低渗油气田强化水驱技术

低渗透油田强化水驱技术中国石油大学（华东）科学技术研究院

2011年11月25日主讲人：张贵才张贵才

教授、博导中国石油大学（华东）科学技术研究院常务副院长中华环保联合会环境与资源研究院副理事长、院长地址：山东省东营市北一路739号青岛经济技术开发区长江西路66号电话：0546-83931780532-86981178手机：1370636808013706368080邮箱zhanggc@21低渗油田开发概述

2低渗透油田注水难的原因分析

3低渗油田降压增注理论与方法

4低渗油田改善水驱效果的技术

5结束语低渗透油田强化水驱技术1.1低渗油田勘探开发现状1.2低渗油田主要开发方式1.3提高低渗油田注水开发效果的途径注进水、注好水1低渗油田开发概述主要产油国低渗透油田分布统计表序号国家油田个数（个）储量（104t）储量比例（%）1巴西2138950.04.02哥伦比亚14172.00.13委内瑞拉4123844.03.54特立尼达和多巴哥18225.00.25墨西哥11023526.029.36美国29275288.07.97加拿大3105735.03.08澳大利亚

419278.80.69泰国111200.00.310土库曼斯坦2100243.02.911哈萨克斯坦17392.00.212阿塞拜疆13220.00.113埃及4311161.28.914阿尔及利亚1574000.016.415希腊13780.00.116英国321574.00.61.1低渗油田勘探开发现状至2008年底，全国累计探明石油地质储量287亿吨，其中低渗透探明储量为141亿吨，占49.1%，年产量0.71亿吨，占总产量的37.6%。剩余油资源量为799亿吨，其中低渗透资源为431亿吨，达到54%。1.1低渗油田勘探开发现状至2009年底，中石化动用地质储量60.6亿吨，其中低渗透油藏动用10.5亿吨，占全部动用储量的17%。1.1低渗油田勘探开发现状

截至2008年底，探明储量7.67亿吨，占全油区的15.4％；特别是2006、2007年探明分别为4331、6811万吨，占当年探明储量的44.7%和64.6%。胜利油区具有丰富的低渗透油藏资源胜利油区低渗透油藏历年新增探明储量柱状图1.1低渗油田勘探开发现状

“十五”以来，特低渗油藏（储层空气渗透率＜10×10－3μm2）探明储量在每年低渗透新增探明储量中所占的比例呈现增长的趋势，已逐渐成为胜利低渗透油藏新增探明储量的主要类型。胜利特低渗油藏探明储量占低渗透油藏总探明比例趋势图百分比％1.1低渗油田勘探开发现状在统计的68个特低渗透砂岩油田和低渗透砂岩油田中一次采油主要为溶解气驱：（1）多数油田（约80.6%）的常规驱油方式为溶解气驱（包括单一溶解气驱和溶解气为主要驱动方式），其他驱动方式包括气顶气驱、底水驱、边水驱等，但比例较小。（2）我国特低渗透油田的常规驱油方式全部为溶解气驱。1.2低渗油田主要开发方式特低渗透砂岩油田二次采油方法统计低渗透砂岩油田二次采油方法统计1.2低渗油田主要开发方式特低渗透砂岩油田采收率分布统计低渗透砂岩油田采收率分布统计1.2低渗油田主要开发方式22.2%中石化24.8%中石油28.9%国外2.6差距就是潜力已开发低渗油藏提高采收率潜力1.2低渗油田主要开发方式根据胜利油田室内试验、密闭取芯和矿场实际资料研究表明：体积波及系数驱油效率目前含水95%0.450.32体积波及系数驱油效率0.570.53采收率30.2预测低渗油藏含水95%，采收率可达30.2%，已开发储量可以提高水驱采收率3%-7%（目前采收率22.2%），增加可采储量2000-4000万吨已开发低渗油藏提高采收率潜力1.2低渗油田主要开发方式2低渗油田注水难的原因分析2.1基质渗透性差2.2开发过程对注水的影响2.3外来伤害对注水的影响2.1基质渗透性差导致的注水困难2.1.1孔隙小，流动阻力大2.1.2微孔隙存在边界层阻力2.1.3非达西渗流，存在启动压力2.1.4压力敏感性导致渗透率下降渗透率（md）不同喉道连通的孔隙体积占总孔隙体积<1微米<0.75微米<0.5微米5~360~70%47~53%37~43%3~170~88%53~70%43~57%<1>88%>70%>57%喉道中值半径一般小于1.5微米。渗透率越低，小孔隙所占份额越大。2.1.1孔隙小，流动阻力大0.3mD储层大于0.5mD储层

渗透率越低，不但孔隙半径小，喉道半径更小：恒速压汞研究成果显示，0.3mD储层与0.5mD储层相比，孔隙差别不大，但喉道半径分布差异较大，0.3mD储层以微细喉道为主，喉道半径小于1.0μm。于44-35井长4+5孔隙半径、喉道半径分布频率图（1940m，Φ=13.6％，K=2.19mD）董81-50井长8孔隙半径、喉道半径分布频率图（1999.3m，Φ=12.7％，K=0.24mD）2.1.1孔隙小，流动阻力大在实际低渗透油藏中，由于孔隙半径和边界层厚度几乎在同一数量级上或甚至更小，再加上多孔介质以及黏土的影响，固-液边界层的影响会大大加强，流体流动的阻力除了黏滞力，还有固-液界面的分子作用力，使得流动产生了非常复杂的综合现象，从而影响了地层流体在低渗透油藏多孔介质中的渗流特性。2.1.2微孔隙存在边界层阻力水在直径为2～50μm的石英管中的流动实验结果发现，水在直径小于10μm管中呈现明显的低速非线性流动特性。阻力系数高于经典的流体力学理论计算结果，随驱动力的增大而减小，趋近于一稳定值。C*——微管中实测阻力系数与经典流体力学理论计算阻力系数之比水在2μm圆管中的流动特性L=20mm2.1.2微孔隙存在边界层阻力井号样号空气渗透率10-3µm2不同含水饱和度下的油水两相最小启动压力，MPa/cm010%30%50%70%史1012-1010.21.11E-041.20E-037.63E-043.50E-042.30E-04史1012-1122.65.59E-053.20E-036.40E-044.30E-048.50E-05史1015-592.91.69E-056.32E-042.95E-049.50E-053.21E-05史1023-4128.50E-059.33E-046.90E-044.10E-042.50E-04史1031-12.851.65E-048.20E-034.06E-031.83E-031.71E-03史1031-44.052.72E-041.49E-028.50E-035.59E-031.40E-03史1032-42.321.95E-041.70E-029.60E-036.00E-032.10E-03史1012-1010.21.11E-041.20E-037.63E-043.50E-042.30E-04实验得到了不同空气渗透率的样品在5种含水饱和度下的油水两相最小启动压力梯度值。2.1.3非达西渗流，存在启动压力建立油水两相渗流在不同含水饱和度下的最小启动压力梯度与样品空气渗透率关系曲线。①不同含水饱和度的两相最小启动压力梯度与空气渗透率呈幂函数关系。2.1.3非达西渗流，存在启动压力油水两相渗流在不同含水饱和度下的最小启动压力梯度与样品空气渗透率关系。②最小启动压力梯度随含水饱和度的增加而逐渐减小。2.1.3非达西渗流，存在启动压力油水两相渗流在不同含水饱和度下的最小启动压力梯度与样品空气渗透率关系。③单相启动压力梯度明显小于两相启动压力梯度。2.1.3非达西渗流，存在启动压力空气渗透率10-3µm2流体粘度mPa.s井距m最小启动压力MPa单相101.153003.1两相(50%))101.1530024.52.1.3非达西渗流，存在启动压力油水两相启动压力梯度包含两个部分。一部分由于流体与孔隙介质表面作用产生的粘滞阻力，另一部分由两种流体间的相互作用产生的毛管阻力。流体粘度渗流速度界面张力2.1.3非达西渗流，存在启动压力低渗透油藏普遍存在应力敏感性，且渗透率越低压力敏感性越强。发现了特低渗透油藏具有压力敏感特征渗透率与应力敏感系数关系渗透率随有效上覆压力变化曲线Ki=4.3×10-3μm2渗透率随有效上覆压力变化曲线Ki=0.35×10-3μm2

2.1.4压力敏感性导致渗透率下降27010203040506070802201801401006020静围压力（MPa）裂缝开度（微米）西13井，长8，2128.31m，单偏光x100。层间缝。西44-6-87-221-4裂缝岩心渗透率与有效上覆应力关系图含微裂缝储层与无裂缝储相比，应力敏感性更强，在开发过程中更应重视防止由于地层压力降低而造成的压敏伤害。裂缝开度与静围压的关系曲线2.1.4压力敏感性导致渗透率下降2.2开发过程对注水的影响2.2.1水驱油过程的压力变化曲线2.2.2含水饱和度对启动压力的影响2.2.1水驱油过程的压力变化曲线低渗油藏水驱油过程中注入水从油井突破前水驱压差逐步上升，且水驱残余油阶段水的相对渗透率一般小于0.3。因此在基质渗透率低和残余油的共同作用下，储层吸水能力的70%被抑制。图2-1B665-1岩心水驱压力压力变化曲线图2-2B665-2岩心相对渗透率曲线图5-1B665-2-3岩心水驱压力压力变化曲线2.2.1水驱油过程的压力变化曲线2.2.2含水饱和度对启动压力的影响2.2.2含水饱和度对启动压力的影响2.3外来伤害对注水的影响2.3.1水中含油的伤害2.3.2水中机械杂质的伤害2.3.3水中细菌的伤害2.3.4粘土膨胀伤害2.3.5结垢伤害2.3.1水中含油的伤害注入100PV含油污水后岩心渗透率下降情况。注入400PV不同含油量污水后岩心渗透率下降百分数2.3.1水中含油的伤害R1R2液流方向假定完全水湿。油田油水之间界面张力为18.lmN/m；喉道半径2×10-5m，R2=2×10-4m；油滴的长度为径4×10-4m；产生的阻力可由公式计算出。2.3.1水中含油的伤害

毛管阻力由下式计算：油水井距250m，油水井间压差20MPa；计算实际油藏的平均驱替压差为：

毛管阻力与油藏平均驱替压差之比为：即一个液滴产生的附加阻力是平均驱替压力的55.9倍

2.3.1水中含油的伤害2.3.2水中机械杂质的伤害用B665天然岩心测定了固相颗粒含量为9.6mg/L时注入水对岩心渗透率的影响。图2-3说明，注入水中固相微粒对天然岩心有明显的堵塞作用，注入孔隙体积倍数为400PV时，岩心的伤害率分别为22.8%。用渗透率为3.12×10-3μm2的人造岩心测定了不同细菌含量、注入400PV时岩心渗透率下降百分数。随着细菌含量的增加岩心渗透率下降百分数直线上升。由于滨南油田注入水中细菌含量小于103，因此对储层渗透率不会造成严重伤害。2.3.3水中细菌的伤害402.3.4粘土膨胀伤害油田、油层、地层低渗透油层的矿物成分（据19个油田，25个油层组，17135个样品）/%克拉玛依下乌禾组，火烧山平地泉组，丘陵、墡善三间房、西山窑组/%安塞长61油层、大港枣园、孔二段油层、马西深层板11+111组、高尚堡沙三/%大庆朝阳沟、新民油田，扶余油层，榆树林扶杨油层，新立姚一段：牛庄，渤南沙三油层/%马岭延10，奈斯库勒，老君庙M层，文留沙三种/%粘土8.918.447.099.9710.22碳酸盐5.085.223.815.515.58硫酸盐0.530.190.290.121.39硅质——0.870.36—沸石2.084.841.39—0.11其他————胶结物总量16.618.9613.4515.9617.30样品数量171356274341027624689我国低渗透油层砂岩矿物成分对比表41蒙脱石扫描电镜照片2.3.4粘土膨胀伤害发丝状伊利石2.3.4粘土膨胀伤害卷片状伊利石卷片状伊利石2.3.4粘土膨胀伤害叠片状高岭石叠片状高岭石2.3.4粘土膨胀伤害绿泥石绿泥石2.3.4粘土膨胀伤害伊利石与伊蒙混层伊蒙混层2.3.4粘土膨胀伤害图1孔隙充填式图2孔壁衬贴式

照3连接搭桥式照4表层复盖式照5颗粒包裹式照6分散附着式粘土在孔隙内存在三种产状，表面附着形态三种产状。高岭石镜下蠕虫状或书页状，孔隙充填式；伊/蒙混层主要孔壁衬贴式；伊利石呈丝缕状连接搭桥式为主。2.3.4粘土膨胀伤害2.3.4粘土膨胀伤害不同水对临盘S-3-1（0.3mD2710-2718m）岩心注水压力影响2.3.5结垢伤害3低渗油田降压增注理论与方法3.1注入水精细处理---打好基础3.2储层改造---创造条件3.3界面改性---长治久安3.1注入水精细处理注入层平均空气渗透率/<100100~60010-3×μm2标准分级A1A2A3B1B2B3控制指标悬浮固体质量浓度(mg/l)<1.0<2.0<3.0<3.0<4.0<5.0悬浮物颗粒直径中值/μm<1.0<1.5<2.0<2.0<2.5<3.0含油量/(mg.1-1)<5.0<6.0<8.0<8.0<10.0<15.0平均腐蚀率/(mg.a-1)<0.076点腐蚀A1、B1级：试片各面都无点腐蚀A2、B2级：试片有轻微点腐蚀A3、B3级：试片有明显点腐蚀SRB含量/（个/毫升）0<10<250<10<25TGB含量/（个/毫升）<102<103碎屑岩油藏注水水质推荐标准（SY/T5329-94）

3.1注入水精细处理用于低渗油藏回注的污水处理工艺基本上采用“三段常规”/“改进三段”处理（前端处理）+“精细过滤”流程。主要区别在于根据油水的性质区别以及油藏对水质的要求不同来选用“三段”处理方式（前端处理）和精细过滤工艺。3.1注入水精细处理“三段”流程中主要设备理论性能参数表设备名称主要性能来水指标除油率SS去除率过滤精度（μm）处理后水质指标备注自然除油罐缓冲调储，稳

定水质、水

量，除去污

水中的浮油。含油≤500~1000mg/L;SS≤200mg/L≥90%（浮油）≥40%≥100含油≤200mg/L;SS≤100mg/L浮油大约占悬浮杂质的25%~50%。如果来水中含有过高，则需要两级自然除油。絮凝沉降罐除去分散油、乳化油、粉质和悬浮物等。含油≤200mg/L;SS≤100mg/L≥90%≥90%≥10含油≤50mg/L;SS≤50mg/L化学絮凝有利于小于10μm油珠及悬浮物除去。核桃壳过滤器等除去来水中微量油和悬浮物含油≤50mg/L;SS≤50mg/L≥80~90%≥80%

含油≤10mg/L;SS≤10mg/L该类设备很多，均用于初滤处理；另外还有双滤料过滤器，其过滤粒径可以≤3μm3.1注入水精细处理多功能核桃壳+两级纤维球精细处理模式井口沉降罐出口絮凝罐出口初滤出口精滤（一级）出口精滤（二级）出口分水器出口标准除油罐出口3.1注入水精细处理井口沉降罐出口絮凝罐出口初滤出口精滤（一级）出口精滤（二级）出口分水器出口标准除油罐出口3.1注入水精细处理三级纤维球精细处理模式井口沉降罐出口精滤（一级）出口精滤（二级）出口分水器出口标准除油罐出口精滤（三级）出口3.1注入水精细处理井口沉降罐出口精滤（一级）出口精滤（二级）出口分水器出口标准除油罐出口精滤（三级）出口3.1注入水精细处理设备名称来水指标过滤精度（μm）处理后水质指标备注双滤料过滤器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤3含油≤5mg/L;SS≤2mg/L该类设备在二十世纪八、九十年代广泛使用。但滤料再生能力较差，过滤精度偏低。纤维球（改性纤维球）过滤器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤2含油≤5mg/L;SS≤2mg/L目前大庆、吐哈、长庆、大港、新疆等多家油田应用。滤速及再生能力得到较大提高。压紧式改性纤维系列过滤器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤1.5含油≤3mg/L;SS≤1.5mg/L目前在长庆、冀东、江汉等油田应用。反洗和再生能力进一步改善，过滤精度高。PE、PEC烧结管过滤器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤1~6含油≤8~3mg/L;SS≤5~2mg/L该类设备在长庆等油田应用。根据滤管数和毛细孔孔径确定过滤精度，再生能力差。无机陶瓷膜超滤器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤0.9含油≤2mg/L;SS≤1mg/L该类设备流程复杂，维护成本高，目前还未在油田推广应用。纤维素预膜过滤器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤0.3含油≤1mg/L;SS≤1mg/L该类设备结污能力强，但清洗再生困难，工业化应用成本高。现主要在国外油田应用。金属膜过滤器含油≤10mg/L;SS≤10mg/L≤1含油≤3mg/L;SS≤1mg/L该类设备抗油污能力强，滤膜清洗再生简单，但其对进入过滤器的水质要求较高。目前在纯梁油田应用良好。精细过滤主要设备理论性能参数表3.1注入水精细处理3.1注入水精细处理---PTFE膜处理技术优点（1）抗原油污染能力强，反洗效率高；（2）能定期自动排放杂质，延长装置的使用寿命;（3）生产处理量增大。来水要求出液水质压力MPa含油mg/L机杂Mg/L含油mg/L机杂Mg/L粒度中值um≥0.2≤100≤10≤1.0≤1.0≤1.0热采油田的锅炉用水、低渗油田污水回注，对水质有较高的要求，需要对污水进行精细处理。3.1注入水精细处理---PTFE膜处理技术PTFE荷电膜含油污水精细过滤器200m3/d水质达A1级3.1注入水精细处理---PTFE膜处理技术63工业现场含油污水处理装置PTFE含油污水处理装置4000m3/d水质A1～A2级加拿大Weyburn油田Ralph联合站PTFE荷电膜含油污水处理装置200m3/d工业现场含油污水处理装置3.2储层改造技术（1）水平井酸洗投产技术（2）酸化投产技术（3）压裂投产技术（4）酸化压裂投产技术我国水平井一般采用割缝衬管完井。采用割缝衬管完井时井壁泥饼和近井泥浆污染通常需酸洗解除。经过对近200口不同类型油藏酸洗投产水平井的分析研究，完善了酸液设计原则：

（1）有好的缓速和降滤失作用--实现均匀酸化；（2）对油泥分散能力强、溶蚀量大--确保清除彻底；（3）对固相微粒有较好的携带作用--避免二次污染。

二个优异的水平井酸洗用酸液体系:

3.2储层改造技术3.2.1水平井酸洗投产技术67（1）泡沫酸体系

酸洗措施井号洗井液量（m3）返出量（m3）漏失量（m3）漏失比例（％）常规酸洗井G104-5P3760060100G104-5P381800180100G104-5P392105016076.2暂堵酸洗井G104-5CP22120932722.5G104-5P431601322817.5G104-5P461501232718G104-5P471401192115G104-5P5246.8046.8100泡沫酸洗井G104-5P101345320257.2G104-5P100327302257.6G104-5P96298270289.3G104-5P102305290155漏失比例显著降低，排出液携带出大量泥沙。酸洗返排情况68（2）强穿透多氢酸强穿透多氢酸对油泥球分散能力强，和常规土酸相比，酸洗后平均单井日产提高65%。PES穿透剂用量：0.0%0.5%1.0%3.0%5.0%10%HCl浸泡180min后693.2.2酸化投产技术3.2储层改造技术和中高渗透油层相比，低渗储层酸化必须强化三点要求：（1）低二次伤害（2）强深穿透能力（3）有异的助排能力3.2.3压裂投产技术3.2储层改造技术压裂液的发展逐渐由低伤害向保护油气层方向发展。聚合物类水基压裂液水基泡沫压裂液水基清洁压裂液油基清洁压裂液油基泡沫压裂液3.2.4酸化压裂投产技术（1）应用范围由灰岩发展到致密砂岩；（2）由酸蚀蚯蚓洞导流为主发展到酸蚀蚯蚓洞与支撑裂缝共存；（3）酸液由高分子稠化发展到表面活性剂稠化；（4）酸液由单纯盐酸向复合酸方向发展。3.2储层改造技术3.3界面改性技术界面改性技术是最大限度发挥和保持低渗储层注水能力的技术，该技术主要机理为：（1）降低残余油饱和度机理（2）润湿改变机理（3）界面流体滑移效应（4）压缩边界层机理3.3.1界面改性增注机理（1）降低残余油饱和度机理3.3.1界面改性增注机理（1）降低残余油饱和度机理（2）润湿改变机理3.3.1界面改性增注机理3.3.1界面改性增注机理（2）润湿改变机理3.3.1界面改性增注机理（3）界面流体滑移效应Choi等认为压差增大会抑制气泡在固体表面的成核，使气层厚度变薄，滑移长度减小；而速度梯度增大，会使气泡成核率增加，从而使滑移长度增加。3.3.1界面改性增注机理1978年，Wolfram提出要使液体在固体表面开始运动，必须克服三相接触线的临界线张力。其中，σFC为临界线张力，N/m；

θq、θh分别为前进角和后退角；

σvl为气液表面张力，N/m。（3）界面流体滑移效应79ρ-密度；C-分子间长程吸引作用系数；D（qll）为流体的集体扩散系数;Sl(qlI)是流体在Z方向上的结构因子；qll是平行于表面的平面向量.

液体在固体表面的接触角越大，滑移长度越大。若接触角接近180o，滑移为完全滑移。3.3.1界面改性增注机理（3）界面流体滑移效应3.3.1界面改性增注机理在实际低渗透油藏中，由于孔隙半径和边界层厚度几乎在同一数量级上或甚至更小，再加上多孔介质以及黏土的影响，固-液边界层的影响会大大加强，流体流动的阻力除了黏滞力，还有固-液界面的分子作用力，使得流动产生了非常复杂的综合现象，从而影响了地层流体在低渗透油藏多孔介质中的渗流特性。（4）压缩边界层机理亲水储层边界层为紧密有序排列的水分子，这些水分子既有自由水分子，又有与离子结合的水分子。界面润湿性反转、界面竞争吸附等均可破坏边界层。3.3.1界面改性增注机理（4）压缩边界层机理3.3.2界面改性增注技术（1）表面活性剂增注技术最理想的表面活性剂增注体系是微乳。石油磺酸盐增注压力变化曲线微乳增注压力变化曲线83（2）润湿调节剂增注技术3.3.2界面改性增注技术（3）纳米颗粒增注技术3.3.2界面改性增注技术纳米减阻技术(也称为纳米降压增注技术)是一种新兴的物理法降压增注技术。2000年，中国石油化工股份有限公司从俄罗斯引进了纳米减阻技术，在12口高压注水井中进行了试验，有效率为75%，最大降幅达9MPa，最大日增注量达101m3，降压/增注效果显著。4低渗油田改善水驱效果的技术4.1近井增注-远井调剖技术4.2深部调驱技术4.3水气交替注入技术4.1近井增注-远井调剖技术

针对高温低渗透油藏“水井注不进”、“油井采不出”、“油层水驱效率低”等难题，经过多年攻关，开发了酸系、铝系、铁系和硅系具有增注作用的调剖剂（ZL200410023489.0），成为改善低渗透油藏水驱效果的关键技术之一。87该技术在渤南油田五区（地层温度132℃、渗透率为5×10-3μm2）进行了两轮示范应用，累计调驱18井次、油井解堵17井次。示范区净增原油23050吨，提高采收率1.75%，增产吨油措施成本436元。4.1近井增注-远井调剖技术

884.2深部调驱技术近年来西方大石油公司的水驱采收率已接近50%，深部调驱技术是核心技术之一。目前我国已研究形成了适合不同类型油藏的深部调驱技术。弱凝胶深部调驱技术泡沫深部调驱技术阳离子微球-聚合物复合调驱技术活性树脂溶胶深部调驱技术活性高分子溶胶深部调驱技术聚合物微球深部调驱技术中低温、高渗、中低矿化度高中低温、中低渗、高中低矿化度中低温、中高渗、中低矿化度中低温、中渗、中低矿化度高中低温、中低渗、高中低矿化度高中低温、中低渗、高中低矿化度

深部调驱技术

使用条件提高洗油效率起泡剂降低油水界