹角。最理想的状态是井组内水力裂缝方向都平行

6、但不重合。水力裂缝方向与水力裂缝方向与井网布局不利井网布局有利4 压裂改造工艺整体优化为了油井的压裂措施获得更大的经济效益， 更有利于提高区块整体开发水平，优化压裂设计应综合考虑油藏的产出能力、生产进系统、裂缝机理、压裂液特性、支撑剂输送机理、施工规模的限制等。（1）确定与油藏（或单井控制油藏）几何形态相匹配的支撑缝长。动态裂缝几何尺寸和无因次裂缝导流能力决定油藏造缝的瞬时响应，需达到期望产量的裂缝穿透深度取决于油藏的渗透率， 为了使油藏产出能力达到最优化，必须达到裂缝特征与油藏性质间的平衡。建立单井控制油藏物理模型用单相流、 两维的有限差分模拟程序来解方程组，并得到恒定速率压降的分析曲线（无

7、因次压力、无因次时间、无因次裂缝导流能力），在相对早期时的压力状态主要受裂缝导流能力 FCD 的影响，一旦衰竭开始，油藏响应就变得与裂缝的特性 （无限导流能力或有限导流能力）无关裂缝穿透比 xf/xe 和油藏的几何形态 xe/y e 决定着后期的压力状态。（2）裂缝几何形态模式及施工参数优化岩石力学性质和就地应力分布在控制水力裂缝的生成和扩展中具有主宰的作用。长、宽和（高度）有限的裂缝几何形态对压裂效果有直接作用，裂缝高度对裂缝长度有大的影响，因而在施工前为确定裂缝 （高度）遏制的临界低层压力实施就地的研究是重要的。 为确定担保施工压力在施工期间不超过临界低层压力的施工参数，最佳的压力将不致使

8、裂缝伸出生产层。由 PKN 或 KGD 模型确定最佳的施工排量和施工压力。施工排量和压裂液的粘度是可以控制的参数， 这两个参数控制了施工压力， 而施工压力对缝高有直接的作用。垂直裂缝高度的伸展对裂缝横向伸展具有很大的作用（ 3）压裂液的选择压裂的粘度和滤失特性直接影响着裂缝的扩展状况和支撑剂的分布与铺置，对节约成本和措施有效是十分重要的。 理想的压裂液应是多用途的， 且应具有以下特点：a、压裂液必须与本区块地层岩石和油藏液体相配伍，应在室内做岩石敏感性分析和液体配伍性实验。b、压裂液摩阻低，在地面管线和井下管柱中压力损失小。c、在地层中的滤失小。d、压裂液的流变性好，热稳定性好，在大排量、高流

9、速下，随着井筒温度的不断上升，压裂液的粘度不应有太大的降低，这样压裂液才能在井筒和裂缝中有很好的携砂能力，为支撑剂的高效铺置创造条件。e、压裂液在施工完后应即时彻底破胶，水化后粘度小，残渣小，易于返排。f、压裂液对支撑剂的影响小。g、压裂液的现场混合方便、安全。（ 4）支撑剂输送将适量和适当类型的支撑剂铺置于裂缝中是水力压裂成功的关键。 支撑剂浓度和强度将确定该井开采期裂缝的导流能力， 支撑剂的选择主要受支撑剂的性质（强度、颗粒大小、圆度和细粒含量）之类因素、油藏闭合压力、压降速度、嵌入和最终支撑缝宽所制约，这些都直接影响着裂缝的导流能力。动态裂缝几何尺寸描述， 动态裂缝尺寸、裂缝导流能力对增

10、产倍数的影响，水力裂缝参数对采收率的影响；水力压裂过程中，前置液、携砂液用量、加砂程序、砂比、施工排量对铺砂浓度、支撑缝长、支撑缝宽、裂缝导流能力的影响研究；裂缝方位监测，单元井组整体压裂方案优化与实施 （油水井对应压裂）。（ 5）施工优化设计过程a、假设水力裂缝长度和最大的支撑浓度；b、基于地层特性和在预施工中的就地应力或小型压裂期间观测的压力状态；c、选取适定的裂缝扩展模式（例如， PKN 或 KGD ）；d、选取若干适于地层压裂的宜用的压裂液；e、基于砂的破碎和地层嵌入特性，选取相宜类型的支撑剂；f、基于就地应力分布，确定最大容许的施工压力与裂缝高度的关系；g、基于管道摩阻压力损失，压裂

11、液的剪切降解因素以及设备的局限性；h、确定最大可容许的注入排量；i 、使支撑裂缝的几何形态、用液量以及支撑要求条件最优化。所含的优化步骤是： 1）在施工压力和注入速率的约制条件下，确定最佳的注入参数； 2）使用液效率最大； 3）对设计的支撑浓度和第 1 步中假设的水力裂缝中长度，使支撑穿透最大；j 、基于支撑的裂缝几何形态（优化的）和从第 7 步中计算的导流能力，绘成各开采时期的瞬态 IPR 曲线；k、为得到井口产出能力，使瞬态IPR 曲线与油管吸入曲线相结合；l 、按照产量递减曲线得到各个开采时期的年度累计采收率；m、基于假设的贴现率，计算产量净收入的限值；n、计算包括与用液、支撑剂、压裂车组和其他费用