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文档简介
碳酸盐岩开发技术调研报告
一、概述
碳酸盐岩油气藏活着界油气田散布中占有重要的地位。其主要特点是储层类型多样,储集空间转变大;非均质性强,发育天然裂痕和溶洞;基质渗透率低,相当一部份孔隙是死孔隙,部分储层表现为高孔低渗。因此,碳酸盐岩油气田的开发存在许多的难点,主要表此刻:
单井产量高,建产速度快,地层压力递减快,产量递减快。
大多数孔隙-裂痕性碳酸盐岩油藏都具有地质构造复杂、油水界面周围的封锁性、储油物性低的特点,这些特点使得他们采用一般碎屑岩油藏的传统开发系统效果很差。
碳酸盐岩储层持续性差,裂痕、溶洞和断层发育,储层描述和裂痕模拟难度大,油藏数值模拟难度大。
碳酸盐岩储层的开发方式选择难度大。储层的非均质性大大影响了采用常规开采方式的采收率,尤其是开采后期需要选择适合的开发方式。
含天然裂痕的底水驱油藏极易出现水淹。
碳酸盐岩油田注水开发后期含水率进一步提高,地下油水散布更
为复杂,剩余油可采储量已呈高度分散状态等。提高采收率难度大。
部份钻采工艺技术与碎屑岩钻采工艺技术存在较大区别。
碳酸盐岩的常规开发方式主要包括:衰竭式开采、边底水驱开采、注水开发、钻水平井多支井开采。国内外碳酸盐岩油藏大部份第一都利用天然能量进行一次采油,有些油藏长期依托天然能量开采,在开发的中后期再采用注水开发和其他驱替技术提高采收率。对于裂痕性碳酸盐岩油田主要的和有效的开发方式是依托天然能量开采和注水维持压力,但一般在地层压力接近或稍高于饱和压力时开始注水维持压力。开采方式整体而言分为以下三类:
(1)长期依托封锁式弹性驱动能量开采这种油田的特点是没有天然的边水和底水,为封锁式油藏。油藏压力高,地饱压差大,弹性能量足。开采后地层压降与累计采油液量呈直线下降,采出的大体是无水原油。
(2)长期依托封锁式弹性水驱能量开采这种油田的特点是边底水有限且活跃程度有不同,因此,有些则长期依托弹性水驱能量开采,有些则在中后期进行注水开发。
(3)依托混合驱(气驱+溶解气驱和弱水驱能量)开采这种油田多数为裂痕发育的块状油藏,都存在有大小不同的气顶和强弱不同的边底水驱,因此,在开发进程中气油比大体维持稳固,即便油层压力降到饱和压力以下,油藏气油比也维持不变。
二、碳酸盐岩油藏注水开发碳酸盐岩油藏多数属背斜构造,断层多,裂痕发育,断层封锁性差,储层结构复杂,非均质程度严峻,基质岩渗透率低,注水开发难度大。其注水开发技术的核心包括:注水开发的可行性研究方式、注水机会、注水方式、井网密度和中后期的稳产办法等。
I国外碳酸盐岩油藏注水开发
碳酸盐岩储集层一般比较致密,经受了明显的次生转变,其储集空间、物性比较复杂,又裂痕发育,常具有多变性和突变性,即非均质程度严峻等。因此为了开发好这种油田,在实施注水方案之前,对油藏水驱油机理多数进行过研究,归纳起来主要有数值模拟研究,渗吸理论模拟研究等。
1.运用数值模拟技术编制开发方案
油田在编制开发方案时,主如果利用已取得的各类资料,运用数值模拟计算,从当选择出最优方案。例如康德列尔油田在肯定是不是需要进行注水开发时,运用数值模拟计算了不同条件下的压力、产量转变,预测注水开发后可将采收率由%提高到%,因此肯定采用注水开发。
2.渗吸理论模拟研究
为了肯定裂痕型油田注水开发的可行性,进行了渗吸理论的研究。研究了注入压力与油藏含水的关系,注水体积与采油速度、采收率的关系,对油田注水开发起了必然的指导作用。
3.注水机会的选择
按如实验室研究和矿场实验证明,在整个开发阶段,当油层压力接近或稍高于饱和压力时注水,可维持原油性质,利于提高采收率。如前苏联的大部份边底水不活跃的厚层状碳酸盐岩油田都是在接近或稍高于饱和压力时开始注水维持压力。从油田发觉或投入开发到注水的时刻,大致为2~8年。此刻人们普遍以为,早注水比晚注水好。早注水可使开发系统灵活,易调整,能够维持油田高产稳产,所以很多油田一上手就开始注水。
另外,对地质条件差、靠弹性驱和溶解气驱开发的油田一般要做到昔时开发昔时注水才能避免被动;对于具有天然水驱的油田能够按照水驱活跃程度和所要求的采油速度肯定注水时刻。
4.注水油田井网密度
世界各产油国普遍采用较稀的井网。中东有些高产的碳酸盐岩大油田,一般井距为1000〜3200m,单井控制面积为5~7km2。底水驱或底部注水开发的碳酸盐岩油田,虽然也采用了稀井网,但相对要密一些。这是因为底水驱动或底部注水开发的油田对水线的均匀推进要求比较严格,需常常调整生产井的产量和生产压差,乃至要暂时关闭一些井,以消除或避免底水锥进。在这种情形下,油田投产初期就打好较密的井网,少留后备井位,可使水线均匀推进,并具有更大的可能性和灵活性。保证油井有比较高的采油速度。
5.井网部署
注水开发的碳酸盐岩油田多数采取顶部密、边部稀的不均匀布井方式,在平面上大体沿等高线交织布井。另外,注水井的布置与驱动类型有关。若是是底水驱,注水井主要布在构造顶部并将翼部井加深至水层;若是是边水驱,则应该注水井布在翼部。
6.采油速度
由于裂痕—孔隙型碳酸盐岩油田水驱油的特殊性,采油速度很低。由于注水开发的普遍应用,已使很多油田的采油速度都有所提高。这些油田的开发实践表明,注水开发裂痕—孔隙型碳酸盐岩油田是能够做到高产稳产的。
7.压力维持水平
按如实验室研究和油田矿场实验,在整个注水开发阶段,当压力维持在高于油层饱和压力时,原油即可维持原始性质,利于提高采收率,开发也主动。从搜集的资料来看,压力水平一般应维持在60%~90%之间,多数为80%左右。但美国有人却以为,油层压力应维持在原始地层压力的70%~80%左右,或维持在饱和压力以上,处于均匀散布,从而水驱前缘可均匀推动,以取得最高采收率。同时还应注意,油井以自喷为宜,压力恢复速度也不该过快。若回升过快,就需要增加注水量,提高注采比,从而给注水设备带来困难,还会使水沿裂痕窜入油井,
影响油田最终采收率
8.注采井数比
为了合理开发油田,就应有一个合理的注采强度,因此也就需要有合理的注采井数。有关部割裂痕性碳酸盐岩油田注采井大体统计表明,油水界面控制比较好,上升比较均匀,开发效果比较好的油田,注采井数比为1:4~1:6之间。
n碳酸盐岩油藏的注水开发方式
碳酸盐岩油田注水方式的选择是按照油藏几何形态、油藏范围大小、油藏储层类型、驱动类型、油藏物性和油层的非均质程度来肯定的。归纳起来讲,碳酸盐岩油田注水方式主要有两种,即边部注水和内部注水。
稳固注水
边部注水
边缘注水
适用于油田面积不大、油层物性和油层连通性好的背料、边底水不活跃的裂痕性油藏。
边外注水
墨西哥西蒂奥格兰德油田1972年投产,1975年地层压力降到饱和压力周围。1975年5月进行环状边外注水开发。由于注水比较及时,地层压力始终维持在饱和压力之上。注水成功的原因除地质因素外,主如果注水及时,注水井布在油水界面以下,对驱油有利。同时在发觉裂痕水窜时,及时进行调整。
另外,有些油田,按照其本身的特点,在注水开发时,采用边缘加边内或边部加内部的注水方式也取得好的效果。有的油田则采用选择性注水方式。还有些油田,由于不断取得新的资料,所以采用的注水方式不断转变。必要时可进行补充“切割”也可转为面积注水,或由一种注水方式转为另一种或先采用一种,然后再采用另一种。
总之,一个油田究意采用哪一种注水方式,这要按照具体情形而定。可是需要强调的是,厚层块状水驱不活跃的裂痕型碳酸盐岩油田主要采用的是油水界面以下自下而上的边底部注水方式,其长处是驱油效率高,这已由实践证明的。
内部注水
内部注水是一种比较强化的注水方式,多用于不规则油藏或高粘、低渗而较均质和溶解气驱、弹性驱油藏及孔隙型油藏。
面积注水
美国沃森油田丹佛区油藏1934年发觉,1940年开发,一次采油机理为溶解气驱,采出程度为地质储量的16%。1964—1966年采用边缘注水方式,但效果很差,气油比比预测的高,注水受效差。因此从1968—1969年将边缘注水慢慢改成反九点井网的面积注水。通过调整,使日产油量由注水初期的1700t慢慢提高到1970年的10000t,气油比下降,年采油速度达到1%。。
行列切割注水
即:两排注水井间夹三排生产井。美国杰伊油田通过量种注水方案对比,得出的最适宜的注水方式是内部交织行列切割注水。该油田选择这种注水方式主如果考虑到:
内部行切割注水,注采井数比为2:4,即生产井62口,注水井
26口,而且井排方向平行构造短轴,使流体运动方向和长轴方向油层的连通性一致;
生产井数多、初产能高、采水量水、能够降低处置费用;井网灵
活性大,一旦注水效率低或油层传导性差,即可通过中央并排生产井转为注水井而变成五点法井网;
比五点法和混合式(五点法和边部综合注水方式)井网别离可增
产油量和X104E3;
易于调节油水前缘推动,控制含水。
实际注水效果表明,采用这种行列式井网是成功的。
环状注水
利比亚的印蒂萨尔A油田在注水前研究了注气与注水维持油层压力的可能性后以为,油藏不适宜注气。另外还用A油田岩心做了整体岩心的室内实验,取得了水油相对渗透资料,完成了水驱油预测后,按照油田的形态,决定采用内部环状井网底部注水的方式。
轴部注水
美国克利斯耐德油田沙克洛克区在其注水开发阶段就采用了轴部注水方式。该油田1948年发觉,1950年末投产,按正方形井网布井,到1954年末采出程度为地质储量的5%,估量溶解气驱的最终采收率为地质储量的18%,1954年以前靠天然能量开采,到1954年地层压力为22MPa迅速下降到11MPa,大多数井停喷。1954年9月开始沿构造长轴方向注水维持压力,结果使油藏压力由1954年的11MPa增加到1967年以上,也使气油比接近溶解气油比,使生产维持在设计的水平上。1967年前,年采油速度为%,估量注水最终采收率可达50%,实践证明,该油田应用轴部注水是有效的。
点状注水
利比亚德法油田在肯定注水方案时进行了模拟研究,研究结果表明,采用边
外注水所能达到的日产量低,因此选择了内部油水界面以下点状注水方案。点状注水井如何布也是通过模拟肯定的。大部份注水井都集中在产能高、可采储量大、日采油量高的南部。按照运算机预测,油田在溶解气驱下开采的采收率仅为11%,注水开发,采收率可达34%。
有些油田按照其本身的地质特征、油藏类型、原油物性、油层压力、水动力条件和水驱油实验资料等,采用环状底部注水、顶部注气和翼部注水、顶部注气相结合的方式,一样取得了好的开发效果。
据国外新近资料报导,美国计划在两个碳酸盐岩油田(布拉德和普罗—普斯特油田)上开始实施水平井注水方案,这是第一次对这种注水方案的尝试。计划沿这两个油田的下倾边缘钻8口水平井注水,水平井段长约450m。估计水平井注水可能比常规注水采出更多的储量。
2.不稳固注水
(1)间歇注水
即:注水井注水4—5个月,然后停注2---3个月,间歇注水不会致使驱油特性变差。从矿场及室内实验结果看,越是亲水的油层其效果越好。非均质程度严峻,裂痕孔隙性油层最好。这是因为在持续注水条件下形成的许多注入水未波及的低渗透块和裂痕岩块体在周期注水条件下可充分进行水油互换,提高水的波及体积,这是持续注水方式所不能比拟的。实践还证明,对含高粘度原油的低渗碳酸盐岩储层和对含低粘度原油的高渗砂岩储层,采用不稳固注水的效果好。
(2)脉冲注水
即:在注水井进行短时刻注水(4—7天),将地层压力提高,然后采液9—22天,使地层压力下降。实验说明,脉冲注水开发高粘油碳酸盐岩油藏是可行的,
水未向生产井窜流,平均含水维持在低水平
卡利诺夫一斯捷潘诺夫油藏是进行脉冲注水取得成功的油田之一。该油田上有气顶、下有底水,1940年投入开发,1947年以前主要为溶解气驱,未见底水侵入。1948年开始面积注水,注水井一天工作12—16小时,每一年有2—3个月停注。脉冲注水效果好,采收率高达57---58%,最终采收率增加12—25%。
(3)应用注水控制阀间歇注水
即:把注水控制阀安装在水平注水井用分隔器卡开的裂痕井段。这项技术能够避免注入水沿裂痕过早的冲破。在正常注水时,当水生平产井的含水率高时,关闭水井的注水控制阀,当水生平产井的含水率低时,打开水井的注水控制阀,实现层内脉冲注水,达到提高产油量,控制含水率,维持地层压力的目的。
(4)注采井换位注水(交叉注水)
注采井换位注水方式能够改变流体方向及流场,此方式受到许多主要产油国家的重视。如阿曼伊巴尔油田采用这种注水方式,见到了效果。
优化注水方式和井网密度
实践证明,无论是碳酸盐岩油藏仍是砂岩油藏,若开发初期设计井网过稀的话,则在油田开发的中、后期时,钻加密井提高注水采收率和采油量是必然的,也是切实可行的。
SANANDRES灰岩油藏研究表明,打加密井、老井补射孔、扩大注水是提高低渗碳酸盐岩油藏采收率的唯一方式。
SanAndresandClearfork碳酸盐岩油藏通过经验预测模型预测,井控制面积应小于80000平方米。
多林油田表明:注水与加密井网结合可极大的提高石油采收率
DaggerDraw油田,采用常规注水造成了专门快的水冲破。后来,通过深切研究,抓住垂向上油层持续的长处,决定采用底部注水方式,减少水平高渗透油层的影响,效果良好。
注水与酸化处置办法结合
注水与人工集油洞窟结合
人工集油洞窟指用多次盐酸浸泡(酸浴)处置井底周围地带。舍古尔钦油田实验说明,采用注水维持地层压力和井底成立人工集油洞窟的强化采油方式,不仅可提高油井产量,而且可提高石油采收率。
⑵注水与注硫酸结合
西列涅夫油田注水与注硫酸结合提高了采油速度和产油量。注硫酸的目的是拉匀吸水剖面。
定向酸化处置与注水结合
定向酸化处置就是预先在油层中利用反乳化液,限制高渗透孔道、裂痕、贼层的吸水能力,然后对低渗层进行酸处置。定向酸化处置与注水结合,提高了采油速度和产油量。
强化注水
强化注水系统,提高地层压力(上覆岩层压力的倍),增大了注水波及范围。
Dan致密石灰岩油藏采用单裂痕的斜井,多裂痕的水平井实行超破裂压力注水效果良好。
水平井、侧向水平井注水开发
水平井的主要作用
沙特阿拉伯海上油田和其它油田的研究表明,水平井的主要作用是:
增加死油区的采出量;
能大大提高油井产能和注水井注水能力,尤其是在低渗透油藏;
增加非均质油层的产油量;
提高边缘注水的效果;
通过在上部或下部注水,开采薄油层;
降低生产压差,减缓水(底水、边水、夹层水、注入水)的突进。
⑵水平井应用普遍
水平井已经用于薄油层、裂痕油藏、水锥气锥油层、注水的轻油和重油油藏、低和高渗透气藏、热驱和二氧化碳驱。在美国,水平井多数用于低渗透天然裂痕碳酸盐岩油藏。
(3)多侧向水平注水井与多侧向水生平产井结合
多侧向注水开发技术能提高低渗(<10md)油藏的产量和采收率,关键技术如下:
生产多侧向水平井和注水多侧向水平井(鱼骨结构式井)之比为
1:1;
层顶部注水;
密井网,最小井距为40米;
注水压力小于地层破裂压力;不采用压裂办法;
配套技术:欠平衡钻井、堵水、增产办法、三次采油等。
⑷多侧向水平注水井在油水界面以下注水
SaihRawl是致密碳酸盐岩油藏,采用多侧向水平注水井在油水界面以下注水,水生平产井在油藏顶部采油,效果显著。
(5)多侧向短半径水平井
Aneth油田开发表明,过去维持压力注水、打加密井和单侧向短半径水平井技术的效果都不太好,合理布置的多侧向短半径水平井增产幅度大,驱油效率高。
(6)多分支水平井
Oman的Shuaiba灰岩油藏,是一个几乎无断层低起伏构造的大油藏,渗透率1---10mD,油层厚度15---30m,轻质油,采用了多分支(7legs)水平井注水开发,单井裸眼总长度达到11km,产量达到9000cum/d,井距60m还符合经济标准。
(7)水平井
RedRiverandRatcliffe油田在打加密井、喷射完井,短半径测向完井、水平井完井等方面进行了研究。实践证明,采用水平井提高注水量是经济的。
7.其它配套技术(1)四维多组分地震判断注水层裂痕技术
(2)核磁共振技术在注水开发中的应用
核磁共振技术跟踪注水前缘
核磁共振和CT-X射线结合进行水驱研究
(3)注水井耐温微生物调剖
皿注水开发失败的原因
注水开发失败的原因较多,除油藏本身特征的原因之外,还有技术和管理方面的原因,诸如油藏评价、注入方案、注采工艺、经济评价、不肯定变量的的肯
定等原因。在某些情形下,由于某些不肯定参数的假设或粗略估量,或软件及软件应用存在问题,使得油藏实际动态与预测情形不匹配,或差距专门大,致使注水开发失败。因此,准确肯定对注水动态有重大影响的关键参数和决定这些关键参数对注水动态的灵敏性是十分重要的。
IV油田注水开发中常存在的问题及处置办法
表1油田注水开发中常存在的问题及处置办法
存在的问题
原因
处理措施
驱油效率低
渗透率太小
渗透率差别大;
地层裂缝;
不利的流度比;
地层倾斜。
钻水平井;
调剖,分采分注,调整注水量;井网调整;
改变流体性能;
选择适当的注采井位。
地层中存在大通道
孔隙度大,渗透率大,裂缝发育
化学或机械隔离
生产气油比大
注水晚或注水压力小
关闭高含气生产井;提高注水量;
适当选择注采井数;早期注水。
含水率高
含水层的水流入
闭开高含水区;
应用聚合物或其它化学剂减少水
循环。
注采不平衡
评价失败;
渗透率差异大;
注入能力存在问题
正确理解和评价油藏特征;注水量调整;井网调整;
采用增产增注措施。
注水能力低
油层污染;
地层压力高。
提高注入水的质量;
采取增注措施
地层损害
微粒运移;
酸化;
有机垢沉淀;
无机垢沉淀;
细菌堵塞。
化学溶解;添加抑制剂;杀菌,污水和清水分注。
污水含油超标
设计不当;
分油设备存在问题。
加强维护管理。
注水剖面存在问题
作业施工困难
加强化堵和修井的质量控制。
注入能力不足
设备设计存在问题
有关学科之间相互勾通。
结垢,腐蚀
不配伍。
机械和化学清防垢;电、化学和机械防腐;;水质处理。
水的质量差
过滤或分离系统存在问题。
加强维护管理。
举升设备存在问题
方案设计不当。
管理不当
更换设备;
加强管理
以成对注采水平井、鱼翅水平井技术为主,按照油藏的特点配合诸如密井网
间歇注水、加热等技术,是开发低渗透碳酸盐岩油藏的最佳方式。
综上所述,国内外碳酸盐岩油藏中后期注水开发方式进展见表2:
表2国内外碳酸盐岩油藏中后期注水开发概况
开发方式
应用范围
、丫
水开发
定注水
、王
边部
魚注水
边缘注水
油田面积不大、油层物性和连通性好的背斜、边底水不活跃的裂缝性油藏。
边外注水
边底水碳酸盐岩油藏。
边底部注水
厚层块状水驱不活跃的裂缝性油藏,面积较大,内部需要补充能量(油水界面以下)。
内部
注水
面积注水
比较强化的注水方法,多用于不规则油藏或高粘、低渗而比较均质和溶解气驱、弹性驱油藏及孔隙性油藏。
或根据储层特点由油藏模拟确定。
行列切割注水
环状注水
轴部注水
点状注水
其他
环状底部注水顶部注气和翼部注水自流注水
根据储层特点由油藏模拟确定。
不
稳
疋
注
水
间歇注水
气顶底水的溶解气驱碳酸盐岩油藏中后期使
用或通过动态监测注水情况后采用。
脉冲注水
块状裂缝性具有一定能量的灰岩,实验表明,
亲水的、非均质性严重(如孔隙-裂缝型)效果最好。
注采井换位注水
裂缝性、断层发育、不活跃的底水、中后期使
用。
水平井、多支井注水
碳酸盐岩油藏中后期使用。
三、碳酸盐岩油藏注气开发
注气(注烃气技术)是碳酸盐岩油藏开发中后期采用的技术,理论上属于三次采油技术的范围。美国是最先采用注化学剂、注蒸汽、注二氧化碳等三次采油技术的国家之一。气驱采油是一个复杂的物理进程,其中包括提取、溶解、汽化、增溶、凝析和其他一些能改变原油相态特性的作用机理。用于注气的各类气体包括天然气和液化天然气、二氧化碳、空气、氮气、废气和烟道气。目前美国利用提高原油采收率的方式主如果蒸汽驱、第二是二氧化碳和烃气的混相驱。
对于碳酸盐岩的注气技术主要分为混相气驱和非混相气驱,其中混相气驱分为氮气和烟道气、烃气和二氧化碳。对于注气技术的挑选标准不仅受方式本身的效率、储层条件的制约,而且还受各个国家的不同需要、技术水平和油价等因素的控制。我国的注气技术的挑选标准如表。
表3我国碳酸盐岩注气技术挑选标准
参数
混相气驱
非混相气驱
氮气和烟道
气
烃气
CO
2
重度,°API
>35
>23
>22
>12
粘度,mPa•s
>23
<3
<10
<600
组分
C1—C7含量高
C2—C7含量高
C—C
57
含量高
无要求
原油饱和
度,%pv
>40
>30
>20
>35
地层类型
砂岩或
碳酸盐岩
砂岩或
碳酸盐岩
砂岩或
碳酸盐岩
无要求
油层厚度,m
非倾斜薄层
非倾斜薄
层
范围宽
无要求
平均渗透率
10—3pm2
无要求
无要求
无要求
无要求
深度,m
>2000
>1300
>800
>600
温度,°C
无要求
无要求
无要求
无要求
I碳酸盐岩注气技术种类
气驱
气驱是最先也是最有进展前途的一种EOR方式。活着界范围内气驱的规模仅次于蒸汽驱,运用规模呈增加趋势。具体选择何种气驱方式,这要按照具体油藏条件和现有的供气本钱而定。
氮气和烟道气驱
除紧缩空气外,氮气和烟道气是可供人的廉价气体,它们驱达到必然驱替效果的最低混相压力类似。显然,这两种提高采收率方式能够互换利用。来自内燃机的烟道气具有侵蚀性,相较之下氮气驱的长处较多:
氮气价廉、来源广;
氮气也是所注入气当中最不活泼;
它的最低混相压力高,只有在深层、轻质油油藏才可能达到混相驱。
提出了采用注氮气提高采收率的挑选标准表。其适用范围相对普遍,表4为注氮气提高采收率应用情形表
表4注氮气提高采收率方式应用表
方式
油藏特点
典型油田及效
果
主要经营公司
名称
油田
数个
日注气
量104m3
非混相
驱
1•背斜构造,有气顶;
2•油层厚度
30-152;
3•原油相对
密度;
RyckmanCreek,1981年开始,与天然气同时注,预计提高米收率%
EXO
N
4
555
保持压
力
1•应用于开发早期,保持压力在泡点或露点以上,适用于高产油田;
2.原油相对密度;
Yates,1976年
开始注N2浅层
(365m),与烟道气
同注,预计提高采收
率5%
AMO
CO
4(怀
俄明)
396
重力驱
动
适用于倾斜油藏
或厚油藏;
Hawkins,1977年
开始预计可提高采
收率20%
TEX
ACO
8(路易斯安娜)
71
CO2驱
或LPG(液化
石油气)段塞
1•油层深度较
浅;
2•原油相对密度
左右;
Fordeche(美国)WillisdenGreen(加拿大)
混相驱
替
1•油藏比较深;
2•原油比较轻;
Painter,1980年开始,顶部注氮气与底部注水相结合,最终采收率可达68%
烃气驱烃气驱也是最老的提高原油采收率的方式之一。在最低混相压力理论尚未形成之前,已在现场实施连年。那时,一些油田生产出多余的低分子烃气,当场注入地层。烃气驱包括一次接触混相驱(LPG移动相)、凝析气驱(富气驱)、汽化气驱。按照混相驱所需压力来讲,烃气驱介于需要很高混相压力的氮气驱与混相压力适中的CO驱之间。若是储层埋藏浅,所需的注入压力低,在经济许可
2
的条件下,添加富气(c—c)也能达到混相驱驱替。
24
cO驱
2
在美国CO驱比其他任何一种EOR方式更具有竞争力,惟一一种采油量持2
续增加的EOR方式。在美国Permian盆地有大尺寸的管道网把本钱低于甲烷的CO供给到许多油田利用oCO驱对油藏原油性质和埋藏深度的要求适应范围广,
22
达到混相驱的要求条件低。
由于密度随温度升高而降低(CO在原油中的溶解度也降低),因此对给定
2
原油所需最低混相压力,随着温度升高也增加。地层温度与地层深度有必然的正比关系,最低混相压力也随之相应增加,对于裂痕性地层,最低混相压力的增加速度比温度随深度增加的速度快得多。
2.水气交替注入技术即:在一个气段塞以后紧接着注入一个水段塞的方式就叫做水气交替注入法。水气交替注入(Water—Alternating—Gas,WAG)的目的是提高注气波及体积,主如果用水控制驱替流度并稳固前缘,用气驱油的微观驱替效果要好于水,因此水气交替注入把提高气驱的微观驱替效率与提高注水的波及体积结合了起来。采用气水交替注入的所有油田都提高了采收率(与纯注水相较)。回注气对环境有利处,能够限制火炬燃烧,减少二氧化碳的排放。
混相水气交替注入
混相与非混相水气交替注入之间的区别很难区分。在许多情形下,可能已经取得了多次接触的气/油混相,但实际驱替进程仍存在许多不肯定因素。经研究发觉大多数情形能够概念为混相。不可能通过水气交替注入消除组分数应对原油采收率的影响。为了使储层压力大于流体的最小混相压力,大部份混相项目都要从头加压。由于不能维持足够的压力就意味着丧失了混相压力,因此油田实际情形介于混相与非混相气驱之间。大部份混相水气交替注入都是在近井距上实施的,但最近混相处置也已经在尝试以海上类型的井距实施。
非混相水气交替注入这种类型的水气交替注入法的应用目的在于提高前沿稳固性或接触未波及层。因气资源或储层性质(如低倾角或严峻的非均质性)重力稳固注气受到限制的情形下也进行了非混相水气交替注入,除波及体积之外,微观驱替效率也提高了。水气交替注入的残余油饱和度通常要低于水驱,有时乃至低于气驱,这要归因于三相效应和循环相关相对渗透率。有时候第一个气段塞能够在某种程度上溶解到油中,这能够在驱替前沿引发质量互换和流体粘度/密度关系的有利转变。这种驱替能够变成近混相。
混合水气交替注入当注入一个大的气段塞后,接着注入数个小的水段塞和气段塞,这种方式称为混合水气交替注入。
其它
一种水、气同时注入(SWAG)方式已在几个油藏进行了实验。循环注入的最后一种形式是水汽交替法(WASP)o
n注气油藏的大体条件
油田地质
,倾斜油层中注气或注气水混合物的效果比平缓油层要好得多。注气开发必需成立高压驱替,以达到混相,这就要求油藏不能有天然裂痕,不然会因气体窜槽而降低气驱的有效性;另外,还要求注气油藏具有必然的埋藏深度,以避免驱替压力超过油藏破裂压力,破坏储层及盖层完整性。并非具有裂痕的油藏完全不能进行注气开发,若设计适当,可有效利用存在的裂痕,作为增加气体与油层原油接触面积的通道,采出水驱后的残余油。
选择注气开发的储油层应具有水动力学封锁性,没有活跃的边水区,如此就有可能消除注入介质向边外的漏失。
含油岩石的储集性质
渗透率对于注气开发的油藏,低渗透率可提供充分的混相条件,减少重力分离;而高渗透率易致使初期气窜,从而造成较低的驱油率;但对高倾角油藏,按照重力稳固驱油机理,要求垂向渗透率为呷2或更高。高渗透油层注水开发将占优势,而低渗透油层采用气驱效果更好。
油藏纵向非均质性对于注气开发,纵向非均质效应加倍严峻,专门是注小溶剂段塞混相驱,由
于渗透差异,进入高渗透层的段塞将会大于进入低渗透层的段塞,且低渗透层小段塞又由于横向及纵向分散作用而被稀释,从而使混相驱替在低渗透层中生效甚微。
纵向非均质性可抑制混相溶剂因重力超覆带来的危害,有助于水平驱替,但对于垂向驱替,它将阻碍溶剂向下运动,而且由于低渗率屏障的截流作用,会造成溶剂大量损失及经济效益下降。油层非均质性是直接影响气驱效果的主要因素之一,也是肯定注入气量和注采井网时必需考虑的因素。
油藏流体饱和度
i原油饱和度;
被选定注气的油藏,其原油饱和度是预测经济可行性最关键的参数。饱和度越大越好。若被选定注气的油藏原油饱和度值很低,原油将不易被驱替出来。
ii含气饱和度;对于饱和油气藏、不适合注气开采;对于未饱和油藏,溶解的气量越少,气驱效果越好。
iii含水饱和度;
原生水饱和度越低,越有利于气驱,通常要小于50%孔隙体积。原生水饱和度高,常意味着地层很致密,或粘土、页岩含量很高,或二者兼而有之。
油藏流体的性质
i原油粘度注气开发要求油藏原油的粘度要低。重力稳固驱替对原油粘度的要求,将取
决于垂向渗透率的大小。
ii原油密度
混相驱要求原油密小于876kg/m3;
当注干气驱替油藏流体时,要求原油中富含C〜C成份;
26
汽化气驱要求原油密度要小于825kg/m3;
而非混相驱替时,原油密度可在876〜1000kg/m3之间;
油藏压力
油藏注气开发效果也取决于驱替前缘的压力。它的大小,主如果由地层原油与注入气的成份决定。注干气时,在油藏压力下,非混相驱替压力比饱和压力超过得越多,原油采收率就越高。注富气时,可在较低的压力下实现混相驱油。
气源问题
决定油藏注气开发可行性的关键因素是气源,无论注气开发取得如何好的效果,若无充沛的气源都不会使其得以实施和推行。
综上所述,国内外碳酸盐岩油藏中后期注气开发方式进展见表5:
表5国内外碳酸盐岩油藏中后期注气开发概况
开发方式
应用范围
气
驱
烃混相/非混相
CO2混相
CO2非混相(CO2吞吐)
氮气
烟道气(混相/非混相)
水-气或气-水交替注入
低渗透孔隙型碳酸盐岩油藏
四、碳酸盐岩油藏稠油开采
稠油油藏开采方式主要有热采和非热采两种方式。从世界范围来看,热采法是稠油油藏开采方式的主要方式,热采方式包括:注热水、注蒸汽和火烧油层。注蒸汽是最常常利用的热采方式,其产量占热采法的90%以上,它包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、水平井辅助蒸汽驱。非热采方式包括:完善水驱、聚合物驱、表面活性剂驱,碱水驱及其它化学驱、非混相二氧化碳及溶剂驱。
国外近期开展了多种新的注蒸汽法采油的工业性实验,最典型的方式有:水平井蒸汽吞吐;水平井注蒸汽辅助重力泄油;水平裂痕辅助蒸汽驱;水平压裂辅助蒸汽驱;垂向燃烧辅助水平井重力泄油。我国的稠油开发以蒸汽吞吐和蒸汽驱开采技术为主要方式。
I稠油热采技术进展
我国稠油油藏的分类是按原油粘度划分的,以油层温度下地面脱气油粘度为
标准,共分为普通稠油(小于10000mPa.s)、特稠油(10000〜50000mPa.s)和超稠油(大于50000mPa.s)三个大的级别。
1成熟技术目前的成熟技术包括有蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱及火烧油层。
蒸汽吞吐技术
该项技术对普通稠油和特稠油油藏均很适用,特别对浅油层、厚油层、高渗透率、高含油饱和度的普通稠油和特稠油油藏超级有效。但对于超稠油油藏来讲,蒸汽吞吐技术还未完全过关。用蒸汽吞吐技术成功开采超稠油油藏,除油藏条件要好,还需要更多的改良的技术配合。如注非凝析气和化学剂提高吞吐效果技术。
蒸汽驱技术
蒸汽驱技术是一项比较成熟的热采技术。采用蒸汽驱可使油藏存储更多的热量和维持更高的温度。蒸汽驱除补充能量和加热降粘作用外,还有热膨胀能量、蒸馏、改变岩石表面润湿性、混相驱等作用,能够大大提高采收率。从世界范围看,蒸汽驱技术目前已成为开采稠油的主要技术之一。从国外最近几年来开展的蒸汽驱项目看,大体上取得了较好的开发效果。
在我国,蒸汽驱技术的应用并非睬想。主要原因是我国很多稠油油藏地质条件不太好。例如,我国稠油油藏埋深大(1000〜1600米),而深井筒低注汽速度汽驱井底蒸汽干度很低;陆相油藏油层非均质严峻影响波及体积;边、底水活跃地层压力偏高使注入蒸汽体积小并降低注入热量的利用率;原油粘度很高的特、超稠油驱油效率变差;埋藏较深的油藏蒸汽驱各项投入费用高等。
蒸汽驱开发大体是在蒸汽吞吐以后进行的,由于连年的蒸汽吞吐开发,油层状况已发生了专门大的转变。因此,安排下步转汽驱开发方案,需对蒸汽吞吐转汽驱时的油层状况、生产动态等进行总结、分析,专门是汽驱进程中取全、取准各项动态监测资料,做好蒸汽驱进程中的跟踪分析工作,蒸汽驱技术是目前蒸汽吞吐开采后能较大幅度提高采出程度的最有成功希望的稠油开采技术。
热水驱
热水没有汽化热,携热量少,体积小,热采进程中油藏温度较低,因此,驱油效果远不如蒸汽驱。热水驱仅在原油粘度较低的普通稠油和含蜡量较高的高凝油上有些应用。
火烧油层
火烧油层(或称火驱)是向井下油层注入空气或富氧气体,依托自燃或井下点火装置使原油在油层内燃烧,形成高温燃烧带,通过油层向生产井推动采出原油的采油技术,远不如注蒸汽热采应用普遍。火烧油层的优缺点如下:
i长处:没有井筒热损失,可用于2000米以下的深井;对薄油层(1〜3米)也适用;燃烧生成的CO2和蒸馏、裂解生成的轻烃具有很强的混相驱作用;湿式燃烧法(火烧与蒸汽吞吐相结合)能够有更高的采收率。
ii缺点:火烧进程中对燃烧前沿的控制难度大;不适合原油粘度很高的特、超稠油等。
二、大体成熟技术
国外超稠油开发新技术主要有蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、蒸汽-氮气辅助重力泄油(SAGP)、裂痕辅助蒸汽驱(FAST)、超临界溶剂萃取(VAPEX)和垂向火烧油层(COSH)等技术,已取得工业化应用的主如果SAGD技术。
水平井蒸汽吞吐技术
对于超稠油油藏,通过利用水平井注蒸汽开采,不但能够提高油层的吸汽能力,还能够加速井筒到油藏之间的热传递,提高波及系数及增加原油的生产能力。
为改善高轮次蒸汽吞吐开采效果,国外进展了先进、成熟的水平井及多分支水平
井开采稠油技术,注化学添加剂和注非凝析气辅助蒸汽吞吐技术,高温调剖改善油层纵向动用程度等配套技术的研究,延长蒸汽吞吐周期等。因水平段与油层的接触面大,利用水平井蒸汽吞吐,可取得几倍于普通直井的产油量。
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术
i经典SAGD技术
在足够厚的油层内由上下平行的两口水平井组成。其采油原理是:上部水平井向油层持续注入高干度低密度蒸汽,在水平井上方形成“蒸汽腔”加热油层。由于低密度蒸汽与受热的高密度稠油的重力差,密度小的蒸汽向上向水平方不断扩张,而密度大的热油和凝析水沿蒸汽腔外边部向下流入下部生产水平井采出。
ii强化SAGD技术
下部采油水平井辅助中断注汽,加速蒸汽腔形成。
iii混注非凝析气体SAGD技术
在注蒸汽的同时,注入非凝析气体(例如N、CO),进一步减小并维
22
持汽腔的低密度状态。
iv直井与水平井组合SAGD技术
采油原理同上,只是把上部水平井改成若干直井。
v单水平井SAGD技术
只用一口水平井,井筒内有注采两套管柱,实行边注边采。
vi单直井SAGD技术
用封隔器卡封厚油层,井筒内注采双管柱,上部注汽形成蒸汽腔,下部采出热油和凝析水。
预热油层辅助蒸汽驱技术
i环空预热油层辅助蒸汽驱(HASD技术)
i水平井压裂辅助蒸汽驱技术
水驱转蒸汽驱提高采收率技术
主要增产机理是:那个粘度范围的稠油,轻质组分含量较高,蒸汽驱除加热降粘作用外,蒸馏作用显著增强;该项技术适合的油藏条件是:油层条件下原油粘度在50〜200mPa.s(密度大于);油层厚度大于6米;水驱后含油饱和度大于40%;渗透率大于300md;孔隙度大于30%;反韵律油层。
复合水平井技术
复合水平井包括丛式复合水平井和叠式复合水平井。丛式复合水平井是指一口井有一个直井眼,而在一个油层内各个方向有多个水平段。叠式复合水平井是指一口井有一个直井眼,而在多个油层内有多个水平段。复合水平井在少井情形下对油层有很高的控制能力,热利用率高,油井产量高,还能够节省大量直井段的钻井费用。但复合水平井的钻井和采油的技术难度大。
3、基础研究阶段技术
气体溶剂萃取技术(VAPEX)
该技术与SAGD技术重力泄油的机理有些相似。成对的水平井组中,上部水平井注入烃类气体(例如乙烷、丙烷、丁烷或其混合物等)。下部的水平井是采油井。在地层温度和压力下,注入的气体处于临界状态,重油和沥青被气体溶剂溶解,其中的某些重组分被抽提出来,形成的稀释液流动性大大提高,不断地沿“气腔”的边部向下靠重力流入生产井。采出液在地面通过加热又很容易把轻烃气体分离出来再循环利用注入油层。该技术不是热力采油,不存在热损失,且所用设备廉价,操作简单,适应范围较广。
注蒸汽条件下加氢超稠油井下改质技术该项技术的原理是,在有蒸汽、催化剂(自然地层和甲烷)和高温高压条件
下,加入供氢添加剂,能够对超稠油进行裂解改质。改质后的原油密度和粘度均大幅度降低。
重力辅助火烧技术(COSH)
该技术是在油层下部钻生产水平井,水平井上方钻若干直井注空气燃烧,燃烧带自上而下进展,被加热的原油靠重力流向下部生产井。另外,油层上部还有专门的产气井排除燃烧生成的废气,以调控燃烧前沿均匀推动。
油层电加热技术
i低频电阻型
低频电阻型原理是:低频电流能够穿过地层骨架中的间隙水,电能损失在地层电阻上,把电能转变成热能,对原油进行加热降粘。
ii高频微波加热型
iii电感加热型
电感加热器的原理是:在油管底部附加一系列电感线圈,并使其对应于油层部位,把套管作为感应加热元件,并通过套管把热量传导给周围油层。
总的来讲,电加热技术比较适合下列类型的油藏:油藏较深,油层厚度较薄(大于2m),原油粘度不太高的普通稠油油藏;灰岩高渗透裂痕稠油油藏;地层电阻率大于30Q・m;需要在井壁加热解堵的油层等。
4、热采配套技术进展
井筒隔热技术井筒隔热技术的新进展:隔热油管(超级隔热油管、绝热同心持续油管)、隔
热接箍、环空密封、喷涂防辐射层等。
蒸汽监控技术
TPS-9000型井下多参数测量仪用于测量井下压力、温度、流量等注汽参数,其压力测量采用毛细管传压方式,通过毛细管将井下的压力信号传到地面进行测量,温度测量采用“K”型热电偶作为热敏元件,蒸汽流量测量采用涡轮流量计,通太高温电缆将井下热电偶及涡轮流量计测得的信号传到地面,经运算机处置后得出测量结果。
化学辅助调剖开采稠油技术
国外在这方面进展较快,井具有较成熟的方式。调剖,封堵剂大致可分为两
大类:凝胶体系和泡沫剂,这两类调堵剂均已应用于现场,且取得良好的效果
凝胶体系:此类调剖、封堵剂是最常常利用、工艺较成熟、效果理想的添加
剂,它能够有效的调整渗透性、堵塞大的孔道,避免水的冲破和汽窜。
泡沫型:泡沫剂类型的封堵、调剖剂在地层中形成稳固的泡沫,可增加流动阻力,有效的堵塞孔道,降低高渗透带的渗透性。泡沫剂不仅对初期处置有效,且对已受污染的油田也收到良好的效果。
氮气控制水锥技术研究
注氮气控制水锥及提高采收率的机理是:氮气在油层条件下始终处于气态,具有专门好的弹性,在开采进程中始终对底水有专门大的压制作用,有效地控制了底水的锥进;
综上所述,国内外碳酸盐岩油藏稠油开采进展见表6:
表6国内外碳酸盐岩油藏稠油开采概况
开发方式
应用范围
采
热水驱
原油粘度较低的普通稠油和含蜡量较高的高凝油藏。
热
'蒸汽驱
浅油层、厚油层、高渗透率、高含油饱和度的普通稠油和特稠油
油藏。
火烧油层
不适合原油粘度很高的特、超稠油等。
他
加密井网
初期井网过稀,油藏进入中后期。
水平井蒸汽吞吐
超稠油油藏。
注入聚合物稠化水
其
开发初期,采用高效的面积注水系统货各派注水系统进行边内注
水。
转换生产井排强化
开采
岩性不均质油藏
强化采液
中后期如高含水井
衰竭油田降压开采
处于开发后期的油田注水费用高限制或停止注水减少采油费用。
五、辽河油田碳酸盐岩油藏开发大体情形
I辽河油田碳酸盐岩油藏概况
辽河油区碳酸盐岩油藏主要散布在曙光、静安堡、高升、大民屯等4个油田的曙古一、曙古3二、高一、高1一、高8一、静北灰岩、沈253、沈257、沈62五、曙103等10个区块。其大体资料见下表7:
表7辽河油区碳酸盐岩油藏大体概况
油藏类型
油藏名称
层
位
动用
储量(万
吨)
可采
储量(万
吨)
采收
率%
裂缝型碳酸盐油
曙古1
P
t
2100
672
32
藏
曙古32
P
t
1032
317
裂缝性碳酸盐油
雷家杜家台油层
D
344
44
藏
高81块
D
111
16
裂缝性碳酸盐油
藏
静北灰岩
P
t
3292
893
沈253块
P
t
157
23
裂缝性碳酸盐油
沈257块
P
t
433
23
藏
P
t
沈625块
+Ar
裂缝性碳酸盐油
藏
曙103块
P
t
570
合计
2422.
97
辽河碳酸盐岩油藏开发数据见表8:
表8辽河碳酸盐岩油藏开发数据表
油藏
名称
地质储量采油速度(%)
地质储量采出程度(%)
含
水%
油井
日产液m3/d
日产油104t/d
累
产油
104t
水井
注水量
累
积注
采比
总
(口)
开
(口)
总
(口)
开
(
日
m3/d
年
104
口)
m3
曙古
2
1
5
1
7
1
1
9
75
07
曙古
2
2
5
5
5
32
6
3
61
5
雷家
6
2
9
杜家台油
62
6
6
2
2
1
3
1
层
高81
4
2
3
2
块
6
0
静北
8
4
1
2
3
2
1
灰岩
2
5
624
54
9
4
863
沈
1
1
1
9
1
2
2
253块
1
0
15
5
17
沈
3
2
2
2
1
4
4
257块
6
4
70
35
96
沈
5
4
5
5
1
1
7
625块
4
4
50
16
4
3
98
曙
1
1
7
7
103块
9
6
1
1
3
1
7
4
3
合计
89
98
778
303
3
5
065
辽河碳酸盐岩开发主要经历了3个阶段:
初期以静北、曙古潜山为代表,油藏埋藏中〜中
深,以大井距、天然能量开发为主;
中期以潜山油藏调整稳产、综合治理为主要特
征,开发方式从衰竭式开发转入注水开发,针对含水上升、产量快速递减,以加密调整,结合周期注水、间歇注水、边部低部位注水转面积注水,提高采注井数比为特征。
近期一方面老油田继续低产稳产,一方面以2002年以后陆续投入开发的沈229、沈257低潜山油藏为代表,埋藏埋藏深,潜山地层岩性和黑幕构造加倍复杂。开发上在充分利用天然能量基础上,适时转入注水开发;开采上,在先期直井控制、减小风险的基础上,米用水平井技术,并实现了组合注水,取得了较好效果。
目前辽河油田碳酸盐岩油藏出现以静北、曙古潜山为代表的开发老区地层能量不充沛、注水水窜、低产低效等问题。主要表此刻:
含水上升速度较快,面临控制含水和维持地层能量、提高动液面的开发矛盾;
剩余油层厚度小、渗透率相对较低;
处于开发后期,剩余油主要富集在微小裂痕与基质孔隙中,周期注水、降低注采比办法已经实施连年,堵水效果差,需要采取加倍踊跃地办法,挖掘剩余潜力;
生产压差小;
以沈625-229、沈257、沈253等为代表的新区也存在一些问题主要表此刻:注水生效后,递减率明显减小(老井年综合递减率由%下降到%),但随着注水开发进程的进一步加速,控制含水上升速度、完善注水将成为新区主要工作。
n辽河油田碳酸盐岩油藏开发
㈠油藏大体概况
辽河油区碳酸盐岩油藏主要散布在曙光、静安堡、高升、大民屯等4个油田。
选择曙古一、静北潜山、沈625-229断快和沈257断快为研究重点。油藏大体资料见表9:
表9辽河碳酸盐岩油藏大体地质参数表
油
藏名
称
孔
隙度
(%)
有
效厚
度(m)
空
气渗透率
(卩
m2)
油藏
埋深(m)
原始地层压力(Mpa)
地层原油性质
地面原油性质
密度(g/cm3)
粘
度
饱
和压力
(Mpa)
密度
(g/cm3)
粘
度
凝
固点
(°C)
含
蜡量
(%)
胶质+沥青质
(%)
曙
1670-2
古1
000
静
北灰
i-U
岩
1750-2
500
<
5-301
沈
257断
快
5
3150-3
550
沈
625—
6
3150-3
4
229断
0
710
3
快
㈡主要开发方式
⑴曙古1油藏
①主要开发方式
i严格控制揭开厚度,延长了油井的无水采油期;
曙古1油藏揭开厚度与无水采油期关系表
井号
项目
曙
古16
曙
古41
曙
古1
曙
古11
曙
古43
曙
古47
曙古
40
曙
4-5-23
含油高度
m
揭开程
度%
无水采油
期d
0
256
473
117
4
112
0
118
8
2935
2397
ii及时采取边外底部注水维持油层压力的开发方式,取得明显效果;
曙古1油藏注水前后主要开发指标对比表
阶
段
对比时间
(年月)
开
井数
(口)
油层压力Mpa
对比期末
含
水上
升
率%
初
末
阶
段
压
差
总
压降
产油
t/d
采
、、.
液
速
度
%
采
油
速
度
%
综
合
含
水
%
注
水前
注
水后
开展降低注采比实验,改善油藏开发效果;
iv锥间带钻加密调整井;
曙古油藏第一批锥间带调整井生产数据表
②油藏目前存在的问题及其解决办法
该油田目前存在的问题如下:
i油水界面上升速度快,水淹体积大,剩余油层厚度小;
ii油井生产压差逐渐降低;
iii油藏堵水效果差;
iv油藏采出程度较高;
真对以上问题,对以后油田的开发提出以下建议:
1、优化油井办法;
2、在精细油藏描述基础上,开展锥间带水平井实验;
⑵静北潜山油藏
主要的开发方式
i合理调整注采井网,不断完善注采系统;
由于试采期间压降大,为尽快补充能量,前后有5口井在3000m以下经酸化乃至压裂办法后注水,注水压力高达30MPa仍注不进水。通过进一步的研究,熟悉到主体部位油层在2900m以下裂痕不发育,产液和吸水能力都比较差。据此,对原注水方案进行了适当调整,将原方案边底部注水改成层内低部位注水,注水井段上调到2850〜2950m。方案调整后,注水工作比较顺利。到1989年末,主体部位大体实现注水开发。
i采用举升新工艺,提高油井生产能力;
i探索有效的注水调配方式,减缓开发中稳固地层压力与控制含水上升的矛盾;
合理划分注水单元,肯定最佳注水周期。按照历年动态调配熟悉兼顾示踪剂结果,将整个区块分6个低压断块和g二、g4两个主体断块,求出最佳注水周期为42d。
按照阶段压降与阶段注采比关系曲线肯定各单元合理注采比,实施脉冲注水和周期注水等办法。
iv增强油藏动态监测,不断加深油藏特征熟悉;
针对高凝油测压难的问题,研制开发了水力泵井下取样测压等新技术,同时在油藏的东西和南北两个方向部署了两条监测剖面,监测压力转变。
针对高凝油闭式抽油和水力活塞泵井下有封隔器不能进行油层测试的技术难题,研制开发高凝油双管测试技术及水力泵随泵测试技术,准确掌握油藏储层动用状况。
进行井间干扰测试,共进行了7个井组的脉冲测试,了解井间连通状况,储层物性参数等。
应用了示踪剂监测,电位法测试等技术手腕,了解油水井对应关系,注水的推动速度和剩余油的散布,加深对油藏特征的进一步熟悉。
静北潜山坚持边开发、边熟悉、边治理的原则,通过不断提高熟悉,反复调整,慢慢完善和推行利用新工艺技术,取得比较好的开发效果:
一、注采系统日趋完善;
二、通过增强综合治理,近几年产量递减速度有所减缓,2000年实现老井综合不递减、自然递减率控制在10%。之内;
3、从存水率曲线上看近期阶段存水率整体高于理论值,积累存水率也逐渐接近理论值;
4、通过增强脉冲注水、周期注水,区块含水上升得以控制;
油藏目前存在的问题及其解决办法
该油田目前存在的问题如下:
i边部及深部动用程度低,油层改造工艺有待继续攻关;
ii主体部位高含水井多,堵水工艺不过关;
iii注水井调剖技术有待于完善和冲破;
V提高地层压力和控制含水上升的矛盾仍然存在;
真对以上问题,对以后油田的开发提出以下建议:一、以井组为单元细化注水,通过注水井动态调配实现区块内稳油控水;二、通过复注和动态调配增强断块注水量,提高断块地层压力;3、进行裂痕性油藏堵水、调剖技术攻关;
⑶沈625-229断块该断块所采
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