低渗透油藏开发调研

讨论主题：低渗透油藏的开发组长：邸鹏伟组员：唐川东、师艳涛、刘佳丽、王妍指导老师：杨满平制作日期：2014年3月29日一、开发背景在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。随着勘探开发程度的不断提高,老区稳产难度越来越大,开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。经过长期不懈的探索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。低渗透油层的特点为低孔、低渗、低丰度、裂缝不同程度发育、应力敏感性较强、层间非均质性强、水动力联系差,边底水不活跃及自然产能低等特征。目前，我国陆上大部分主力油田进入中后期开发阶段，总体上表现出“四高”特点：①采出程度高。地质储量采出程度24.63%，可采储量采出程度70.7%。②综合含水率高。总平均达到82.985，生产水油比4.9。产量占全国45%的最大主力油填--大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比8。③剩余可采储量开采速度高。2001年为8.4%，而剩余可采储量开采速度一般控制在6-7%左右。④递减率高。2001年自然递减率为12.65%，综合递减率为5.56%，比正常情况下的递减率（6-10%）高2-6个百分点。因此，在这种形势下，动用好和开发好低渗透油田储量（目前其储量动用程度和开发程度都比较低），尤其显得重要。一、低渗透油藏的定义低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，通常是指低渗透的砂岩油藏。低渗透油藏是一个相对的概念，世界上没有统一固定的标准和界限，其根据不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，因此，各项参数变化较大。国际上公认的是把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。二、低渗透油田的定义低渗透油田只储量渗透率介于0.1~50×10-3μm2之间的油田（李道品等，1997）。根据实际生产特征，按照油层平均渗透率的大小，进一步把低渗透储层划分为三类：一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。四、低渗透油藏的形成条件

我国低渗透油层，形成于山麓冲积扇－水下扇三角洲沉积体系和浊积扇沉积体系，有砾岩油层、跞状砂岩(或含跞砂岩)油层、砂岩(粗中细砂岩)和粉砂岩油层四种岩石类型。主要包括由近源沉积的油层分选差、矿物成熟度低、成岩压实作用、近源深水重力流和远源沉积物形成的油层。五、我国低渗透油藏的特点1、分布广泛在我国，低渗透油藏在21个油区均有分布，如大庆、长庆、延长、吉林、大纲、新疆、吐哈、郁闷、二连、青海等油田，其中，在长庆、延长、新疆等油田，低渗透储量在其油区原油储量中占据了主要位置。2、形成地质时代跨度大低渗透油层在古生代、中生代、第三系地层中均有分布。在同一油区，一般底层月老，低渗透油层所占比例越高。3、储量岩性类型丰富低渗透储层岩性基友碎屑岩（粉砂岩、砂岩和砾岩）、碳酸盐岩，也有岩浆岩和变质岩。如大庆、吉林、中原有趣低渗透储层一粉砂岩为主，新疆、二连油区以砾岩、砂砾岩为主，辽河油田以变质岩、碳酸盐为主。4.储量大，以大中型油藏为主根据路上285个低渗透油藏铜及，地质储量在1*108t以上的大油田有6个，其中，低渗透油藏出量94721*104t，战23.8%，地质戳靓仔（1000-10000）*104t的中兴油田油82个，其中，低渗透油藏出量2378008104t，占59.6%，小于1000*104t的小油田197个，其中，低渗透油藏出量仅为66199*104t，占16.6%。5、油藏类型以构造岩性油藏为主6、储集的原油品质较好六、低渗透油天的驱动类型1、低渗透油田一般多为低保和油田，原油中溶解气量少，对油藏驱动作用有限。2、多数低渗透油田为构造-岩性圈闭或岩性圈闭，遍地谁能量弱，多油藏驱动作用很小。低渗透油藏主要为弹性驱动油藏。七、低渗透油藏开发特征1、自然产能低，生产压差大，压裂后增产幅度大2、消耗方式下开发，产量递减快，压力下降快，一次采收率低3、注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高4、油井见注水效果缓慢5、裂缝想低渗透砂岩油田注水吸水能力强，油井水窜严重6、见水后采油指数下降，稳产难度很大7、原油粘度低，低含水阶段含水上升较慢八、影响低渗透油田开发效果的主要因素1、油层孔吼细小，比表面积大，渗透率低2、渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度3、弹性能量小，利用天然能量方式开采方式和产量下降快4、产油能力和吸水能力低，油井见注水效果缓慢5、油井见水后产液（油）指数大幅度下降6、裂缝性低渗透砂岩油田，沿裂缝方向油井水窜、水淹严重九、低渗透油田开发方式1、注水开发与依靠天然能量采油相比，注水开发能补充低渗透油藏能量，保持油层压力，因此能更大程度提高低渗透油田的采收率。注水开发油藏在提高采收率方面早已得到证实，然而随着汽油比的增加，弹性溶解气驱采收率增高，空隙降低，水驱采收率也降低，注水开发效果变差。同时气油比高，特低渗透率的油藏，注水困难，即使压力达到35MPa，也很难注入。因此对于深层低渗高气油比油藏可考虑注气补充能量的开采方式。1.1、超前注水我国低渗透油藏一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低，所以需要采用早期注水、保持地层压力的开采方式，才能获得较高的开采速度和最终采收率。降低油井产量的递减速度。国内超前注水技术在长庆油田应用较早,1983年陕北三叠系石油勘探取得重大突破。超前注水技术作为长庆一项创造性的低渗油藏开发配套技术,已在吉林等油田大面积推广。该项技术作为低渗透油藏提高单井产量新的核心技术,我国已处于国际领先水平。我国低渗透油田研究表明：随着上覆压力的上升，渗透率和孔隙度呈下降趋势，而且其变化过程为一不可逆过程。因此，低渗透油田比徐早注水，以保持较高的地层压力，防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降，保持良好的渗流条件。1.2不稳定注水不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成的波动压差使剩余油采出,从而提高采收率。不稳定注水初期又称为周期注水或脉冲注水、间歇注水。我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术,增产效果比较明显。各个开发阶段进行不稳定注水均可收到较好效果,与常规注水相比,可保证最多增加原油采收率达2%～10%。1.3增压注水所谓增压注水,是以油田现有离心式注水泵站管网的压力作为增压泵的吸入压力,并以注水井的实注压力作为泵的排出压力。我国大港油田早在1997年就开始应用了单井安装增压泵增压注水技术,至2002年底共实施199井次,受益油井累计增油18.62×104t。胜利油田现河采油厂于2001年开展了增压注水试验工作,达到配注要求的井由原先占总数的22.2%提高到62.5%。2000年到2001年,吐哈丘陵油田为解决欠注问题,对34口井集中高压注水,提压增注效果明显好于压裂。1.4水气交替注入的水和气在低渗透多孔介质中具有较大的界面作用力,在一定程度上增加了流体通过高渗透窜流通道的流动阻力,迫使流体流动路径发生变化,部分进入低渗透层,驱出低渗透层中未动用的原油。我国吐哈油区的温吉桑五区块早在1994年投入注水开发,于2002年底进行了地面注气系统试运行,温西一区块、温西三区块已全面实施注气方案,两个区块采收率分别提高6.84%和6.5%。1.5、弹性能量较大和异常高压的低渗透油田，可以适当推迟注水时间，把地层压力降到静水柱压力附近再开始注水尽量增加无水采油量，以改善油田总的开发效果。实例：龙虎泡油田原始地层压力14.72MPa，饱和压力10.78MPa，具有一定的弹性能量，原始气油比75m3/m3，底层原油粘度2.5mPa.s，原油性质较好。1985-1987年利用天然能量开采，采出程度5.76%，地层压力下降到10.2MPa（略低于饱和压力）。1988年开始全面注水。到1994年底，采出程度23.6%，综合含水43.4%，开发效果较好。由于压力下降导致油层渗透率不能完全恢复，裂缝不能重新完全开启，因此，异常高压油田必须采取注水（或注气）开发，并将注水时间选择在地层压力降至静水柱压力附近。3、注气注气机理总体上可分为一次接触混相、多次接触混相、非混相驱三种,近几年人们又提出近混相驱的概念。总的来说是降低界面张力,使毛细管力降低。注气开发的研究起源比较早,1950-1956年Whorton等人就提出并研究了蒸发气驱混相过程,后来人们针对混相驱开展了很多工作。目前注入的气体有二氧化碳(包括烟道气)、烃类气(干气、富气)、氮气(直接制氮)和空气。注气已成为国外除热采之外最重要的提高采收率方法。20世纪80年代以来,美国、前苏联、加拿大、阿尔及利亚和其他一些石油生产国的低渗透油藏,该技术都得到成功应用,到目前为止,美国和加拿大混相驱已取得明显成果。我国在该技术领域尚处于矿场试验阶段,在我国大庆、华北、中原、江苏、吉林、长庆、吐哈等部分油田已开展注气的现场试验,有一些成功的经验。3.1注CO2CO2驱油机理既有混相又有非混相,主要是降低原油粘度,使原油体积膨胀、抽提和汽化原油中轻烃,减小界面张力吞吐。我国吉林油田自1995年开始就进行CO2单井吞吐试验,累积增油1420t;江苏富民油田1996年开展了CO2吞吐试验,累计增油1500t;胜利油田1998年开始进行CO2单井吞吐增油效果的试验,平均单井增产油量200t以上。美国的低渗透油田东北帕蒂斯林格油田,于1953年投入开发,1980年开始实施注CO2改善开发效果方案。注CO2后原油产量大幅度上升,预计注CO2可使油田开发延长13年,多采11%的地质储量。3.2注天然气近混相驱,主要的驱油机理是体积膨胀、粘度降低、相间界面张力降低、原油密度下降、以及重力稳定驱替等。我国注天然气开采低渗透油田在中原的文南油田文72块进行矿场实验,并于2005年在河南中原油田试验成功并首次投入生产,这在国内油田中尚属首例。3.3注氮气自20世纪70年代中期以来,由于N2独特的优越性,注N2开发油田得到了迅速的发展。1991年美国共实施N2驱项目31项,1998年共实施N2项目9项,2004年为6项,这些项目主要用于低渗透油田。实践证明,埋藏深的特低渗透油藏最适宜注N2。国内注N2开发起步较晚,华北油田雁翎油田在1986年底开始与法国合作制定了一个N2驱方案,从1994～1999年共进行了三次注气,累计注气4.6×104m3,取得一定效果。江汉油田于1999年开始注N2先导试验取得一定效果。其他油田如塔西南进行了注N2开发挥发性油藏的试验研究;江汉,中原也进行过较大规模的矿场试验,均取得较好效果。3.4注空气注空气的驱油机理不但具有传统的注气作用,而且还具有氧气产生的其它效果。注空气气体来源广,气源丰富,成本低,氧化反应产生的热效应也可增加采收率。60年代以来,国外(主要在美国)针对注空气提高轻质油油藏采收率,在室内研究、数值模拟等方面做了大量工作,现场注空气驱油配套技术逐渐完善。从1967年开始,Amoco,Gulf和Chevron公司在美国先后成功地开展了注空气三次采油现场试验,增油效果令人瞩目。1985年至今,美国先后在Williston盆地MPHU、HC、CC等低渗轻质油油藏进行注空气二次和三次采油先导性试验,获得了独特的经济技术效果。80年代初,大庆油区对注空气采油技术进行了理论探讨和现场试验,取得了一定的效果。但我国对于低渗透油田一直未开展注空气驱油项目。到90年代末,该技术引起国内新疆油区和胜利油区等对低渗透油田的关注,并在室内进行了相关的机理研究。几十年来,该技术的现场试验均获得了明显的经济效益,一般很少发生作业与安全方面的难题。注气开采比注水开采增产效果更好，成本更低。注伴生气开采最终采收率最高，注水与注干气开发效果相差无几。注天然气开发的有利因素和不利因素有利因素：1、吸气能量强，且能保持稳定，易于实现注采平衡，保持地层压力2、注气流压低于注水流压，有利于避免裂缝张开，防止产生窜进现象3、没有水质问题，可以节省水质处理费用4、因水质腐蚀和泥岩膨胀而造成的套管损坏问题较轻，报废井少不利因素：1、技术、设备较复杂，在我国实践较少2、天然气与原有年度差别大，汽油流度比高，易造成粘滞指进，产生气窜（原油粘度越高，影响越大）压裂压裂改造储层渗透性主要通过压裂造缝机理在油层中形成各种类型的裂缝，且在井底储集层形成一些具有一定长度和宽度的填砂裂缝。储集层得以改善了渗透率，改变了储集流体的压力和方向，完善井网主材关系，使油气井产量得到大幅度提高。低渗油藏，随着离井筒距离的不断增加，驱替压力梯度逐步减小，会依次出现易流区、不易渗流区、非流动区三种流态。当技术极限井距小于经济极限井距，表现为注水井吸水能力低，压力扩散慢，在井底附近容易形成高压带，而采油井难以见到注水效果，地层压力急剧下降，产量大幅度递减，容易形成“注不进，采不出”的局面。可对油藏进行整体压裂设计，优化设计层的压裂裂缝的缝长、缝宽等，来弥补极限井距和经济极限井距的差值。3.1水力压裂水力压裂是利用地面的高压泵组将高粘度压裂液泵入井中,当压裂层段的液体压力达到一定值后,裂缝开启,随着支撑剂(一般为陶粒)的添加,逐渐形成一条高导流能力的添砂裂缝,从而达到提高产量的目的。国内外对低渗透油藏水力压裂改造的研究最早可以追溯到20世纪50年代,但是理论和应用上有所突破是在20世纪90年代以后。美国于1947年进行了第一口井的水力压裂,此后,水力压裂技术不断发展并成为油气井的一种主要增产措施。美国目前35%～40%的井都进行过水力压裂,有近30%的原油产量是通过压裂获得的。我国的文南油田自从1986年投入开发以来,已经实施了66井次的水力压裂施工,有效54井次,有效率达81%。1998-2000年,胜利现河低渗油区共实施水力压裂改造措施80余井次,累计增产1.6×104t,效果较理想。3.2重复压裂经过压裂的井,在生产过程中由于种种原因,会导致裂缝逐渐失效。所谓重复压裂,是指同层第二次的或更多次的压裂。早在20世纪50年代,国外已开始进行重复压裂。到了20世纪80年代,国外又从重复压裂机制、油藏数值模拟、压裂材料、施工等方面进行研究攻关。最近二十年来,随着压裂技术的不断发展,重复压裂技术在选井选层、裂缝转向、定向射孔、转向条件下的油藏模拟技术方面有了进一步的完善和发展,重复压裂的单项技术也有了很大进展。国内重复压裂虽然起步较晚,但发展迅速,尤其在地应力预测、选井选层、裂缝转向实施等方面已接近或达到国际先进水平。我国安塞油田、江汉油田都运用重复压裂技术来增加原油产量。3.3先封堵地层裂缝再压裂进入21世纪,随着重复压裂技术的进一步发展,有人提出了一种迫使裂缝方位转向的新技术,即堵老裂缝压新裂缝技术。该技术用一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝,然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位最佳方位裂缝,实现控水增油。我国的大庆油田就使用了这项技术,用裂缝封堵剂如超细水泥+聚丙烯酰胺凝胶对天然裂缝进行封堵,然后转向压裂。台肇区块自2003年实施先封堵地层裂缝再压裂后,4口井日产液7t,含水1.5%,与试验前对比,日增液3t,日增油7t,有效封堵了水裂缝,实现转向压裂造新缝,得到了理想的增油效果。4、酸化酸化就是利用酸液的化学溶蚀作用以及向地层挤酸时的物理水力作用去溶蚀底层堵塞物和一些地层矿物，来扩大、延伸、沟通底层缝洞或在底层中造成具有导流能力的裂缝，从而恢复和提高注水井的驱动能力，可以实现油气井增油增注的效果。4.1选择性酸化选择性酸化是将乳化酸液挤入地层,使其遇水后粘度升高,遇油后粘度降低,使酸液优先进入含油孔道,有效地酸蚀含油孔道,使其渗透率增大,从而达到有效解放油层和含油孔道,使整个产层的含水量得以控制,从而达到选择性酸化的目的。2002年以来,在文南油田累计实施选择性酸化20井次,有效18井次,有效率90%;累计增油6540吨,取得了较好的效果。4.2分层酸化用分隔器或堵塞球进行分隔,酸液分别进入各层段,达到均匀布酸、定向改善目的层的渗透率,提高酸化增产效果。大港油田各小层渗透率级差大,低渗透层的油难以采出。2004年,通过现场8井次的成功应用,表明了这套分层酸化工艺具有良好的增产增注效果。2004年中原油田对9口井进行了分层酸化施工。共酸化层段19个,分层施工工艺成功率100%,酸开17个层段,剖面改善明显。4.3深部酸化深部酸化的实现是通过减缓酸液与反应物的反应速度,即通过缓速来实现的。江苏油田的黄桥CO2气井深部酸