水驱油藏增产增效技术研究与应用课件

1、水驱油藏增产增效技术研究与应用水驱油藏增产增效技术油藏特点水驱稠油：低渗透：散：平均油层跨度89.7m ， 最大射孔跨度121m；薄；平均单层厚度2.1m；砂：储层胶结疏松，易出砂。深：油藏平均埋深3280m；贫：储量丰度53.7104t/km2 ；薄：单层厚度1.5m；低：渗透率3.6mD。复杂断块：碎：构造复杂，断层多，断块小，最小断块含油面积不足0.1km2薄：小层厚度平均3.01米。水驱油藏概况大43块沙二顶面构造图owc:-1428mE2s412E2s411青东5块青东5-1-斜2青东5-1-斜16侧井油藏剖面图油藏特点水驱稠油：低渗透：散：平均油层跨度89.7m ， 最渤南北带沙四

2、段砂砾岩体探明768.96万吨，控制1316万吨。工区内由于砂砾岩体埋藏深（3450-4200m）、跨度大（475-700m）、储层物性差、工艺改造难。义282：控制面积35.47Km2 ，储量2706.56104t （义109块1010104t）义104：探明面积2.63Km2，储量768.96104t义282义104义107： 控制面积3.4Km2 ，储量306104t义107埋藏“深”跨度“大”横纵向变化“快”无稳定“隔层”物性“差”压力系数“高”温度“高”34454200m 475700m不同微相杂乱沉积砂砾岩堆积、泥岩少=11.5%,K=0.21mD1.151.37144152渤南北

3、带砂砾岩致密油藏特征（以义104块为例）存在问题分析（1）储层物性差，工艺改造难1.低渗透渤南北带沙四段砂砾岩体探明768.96万吨，控制1316万吨（2）注水压力高，能量保持难低渗单元压力保持水平低渗透地区注水压力高，注不进井数占比达50%，整体压力保持水平偏低。典型单元：大43沙四、义34、利93。水井总井/注不进井统计低渗单元平均注水压力存在问题分析1.低渗透（2）注水压力高，能量保持难低渗单元压力保持水平低渗透地区注（1）局部强水淹，扩大波及难卡封措施挖潜效果表明孤南131层间存在高耗水层带。 孤南131、渤3断块油藏，经过近30年的开发，综合含水90.8%，局部出现注水优势通道，注水

4、利用率低。单元地质储量（104t）油层厚度（m）采出程度（%）单井日液（t/d）含水（%）采液强度（t/dm）渤35867.030.430.091.44.3孤南13122512.031.817.789.71.5合计8111930.8%47.790.82.5渤3-孤南131生产状况统计表GN131-19过套管电阻率测井图（2016.10）S212特强水淹S213S221特强水淹弱水淹存在问题分析2.断块油藏（1）局部强水淹，扩大波及难卡封措施挖潜效果表明孤南 高温、高压作用造成胶筒老化、管柱蠕动，导致封隔器有效期短。密封失效在井8个月（2）井深温度高，分注长寿难单元名称油层深度m地层温度分注井数

5、口孤北213118120.34孤南1225501144渤32350924孤43沙二24001059断块油藏油层深度与温度统计表存在问题分析2.断块油藏高温、高压作用造成胶筒老化、管柱蠕动，导致封隔器有效期短。密防砂井段层多、层薄平均单井射孔层数7.7层；平均单井射孔厚度16.2m。防砂井段跨度大平均射孔井段跨度89.7m；最大射孔跨度121m。层间非均质性较强层间级差一般2-3，最大10.8；层内级差一般1.4-3.3。斜度大，造斜点高平均最大井斜44.2o，最大65.6o；平均造斜点367.3m，最小造斜点55m。（1）层多跨度大，长效防砂

6、难青东5防砂难点：化学防砂井有效期柱状图挂滤有效期柱状图排砂采油井有效期柱状图青东5区块油井新投防砂效果统计存在问题分析3.水驱稠油防砂井段层多、层薄平均单井射孔层数7.7层；平均单井射孔厚度 针对不同类型油藏需求，我们通过攻关、创新、配套和优化，开展了系列技术的现场试验和应用，取得了较好的效果。技术研究应用配套了高效压裂技术试验了降压增注技术探索了污泥调剖技术优化了分层注水技术实施了分层防砂技术 针对不同类型油藏需求，我们通过攻关、创新、配套和高温高效压裂液体系深层高温，施工工艺“难”预处理地层保护技术泥质含量高，储层保护“难”变粒径、变密度加砂技术岩石塑性，提高裂缝导流能力“难”滤失大，加

7、砂“难”复合降滤技术地层应力差值小，控缝高“难”综合控制缝高技术 针对砂砾岩体油藏工艺改造“难”和整体动用“难”的特点，我们与西南石油大学联合攻关配套了低伤害特大型压裂技术，并集成了非常规多级压裂技术。砂砾岩压裂理论研究技术砾石含量高，施工控制“难”地层厚度大，整体动用“难”连续油管分段压裂技术1.深层砂砾岩体油藏特大型压裂技术（一）高效压裂技术高温高效压裂液体系深层高温，施工工艺“难”预处理地层保护技术渤南北带分段压裂实施情况和效果统计表序号井 号投产时间压裂段数加砂量m3混砂液量/m3单段加砂/m3单段压裂液m3平均砂比最高砂比压裂初期目前（2018.6.22)自喷期累油/t累油/t工作制

8、度日液t/d日油t/d含水%工作制度日液t/d日油t/d含水%1义104-斜122011.853543107.570.8621.523%51%5mm*5.2MPa53.740.225.144*6*0.94.54.17.711691137992义104-1HF2012.98617.3549077.2686.224%55%5mm*12.6MPa8752.239.944*6*1.75.24.611.318356230443义109-斜42012.128483.8465760.5582.125%50%5mm*8.5MPa1165.495.344*6*0.64.62.545.589077144义104-

9、2HF2013.76418.23907.169.7651.223%51%4mm*8.6MPa46.131.930.644*6*1.56.15.410.71053613295平均：6.8468.34290.469.6635.324%52%75.732.447.75.84.129.310368.312669.8合计：1873.317161.6278.22541.0302.8129.7190.923.116.30.341473.050679.0 连续油管分段压裂井4口，斜井和水平井各2口，斜井初期日油5.4-40.2吨/天，水平井初期日油31.9-52.2吨/天，自喷期累油4.15104吨，目前累油

10、5.06104吨。应用情况：（一）高效压裂技术渤南北带分段压裂实施情况和效果统计表序号井 号投产压裂段 针对常规压裂技术有效导流能力低、缝长和有效期短等问题，树立了将裂缝由“面”支撑变为“点”支撑的高导流通道压裂理念。高导流通道压裂与传统压裂对比示意图2.高导流通道压裂技术 该技术在胜利油田累计应用102井次，平均压后产量提高20%-50%，部分区块提高了1-2倍，平均加砂强度降低20-40%。（一）高效压裂技术通道渗流 针对常规压裂技术有效导流能力低、缝长和有效期短适应性评价义34-13井目的层段高导流通道压裂适应指数以义34-13井为例，目的层段的适应性指数介于510-613之间，适应性好

11、。（一）高效压裂技术Ratio值适应性350差350-500中等500好备注：Ratio=E/地质情况高导流通道压裂技术适应性标准表2.高导流通道压裂技术 通道压裂的支撑裂缝属于不连续性支撑，在采取这一技术之前，需要根据储层的特点评价裂缝是否能够稳定支撑，即工艺适应性评价。适应性评价义34-13井目的层段高导流通道压裂适应指数以义3适应性研究（明确“通道”可行）纤维浓度优化（保证“通道”稳定）脉冲泵注程序（确保“通道”实现）射孔优化设计（助力“通道”形成）2.高导流通道压裂技术 为了取得较好的措施效果，在技术适应性研究的基础上，我们从射孔井段、泵注程序和纤维浓度等方面进行优化，以确保通道实现。

12、（一）高效压裂技术适应性研究纤维浓度优化脉冲泵注程序2.高导流通道压裂技术 典型井例下层：半缝长150m，排量4.0m3/min，加砂25m3上层：半缝长150m，排量4.5m3/min，加砂25m3义34-13井模拟压裂支撑剖面图（一）高效压裂技术分四段射孔：3363.3-3364.9m、3366.3-3370.3m、3394.6-3398.6m、3404.5-3406.5m；分两段压裂：3363.3-3370.3m、3394.6-3406.5m；施工排量：4.0-4.5m3/min；压裂液：低浓度瓜胶压裂液590m3；支撑剂：30/50目陶粒38m3；20/40目陶粒12m3；可溶纤维：0

13、.4t。2.高导流通道压裂技术典型井例下层：半缝长150m，排量4.0m3/min，加砂2施工情况支撑剂30/50目陶粒砂18.5m3砂比6.32-24.23%纤维187Kg破裂压力62MPa，最高压力69.7MPa停泵压力36MPa。（一）高效压裂技术支撑剂30/50目陶粒砂19.5m3支撑剂20/40目陶粒砂12m3砂比6.78-42.94%。纤维213Kg，破裂压力56MPa，最高压力57.90MPa停泵压力29MPa。下层：上层：施工情况支撑剂30/50目陶粒砂18.5m3（一）高效压裂技第1段第2段第1段第2段义34-13井压裂监测3D图义34-13井裂缝监测结果压裂段事件数量方位半

14、缝长SRVSRF第1段146个70.2145m1.92万m1.36万m第2段129个74.3136m2.36万m1.21万m 2018年6月15日，义34-13井机械分两段压裂，裂缝监测结果显示人工裂缝达到了设计要求，裂缝半缝长在150m左右，裂缝方位71左右。（一）高效压裂技术监测结果第1段第2段第1段第2段义34-13井压裂监测3D图义34-生产效果 压后放喷出压裂液218.4方，原油34.3吨；6月28日转抽开井，目前日液11.2方，日油8.9吨，含水19.8%；压后已累液421.1方，累油127.1吨。（一）高效压裂技术生产效果 压后放喷出压裂液218.4方，原油343.稠化酸酸压闭合

15、酸酸化技术稠化酸大排量酸压造缝稠化酸低排量诱导闭合闭合酸大排量缝端酸化诱导闭合大排量顶替缝口酸化关井测压降试压压力：35.3-23.7MPa排量：2.5m3/min压力：19.5-17MPa排量：1.5-0.8m3/min压力：17.9-20.1MPa排量：1.0-1.5m3/min压力：16-30.3-14.6MPa排量：1.0-2-1.4m3/min（一）高效压裂技术3.稠化酸酸压闭合酸酸化技术稠化酸大排稠化酸低排闭合酸大排（二）降压增注技术欠注原因分析后期堵塞低渗欠注机杂堵塞作业污染水质结垢低渗、高泥质低孔低渗(降低毛管阻力)不同欠注类型的治理对策常规（土酸）酸化酸化+表活剂降压增注（二

16、）降压增注技术欠注原因分析后期低渗机杂堵塞作业污染水质结 低渗透油藏注采井之间存在一个最小驱动压力梯度GDmin，只有当这个最小驱动压力梯度克服临界启动压力梯度时，有效注采关系才能够建立，无法建立有效驱替是低渗油藏欠注的主要原因之一。注采井之间的驱动压力梯度分布曲线注入端采出端低渗透欠注原因分析 束缚水下油相临界、最小启动压力梯度与 的关系（二）降压增注技术 低渗透油藏注采井之间存在一个最小驱动压力梯度GD增加最小驱动压力梯度方法直接增加间接增加缩小井距增加最小驱动压力梯度方法增加注水压力减少井间摩损储改增渗减小摩阻设增压泵提高等级（二）降压增注技术增加最小驱动压力梯度方法缩小井距增加最小驱动

17、压力梯度方法增加表活剂优选及浓度优化岩心编号渗透率mD水驱压力（MPa）活性剂后续水驱压力(MPa)压力降低幅度（%）浓度（%）孔隙体积倍数（PV）0012.83.80.10.53.72.630022.05.40.30.53.437.040033.13.40.50.51.652.940042.44.30.80.51.467.44 岩心驱替试验表明：浓度大于0.8%，可以明显降低岩心的驱替压力。不同浓度表活剂体系降低驱替压力测试结果不同浓度表活剂对提高驱油率测试结果表活剂2表活剂150mg/L界面张力达4.510-3mN/m（二）降压增注技术表活剂降压增注试验表活剂优选及浓度优化岩心渗透率mD水

18、驱活性剂后续水压力降低幅表活剂增注效果统计表应用效果 中心先后试验两种表活剂，杂双子平均有效期194天，平均单井增注3375.7方；小分子表活剂平均有效期130.5天，平均单井增注2089方，整体有效期较短。 储层物性好，表活剂注入量大的井效果较好。井号最高渗透率层厚措施注入量开井日期措施前注水措施后注水累增注有效期备注油压日注油压日注E34-X2047.5211.1双子酸化100（5%）2013.10.1230.81030.8201017152E34-3-X715.2517.1双子酸化120（6%）2014.3.328305125226B425-X4916.23.3双子酸化60（5%）201

19、4.3.3128026153985204双管8.91.5252平均3375.7194E34-X2047.5211.1小分子100（1%）2015.11.1830929.8232638285E34-1-X58.925.4小分子100（1%）2015.12.229.81128.82013825E34-3-X51.944小分子100（1%）2016.1.1428.23324.73325717E34-26146.814.6小分子150（1%）2016.1.18223423.5315323195平均2089130.5表活剂降低驱替压力测试曲线（二）降压增注技术表活剂增注效果统计表应用效果 中心先后试验两

20、种表活（三）油泥调剖技术2、体系稳定性研究1、体系孔吼匹配技术研究注不进、堵不住优势：（1）货源广，废旧资源再利用，符合安全环保理念； （2）减少油泥砂处理成本。强力破碎后 10分钟后 油泥来源丰富易得、价廉、耐温、耐盐、抗剪切和强度大等特点，能够满足断块油藏对耐高温堵剂的要求，但颗粒型堵剂在现场应用存在注入困难和封堵半径小的问题，我们主要针对“注不进、堵不住”的难点进行了研究。 （三）油泥调剖技术2、体系稳定性研究1、体系孔吼匹配技术研究编号项目结果1含水，%8.42泥质，%91.023含油，%0.58油泥成分分析 油泥粒径中值为29.93 m；油泥粒径主要分布在3.29到74.31m之间，

21、占到90%；经计算油藏原始孔喉半径为4.35um；考虑到长期注水的影响，认为油泥砂能够注入到地层。x10= 3.29m x16= 4.97m x50= 18.34m x84= 57.56 mx90= 74.31m x100= 210.00 mSMD= 10.81 m VMD= 29.73 m SV= 0.55 m/cm Sm= 1724.77 cm/g纯梁油泥粒径分析孤北30井岩心物性分析统计表（三）油泥调剖技术粒度匹配研究：编号项目结果1含水，%8.42泥质，%91.023含油，%0空白 万达悬浮剂 悬浮剂（ 1） 悬浮剂（2） 万达悬浮剂 悬浮剂（1） 悬浮剂（2）悬浮剂优选10mL3mL

22、（三）油泥调剖技术悬浮剂的浓度的优化3mL 2mL 2mL 0 0500 1000 1500 2000 2500mg/L70放置24h25%油泥砂体系中悬浮剂浓度为2。70放置24h0mL空白 万达悬浮剂 油井与注水井间压降曲线近井地带中间地带远井地带油井水井PwfPwf优化设计 在实验的基础上，根据注采井间不同地带对封堵强度的要求，优化设计了三个段塞，并在段塞之间设置顶替段塞，以保证顺利注入。 计算公式：（三）油泥调剖技术段塞堵剂浓度数量/方试注污泥浆3%-10%100第一段塞污泥浆3%400悬浮剂溶液5-1050第二段塞污泥浆5%500悬浮剂溶液5-1050第三段塞污泥浆7%-10%500

23、悬浮剂溶液5-1050 合计1650 注意：在污泥浆和悬浮剂之间注入10方清水进行隔离。时刻监测压力变化情况,根据压力变化情况适当调整注入浓度。油井与注水井间压降曲线近井地带油井水井PwfPwf优段塞试注远井段塞中间段塞近井段塞合计污泥段(3%)悬浮剂段污泥段(5%)悬浮剂段污泥段(7%)污泥段(10%)悬浮剂段压力（MPa）10.510.5141413.513.5-13.113.1121213.213.215.815.814.210.515.8悬浮剂浓度（）01717117排量（m3/h）68888888液体体积（m3）3004004850448128400481962污泥数量（t）1225.28.964086.16B3-40井施工曲线（三）油泥调剖技术近井段塞污泥段(10%)中间段塞污泥段(5%）远井段塞污泥段(3%)B3-40井施工数据表 6月8日-15日，渤3-40井共注入堵剂体系1962方，油泥砂86.16吨，爬坡压力5.3MPa。段塞试注远井段塞中间段塞近井段塞合计污泥段(3%)悬浮剂段污（三）油泥调剖技术应用效果B3-40井组示踪剂监测情况及井距示意图8.9m/d，342m7.4m/d，265m95%